《1000mw机组运行规程》由会员上传分享，免费在线阅读，更多相关内容在行业资料-天天文库。
Q/101-105.13-2008QB邹县发电厂企业标准Q/101-105.13-20081000MW机组集控运行规程2008-02-01实施2008-02-01发布邹县发电厂发布Q/101-105.13-2008 Q/101-105.13-2008前言本规程是根据中华人民共和国国家标准GB/T1.1-2000《标准化工作导则》第1部分：《标准的结构和编写规则》，结合本厂的具体情况编写的。编写要求和表述方法与GB/T1.1—2000完全一致。本规程适用于邹县发电厂1000MW机组的运行工作。本规程引用部颁《电力工业技术管理法规》、部颁《电业安全工作规程》、设备制造厂使用说明书、西北电力设计院设计技术资料。附录Ａ～W都是本规程的规范性附录。本规程于2008年2月1日发布实施。本规程由厂标准化委员会提出。本规程由运行部归口。本规程由运行部负责编写。本规程编写：本规程审核：本规程审定：本规程审批：本规程由运行部负责解释。 Q/101-105.13-2008目次第一章机组设备概况11机组设计概况11.1机组总体设计11.2机组主要设计指标32锅炉设备概况32.1锅炉总体概况32.2锅炉主要设计规范32.3锅炉本体主要部件性能参数32.4锅炉热力性能计算数据表112.5燃料特性202.6锅炉循环泵系统222.7吸风机232.8送风机242.9一次风机262.10磨煤机292.11给煤机302.12原煤仓302.13密封风机302.14空预器312.15火检风机322.16大气式疏水扩容器322.17冷凝水箱及疏水泵332.18二次风暖风器、疏水箱342.19二次风暖风器疏水泵主要技术参数342.20吹灰器352.21炉膛烟温探针363汽轮机设备概况373.1汽轮机本体主要技术规范373.2主要蒸汽参数373.3各级抽汽参数383.4旁路系统参数.393.5汽轮发电机组轴系临界转速403.6主机润滑油系统403.7主机EHG油系统423.8汽动给水泵组433.9电动给水泵组453.10高压加热器463.11低压加热器473.12除氧器493.13轴封系统503.14凝结水系统513.15机械真空泵5255 Q/101-105.13-20083.16发电机定子冷却水系统533.17发电机密封油系统543.18开式冷却水系统563.19闭式冷却水系统563.20循环水系统573.21综合水泵房设备593.22雨水泵房设备594电气设备概况604.1发变组设备规范604.2变压器设备规范634.3配电装置设备规范644.4UPS系统设备规范674.5直流装置674.6柴油发电机组69第二章机组辅助设备启停701通则702空预器的启动、停用713吸风机的启动、停用744送风机的启动、停用765一次风机的启动、停用786火检风机启动、停用807密封风机启动、停用808炉前燃油系统投停819油枪投停8210制粉系统启停8411锅炉循环泵系统启停8812冷凝水箱疏水泵启停9013锅炉吹灰操作9114暖风器投停9315循环水系统投停9416开式冷却水系统投停9717闭式冷却水系统投停9818凝结水系统投停9919除氧器投停10120电动给水泵启停10221汽动给水泵组启停10422加热器投停10723主机轴封系统投停10924真空系统投停11025主机润滑油系统投停11126主机冷油器投停11327EHG油系统投停11428消防系统投停11629发电机密封油系统投停11830发电机氢冷系统投停11931发电机定子冷却水系统投停12455 Q/101-105.13-200832油净化装置投停12533变压器投停12634变压器有载调压装置和分接头的调整12735变压器冷却装置投停12836直流系统投停13037UPS投停13238柴油发电机启停13639配电装置刀闸闭锁13840厂用电系统操作13941发电机封闭母线微正压装置142第三章机组启停1441机组启动前准备1442机组禁止启动条件1453机组状态规定1464启动前的试验规定1475冷态启动1485.1系统投入1485.2低压管路清洗1485.3炉前高压管路清洗1485.4除氧器加热制水1485.5锅炉上水1495.6锅炉冷态清洗1495.7锅炉风烟系统投入1505.8燃油泄漏试验1515.9炉膛吹扫1525.10高压缸投预暖1525.11旁路系统投入1545.12锅炉点火1545.13发变组恢复冷备用（以＃7机为例）1565.14热态清洗1565.15锅炉升温、升压1575.16高压主汽门、调门室预暖1575.17汽轮机冲转1575.18发电机并列初负荷暖机1605.19机组升负荷至25％额定负荷1615.20锅炉由湿态转干态1635.21升温、升压、升至额定负荷1635.22机组启动过程中的注意事项1636温态、热态启动1667机组停运1687.1正常停运前的准备1687.2机组减负荷1687.3发电机解列1697.4汽轮机停机1707.5锅炉熄火17055 Q/101-105.13-20087.6机组停运后操作1707.7正常停运的注意事项1727.8停炉后的保养1737.9冬季机组停运的防冻174第四章机组运行维护1761运行维护内容1762运行调整1812.1运行调整的目的和任务1812.2汽温的调整1822.3负荷的调整1822.4燃烧的调整1833机组运行方式1843.1机组控制1843.2机组保护、联锁运行方式1863.3制粉系统运行方式1863.4冷却水系统运行方式1863.5辅汽系统运行方式1873.6发电机密封油系统运行方式1873.7氢气系统运行方式1873.8发电机碳刷运行规定1883.9励磁系统运行方式1893.10变压器运行方式1913.11瓦斯保护运行方式1943.12交流系统的运行方式1943.13电动机运行方式1983.14直流系统运行方式2003.15UPS运行方式2013.16发电机运行方式2033.17配电装置运行方式2033.18旁路系统运行方式2094正常运行参数监视2094.1锅炉正常运行主要参数限额2094.2锅炉主要辅机运行参数限额2104.3汽轮机运行参数限额2144.4给水泵组运行参数限额2164.5高低加、除氧器运行参数限额2204.6发电机氢、油、水系统运行参数限额2204.7汽机疏水联锁2214.8汽机其它运行参数限额2224.9发、变电系统运行参数限额2264.10高频充电模块保护及报警功能2275设备定期工作2275.1正常运行定期工作2275.2设备检修前后工作232第五章机组联锁保护及试验23455 Q/101-105.13-20081.1锅炉联锁保护2341.2汽机联锁保护2481.3继电保护及自动装置2571.3.1一般要求及规定2571.3.2厂用系统继电保护2591.3.3高备变装有下列保护配置2611.3.4柴油发电机组保护设置2621.3.5发变组保护2631.3.6SID-2CM型自动同期装置2711.3.7故障录波装置2721.3.8厂用电微机监测管理系统（ECS）2731.3.9厂用电切换装置2761.3.10400VPC母线备用电源自投装置2791.3.11双电源自动切换装置2802机组试验原则2833机组试验2853.1电动门、风门、调节门及挡板试验2853.2辅机联锁试验2854锅炉典型试验2864.1锅炉水压试验2864.2锅炉安全阀校验2905汽轮机典型试验2915.1汽轮机高中压主汽门、调节汽门活动试验2915.2汽机主跳闸电磁阀动作试验2935.3喷油跳闸试验2945.4汽机后备超速保护（BUG）回路试验2945.5汽机后备超速保护试验2945.6汽机抽汽逆止门活动试验2955.7汽机功率负荷不平衡继电器（PLU）回路试验2955.8TOPEOP和MSP低油压试验2955.9机组定速后试验2965.10主汽门、调门严密性试验2965.11汽机真空严密性试验2965.12注油升速试验2975.13汽机超速试验2976发电机大修后典型试验2996.1在不同转速下测量发电机转子绕组交流阻抗及功率损耗2996.2发变组短路特性试验（根据需要进行）2996.3发电机空载特性试验2996.4测轴电压和残压2996.5假并试验（以#7机组为例）3006.6主厂房10kV厂用电切换试验300第六章机组事故处理3011事故处理原则3012事故停机及停炉30155 Q/101-105.13-20083厂用电全部失去3044仪用压缩空气失去3055RUNBACK3066给水流量突降或中断3077高加解列3088空预器故障3089吸风机故障跳闸30910送风机故障跳闸31011一次风机故障跳闸31112吸、送风机、一次风机喘振31213锅炉受热面泄漏31314锅炉尾部烟道二次燃烧31315汽压异常变化31416主蒸汽温度异常31517再热蒸汽温度异常31518制粉系统故障31619锅炉循环泵事故处理31920DCS故障的紧急处理措施32121汽轮机水冲击32222循环水泵故障32323闭式冷却水系统事故处理32524凝结水系统事故处理32725氢气系统异常和事故处理32726定子冷却水系统故障32927EHG油系统故障33028主机润滑油系统故障33129密封油系统异常和事故处理33230汽机叶片断落33431主机轴向位移异常33532汽机轴承温度高33533机组负荷晃动33634机组甩负荷33735凝汽器真空下降33736机组振动大33937辅助设备故障33938汽泵反转34139周波不正常34140电动机故障34141厂用电系统故障34342直流系统故障34643发电机异常运行及事故处理34844励磁系统故障35545变压器故障36046配电装置故障36347汽轮机跳闸后主汽门或调门卡涩36748火灾36755 Q/101-105.13-200849防止电力生产重大事故措施36850防止发电机损坏事故.................................................................37951防止电气误操作措施…………………………………………………………………………………38052保厂用电措施..............................................................................................................................................383附录A锅炉性能曲线....................................................................................................................................3851.锅炉效率曲线3852.过热蒸汽和再热蒸汽温度曲线3863.过热蒸汽和再热蒸汽减温水流量曲线3874.平行烟气调节挡板调节再热汽温性能曲线3885.省煤器进口至过热器出口的压降曲线3896.再热器进口至再热器出口的压降曲线390附录B锅炉启动曲线3911.锅炉冷态启动曲线3912.锅炉温态启动曲线3923.锅炉热态启动曲线3934.锅炉极热态启动曲线3945.相应压力下饱和温度表395附录C汽轮机启动曲线（冷态启动：长期停机）396附录D汽轮机启动曲线（冷态启动：停机72小时）397附录E汽轮机启动曲线（温态启动：停机32小时）398附录F汽轮机启动曲线（热态启动：停机8小时）399附录G汽轮机启动曲线（极热态启动：停机1小时）400附录H汽轮机正常停机曲线401附录I高压转子寿命曲线402附录J中压转子寿命曲线403附录K主汽阀阀壳内外壁允许温差404附录L汽轮机调节阀阀壳内外壁允许温差405附录M中压进汽室及高压调节级缸体内外壁允许温差406附录N主蒸汽温度允许值407附录O高压缸预暖程序408附录P高压缸预暖闷缸时间曲线409附录Q机组惰走曲线410附录R给水泵流量曲线410附录S发电机容量曲线413附录T发电机V型曲线414附录U发电机饱和及同步电抗曲线415附录V发电机定子线圈出水温度测点与铁芯对应关系416附录W发电机定子线圈温度测点与铁芯、线圈对应关系41755 Q/101-105.13-20081000MW机组集控运行规程第一章机组设备概况1机组设计概况1.1机组总体设计邹县电厂四期工程两台1000MW燃煤汽轮发电机组，电力通过500kV输电线路送入山东电网。主要设备为：锅炉由东方锅炉（集团）股份有限公司、BHK、BHDB制造,汽轮机由东方汽轮机厂、日立公司制造，发电机由东方电机股份有限公司、日立公司制造。锅炉为高效超超临界参数变压直流炉，采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。设计煤种，校核煤种：兖矿煤和济北煤矿的混煤。制粉系统采用正压直吹式，设有两台50%容量的动叶可调轴流式一次风机提供一次热、冷风输送煤粉。采用两台静叶可调吸风机和两台动叶可调送风机。喷燃器共48只，采用油枪与煤粉燃烧器一体的旋流筒体式结构，分三层前后墙对冲布置。每台锅炉配有6台双进双出、单电机驱动钢球磨。锅炉蒸汽温度调节方式为：过热蒸汽采用燃料/给水比和两级喷水减温；再热蒸汽利用锅炉尾部烟道出口烟气挡板来调整汽温，且在低温再热器至高温再热器间连接管道上设有事故喷水以备紧急事故工况、扰动工况或其它非稳定工况时投用。锅炉装有吹灰器共138只，以保持各受热面的清洁。吹灰器能实现远程操作。锅炉带基本负荷并参与调峰，且能满足锅炉RB、50%和100%甩负荷试验的要求。点火及助燃燃用#0轻柴油，锅炉在燃用设计煤种时，不投油最低稳燃负荷不大于锅炉的30%B-MCR，并在最低稳燃负荷及以上范围内满足自动化投入率100%的要求。本工程设有烟气脱硫系统。在锅炉尾部烟道（位于省煤器出口和空气预热器的入口之间）上还设有脱硝装置的安装布置条件。脱硝装置按采用氨触媒法方案考虑预留。在B-MCR工况下，脱硝效率大于75%，即锅炉出口的NOx排放量小于75mg/Nm3(O2=6%)。汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴四缸四排汽、凝汽式，设计额定功率为1000MW，最大连续出力1044.1MW。汽机中、低压缸均为双流反向布置。通流级数45级：高压缸为一个双列调节级，8个压力级；中压缸为2×6个压力级；低压缸为2×2×6个压力级。55 Q/101-105.13-2008机组轴系由汽轮机高压转子、中压转子、低压转子（A）、低压转子（B）及发电机转子所组成，各转子均为整体转子，无中心孔，各转子间用刚性联轴器连接。汽轮发电机组轴系中#1、2、3、4轴承采用可倾瓦式轴承，可倾瓦轴承采用6瓦块结构，对称布置。#5～10轴承采用椭圆形轴承。椭圆轴承为单侧进油，上瓦开槽结构。轴承合金结合面采用燕尾槽结构。各轴承上瓦的X、Y向装有轴振测量装置，下瓦装有测温元件。推力轴承位于高压缸和中压缸之间的#2轴承座，采用倾斜平面式双推力盘结构。机组共设有三个死点，分别位于中压缸和低压（A）缸之间的中间轴承箱下及低压缸（A）和低压缸（B）的中心线附近，死点处的横键限制汽缸的轴向位移，同时，在前、中轴承箱及两个低压缸的纵向中心线前后设有纵向键，它引导汽缸沿轴向自由膨胀而限制横向跑偏。锅炉给水系统配置有2台50%BMCR容量的汽动变速给水泵，一台25%BMCR容量的变速电动给水泵作为备用。小机设计有高低压两路汽源，自动切换，其中高压汽源为冷再蒸汽，低压汽源为四段抽汽，厂用辅汽作为启动和调试汽源，小机排汽至主机凝汽器。凝汽器设计为双壳体、双背压、单流程，可在机组最大出力、循环冷却水温33℃，背压不大于4.5/5.7kPa工况下长期运行。循环水系统为闭式循环，水源为城市中水(一、二期深井水及三期深井水、地表水作为备用水源)。主机控制油系统采用高压抗燃油，与润滑油系统完全分开。机组设计为高压缸启动方式。旁路系统采用一级启动旁路，容量为25%B-MCR，只能满足机组启动需要，不具备保护功能。发电机为隐极式、两极、三相同步交流发电机。发电机采用水/氢/氢冷却方式，定子绕组为直接水冷，定、转子铁芯及转子绕组为氢气冷却。密封油系统采用单流环式密封瓦。励磁系统为静止自并励励磁方式，励磁电源直接取自发电机出口，设有分相式励磁变，启励电源取自本机汽机MCC段。主变采用分相式，其出口通过3/2接线接入500kV系统。#7、8机共用两台高备变以提供备用动力电源，各有一台柴油发电机组作为备用保安电源。发变组保护采用ABB公司生产的微机保护，每套保护均设双CPU，整个发变组保护为双套配置。四期两台1000MW机组，采用炉、机、电、网集中布置控制方式，两台机组合设一个集中控制室,电子设备间与集中控制室集中布置。各外围辅助系统也采用集中控制的策略，将污水处理系统、弱酸处理及综合水泵房控制系统设置水集中控制点，制氢站与化学制水系统则在原来三期基础上进行改造扩建，吹灰系统、循环水系统、汽水取样、凝结水精处理和加药系统纳入机组DCS控制，同时在就地设置凝结水处理监控站，并可实现就地和集控之间的操作权切换。DCS控制系统采用艾默生（EMERSON）过程控制有限公司基于WINDOWSXP的OVATION系统。两台单元机组的控制分别由两套DCS55 Q/101-105.13-2008实现，两台机组公用部分凝结水精处理再生系统、仪用/厂用空压机系统、电气公用厂用电系统等连接在#7机组内，通过通讯的方式与#8机组进行信息传输,可通过#7、#8机组进行操作。DCS系统从功能上主要包括DAS、SCS、MCS、CCS、FSSS等系统。汽轮机DEH控制系统采用日立公司的HIACS-5000M，该系统除了进行汽轮机的自启动、应力、转速控制以及在线试验等功能外，还实现与ETS的通讯，并可以在DEH系统对ETS逻辑进行修改。给水泵汽轮机电液控制系统（MEH）采用西门子W505系统进行控制，其TSI监视系统采用与主汽轮机相同的本特利3500产品，同时还配置有给水泵汽轮机超速监控装置。对于机组中的胶球清洗、空预器间隙等程控系统采用PLC控制。1.2机组主要设计指标1.2.1汽轮机在热耗率验收(THA)工况的热耗率值：7354kj/kW.h1.2.2锅炉在额定蒸发量时的热效率：93.8%(设计煤种)1.2.3管道效率：98%（估计值）1.2.4机组绝对效率：48.95%1.2.5发电厂热效率：45%1.2.6发电标准煤耗率：272.9g/kW.h2锅炉设备概况2.1锅炉总体概况锅炉型号：DG3000/26.15-Ⅱ1型锅炉锅炉型式：锅炉为高效超超临界参数变压直流炉，采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。制粉系统：正压直吹式，配6台双进双出钢球磨。制造厂家：东方锅炉（集团）股份有限公司。2.2锅炉主要设计规范最大连续蒸发量时锅炉主要参数：锅炉蒸发量为3033t/h；过热器出口蒸汽压力为26.25MPa(a)；过热器出口蒸汽温度为605℃；再热蒸汽流量为2469.7t/h；再热器进口蒸汽压力为5.1MPa(a)；再热器出口蒸汽压力为4.9MPa(a)；再热器进口蒸汽温度为354.2℃；再热器出口蒸汽温度为603℃；省煤器进口给水温度为302.4℃。额定蒸发量时锅炉主要参数：锅炉蒸发量为2888.5t/h；过热器出口蒸汽压力为26.11MPa(a)；过热器出口蒸汽温度为605℃；再热蒸汽流量为2347.1t/h；再热器进口蒸汽压力为4.841MPa(a)；再热器出口蒸汽压力为4.641MPa(a)；再热器进口蒸汽温度为347.855 Q/101-105.13-2008℃；再热器出口蒸汽温度为603℃；省煤器进口给水温度为298.5℃。2.3锅炉本体主要部件性能参数名称相关参数1启动分离器1.1数量2个1.2外径×壁厚Φ1064×122mm1.3总高度4.765m1.4水容积每个分离器2m31.5水进口数量/外径×壁厚2×6个/298.5×53mm1.6疏水出口数量/外径×壁厚2×1个/660.4×109mm1.7蒸汽出口数量/外径×壁厚2×1个/482.6×80mm1.8材质SA-336F122储水罐2.1数量1个2.2外径×壁厚Φ1104×127mm2.3总高度24.12m2.4正常运行水位线标高49500mm2.5水容积12.5m32.6材质SA-336F122.7锅炉水容积水冷壁90.8m3、过热器278m3；再热器系统518.7m33炉膛3.1炉膛尺寸（H×W×D）64000×33973.4×15558.4mm3.2顶板支撑面标高84400mm3.3冷灰斗角度55°3.4除渣口喉口宽度1.2897m4下水连接管4.1根数2根（两侧墙各1根）4.2管径×壁厚Φ406.4×62mm4.3材质SA－106C5下水连接管分配集箱55 Q/101-105.13-20085.1数量2个（左右侧各一个）5.2管径×壁厚Φ457.2×88mm5.3材质SA－106C6螺旋水冷壁入口集箱6.1数量2个（前后侧各一个）6.2管径×壁厚Φ190.7×42mm6.3材质SA－106C7炉膛下部水冷壁7.1形式螺旋盘绕膜式管圈、六头、上升角60º、内螺纹管7.2根数778根7.3管径×壁厚/倾角Φ38.1×7.5mm/23.578º7.4材质SA-213T2，双面坡口膜式式扁钢厚6.4mm/15CrMo7.5螺旋水冷壁出口集箱Φ190.7×47mm/SA-335P127.6前墙螺旋水冷壁出口连接管10根/Φ141.3×26mm/2根/Φ114.3×21mm/SA-335P127.7侧墙螺旋水冷壁出口连接管10根/Φ127×23mm/SA-335P127.8后墙螺旋水冷壁出口连接管10根/Φ127×23mm/2根/Φ101.6×18mm/SA-335P128过渡段水冷壁8.1过渡段水冷壁混合联箱2个/Φ558.8×130mm/SA-335P128.2过渡段水冷壁侧墙、前墙内螺纹管Φ38.1×7.5mm/SA-213T2，垂直管Φ31.8×7.5mm/SA-213T128.3过渡段水冷壁后墙内螺纹管Φ38.1×7.5mm/SA-213T12，垂直管Φ31.8×6.4mm/SA-213T129炉膛上部水冷壁9.1形式垂直上升膜式管屏9.2管子根数前墙536根、侧墙2×244根、凝渣管66根、后墙折焰角及水平烟道底部共534根、水平烟道侧墙前2×43根9.3前墙垂直水冷壁进口连接管10根/Φ127×23mm、2根/Φ101.6×18mm/20根/Φ101.6×18mm/SA-335P129.4侧墙垂直水冷壁进口连接管10根/Φ127×23mm/20根/Φ101.6×18mm/SA-335P1255 Q/101-105.13-20089.5后墙垂直水冷壁进口连接管10根/Φ141.3×26mm、2根/Φ114.3×21mm/20根/Φ114.3×21mm/SA-335P129.6垂直水冷壁进口集箱Φ190.7×43mm/SA-335P129.7垂直水冷壁前、侧墙管规格Φ31.8×7.5mm/SA-213T12，双面坡口膜式扁钢厚9mm/12Cr1MoV9.8后墙水平烟道以下管规格Φ31.8×6.4mm/SA-213T12，双面坡口膜式扁钢厚9mm/12Cr1MoV9.9后墙水平烟道底部管规格Φ31.8×6.4mm/SA-213T2，膜式扁钢厚6.4mm/15Cr1Mo9.10凝渣管规格Φ76.2×20mm/SA-213T229.11水平烟道侧墙前管规格Φ31.8×6.4mm/SA-213T2，不开坡口直条膜式扁钢厚6.4mm/15CrMo9.12垂直水冷壁出口集箱（前、侧）Φ190.7×47mm/SA-335P129.13水平烟道水冷壁出口集箱Φ190.7×44mm/SA-335P129.14垂直水冷壁出口集箱（后）Φ190.7×42mm/SA-335P129.15前墙垂直水冷壁出口连接管10根/Φ127×23mm/2根/Φ101.6×18mm/SA-335P129.16侧墙垂直水冷壁出口连接管2根/Φ141.3×26mm/10根/Φ127×23mm/SA-335P129.17后墙垂直水冷壁出口连接管10根/Φ73×15mm/SA-335P129.18水冷壁出口混合集箱Φ558.8×114mm/SA-335P129.19汽水分离器进口混合集箱Φ711.2×142mm/SA-335P1210顶棚及包墙过热器10.1顶棚过热器入口集箱1个/φ495.3×118mm/SA-335P1210.2炉膛顶棚过热器296根/φ63.5×10.7mm/SA-213T12，扁钢12mm/15CrMo10.3水平烟道顶棚过热器（前段）296根/φ63.5×10.7mm/SA-213T12，扁钢12mm/15CrMo10.4水平烟道顶棚过热器（中段）296根/φ63.5×10.7mm/SA-213T12/296根/φ57×9.3mm/SA-213T2，分界为凝渣管后300mm，扁钢9mm/15CrMo10.5后竖井区域顶棚过热器296根/φ57×9.3mm/SA-213T2，扁钢6.4mm/15CrMo10.6顶棚过热器出口集箱1个/φ355.6×84mm/SA-335P1210.7顶棚至中隔墙连接管30根/φ141.3×26mm/SA-335P1255 Q/101-105.13-200810.8顶棚至后井前包墙连接管6根/φ114.3×21mm/SA-335P1210.9顶棚至后井后包墙连接管12根/φ127×23mm/SA-335P1210.10中隔墙入口集箱1个/φ190.7×42mm/SA-335P1210.11后井前包墙入口集箱1个/φ190.7×42mm/SA-335P1210.12后井后包墙入口集箱1个/φ190.7×42mm/SA-335P1210.13后井后包墙出口集箱1个/φ190.7×44mm/SA-335P1210.14后井前包墙出口集箱1个/φ190.7×42mm/SA-335P1210.15中隔墙出口集箱1个/φ190.7×42mm/SA-335P1210.16后井侧包墙出口集箱（左右）2个/φ190.7×42mm/SA-335P1210.17前包墙至混合集箱连接管21根/φ141.3×26mm/SA-335P1210.18后包墙至混合集箱连接管23根/φ127×23mm/SA-335P1210.19侧包墙至混合集箱连接管2根/φ101.6×18mm/SA-335P1210.20包墙出口混合集箱2个/φ571.5×115mm/SA-335P1210.21包墙混合集箱引出连接管2根/φ508×83mm/SA-335P1210.22水平烟道侧包墙管（左右）2×43根/φ31.8×6.4mm/SA-213T2，扁钢15CrMo10.23后井前包墙管297根/φ38.1×6.5mm/SA-213T2，扁钢15CrMo10.24后井后包墙管297根/φ38.1×6.5mm/SA-213T2，扁钢15CrMo10.25后井中隔墙管297根/φ38.1×6.5mm/SA-213T2，扁钢15CrMo10.26后竖井侧包墙管（左右）2×129根/φ38.1×6.5mm/SA-213T2，扁钢15CrMo10.27后井前包墙拉稀管3排，光管，最后排承载，φ57×16.5mm/SA-213T1210.28后井中隔墙拉稀管2排，光管，最后排承载，φ45×8.9mm/SA-213T1211低温过热器11.1数量（屏×根）水平段296屏×3根+垂直段148屏×6根11.2管径×壁厚φ57×9.4（水平段下组）/φ57×10.4（水平段上组下段）/φ57×12.2（水平段上组上段）/φ50.8×11.3mm（垂直段）11.3材质SA-213T12+SA-213T2211.4低温过热器进口集箱1个/φ635×143mm/SA-335P1211.5低温过热器出口集箱1个/φ711.2×155mm/SA-335P1255 Q/101-105.13-200811.6进口集箱吊挂管14根/φ50.8×11.4mm+φ57×18.3mm/SA-213T2211.7低温过热器出口连接管2根/φ660.4×129mm/SA-335P1212屏式过热器12.1数量（屏×根）2排×19屏×21根12.2管径×壁厚（mm）最外圈Φ48.6×8.6/第二圈Φ45×7.9/内圈Φ45×7.912.3材质Super304H＋HR3C(外三圈)12.4屏式过热器进口连接管2根/φ533.4×95mm/SA-335P1212.5屏式过热器进口混合集箱1个/φ571.5×109mm/SA-335P1212.6屏式过热器进口分配集箱19个/φ325×71mm/SA-335P1212.7屏式过热器出口分配集箱19个/φ325×71mm/SA-335P9212.8屏式过热器出口混合集箱1个/φ660.4×114mm/SA-335P9212.9屏式过热器出口连接管2根/φ609.6×93mm/SA-335P9213高温过热器13.1数量（片×根）36片×24根13.2管径×壁厚入、出口采用不同壁厚，内外圈管采用不同规格13.3材质Super304H＋HR3C(外三圈)13.4高温过热器进口连接管2根/φ571.5×84mm/SA-335P9113.5高温过热器进口混合集箱1个/φ584.2×91mm/SA-335P9113.6高温过热器进口分配集箱18个/φ355.6×68mm/SA-335P9113.7高温过热器出口分配集箱18个/φ355.6×78mm/SA-335P9213.8高温过热器出口混合集箱1个/φ711.2×137mm/SA-335P9213.9高温过热器出口连接管2根/φ540×85mm/SA-335P9214低温再热器14.1`数量（排×根）水平段296排×6根＋垂直段148排×12根14.2管径×壁厚φ57×4.2（水平段下三组）φ57×4.2（水平段最上组下部）φ57×5.7（水平段最上组上部）φ50.8×6（垂直段）14.3材质SA-213T22（垂直段及水平段最上组上部）＋SA-209T1a14.4低温再热器进口连接管2根/φ812.8×26mm/ASTMA672B70CL3255 Q/101-105.13-200814.5低温再热器进口集箱1个/φ812.8×44mm/SA-106C14.6低温再热器出口分配集箱74个/φ267×36mm/SA-335P1214.7低温再热器出口混合集箱2个/φ1016×101mm/SA-335P1214.8低温再热器出口连接管2根/φ812.8×55mm/SA-335P1215高温再热器15.1数量（片×根）98片×12根15.2管径×壁厚φ50.8×3.2mm15.3材质Super304H＋HR3C(外三圈)15.4高温再热器进口混合集箱1个/φ889×93mm/SA-335P1215.5高温再热器进口分配集箱49个/φ298.5×36mm/SA-335P1215.6高温再热器出口分配集箱49个/φ298.5×36mm/SA-335P9115.7高温再热器出口混合集箱1个/φ965.2×75mm/SA-335P9116过热器一级减温器16.1数量2个16.2型式多孔喷水混合式16.3安装位置低温过热器出口连接管16.4管径×壁厚/材质φ660.4×129mm/SA-335P1216.5减温水源省煤器出口连接管16.6设计喷水量114t/h17过热器二级减温器17.1数量2个17.2型式多孔喷水混合式17.3安装位置屏式过热器出口连接管17.4管径×壁厚/材质φ609.6×93mm/SA-335P9217.5减温水源省煤器出口连接管17.6设计喷水量152t/h18再热器减温器18.1数量2个18.2型式多孔喷水混合式55 Q/101-105.13-200818.3安装位置低温再热器出口连接管18.4管径×壁厚/材质φ812.8×55mm/SA-335P1218.5减温水源给水泵中间抽头18.6设计喷水量74t/h19省煤器19.1省煤器进口联箱Φ584.2×116mm/SA-106C19.2省煤器出口联箱Φ558.8×90mm/SA-106C19.3数量（屏×根）水平段296×4（上下两组）+垂直段148×4mm19.4管径×壁厚水平段Φ57×8mm，垂直段Φ57×8.6mm+Φ54×8.7mm19.5材质SA-210C20喷燃器20.1型式低Nox旋流式HT-NR3煤粉燃烧器20.2数量2×3层×8列=48只20.3布置方式前后墙对冲布置20.4炉膛出口过量空气系数1.1420.5燃烧器区域过量空气系数设计值0.8，推荐范围0.75-0.9（由燃烧调整确定）20.6总一次风量（含密封风）182.8kg/s20.7总二次风量（含燃尽风）735.5kg/s20.8燃尽风量273.9kg/s20.9燃烧器投运层的二次风风量单层76.9kg/s20.10燃烧器一次风侧阻力1.25kPa20.11燃烧器二次风侧阻力1.87kPa20.12二次风温347℃20.13一次风温70℃20.14实际煤耗量111.5kg/s21燃尽风喷口（AAP）21.1数量2×1层×8列=16只21.2布置方式前后墙布置22侧燃尽风喷口（SAP）55 Q/101-105.13-200822.1数量2×1层×2列=4只22.2布置方式前后墙布置23油枪23.1数量2×3层×8列=48只23.2布置位置每个喷燃器中心23.3燃料0#轻柴油23.4雾化形式机械雾化23.5工作压力3.5MPa.g23.6油枪行程500mm23.7调节方式进油调节方式（调节阀设置在进油母管上）23.8油路参数系统进油量为72.3t/h，系统入口处油压为4.0MPa.g23.9吹扫压缩空气压力0.35MPa.g23.10油枪出力1350kg/h（大油枪）；800kg/h（小油枪）2.4锅炉热力性能计算数据表2.4.1性能数据汇总表（设计煤种）负荷项目单位TRL70%THA50%THA30%BMCR高加单列切除高加全切1.蒸汽及水流量过热器出口t/h2888.51833.61289.8909.92566.42350.0再热器出口t/h2347.11554.61115.4797.52304.32321.9省煤器进口t/h2888.51833.61289.8909.92566.42350.0过热器一级喷水t/h86.755.038.727.377.070.5过热器二级喷水t/h115.573.351.636.4102.794.0再热器喷水t/h0000002.蒸汽及水压力/压降过热器出口压力MPa26.1119.7014.0310.0125.8725.73低温过热器压降MPa0.370.200.140.100.290.25屏式过热器压降MPa0.490.260.200.140.390.32高温过热器压降MPa0.230.130.090.060.180.15包墙出口到过热器出口压降MPa1.090.590.430.300.860.72顶棚和包墙压降MPa0.720.40.290.20.550.4755 Q/101-105.13-2008过热器总压降MPa1.810.990.720.51.411.19再热器进口压力MPa4.843.202.301.614.754.78低温再热器压降MPa0.090.050.040.020.080.09高温再热器压降MPa0.100.060.040.030.100.10再热器出口压力MPa4.653.092.221.564.574.59启动分离器压降MPa0.360.190.140.10.30.24启动分离器压力MPa28.2820.8814.8910.6127.5827.16水冷壁压降MPa1.320.640.410.241.010.81省煤器压降(不含位差)MPa0.020.010.010.010.010.01省煤器重位压降MPa0.200.200.200.200.200.20省煤器进口至启动分离器进口压降MPa1.540.850.620.451.221.02省煤器进口压力MPa29.8221.7315.5111.0628.8028.18省煤器进口至过热器出口总压降MPa3.712.031.481.052.932.453.蒸汽和水温度过热器(高过)出口℃605605605605605605过热汽温度左右偏差℃±5±5±5±5±5±5再热器进口℃349.8347353.3356350354.3低温再热器出口℃512518527502515512高温再热器出口℃603603603573603603再热汽温度左右偏差℃±5±5±5±5±5±5省煤器进口℃298.5269.4248.8229.6260.1192.1省煤器出口℃338306283276309267过热器减温水℃338306283276309267再热器减温水℃(186)(169)(156)(145)(187)(189)启动分离器温度℃4243903663584144024.空气流量空预器进口一次风(含旁路)kg/h700902600702504080467202734542820422空预器进口二次风kg/h265014018108401426560115724025380002588140一次风旁路风量kg/h26725621366816006892826251030216936空预器出口旁路混合后一次风kg/h552002419602314100213802545002549002空预器出口二次风kg/h25988001775300139840011457002492200255030055 Q/101-105.13-2008一次风漏到烟气kg/h149760164260167780202260172720220200一次风漏到二次风kg/h8601684022200511401682051220二次风漏到烟气kg/h504805238050360626806262089060总的空气侧漏到烟气侧kg/h2002402166402181402649402353403092605.烟气流量炉膛出口m3/h123350008021700590870044428001180320012107600高温过热器出口m3/h124416008076300594660044777001190600012222000高温再热器出口m3/h113563007393100550870041725001086870011154300省煤器出口m3/h376810021883001312700127240033358003346400前烟井（挡板调温）m3/h271490022225002195000141600027600002527100后烟井（挡板调温）m3/h376810021883001312700127240033358003346400脱硝装置(SCR)进口m3/h632230043034003383100262640059278005758300脱硝装置(SCR)出口m3/h633180043125003392200263510059370005767100空预器进口m3/h633180043125003392200263510059370005767100空预器出口kg/h3716240269594021797401847040362644037686606.空预器出口烟气含尘量g/Nm33432292534347.空气温度空预器进口一次风℃292827262929空预器进口二次风℃242423262428空预器出口一次风℃336.2323.1320.5297.3320.1291.4旁路混合后一次风℃191176174182189190空预器出口二次风℃342.9327.1322.4299.1326.22988.烟气温度炉膛出口℃1000901820746990997屏式过热器进口℃13601253112097613511360屏式过热器出口℃1129102292082311191127高温过热器进口℃1129102292082311191127高温过热器出口℃101190982775410011009低温过热器进口℃803718654601794801低温过热器出口℃563498467482553548高温再热器进口℃988886807737978985高温再热器出口℃89980974668489089755 Q/101-105.13-2008低温再热器进口℃873783720655864870低温再热器出口℃416406407396418417省煤器进口℃554489457470544540省煤器出口℃348303272259316270脱硝装置进口℃373350345320355325脱硝装置出口℃373350345320355325空预器进口℃373350345320355325空预器出口(未修正)℃125.6120.6120.6112.2120112.2空预器出口(修正后)℃121.2114.4112.8102.4115.1106.89.空气压降空预器一次风压降kPa0.250.150.150.100.250.25空预器二次风压降kPa0.930.490.340.250.880.88燃烧器一次风压力值kPa1.060.860.860.941.011.03燃烧器二次风压力值kPa1.460.920.810.851.371.4210.烟气压力及压降炉膛设计压力kPa±5800±5800±5800±5800±5800±5800炉膛可承受压力kPa±8700±8700±8700±8700±8700±8700炉膛出口压力kPa0.000.000.000.000.000.00省煤器出口压力kPa-1.32-1.00-0.88-0.81-1.27-1.30脱硝装置(SCR)压降kPa0.700.400.250.200.700.65空预器压降kPa1.130.640.440.291.031.03炉膛到空预器出口与设计院接口烟道分界处压降kPa2.771.901.581.362.622.2611.燃料消耗量(实际)t/h386.3264.2196.2140.9372.7380.012.输入热量MW2265154911518262185222913.锅炉热损失干烟气热损失%4.224.224.394.713.963.46氢燃烧生成水热损失%0.230.210.200.180.200.17燃料中水份引起的热损失%0.050.050.050.040.050.04空气中水份热损失%0.070.070.070.080.070.06未燃尽碳热损失(n=0.9)%0.790.790.790.790.790.79辐射及对流散热热损失%0.180.270.370.530.180.18未计入热损失%0.260.260.260.260.260.2655 Q/101-105.13-2008总热损失%5.805.876.136.595.514.9614.锅炉热效率计算热效率(按ASMEPTC4计算，高位发热值)%89.6089.5589.3088.8689.8990.41计算热效率(按低位发热量计算)%94.2094.1393.8793.4194.4995.04制造厂裕度%0.40保证热效率%93.8015.热量，炉膛热负荷燃料向锅炉供的热量MW22831561116083322022246主蒸汽吸热量MW1747121190466916861744再热蒸汽吸热量MW394252180105385381低过吸热量MW171894935135157屏过吸热量MW302223160103286298高过吸热量MW1741207946163170炉膛,顶棚,包墙吸热量MW928684556428930899省煤器吸热量MW172956057172220截面热负荷MW/m24.32.92.21.64.14.2容积热负荷kW/m3765239287375有效投影辐射受热面热负荷（EPRS）kW/m223115811784223227燃烧器区域面积热负荷MW/m21.61.10.80.61.51.516.NOX排放浓度脱硝装置进口NOX排放浓度(以O2=6%计)mg/Nm3300300300300300300脱硝装置出口NOX排放浓度(以O2=6%计)mg/Nm3757575757575脱硝效率%75757575757517.空预器出口烟气含尘浓度(以O2=6%计)mg/Nm330303030303018．风率一次风率%181918151818二次风率%82818285828255 Q/101-105.13-200819．过剩空气系数炉膛出口－1.141.181.261.441.141.14省煤器出口－1.151.191.271.451.151.1520．烟速高温过热器m/s854388高温再热器m/s107541010低温过热器m/s852278低温再热器m/s108851010省煤器m/s8423782.4.2性能数据汇总表（校核煤种）负荷项目单位TRL70%THA50%THA30%BMCR高加单列切除高加全切1.蒸汽及水流量过热器出口t/h2888.51833.61289.8909.92566.42350.0再热器出口t/h2347.11554.61115.4797.52304.32321.9省煤器进口t/h2888.51833.61289.8909.92566.42350.0过热器一级喷水t/h86.755.038.727.377.070.5过热器二级喷水t/h115.573.351.636.4102.794.0再热器喷水t/h0000002.蒸汽及水压力/压降过热器出口压力MPa26.1119.7014.0310.0125.8725.73低温过热器压降MPa0.370.200.140.100.290.25屏式过热器压降MPa0.490.260.200.140.390.32高温过热器压降MPa0.230.130.090.060.180.15包墙出口到过热器出口压降MPa1.090.590.430.300.860.72顶棚和包墙压降MPa0.720.40.290.20.550.47过热器总压降MPa1.810.990.720.51.411.19再热器进口压力MPa4.843.202.301.614.754.78低温再热器压降MPa0.090.050.040.020.080.09高温再热器压降MPa0.100.060.040.030.100.10再热器出口压力MPa4.653.092.221.564.574.59启动分离器压降MPa0.360.190.140.10.30.24启动分离器压力MPa28.2820.8814.8910.6127.5827.1655 Q/101-105.13-2008水冷壁压降MPa1.320.640.410.241.010.81省煤器压降(不含位差)MPa0.020.010.010.010.010.01省煤器重位压降MPa0.200.200.200.200.200.20省煤器进口至启动分离器进口压降MPa1.540.850.620.451.221.02省煤器进口压力MPa29.8221.7315.5111.0628.8028.18省煤器进口至过热器出口总压降MPa3.712.031.481.052.932.453.蒸汽和水温度过热器(高过)出口℃605605605605605605过热汽温度左右偏差℃±5±5±5±5±5±5再热器进口℃349.8347353.3356350354.3高温再热器出口℃603603603573603603再热汽温度左右偏差℃±5±5±5±5±5±5省煤器进口℃298.5269.4248.8229.6260.1192.1省煤器出口℃338306283276309267过热器减温水℃338306283276309267再热器减温水℃(186)(169)(156)(145)(187)(189)启动分离器温度℃4243903663584144024.空气流量空预器进口一次风(含旁路)kg/h795000634280530800522942826362914482空预器进口二次风kg/h263730018303001441800113202025221202572420一次风旁路风量kg/h254752152078114370128238237068189832空预器出口旁路混合后一次风kg/h647400434800325500294902639602643802空预器出口二次风kg/h258560018011001420000111080024757002534300一次风漏到烟气kg/h148980173980175600188420171140219700一次风漏到二次风kg/h13802550029700396201562050980二次风漏到烟气kg/h503205470051500608406204089100总的空气侧漏到烟气侧kg/h1993002286802271002492602331803088005.烟气流量炉膛出口m3/h126245008198100603840045361001207290012382600高温过热器出口m3/h127336008254000607700045717001217800012499600高温再热器出口m3/h11622900755570056295004260100111170001140760055 Q/101-105.13-2008省煤器出口m3/h387310022458001346700130350034266003437000前烟井（挡板调温）m3/h279050022809002251800145060028351002595600后烟井（挡板调温）m3/h387310022458001346700130350034266003437000脱硝装置(SCR)进口m3/h649840044164003470800269070060891005914300脱硝装置(SCR)出口m3/h650790044255003479800269940060983005923000空预器进口m3/h650790044255003479800269940060983005923000空预器出口kg/h3797800276258222317001864560370168038467006.空预器出口烟气含尘量g/Nm34239363042427.空气温度空预器进口一次风℃292827262929空预器进口二次风℃243030302430空预器出口一次风℃335.2320.5320.2297.7318.5290旁路混合后一次风℃218221220182214215空预器出口二次风℃341.4325.7323.2299.7325.4296.58.烟气温度炉膛出口℃1000901820746990997屏式过热器进口℃13601253112097613511360屏式过热器出口℃1129102292082311191127高温过热器进口℃1129102292082311191127高温过热器出口℃101190982775410011009低温过热器进口℃803718654601794801低温过热器出口℃563498467482553548高温再热器进口℃988886807737978985高温再热器出口℃899809746684890897低温再热器进口℃873783720655864870低温再热器出口℃416406407396418417省煤器进口℃554489457470544540省煤器出口℃348303272259316270脱硝装置进口℃373350345320355325脱硝装置出口℃373350345320355325空预器进口℃373350345320355325空预器出口(未修正)℃124.4119.4118.3117.2118.9111.755 Q/101-105.13-2008空预器出口(修正后)℃120.3113.6111.2107.9114.2106.69.空气压降空预器一次风压降kPa0.340.250.150.150.340.39空预器二次风压降kPa0.930.490.340.250.830.83燃烧器一次风压力值kPa0.971.00.991.080.930.95燃烧器二次风压力值kPa1.520.950.840.871.411.4710.烟气压力及压降炉膛设计压力kPa±5800±5800±5800±5800±5800±5800炉膛可承受压力kPa±8700±8700±8700±8700±8700±8700炉膛出口压力kPa0.000.000.000.000.000.00省煤器出口压力kPa-1.35-1.02-0.89-0.82-1.30-1.33脱硝装置(SCR)压降kPa0.740.420.260.210.740.69空预器压降kPa1.180.640.440.341.081.03炉膛到空预器出口压降kPa2.771.901.581.362.622.2611.燃料消耗量(实际)t/h432.2295.2219.3157.4416.8424.912.输入热量MW2266154811498252185222813.锅炉热损失干烟气热损失%4.184.074.234.523.873.33氢燃烧生成水热损失%0.250.230.220.200.220.19燃料中水份引起的热损失%0.060.050.050.050.060.05空气中水份热损失%0.060.050.050.060.050.05未燃尽碳热损失(n=0.9)%1.031.031.031.031.031.03辐射及对流散热热损失%0.170.270.370.530.180.18未计入热损失%0.260.260.260.260.260.26总热损失%6.015.966.216.655.675.0914.锅炉热效率计算热效率(按ASMEPTC4计算，高位发热值)%88.7988.8388.6088.1889.1189.65计算热效率(按低位发热量计算)%93.9994.0393.7993.3594.3394.9115.热量，炉膛热负荷燃料向锅炉供的热量MW22871563116183322062249主蒸汽吸热量MW174712119046691686174455 Q/101-105.13-2008再热蒸汽吸热量MW394252180105385381截面热负荷MW/m24.32.92.21.64.14.2容积热负荷kW/m3765239287375有效投影辐射受热面热负荷kW/m223115811784222227燃烧器区域面积热负荷MW/m21.61.10.80.61.51.516.NOX排放浓度脱硝装置进口NOX排放浓度(以O2=6%计)mg/Nm3300300300300300300脱硝装置出口NOX排放浓度(以O2=6%计)mg/Nm3757575757575脱硝效率%75757575757517.空预器出口烟气含尘浓度(以O2=6%计)mg/Nm337373737373718．风率一次风率%212019162121二次风率%79808184797919．过剩空气系数炉膛出口－1.141.181.261.441.141.14省煤器出口－1.151.191.271.451.151.1520．烟速高温过热器m/s854388高温再热器m/s107541010低温过热器m/s852278低温再热器m/s108851010省煤器m/s8423782.5燃料特性2.5.1煤质资料设计煤种、校核煤种：兖矿煤和济北煤矿的混煤。煤质分析数据及灰分组成如下：2.5.1.1工业分析项目单位设计煤种校核煤种收到基全水份Mt％8.0010.00空气干燥基水份Mad％2.482.51收到基灰份Aar％24.4027.75干燥无灰基挥发份Vdaf％3937.7355 Q/101-105.13-2008收到基低位发热量Qnet.v.arkJ/kg21271190532.5.1.2哈氏可磨度项目单位设计煤种校核煤种哈氏可磨度HGI64622.5.1.3磨损系数项目单位设计煤种校核煤种磨损系数Ke5.65.82.5.1.4元素分析项目单位设计煤种校核煤种收到基碳Car％53.8048.40收到基氢Har％3.953.85收到基氧Oar％8.147.85收到基氮Nar％1.111.25收到基硫Star％0.600.902.5.1.5灰熔化温度项目单位设计煤种校核煤种灰变形温度DT(T1)℃12701200灰软化温度ST(T2)℃13501290灰熔化温度FT(T3)℃141013502.5.1.6灰分析资料项目单位设计煤种校核煤种二氧化硅SiO2％58.6156.03三氧化二铝Al2O3％23.2022.79三氧化二铁Fe2O3％6.506.67氧化钙CaO％2.906.48氧化镁MgO％1.492.40氧化钾K2O％2.021.79氧化钠Na2O％0.710.89氧化锰MnO％0.140.1955 Q/101-105.13-2008三氧化硫SO3％1.632.28其它％2.80.482.5.2点火及助燃用油点火及助燃用油采用#0轻柴油。其粘度（20℃时）为3.0～8.0mm2/s；凝固点不高于0℃；闭口闪点不低于55℃；无机械杂质；含硫量不大于1.0％；；灰分不大于0.02％；比重为817kg/m3，低位发热量为41800kJ/kg。2.6锅炉循环泵系统每台锅炉配备1台锅炉循环泵，锅炉循环泵采用德国凯士比泵有限公司（KSB）LUVAK250-330/1型循环水泵，带LUV75/2bDQ45-1005型一体式湿式电机。2.6.1锅炉循环泵技术数据表项目单位技术参数工作状态热态冷态输送介质温度℃30920密度kg/m3693998泵的吸入压力MPa9.6/流量t/h1143.81143.8质量流量t/h792.71141.5净正吸入水头NPSHrequiredm1818总扬程m115.8115.8压差MPa0.7871.14电机输入功率kW381530BCP进/出口管径mm334.8/291.2334.8/291.22.6.2锅炉循环泵电机技术数据表项目单位技术参数额定功率kW450电压kV10额定电流A37起动电流A166.5启动时间s1(额定电压)1.2(额定电压的90%)55 Q/101-105.13-2008转速r/min2970频率Hz50电机内部介质最大工作温度℃60(报警)65(跳闸)功率因数0.86接线型式Y绝缘等级Y根据VDI0530/IEC34-2电机结构潜水电机制造厂家KSB2.6.3高压冷却器参数项目单位技术参数高压冷却器额定散热量kW95高压管路流量t/h1.2电机注水流量L/min＜5低压冷却水流量（二次）t/h15低压冷却水进口最大水温℃38低压冷却水出口水温℃42低压冷却水工作压力MPa0.2～0.4低压冷却水最大工作压力MPa2.82低压冷却水水质清洁软化水,无沉淀物,PH=9.5,悬浮颗粒＜5ppm高/低压侧设计压力MPa33.3/28.2高/低压侧设计水温℃176/175隔热套冷却水流量t/h1.4隔热套冷却水压力MPa0.2～0.42.7吸风机2.7.1吸风机风机参数项目单位技术参数型式静叶可调轴流式型号AN42e6（V13+4°）55 Q/101-105.13-2008全压Pa6060风机旋转方向从电机侧向风机看，风机叶轮为逆时针旋转叶片可调范围－75º～＋30º数量2台设计流量m3/s824.6叶片级数1级布置方式卧式，室外布置制造厂家成都电力机械厂2.7.2吸风机电机参数项目单位技术参数电机型号YKS1120-10W额定功率kW6200额定电流A433额定电压kV10额定转速r/min596功率因数0.86绝缘等级F接线型式Y制造厂家湘潭电机股份公司2.8送风机2.8.1送风机风机参数项目单位技术参数型式动叶可调轴流式型号FAF28－14－1风机旋转方向从电机看逆时针叶片可调范围－45°～＋15°数量2台风机内径mmФ2818叶轮直径mmФ141255 Q/101-105.13-2008叶轮级数1叶型DA16风机转子惯性矩kgm2580风机功率（在最大工况）kW2524风机扭矩（在最大工况）N.m24471叶片数16电机轴端径向力N3200电机轴端轴向力N1850风机转速r/min985制造厂家上海鼓风机厂有限公司2.8.2送风机电机参数项目单位技术参数电机型号YKK800-6W额定功率kW2700kW额定电流A188A额定电压kV10额定转速r/min994r/min功率因数0.87绝缘等级F接线型式Y制造厂家湘潭电机股份公司2.8.3送风机风机性能参数项目单位技术参数BMCRTHA容积流量m3/s317.84310.16当地大气压Pa100760100760进口温度℃20.0020.00进口密度kg/m31.18361.1836用户系统损失Pa42924084动能损失Pa1029755 Q/101-105.13-2008风机总压升Pa43944181风机效率％88.088.0风机轴功率kW156314532.8.4送风机油站参数项目单位技术参数液压油压力MPa3.5润滑油压力MPa0.8总供油流量L/min25过滤精度µm25供油温度℃38～45冷却水最高温度℃≤38冷却水压力MPa0.2～0.6冷却水流量t/h2.25油箱容积L250油泵电动机功率kW3油泵电动机电压V380油泵电动机转速r/min1450电加热器电压V220电加热器功率kW2.5油站重量kg6852.8.5送风机电机油站参数项目单位技术参数供油量L/min16压力MPa0.4工作温度℃40油箱容积m30.63过滤精度µm25电机功率kW1.1冷却面积m24冷却水温度℃3355 Q/101-105.13-2008冷却水流量t/h1.62.9一次风机2.9.1一次风机风机参数项目单位技术参数风机型号PAF19－12.5－2型式动叶可调轴流式叶片调节范围－30°～＋25°风机内径mmФ1884叶轮直径mmФ1258叶轮级数2叶型24HB24叶片数22风机转子惯性矩kgm2546风机功率（在最大工况）kW2200风机扭矩（在最大工况）N.m14289电机轴端径向力N3100电机轴端轴向力N60000电机惯性矩kgm2546风机转速r/min1470旋转方向从电机端逆时针制造厂家上海鼓风机厂有限公司2.9.2一次风机电机参数项目单位技术参数电机型号YKK710-4W额定电压kV10额定功率kW2400额定电流A166.6功率因数0.88额定转速r/min1492接线型式Y55 Q/101-105.13-2008绝缘等级F制造厂家湘潭电机股份公司2.9.3一次风机风机性能参数项目单位技术参数BMCRBRL风量m3/s97.0387.02风升Pa1022411095进口处气体温度℃20.0020.00进口处气体密度kg/m31.14471.1447风机效率％87.1488.15风机功率kW11071050风机转速r/min147014702.9.4一次风机油站参数项目单位技术参数液压油压力MPa3.5润滑油压力MPa0.8总供油流量L/min25过滤精度µm25供油温度℃≤45冷却水最高温度℃≤38冷却水压力MPa0.2～0.6冷却水流量t/h2.25油箱容积L250油泵电动机功率kW3油泵电动机电压V380油泵电动机转速r/min14502.9.5一次风机电机油站参数项目单位技术参数型号FXYZ-10G型给油量L/min1055 Q/101-105.13-2008压力MPa0.4工作温度℃38～42油箱容积m30.18过滤精度μm25电机功率kW0.55冷却水压力MPa0.3冷却水温度℃33冷却水流量t/h1.02.10磨煤机2.10.1磨煤机本体参数项目单位技术参数（设计煤种）磨煤机型号BBD－4360磨煤机出力（HGI＝50，H2O＝8％，75％通过200目筛）t/h70筒体有效直径mm4250筒体有效长度mm6140筒体转速r/min16筒体有效容积m387.1最大装球量t92密封风量kg/h4500分离器直径mm3200大小齿轮模数mm26大齿轮齿数226小齿轮齿数26减速机传动比7.0992.10.2磨煤机电机参数项目单位技术参数型号YTM710－6额定功率kW1700额定电压kV1055 Q/101-105.13-2008额定电流A125额定转速r/min993功率因数0.86接线型式Y绝缘等级F制造厂家湘潭电机股份公司2.11给煤机项目单位技术参数型式CS2024HP型电子称重式给料率t/h9-90进料口直径mm610进料口与排料口间距mm2134耐压能力MPa0.35计量精度±0.5％控制精度±0.5％煤层高度mm180给煤机电机kW4给煤机电流A9给煤机接线型式Δ绝缘等级F级链式清扫刮板电动机kW0.37链式清扫刮板电动机电流A1.32接线型式Y制造厂家上海发电设备成套设计研究所2.12原煤仓每台炉设六只钢煤斗，每只煤斗的有效容积为715m3,实际容积893m3,6只钢煤斗储煤量可满足BMCR工况下11.14小时（设计煤种）、10.38小时（校核煤种）的耗煤量。2.13密封风机2.13.1密封风机参数项目单位技术参数型式离心式55 Q/101-105.13-2008台数2出力m3/h55000全压Pa6000转速r/min1470制造厂家中国沈阳高科电力设备有限公司2.13.2密封风机电机参数项目单位技术参数电机型号Y315L1-4额定电压V380转速r/min1490功率kW160额定电流A289接线型式Δ绝缘等级F制造厂家衡水电机股份有限公司2.14空预器2.14.1空预器本体参数项目单位技术参数型号VI-34.5-2600型式三分仓转子回转再生式转子直径mm17,286受热面高度mm自上而下1150、1150、300数量2台/炉2.14.2空预器电动马达参数项目单位技术参数型式M2QA180L4A额定功率kW22电压V380额定电流A39.44转速r/min146555 Q/101-105.13-2008接线型式Δ绝缘等级F所需压缩空气压力MPa/空预器转速r/min0.96变速箱油泵功率kW0.75变速箱油泵电压V380变速箱油泵流A1.95变速箱油泵转速r/min1395绝缘等级F2.14.3空预器气动马达参数项目单位技术参数额定功率kW11.33转速r/min750(最大)所需压缩空气压力MPa0.4～0.82.15火检风机2.15.1火检风机参数项目单位技术参数风机型号VP710数量台2流量m3/h4000扬程kPa9.22.15.2火检风机电机参数项目单位技术参数电机型号M2QA160M2B功率kW15电流A27.82电压V380转速r/min2915接线型式Y绝缘等级B55 Q/101-105.13-2008制造厂家ABB2.16大气式疏水扩容器项目单位技术参数设计压力MPa0.8设计温度℃200工作压力MPa0.1167工作温度℃104筒体规格mmΦ3740×20筒体长度mm5010总长度mm7000水容积m368筒体材质16MnR封头形式椭圆形封头2.17冷凝水箱及疏水泵、机组排水槽回收水泵、机组排水槽废水输送泵2.17.1冷凝水箱参数项目单位技术参数设计压力MPa0.8设计温度℃200工作压力MPa0.1167工作温度℃104筒体规格mmΦ3740×20筒体长度mm6200总长度mm8190水容积m380筒体材质16MnR封头形式椭圆形封头2.17.2冷凝水箱疏水泵参数项目单位技术参数流量t/h50055 Q/101-105.13-2008进水温度℃104进水压力MPa0.1167进水比容m3/kg0.0010扬程m51效率％81必须汽蚀余量m2.5转速r/min1450出水压力MPa0.51轴功率kW110型号YNKn300/200-20型制造厂家安徽三联泵业股份有限公司2.17.3冷凝水箱疏水泵电机参数项目单位技术参数电机型号Y315S－4额定功率kW110额定电流A200.8额定电压V380额定转速r/min1490绝缘等级B接线型式Δ制造厂家衡水电机厂2.17.4机组排水槽回收水泵、机组排水槽废水输送泵项目单位技术参数电机型号Y2-208S-4额定功率kW75额定电流A140额定电压V380额定转速r/min1480绝缘等级F接线型式Δ55 Q/101-105.13-2008制造厂家江苏大中电机厂/上海电机泵流量泵出口压力2.18二次风暖风器、疏水箱2.18.1二次风暖风器主要技术参数项目单位技术参数型号SAH-Ⅰ-2ZX型数量台2制造厂家无锡市华通电力设备有限公司2.18.2二次风暖风器疏水箱主要技术参数项目单位技术参数型号JSL13-5型型式卧式布置设计压力MPa1.0数量台2容积m35设计温度℃400制造厂家：无锡市华通电力设备有限公司2.19二次风暖风器疏水泵主要技术参数2.19.1二次风暖风器疏水泵主要技术参数项目单位技术参数型号KQWR-G50/315-45/2数量台2流量t/h45扬程mH2O130制造厂家上海凯泉泵业（集团）有限公司2.19.2二次风暖风器疏水泵电机主要技术参数项目单位技术参数电机型号Y2-225M-2额定电压V38055 Q/101-105.13-2008额定功率kW45额定电流A82.3功率因数0.9额定转速r/min2970接线型式Δ绝缘等级F制造厂家衡水电机厂2.20吹灰器2.20.1炉膛吹灰器技术参数项目单位技术参数型号V04吹扫半径mm2500吹扫角度360º吹灰枪行程mm255数量82安装位置炉膛制造厂家上海克莱德机械有限公司2.20.2屏过、高过、高再、低再及低过区域吹灰器技术参数项目单位技术参数型号RL-SL吹扫半径mm2500吹扫角度360º吹灰枪行程mm17000数量40安装位置屏过、高过、高再、低再及低过区域制造厂家上海克莱德机械有限公司2.20.3省煤器和低再区域吹灰器技术参数项目单位技术参数型号RK-SB吹扫半径mm1200～150055 Q/101-105.13-2008吹扫角度360º吹灰枪行程mm5600数量12安装位置省煤器和低再区域制造厂家上海克莱德机械有限公司2.20.4空预器吹灰器技术参数项目单位技术参数型号PS-AT吹灰枪行程mm1840数量4安装位置空预器制造厂家上海克莱德机械有限公司2.21炉膛烟温探针为了确保在锅炉启动期间，各受热面不发生超温现象，在炉膛出口窗标高63050mm处的左右侧上各布置1只TS-0型伸缩式烟温探针，行程～11500mm，由上海克莱德机械有限公司提供。烟温探针为铠装双支热电偶，温度信号2付，一作为退回动作和报警用，另一与温度显示仪表连接，探针枪采用非冷式。烟温探针可不定期连续或间隙前进，也可停留在任意位置，超温时自动退回，报警烟温为540℃，退回温度为580℃。3汽轮机设备概况3.1汽轮机本体主要技术规范序号名称有关参数1机组型号N1000-25/600/6002机组型式超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、八级回热抽汽3功率额定工况：1000MW最大连续工况：1044.1MW阀门全开：1083.5MW4转速3000r/min55 Q/101-105.13-20085转向逆时针（从汽轮机端向发电机端看）6凝汽器设计冷却水温设计温度21.5℃,夏季最高温度36℃7通流级数热力级20级，结构级共45级其中高压缸：1个双列调节级＋8个压力级中压缸：2×6个压力级（双流程）低压缸：2×2×6个压力级（两个双流低压缸）8末级叶片高度1092mm9配汽方式复合调节（喷嘴调节+节流调节）10给水回热级数3级高加＋1级除氧＋4级低加11给水温度298.5℃（最大工况下302.4℃）12额定工况下保证热耗（扣除励磁功率）不大于7410kJ/kWh13凝汽器单侧运行可带75%ECR负荷运行14允许长期连续运行的周波变化范围(47.5～51.5)Hz15盘车转速2r/min16汽轮机总长35.6m17噪音水平不大于85dB（距机组平台1.2米，距机组罩壳1米处）噪声测量方法按IEC61063:1991进行。3.2主要蒸汽参数序号名称额定工况最大工况1主蒸汽（高压主汽门前）压力（MPa）2525温度（℃）600600流量（t/h）2888.530332冷段蒸汽（高压缸排汽）压力（MPa）4.944.97温度（℃）349.8356.23再热蒸汽（中压缸进汽）压力（MPa）4.454.47温度（℃）600600流量（t/h）2347.12361.555 Q/101-105.13-20084低压缸排汽压力（kPa）11.3/12.34.5/5.7（A/B）流量（t/h）1612．61620．13.3各级抽汽参数汽轮机TMCR工况时各级抽汽参数抽汽级数抽汽点抽汽压力(MPa)抽汽温度(℃)允许的最大抽汽量t/h(VWO)1第7级8.24430.5255.4812第9级4.82351.6241.8073第12级2.27499.2114.6284第15级1.17392.7100.4（除氧器抽汽量）1.17392.7147.0（除氧器抽汽量+小机抽汽量）5第16级0.654315.889.06第17级0.356243.093.87第18级0.161162.486.688第19级0.06991.7170.58通风阀技术参数通风阀项目单位参数设计压力MPa26.2设计温度℃605控制型式气动阀门类型GlobeorAngle密封级别ANSIV全开时间s＜3尺寸mm89最大流量t/h112安装位置#4高导管55 Q/101-105.13-20083.4旁路系统参数.技术参数名称单位阀门强度工况极冷态启动冷态启动温态启动热态启动极热态启动高压蒸汽旁路阀入口蒸汽压力MPa(a)27.039.69.69.69.69.6入口蒸汽温度℃610410～476415～470400～420460～480510～540入口蒸汽流量t/h－130～80130～80205～150270～170270～175出口蒸汽压力MPa(a)1.60.80.80.80.80.8出口蒸汽温度℃250190190190190190出口蒸汽流量t/h－154.28～104.28154.28～104.28232.57～177.57323.11～223.11338.76～243.76进/出口管道设计压力MPa(a)27.03/1.6进/出口管道设计温度℃610/250喷水调节阀及隔离阀计算压力MPa(a)4.13.53.53.53.53.5计算温度℃10049.949.949.949.949.9计算流量t/h－24.2824.2827.5753.1168.76减温水管道设计压力MPa(a)4.1减温水管道设计温度℃1003.5汽轮发电机组轴系临界转速轴段名称一阶临界转速r/min二阶临界转速r/min轴系轴段轴系轴段高压转子19601950＞4500＞450055 Q/101-105.13-2008中压转子20302020＞4500＞4500低压A转子1670166036603650低压B转子1710170038103800发电机转子840830237023603.6主机润滑油系统主油箱型式集装式最大容积69m3（正常运行47m3）油型号ISOVG32汽轮机油外型尺寸7550×3360×2300mm主油箱排烟风机型号B9-19-4.5/防爆式风量1174m3/h制造厂家浙江余杭风机厂主油箱排烟风机电机型号YB2-132S1-2额定功率5.5kW额定电压380V额定电流11A额定转速2900r/min接线型式Δ制造厂家安徽皖南电机股份公司主油泵型式离心泵出口压力1.55MPa流量600t/h吸入压力0.13MPa转速3000r/min（主机驱动）制造厂家日本由仓株式会社电动吸入泵（MSP）出口压力0.24MPa流量456t/h转速1500r/min#7/8电动吸入泵（MSP）电机型号VTFOX/YB2-28S-2额定功率75kW额定电压380V额定电流132A/139.6A额定转速1485r/min功率因数0.87接线型式Δ绝缘等级F制造厂家日立公司/南阳防爆集团交流润滑油泵（TOP）55 Q/101-105.13-2008型式离心泵流量465t/h出口压力0.35MPa转速1500r/min交流润滑油泵（TOP）电机型号VTFOX/YB2-28S-2额定功率90kW额定电压380V额定电流160A/166.9A额定转速1485r/min功率因数0.87接线型式Δ绝缘等级F制造厂家日立公司/南阳防爆集团直流润滑油泵（EOP）型式离心泵流量384t/h出口压力0.31MPa直流润滑油泵（EOP）电机型号Z2-92L3额定功率75kW额定电压220V（DC）额定电流380A/385A转速1750、1500r/min绝缘等级B制造厂家德国winkelmann/西安西玛主机冷油器冷却面积567.6m2型式板式换热器冷却水量679.7t/h油量570t/h入口油温65℃出口油温45℃管侧设计压力1MPa壳侧设计压力1MPa顶轴油泵型式变量柱塞泵额定压力21MPa容量3.3t/h转速1500r/min额定功率37kW额定电压AC380V额定电流69.9A制造厂家日立公司顶轴油泵电机型号YB2-225S-4额定功率37kW额定电压380V额定电流69.9A额定转速1480r/min功率因数0.8755 Q/101-105.13-2008接线型式Δ绝缘等级F制造厂家南阳防爆集团顶轴油泵反冲洗滤油器额定流量450L/min工作压力0.6MPa过滤精度0.05mm压力损失≤0.025MPa主机盘车电机型号VTFO-KK额定功率30kW额定电压380V额定电流65A额定转速730r/min功率因数0.78制造厂家HITACHI绝缘等级F油净化装置型号YJ-206最大流量10.6t/h油净化装置电机型号YB2－160M1－2额定功率11kW额定电压380V电流21.8A额定转速1440r/min功率因数0.85制造厂家ABB绝缘等级F级3.7主机EHG油系统EHG油泵型式变量柱塞泵出口压力14MPa流量150L/minEHG油泵电机型号Y225M-4P35额定功率45kW额定电压380V额定电流84A额定转速1480r/min接线型式Δ制造厂家重庆特种电机厂绝缘等级FEHG油箱型式集装式容积2.5m3油型号磷酸脂抗燃油抗燃油油质标准NAS1638－5EHG冷油器55 Q/101-105.13-2008型式卧式“U”型管式冷却面积3m2设计温度＞48℃/＜38℃（壳/管侧）设计压力1.6/1.6MPa（壳/管侧）循环泵流量20L/min压力1MPa循环泵电机型号Y9024额定功率1.5kW额定电压380V额定电流3.7A额定转速1450r/min接线型式Y制造厂家海宁振宏绝缘等级B再生泵电机型号QL63M4B额定功率0.18kW额定电压400V额定电流0.6A额定转速1330r/min接线型式Y制造厂家ABB绝缘等级F蓄能器型式皮囊式工作压力8MPa3.8汽动给水泵组小机型式单缸、凝汽式控制系统W505数字式调速器额定功率15890kW最高工作转速5203r/min（按汽泵控制）汽源高压汽源中压汽源辅助汽源蒸汽参数1.12～4.87MPa,温度350.6℃1.04～1.12MPa,温度389.6～393℃0.6～1.2MPa,温度245～390℃排汽压力5.14kPa制造厂家西门子公司汽泵型式卧式离心泵型号BGM-CH密封形式衬套密封转向从驱动端看为顺时针额定出口压力31.309MPa额定流量1714.6t/h最高工作转速5203r/min吸入温度183.3℃效率85.6%最小流量647t/h55 Q/101-105.13-2008制造厂家日本日立有限公司小机油系统小机交流润滑油泵小机直流润滑油泵功率45kW功率5.1kW电压380V电压220V电流81A电流27A转速2965r/min转速3000r/min接线型式Δ出口压力0.1MPa功率因数0.89流量20.6t/h出口压力1.2MPa制造厂家德国ALLWER公司流量60.1t/h油箱容积8250L制造厂家德国ALLWER公司汽泵前置泵型号DV-CH额定流量1714.6t/h进口温度183.3℃扬程108.85mH2O转速1500r/min效率86％汽泵前置泵电机型号ICFT-CHN11额定功率640kW额定电压10kV额定电流48A额定转速1485r/min功率因数0.875接线型式Y绝缘等级Ｆ制造厂家东芝三菱电气公司3.9电动给水泵组3.9.1电动给水泵项目单位运行工况额定(保证效率点)设计流量单泵运行工况单泵最小流量泵型号BGM-CH进水温度℃175.3175.4138.7进水压力MPa(g)1.6841.641.1661.79555 Q/101-105.13-2008进水流量t/h917.2985.2945246.6出水流量t/h850918883.6扬程m31303332.21152.34310.4关闭扬程m4035439020954390效率%8484.176.3必需汽蚀余量m5.332.756密封型式衬套密封转速r/min～5465～5700～3938～5700出水压力MPa(g)29.06730.79211.63939.505轴功率kW7896904134136361抽头压力MPa(g)10.010.04.399抽头流量t/h67.2667.2634.96旋转方向逆时针（从电机向泵看）轴承型式滑动轴承驱动方式电动机电泵电机型式1CR-CHCN11功率12400kW电压10kV电流805A转速1485r/min功率因数0.92接线型式Y绝缘等级Ｆ制造厂家日立公司3.9.2液力耦合器性能数据表型号及厂家Voith－R17K500M轮距500mm齿轮增速比4.06：1输入转速1485r/min输出转速5871（最大）r/min额定输出功率9298kW调速范围4：1额定滑差2．73%动作时间10s增速齿轮型式人字齿轮工作油冷油器面积150m2润滑油冷油器面积44m2输出轴旋转方向油箱容积2m355 Q/101-105.13-2008顺时针（从主泵向液力耦合器看）调节机构型式VEHS润滑/工作油泵生产厂家Voith3.9.3电泵辅助油泵电泵辅助油泵电机电机型号M2CA180额定功率22kW额定电压380V额定电流40.6A额定转速1465r/min功率因数0.9接线型式Δ绝缘等级F制造厂家ABB3.10高压加热器项目单位#1高加#2高加#3高加型号JG-1680-1A/BJG-1730-2A/BJG-1300-3A/B型式双列卧式制造厂家哈尔滨锅炉厂传热面积m2168017301300壳侧设计温度℃320280240壳侧设计压力MPa(g)10.56.23.1管侧设计温度℃340300260管侧设计压力MPa(g)373737给水流量t/h2888.52888.52888.5给水进口温度℃261.7219.0189.8给水出口温度℃298.8261.7219.0给水出口温度端差℃-1.700加热蒸汽流量t/h255.481241.807114.628加热蒸汽压力MPa(a)8.244.822.27加热蒸汽温度℃430.5351.6499.2疏水温度℃267.3224.6195.4疏水出口端差℃5.65.65.655 Q/101-105.13-20083.11低压加热器加热器编号单位5号低压加热器6号低压加热器加热器型式U形管、卧式加热器数量11汽机调节阀全开（VWO）工况凝结水侧流量t/h22792279进口压力MPa(a)33进口温度℃135.5110.7进口热焓kJ/kg570.6465出口温度℃158.2135.5出口热焓kJ/kg668.1570.6最大允许压降MPa0.080.08最大允许流速m/s33凝结水端差℃2.82.8抽汽侧流量t/h88.97693.811进口压力MPa(a)0.6340.345进口温度℃315.4242.5进口热焓kJ/kg3092.22950.2最大允许压降MPa0.0350.035进入加热器的疏水流量t/h/89温度℃/141.1热焓kJ/kg/594.2排出加热器的疏水流量t/h89182.8温度℃141.1116.3热焓kJ/kg594.2488.1疏水端差℃5.65.6汽机最大连续出力（T-MCR）工况凝结水侧55 Q/101-105.13-2008流量t/h21812181进口压力MPa(a)～2.8～2.8进口温度℃134.1109.5进口热焓kJ/kg564.5459.8出口温度℃156.6134.1出口热焓kJ/kg661564.5抽汽侧流量t/h84.288.9进口压力MPa(a)0.6080.331进口温度℃315.8243进口热焓kJ/kg3093.72951.7进入加热器的疏水流量t/h/84.2温度℃/139.7热焓kJ/kg/588.1排出加热器的疏水流量t/h84.2173.1温度℃139.7115.1热焓kJ/kg588.1482.9#7、8低压加热器加热器编号单位7号低压加热器8号低压加热器加热器型式U形管、卧式加热器数量22换热面积m214001600抽汽流量t/h86.687170.588进口压力MPa(a)0.1610.009进口温度℃162.491.7进口热焓kJ/kg2796.42653.9最大允许压降MPa0.050.05进入加热器的疏水55 Q/101-105.13-2008流量t/h/26.947温度℃110.792.6热焓kJ/kg465388排出加热器的疏水流量t/h26.94744.228温度℃92.641.5热焓kJ/kg3881743.12除氧器项目单位除氧器水箱型式卧式卧式型号YC-3184YS-290设计压力MPa.a1.51.5设计温度℃395350外形尺寸（直径）mmΦ3046Φ3856长度mm1870033615厚度mmδ23筒身δ28(封头δ30)整体高度mm34465028容积t/h150295除氧循环泵型号KQWR-G200/250-160/2流量720t/h扬程60m出水压力96m效率83％必需汽蚀余量9.5m除氧循环泵电机型号Y2-315L-2额定功率160kW额定电压380V额定电流282A额定转速2900r/min功率因数0.92接线型式Δ绝缘等级F制造厂家佳木斯电机3.13轴封系统55 Q/101-105.13-20083.13.1轴封加热器型式卧式管壳式冷却水流量500t/h冷却表面积150m2管子根数384根管子尺寸(外径×壁厚)Φ19×0.9mm壳体直径Φ1020mm总长5120mm壳侧设计压力400kPa（g）管侧设计压力4600kPa（g）壳侧设计温度250℃管侧设计温度100℃总重～6500kg制造厂家东方汽轮机厂3.13.2轴加风机及电机轴加风机风机型式离心式容量3000t/h排汽压力2kPa（g）制造厂家浙江余杭风机厂轴加风机电机电机型号Y2-160L-2额定功率18.5kW额定电压380V额定电流34.7A额定转速2930r/min功率因数0.9接线型式Y绝缘等级F制造安徽皖南电机3.14凝结水系统凝汽器型号N-60000型冷却面积60000m2型式双壳体、双背压、单流程（对每一壳体而言）冷却水量97948.8t/h热井出口凝结水含氧量≤20μg/L水室试验压力0.5MPa凝汽器不锈钢管总根数57300根(厚度0.5mm)冷却介质循环水55 Q/101-105.13-2008冷却水温20℃（最高33℃）凝汽器设计压力4.4kPa/5.4kPa（绝对压力）清洁系数0.85膨胀节材料不锈钢凝结水温度34.3℃端差4.65/4.41℃制造厂家东方汽轮机厂凝汽器疏水扩容器型号SW-3600设计压力0.3MPa容积36m3设计温度200℃凝结水泵型式立式筒袋型型号9.5LDTNB-5级数5密封形式机械密封流量1098t/h出口压力3.32MPa吸入压力98.2kPa泵转速1480r/min效率84.5％制造沈阳水泵厂汽蚀余量3.6m凝结水泵电机型号YKSL560-4功率1500kW电压10kV电流102.4A转速1488r/min功率因数0.89接线型式Y绝缘等级F制造厂家湘潭电机股份公司凝结水输送泵型号KQW200/435-110/4扬程70m流量380t/h必需汽蚀余量4.5m转速1480r/min除盐水储水箱2000m3凝输泵电机型号Y2315S-4功率110kW电压380V电流196.4A转速1487r/min功率因数0.89接线型式Δ绝缘等级F制造厂家佳木斯电机股份公司55 Q/101-105.13-20083.15机械真空泵真空泵制造厂家日本粟村制作所型式及型号EVMA250水环式机械真空泵抽吸干空气量75kg/h(凝汽器压力5.1kPa.a)126kg/h(凝汽器压力11.8kPa.a)旋转方向(从被驱动端看)顺时针级数/泵转速2/500r/min台数/容量3台/50％极限真空度3.39kPa(a)热交换器制造厂家APV换热面积18m2板片数量75型式板式、冷却水侧带内置式滤网板片尺寸800×300密封垫材料NBR（丁晴橡胶）冷却水流量45t/h端差（工作水出口温度与冷却水入口温度之差）（℃）2工作水入口/出口温度44/38℃冷却水进口设计温度最高36℃冷却水工作/设计压力0.5/1.0MPa(a)汽水分离器制造厂家粟村真空工程（上海）有限公司型式及型号旋风分离式尺寸(mm×mm)f1000×1600联轴器型式、型号蛇型弹簧联轴器JS112入口气动蝶阀制造厂家NYLES-JAMESBURY（美国）型式气动蝶阀55 Q/101-105.13-2008尺寸材料DN250/SS+CS自动补水阀制造厂家日本NAGANO型式CY-58678A尺寸/材料DN80/SS真空泵电机电机型号Y400M-12额定功率160kW额定电压380V额定电流342A额定转速494r/min功率因数0.76接线型式Δ绝缘等级F制造佳木斯电机股份公司3.16发电机定子冷却水系统定子水箱定子水箱容量800kg冷却器型式板式离子交换器（树脂除盐器）型式立式混合床(阴树脂:阳树脂=2:1)设计压力980kPa最大处理水量22.32t/h正常处理水量15t/h处理能力进水电导率≤1.0μS/cm,出水≤0.1μS/cm压力损失＜98kPa树脂温度＜60℃离子交换器树脂0.36m3更换树脂条件出水电导率≥0.5μS/cm或压损＞98kPa定子冷却水泵电机电机型号YB2-280S-2额定功率75kW额定电压380V额定电流134.4A额定转速2970r/min功率因数0.91接线型式Δ绝缘等级F制造厂家江苏大中发电机内冷水电膜微碱化处理装置55 Q/101-105.13-2008型号SL-1制造厂家北京国华爱地技术有限公司微碱化处理装置罐体容积0.026m3数量1台罐体直径Φ219×700mm工作电压0～30V设计压力1.0Mpa工作压力0.6Mpa工作温度60℃除离子器罐体容积0.541m3罐体直径Φ636.9×1700mm工作温度60℃3.17发电机密封油系统主密封油泵主密封油泵电机型号GH-RIT-214型号YB180L-6型式螺旋泵功率15kW流量25t/h电压380V出口压力（扬程）930kPa电流31.6A吸入压力-88kPa转速970r/min转速3000r/min绝缘等级F润滑油型号透平油ISO-VG32接线型式Δ制造日本日立公司功率因数0.81制造佳木斯电机直流密封油泵直流密封油泵电机型号GH-RIT-168型号Z4-112/2-2型式螺旋泵功率7.5kW流量26t/h电压DC220V出口压力（扬程）1200kPa电流39.4A吸入压力0～274kPa转速2980r/min转速3000r/min励磁方式他励润滑油型号透平油ISO--VG32转子电流2.04A制造日本日立公司制造无锡市锡杉直流电机厂55 Q/101-105.13-2008密封油再循环泵密封油再循环泵电机型号GH-RIT-214型号YB132M1-6流量250L/min功率4kW出口压力147kPa电压380V吸入压力-80kPa电流9.4A转速1440r/min转速960r/min制造日本日立公司接线型式Δ绝缘等级F制造厂家佳木斯电机密封油真空泵密封油真空泵电机型号PKS-016型号AF34极限真空0.8kPa功率15kW流量（排气量）1600L/min电压380V油箱容量6.5L电流3.4A转速425r/min转速1410r/min制造日本日立公司绝缘等级B制造厂家EMERS0NMEXICO3.18开式冷却水系统开式泵流量2900t/h扬程30m转速1480r/min泵的效率84%轴功率282kW运行水温≤80℃泵体设计压力2.5MPa制造厂家上海凯泉开式泵电机电机型号YKK450-4W额定功率355kW额定电压10kV额定电流25.2A额定转速1492r/min功率因数0.88接线型式Y绝缘等级F制造厂家湘潭电机股份公司3.19闭式冷却水系统闭式泵67 Q/101-105.13-2008流量2860t/h扬程55m转速1480r/min泵的效率82%轴功率498kW泵体设计压力2.5MPa运行水温≤80℃闭式水热交换器最大设计压力1．6MPa关闭压头63m闭式水热交换器设计温度80℃闭式水热交换器换热面积m2493．58m2制造厂家上海凯泉闭式泵电机电机型号YKK500-4W额定功率560kW额定电压10kV额定电流40.2A额定转速1491r/min功率因数0.86接线型式Y绝缘等级F制造厂家湘潭电机股份公司3.20循环水系统循环水泵型式88LKXA-30.3型立式斜流泵流量33480t/h扬程30.3m转速370r/min效率87.1％制造厂家长沙水泵厂汽蚀余量8.47m循环水泵电机型号YKSL3650-16/2600-1型额定功率3650kW额定电压10kV额定电流279.6A额定转速370r/min功率因数0.8接线型式4Y绝缘等级F制造厂家湘潭电机股份公司辅助冷却水泵67 Q/101-105.13-2008型式36LKXA-26型立式斜流泵流量3996t/h扬程26m制造厂家长沙水泵厂辅助冷却水泵电机型号YKSL500-8型额定功率450kW额定电压10kV额定电流35.3A额定转速744r/min功率因数0.8接线型式Y绝缘等级Ｆ制造厂家湘潭电机股份公司转刷网篦式清污机型号ZSB-5000型水室深度8.75m设计过网流速0.8m/s转刷网篦式清污机电机型号Y132M-4额定功率7.5kW额定电压380V额定电流15.4额定转速1440r/min接线型式Δ制造厂家金华银电机厂绝缘等级F胶球清洗泵型号125SS-22流量30L/s扬程24m吸上真空高度5m胶球清洗泵电机型号Y180M2-2额定功率22kW额定电压380V额定电流42.9A额定转速1470r/min接线型式Δ制造厂家革新电机厂绝缘等级F凉水塔冷却面积12000m2塔总高165m进风口标高10.0m（相对高程）填料底标高10.25m（相对高程）填料顶标高11.25m（相对高程）喉部标高112.482m（相对高程）塔底部直径142．292m塔喉部直径66.500m67 Q/101-105.13-2008塔顶直径71.176m竖井平面尺寸4.8×4.8m竖井高度17.3m循环水冷却倍率55循环水浓缩倍率≤5.0控制循环水不结垢系数ΔB小于0.23.21综合水泵房设备工业水小泵工业水大泵自动喷水消防泵组常规喷水消防泵组生活水泵电动泵柴油泵电动泵柴油泵泵型号KQSN200-N8/256KQSN300-M6/456(T)XBD-SLOW150-570XBD-SLOW150-570XBD-SLOW100-320(Ⅰ)XBD-SLOW100-320(Ⅰ)IS80-50-250A流量t/h40075054054035035040扬程（m）6565828212512565轴功率（kW）88.5181.89.97柴油机柴油机电机型号Y315S-2型YKK450-4型Y315L-4型8061SRⅠ40.00Y315L-2型8061SRⅠ40.00Y2160L-2额定功率（kW）120220185202.4185202.418.5额定电压（V）38010000380380380额定电流(A)20516.56330/318/34.7定转速(r/min)2980148814771500298030002930接线型式ΔYΔΔΔ3.22雨水泵房设备大雨水泵小雨水泵型号700HLY-16型600HLY-16型流量t/h51002550扬程（m）1616型号YKKL500-8型Y2-355M-6型额定功率315kW185kW额定电压10kV380V额定电流25.5355.9额定转速745r/mi990r/mi67 Q/101-105.13-2008接线型式YΔ功率因数0.77绝缘等级FF4电气设备概况4.1发变组设备规范4.1.1发电机规范型式隐极式、两极、三相同步交流发电机型号TFLQQ-KD(#7机组)QFSN-1000-2-27（#8机组）额定容量1120MVA额定功率1008MW最大连续功率1100MW（1230MVA）额定电压27kV额定电流23949A额定功率因数0.9滞后短路比0.54效率99.11%(在1000MW、0.9滞后功率因数时)极数2相数3转速3000r/min频率50Hz冷却方式定子绕组：直接水冷；定、转子铁芯及转子绕组：直接氢冷绝缘等级定子、转子绕组：F级；定子铁芯：F级。（温度均按B级考核）不平衡负载能力6%(持续)定子冷却水进水温度45℃～50℃定子冷却水出水温度£85℃定子冷却水进水压力0.41MPa定子冷却水进水流量122t/h冷却器进水温度对于氢冷器及定子水冷器均为最高39℃定子绕组层间温度极限£90℃定子绕组层间温差极限£7℃67 Q/101-105.13-2008转子绕组温度极限£110℃定子铁芯温度极限£120℃集电环温度极限£120℃定子端部温度极限£120℃轴瓦温度极限£90℃轴承回油温度极限£70℃额定氢压0.52MPa最高氢压0.56MPa冷却后氢气温度35℃～45℃热氢温度£68℃露点温度-25℃～-5℃氢气纯度³96%氢气消耗量£12m3/天氢冷器容量停用一只氢冷器时,发电机能在至少80%额定工况下运行而不过热定子线圈接法YY转子额定电压501V转子额定电流5041A转子空载电压166V转子空载电流1825A励磁方式静止自并励发电机噪音水平离发电机外壳1米处87dB制造日立东方电机厂4.1.2主变压器规范型号DFP-380000/500型式单相、双线圈铜绕组、强油风冷、无励磁调压变压器容量MV.A380负载损耗kW759额定电压kV525/±2×2.5%/27空载损耗kW125额定电流A1253.7/14074.1空载电流0.15%冷却方式0DAF/0NAF/0NAN（100％/80%/60%）短路阻抗17.65%接线方式YN，d11频率Hz50制造厂家保定变压器厂67 Q/101-105.13-20084.1.3封闭母线微正压装置控制装置型式WZK-Ⅲ型空气压缩机型号AA27305-231A充气自停压力1.3kPa充气自启压力0.5kPa充气计时（报警）20分钟保护压力5kPa压缩机自停压力7.5kPa压缩机自启压力4.5kPa排气温度高于环境温度4℃～5℃储气罐容量0.6m3制造厂家华源电力设备公司4.1.4发电机及发变组出线PT安装地点接线形式变比发电机出线1PT、2PTY/Y/Y/接线（27/）／（0.1/）／（0.1/）／（0.1/3）kV发电机出线3PTY/Y/接线（27/）／（0.1/）／（0.1/3）kV发变组出线4PTY/Y/Y/Y/接线（500/）/（0.1/）/（0.1/）/（0.1/）/0.1kV4.1.5发电机中性点接地变压器及电阻柜1）变压器：单相自冷、H级绝缘干式变压器；27/0.23kV；额定容量100kVA。2）变压器二次侧电阻：电阻值0.3Ω3）中性点隔离开关：单极27kV；400A；一只。4.1.6发电机引线及中性点套管CT发电机出线侧每相配置套管CT各4只，中性点侧每相配置套管CT各4只。变比：25000/5A；5P20,75VA,12只；TPY,75VA,6只；0.2级,75VA,3只；1.0级,100VA。4.1.7励磁变压器型式三台单相、干式变压器容量3*2700kVA冷却方式AN/AF短路电压11%额定电压27/0.961kV负载损耗18kW额定电流173.2/4866空载电流0.272％接线组别Yd11空载损耗7kW制造德国ABB公司绝缘等级F4.1.8自动电压调节柜及可控硅整流柜:67 Q/101-105.13-2008自动电压调节器型号UNITROL5000型Q5S-O/U451-S6000可控硅额定输出功率2426kW可控硅额定输出电压500V(MAX1086V)自动通道调压范围20%～110%Ugn整流桥的额定电流1750A（6桥）手动通道调压范围0%～110%Ifn顶值电流倍数2.167倍整流元件型号UNL13300灭磁开关型号HPB60M-82S,单极直流断路器额定电压2000V灭磁开关额定电流6000A最大遮断电流75kA4.2变压器设备规范4.2.1高厂变型式三相分裂、无载调压变压器型号SFF-68000/20容量MV.A68/34-34负载损耗kW264.7额定电压kV27±2×2.5%/10.5-10.5空载损耗kW32.8额定电流A1454/1870-1870空载电流0.29%冷却方式0NAF/0NAN（100％/80%）短路阻抗15%接线方式Dyn1-yn1频率Hz50制造厂家保定变压器厂中性点接地方式低阻接地：60Ω4.2.2#04A、#04B高备变67 Q/101-105.13-2008型式三相分裂、有载调压变压器型号SFFZ-68000/220容量MV.A68/34-34/22.7负载损耗kW264.5额定电压kV230±8×1.25%/10.5-10.5空载损耗kW51.5额定电流A170.7/1870-1870空载电流0.36%冷却方式0NAF/0NAN（100％/80%）短路阻抗17%接线方式YN，yn0-yn0，d频率Hz50制造厂家保定变压器厂中性点接地方式低阻接地：60Ω220kV电缆140/242(252)kV,单芯、交联聚乙烯绝缘电力电缆；3×454米；额定电流：210A。4.2.3三相树脂浇注绝缘干式低压变压器低变名称锅炉变、公用变、电除尘变汽机变、综合水泵房变、输煤变、翻车机变反渗透变、除灰变照明变、检修变脱硫变中水变型式SCB10—2500/10SCB10—2000/10SCB10—1600/10SCB10—800/10SCB10—2000/10SCB10—2000/10容量2500kVA2000kVA1600kVA800kVA2000kVA2000kVA额定电压kV10.5±2×2.5%/0.410.5±2×2.5%/0.410.5±2×2.5%/0.410.5±2×2.5%/0.410±2×2.5%/0.410±2×2.5%/0.4额定电流A137/3608110/288788/230944/1154.7115/2887115/2887阻抗Ud=10%Ud=8%Ud=8%Ud=4.5%Ud=8.21%Ud=6.27%中性点接地方式直接接地直接接地直接接地直接接地直接接地直接接地接线组别D,yn11D,yn11D,yn11D,yn11D,yn11D,yn11绝缘等级H级H级H级H级F冷却方式AN/AFAN/AFAN/AFAN/AFAN/AFAN/AF负载损耗kW18.614.311.16.0空载损耗kW2.652.282.141.7制造厂家广东顺特广东顺特广东顺特鲁能泰山志友广东顺特4.3配电装置设备规范67 Q/101-105.13-20084.3.1500kV断路器型号3AT2/3EI额定电压kV550额定耐受电流kA63（3S）额定电流A4000额定短路开断电流kA63额定频率Hz50操作冲击耐受电压kV1175合闸时间ms≤85SF6气体额定气压MPa0.70（20℃）开断时间ms≤37SF6气体报警气压MPa0.64（20℃）首相开断系数1.5SF6气体闭锁气压MPa0.62（20℃）正常操作循环O-0.3S-CO-180S-CO制造厂家杭州西门子4.3.2220kV断路器型号LTB245E1额定电压kV220最高工作电压kV252额定电流A4000首相开断系数1.5额定频率Hz50额定短路电流kA50分闸时间ms17±2额定关合电流kA125合闸时间ms＜55雷电冲击耐受电压kV1050SF6气体额定压力MPa0.7储能时间s13.9SF6气体低报警压力MPa0.62操作电压DCV220SF6低闭锁操作压力MPa0.60SF6最高压力MPa0.8制造厂家北京ABB高压开关有限公司4.3.310kV开关真空断路器VB2型真空接触器VCR193型额定电压12kV额定电压12kV额定电流2500A（进线）/1250A额定电流50A额定开断电流40kA额定开断电流40kA操作机构弹簧储能式操作机构电磁线圈制造厂家上海GE公司4.3.4主厂房内400VPC开关柜及MCC开关柜67 Q/101-105.13-2008型号（电源进线）MLS-600型MCC柜抽屉式功能单元类型8E/4，8E/2，8E，16E，24E额定电压400V插拔式功能单元插入式断路器制造厂家上海GE公司4.3.5400VPC开关及MCC开关型号MT40H1/32H1/25H1/16H1/08H1NS250H/160H/100H额定电流(A)4000/3200/2500/1600/800250/160/100极限分断能力(kA)6565短路耐受电流(kA)6565闭合容量(kA)143分断时间(ms)25闭合时间(ms)<70生产厂家施耐德4.3.6隔离开关规范：安装地点型号额定电压电流制造厂家kVA500kV系统GW11-550（DW、DDW）5504000西安220kV系统GW4-252W（DW）2522500西安输煤10kV系统P/VII（J.R）-GL12400上海GE单电源MCCQP-30.5630～1250 400VPCQSA－30.563厦门电控4.3.7220kV、500kV系统隔离开关操作机构规范：型号CJ6A控制电压220V电机电压V380电机功率kW0.55电机电流A1.55制造厂家西安高压开关厂4.3.8电流互感器规范：安装地点型号电压kV变比制造厂家500kV系统SAS5505502500/1上海MWB220kV系统LVQHB-220W22201200/1山东彼岸10kV系统LZZB121250～3000/5上海MWB400VPCBH-0.665～5000/5杭州彼爱琪67 Q/101-105.13-2008400VPCLMZ3-0.66300～4000/5上海人民电气4.3.9电压互感器规范：见表4.21安装地点型号电压kV变比kV制造厂家500kV（线路）TEMP-500IU500（500/）/（0.1/）/（0.1/）/（0.1/）/0.1上海MWB500kVTEMP-500HU500（500/）/（0.1/）/（0.1/）/（0.1/）/0.1上海MWB10kVJDZX9-1010(10/)/(0.1/)/(0.1/)及(10/)/(0.1/)大连一互400VJDG4-0.50.50.38/0.1江苏靖江4.4UPS系统设备规范4.4.1集控UPS系统设备规范UPS型号PEW1080-220/220-EN-R旁路电源SG-80K+DBW-80KUPS容量2×80kVA旁路电源容量80kVA输入3×380V、166.6A、91kW旁路电源输入交流380V（两相）输出1×220V、363.6A、64kW(80kVA)生产厂家瑞士GUTOR生产厂家上海天天红公司4.4.2脱硫UPS系统设备规范UPS型号SDP31040-220/220-R旁路电源DBW31040-220-GUPS容量40kVA旁路电源容量40kVA输入电压三相交流380V,直流220V输出电流182A整流器输入电流72A旁路电源输入380（1±20％）V整流器输出电压270V输出电压220（1±5％）V逆变器输入电压（165～285）V相数单相逆变器输出电压220V稳压精度（1～5）％逆变器输出功率因数0.8耐压2000V/1min生产厂家美国埃迪森公司生产厂家青岛埃迪森科技公司4.5直流装置67 Q/101-105.13-20084.5.1集控高频充电模块技术规范名称主厂房220V主厂房110V型号ATC230M40ATC115M40交流输入电压V380（85%～125%）380（80%～120%）交流输入电流A20≤16交流输入频率Hz50（1±10%）50（1±10%）充电装置输出电压(V)176～28690～160额定输出电流A4040充电模块数量（8+2）冗余配置（8+2）冗余配置充电装置输出限流105%额定输出电流105%额定输出电流生产厂家深圳奥特迅深圳奥特迅4.5.2脱硫高频充电模块技术规范使用地点型号组数交流输入直流输出相数电压V电流A电压V脱硫GZDW-80A-300/220V共2组，每组采用3+1模块33802×80230生产厂家文登市有利成套电源设备有限公司4.5.3集控蓄电池规范（每台机）：淄博蓄电池厂生产使用地点型号组数容量Ah浮充电压V放电终止电压V单只电瓶电压V电瓶个数(每组)集控220VGFM-2400124002.23～2.251.852.0104集控110VGFM-1800218002.23～2.251.82.0524.5.4脱硫蓄电池规范：威海文隆有利电池厂生产67 Q/101-105.13-2008使用地点型号组数容量Ah10h放电电流A放电终止电压V单只电瓶电压V电瓶个数四期脱硫GFM-3002300301.82.251044.6柴油发电机组4.6.1发电机设备规范型号SR4B3516励磁方式永磁励磁额定容量2275kVA功率1820kW额定电压400V额定电流3284A额定转速1500r/min频率50Hz励磁电压29V励磁电流7.7A定子绝缘等级H级额定温升105K转子绝缘等级H级功率因数0.8（滞后）制造厂家卡特彼勒（美国）调压方式自动调压、无刷励磁4.6.2设备规范型式四冲程，V型排列，16缸，闭式循环水冷却，废气涡轮增压型号3516润滑油总容量401L气缸数量16缸润滑油牌号15W40CD级润滑油气缸直径170mm额定功率燃油消耗量471l/h活塞行程215mm燃油油箱容量5m3总排气量78L燃油牌号SZB252—81#0轻柴油额定转速时活塞速度10.7m/s启动方式电启动启动电压24Ｖ电池组容量4×140Ah压缩比14:1增压机型号卡特彼勒涡轮增压器额定转速1500r/min排气背压2.5kPa满负荷时空气进气量143.9m3/min满负荷时排气温度510.2℃冷却水容量发动机部分：233L散热器部分：197L最高水温107℃最低水温16℃最高转速1770r/min额定转速时机油压力(275～600)kPa制造厂家卡特彼勒有限公司（美国）301 Q/101-105.13-2008第二章机组辅助设备启停1通则1.1设备启停注意事项1.1.1检修后的辅助设备试转前，必须进行各项联锁、保护试验，其控制回路、自动装置、热工联锁保护以及机械装置、气动装置等试验合格后方可进行试转。1.1.2检修后的辅助设备必须经试运行合格后，方可将其投入运行或备用。试转时必须有检修负责人在场。若电动机部分已检修，应试验转向正确后再与辅助设备连接。10kV动力设备应先做静态拉合闸试验良好。1.1.3辅助设备试运行启动前，必须就地进行检查，确认具备启动条件后，方可送电启动。1.1.4对可能受潮或停运1周以上的电动机，送电前应测量其绝缘合格。1.1.5启动10kV设备及重要的400V设备，应派专人就地监视。启动时，就地人员站在事故按钮处，发现问题及时停止。1.1.6同一母线上，不可同时启动两台及以上10kV辅助设备。1.1.7若辅助设备启动中发生跳闸，在查明原因并消除故障前，不得再启动。1.1.8配有强制循环润滑油系统或液压控制油系统的辅助设备，在冬季机组停运时间较长时，油系统应提前两小时启动。油箱里的电加热在投运时要经常检查，特别是无温控功能和油不循环时，严防过热着火。1.1.9各辅助设备启动前应同相关岗位人员进行横向和纵向联系。1.1.10各辅助设备的启动应遵照其逻辑关系进行，尽可能避免带负荷启动。1.1.11辅助设备启动时应有专人监视电流和启动时间，若启动时间超过规定，电流尚未回复正常时应立即停止运行。1.1.12辅助设备启停一般应在LCD相应画面上操作，此时应注意控制开关置于“REMOTE”位置。如需在就地进行启停操作，则应将控制开关置于“LOCAL”位置。1.2设备启动前的检查1.2.1检查与启动设备有关的工作票已收回，就地检查检修工作确已结束，工作人员撤出现场。设备及其周围的杂物应清理干净。设备外观完整，连接牢靠，转动部分的安全罩应装复。各门、孔关闭严密，地脚螺丝、连接螺栓上紧。设备有关表计应投运，周围照明充足。1.2.2设备轴承润滑油油质、油位、油温符合要求。设备的冷却水、密封水已投入正常，辅助设备及电动机各部分的温度符合要求。1.2.3电动机接线良好，测量绝缘应合格，电机外壳接地良好。1.2.4对系统进行全面检查，并向有关油、水系统和泵体充油、充水，放尽空气。301 Q/101-105.13-20081.2.5对可以进行手动盘车的辅助设备，均应盘动转子，确认转动灵活，无卡涩现象。1.2.6检修后（新安装）的设备应进行试运转，检查转动方向应正确，电流正常。1.2.7检修后（新安装）的设备应做联锁试验，并正确可靠。1.2.8设备所属各阀门、风门、挡板灵活，传动装置动作良好，开度指示正确。1.2.9与设备有关的测量、保护装置正常。1.3设备启动后的检查1.3.1转动设备的轴承（瓦）以及减速箱温升符合规定，一般情况下滑动轴承不得超过80℃，滚动轴承不得超过100℃。1.3.2设备各部振动符合规定。轴承振动一般按下表控制：轴承振动允许值转速(r/min)7600300015001000£750振动值(双振幅μm)4050851001201.3.3电动机温升、电流指示符合规定。1.3.4润滑油箱油位正常，系统无漏油现象。1.3.5设备密封良好。1.3.6无动静摩擦声等异常声音。1.3.7各调整装置的机械联接应完好，无脱落。1.3.8压力、流量均正常。1.3.9确认各联锁和自动调节装置均投入并正常。1.3.10设备所属系统无漏水、漏汽、漏油现象。1.4辅助设备停运1.4.1辅助设备的停运操作应遵照设备停止的逻辑关系进行。1.4.2有关辅助设备在停运前应周全考虑保护、联锁关系，防止有关设备的联动、跳闸等不安全情况出现。1.4.3辅助设备停运后应严密监视，如发生倒转，应立即隔离。1.4.4冬季停止运行的有关辅助设备，应做好必要的防冻措施。1.4.5辅助设备检修隔离时，应先将辅助设备停止运行，然后才能进行隔离操作。2空预器的启动、停用2.1空预器导向轴承油泵启动前的检查及准备2.1.1按通则部分规定执行启动前的检查。2.1.2检查导向轴承油池油位正常，油质良好。301 Q/101-105.13-20082.1.3将导向轴承油泵就地控制柜的“就地/遥控”选择开关均置“就地”位置。2.1.4送上空预器导向轴承油泵的电源。2.2空预器导向轴承油泵的试转2.2.1空预器导向轴承油泵送电正常，将控制选择开关置“遥控”位置。启动空预器导向轴承油泵，检查导向轴承油泵启动正常，油压正常。2.2.2检查滤油器前后压差正常。2.2.3导向轴承油泵试转30min，检查正常后，停运备用。2.3空预器导向轴承油泵的自启、停将空预器导向轴承油泵联锁开关投入“联锁”，导向轴承油温＞55℃时，油泵自启动。当导向轴承油温＜45℃，导向轴承油泵自动停运。2.4空预器导向轴承油泵的停用2.4.1当联锁开关置“手动”时，可根据需要在风烟系统画面上停用。2.4.2当风烟系统画面不能操作时，可在导向轴承油泵的就地控制柜上进行，先将空预器导向轴承油泵控制柜上油泵的“就地/遥控”选择开关置“就地”位置，按下“停用”按钮，即可停用油泵。2.5空预器试转及启动前的检查2.5.1按通则部分规定执行启动前的检查。2.5.2检查空预器密封间隙自动控制装置在停用位置,空预器密封扇形板提升至最大位置。2.5.3检查空预器灭火、水冲洗、闭冷水等系统阀门位置符合要求。2.5.4检查空预器密封扇形板探头密封风投入。2.5.5检查空预器导向轴承油站已具备投入运行的条件。2.5.6检查空预器有关的风门、挡板电源已送上。2.5.7送上空预器传动控制柜及气动马达进气电磁阀的电源。2.6允许启停空预器的条件2.6.1允许启动空预器的条件2.6.1.1导向轴承油温＜70℃。2.6.1.2无空预器主电机故障。2.6.2允许停用空预器的条件本侧吸送风机均已停用，且空预器进口烟温＜150℃。2.7空预器的顺控启动和停用2.7.1允许顺控启动空预器的条件2.7.1.1空预器导向轴承油温＜70℃。301 Q/101-105.13-20082.7.1.2子组设备在自动位。2.7.2顺控启动空预器步骤2..7.2.1空预器油泵投入联锁。2.7.2.2启动空预器主电机。2.7.2.3开启空预器出口二次风挡板。2.7.2.4开启空预器进口烟气挡板。2.7.3允许顺控停用空预器的条件2.7.3.1该侧送风机已停。2.7.3.2该侧吸风机已停。2.7.3.3空预器入口烟气温度＜150℃。2.7.4顺控停用空预器步骤2.7.4.1空预器气动马达解除“备用”。2.7.4.2停止空预器主电机。2.8空气预热器启停操作注意事项2.8.1空预器变速箱油泵故障时，空预器主电机、气动马达不停止运行，此时运行人员应根据变速箱温度情况（与环境温度比，温升应小于60℃），决定是否停止空预器运行。2.8.2空预器清洗操作：当空预器工频运行需要清洗时，应停止空预器运行，将空预器正常/清洗方式开关切至清洗位置，启动空预器运行，检查空预器启动至25Hz运行正常；空预器清洗完毕需要切至工频运行时，将“正常/清洗方式”开关切至“正常”位置，检查空预器升速至50Hz运行正常。2.8.3当空预器从气动马达切至主电机驱动时，在气动马达停止30S后才能启动主电机变频器运行(控制电源失去时除外)。2.8.4空预器变频正常启动至50Hz稳定运行10S后切至工频运行（KM2吸合）。2.8.5启动空预器变频时，KM1首先吸合，延时10S后KM8吸合变频器工作。2.8.6当空预器变频“自动/手动”方式开关切至“自动”时，如果空预器电机停止运行（事故停机除外），气动马达将自动启动。2.9空预器运行维护2.9.1锅炉点火后，对空预器进行连续吹灰，直至全停油。正常运行中，每八小时吹灰一次。2.9.2机组负荷大于60%MCR且锅炉运行稳定,方可联系热工投入密封间隙自动调节装置于自动。机组停运过程中，当负荷减至50%MCR时，应解除密封间隙自动调节装置自动并手动提升至最大位。2.9.3空预器在运行中应无异常声音，传动装置运转平稳、无磨擦，其电机电流稳定在正常范围内。若电流异常摆动，应立即手动提升密封间隙自动调节装置，并采取降烟温或其它措施。301 Q/101-105.13-20082.9.4监视空预器进、出口烟气压差，风压差及进、出口风烟温的变化情况，发现异常应及时分析原因并采取相应的措施。2.9.5空预器进、出口烟（风）压差增大时，应及时进行空预器吹灰。2.9.6轴承润滑油系统无泄漏，油位、油温等正常。导向轴承油泵不能正常联动时，应手动启停。3吸风机的启动、停用3.1吸风机启动3.1.1按通则部分规定执行启动前的检查。3.1.2确认吸风机电源已送上，有关挡板、电机油系统、静叶执行机构电源已送上。3.1.3检查吸风机电机润滑油站已符合启动要求，并启动一台润滑油泵，备用油泵投入自动，油箱电加热器投入“联锁”。3.1.4检查吸风机轴承冷却风机已符合启动要求，并在启动风机前2小时启动轴承冷却风机。3.1.5检查吸风机启动条件满足：3.1.5.1任一轴承冷却风机在运行。3.1.5.2本侧空预器在运行。3.1.5.3入口静叶关或静叶位返＜5%。3.1.5.4入口烟气挡板关。3.1.5.5电机油站油压正常。3.1.5.6电机油站滤油器差压不高。3.1.5.7油箱油位不低。3.1.5.8出口烟气挡板开。3.1.5.9风机轴承温度正常。3.1.5.10电机轴承温度正常。3.1.5.11电机线圈温度正常。3.1.5.12任一油泵运行。3.1.5.13无FSSS要求强制通风。3.1.5.14FGD烟道畅通。3.1.5.15无吸风机保护动作。3.1.6输入吸风机启动命令，确认吸风机启动正常。3.1.7确认吸风机入口挡板打开，若入口挡板在90s内没能离开全开位，应立即停止吸风机运行。3.1.8调节吸风机入口静叶，使炉膛负压保持在-100Pa左右，将静叶调节投自动。3.1.9顺控启动301 Q/101-105.13-20083.1.9.1允许顺控启动吸风机的条件a).符合吸风机启动条件。b).无吸风机保护跳闸信号，无吸风机运行信号，无吸风机故障信号，风门、挡板均已投入“自动”。c).另一台吸风机未进行顺控启停操作。3.1.9.2顺控启动吸风机的步骤输入吸风机顺控启动指令，程序执行以下步骤：a).启动吸风机电机任一润滑油泵、任一轴承冷却风机，关闭进口烟气挡板，全开出口烟气挡板，关闭吸风机入口静叶。b).若已有一台润滑油泵、轴承冷却风机在运行且进口烟气挡板均关闭，入口静叶开度≤5％，则进行以下操作：启动吸风机，开启吸风机进口烟气挡板。3.1.10当一台吸风机运行时，启动第二台吸风机并风机：3.1.10.1降低运行风机负荷，即由风量和风压所构成的工况点向下调至风机失速线压力最低点以下，在上述极限下可以随时启动吸风机并联。3.1.10.2启动吸风机，电流正常后，开启入口挡板，开大静叶并同时减小另一台吸风机静叶开度，使两台吸风机风量、风压一致。3.2吸风机运行维护3.2.1吸风机运行时，应定期检查轴承振动、温度正常。3.2.2吸风机电机油站运行时，应检查油位、油压、油温和润滑油量正常，发现油位低时，及时联系检修加油。当电机油站系统滤网差压达报警值时，通知检修人员清理滤网，将滤网切换至备用滤网运行。3.2.3吸风机电机润滑油泵的切换运行3.2.3.1启动备用油泵，检查润滑油压正常。3.2.3.2停用原运行油泵。3.2.3.3将停运油泵投入备用。3.2.4并列运行中的两台吸风机，无论手操或自动，应保持电流、静叶开度相接近，防止吸风机进入不稳定工况运行。3.2.5在炉前油系统彻底解列前，不得停运吸风机。3.3吸风机停运3.3.1满足下列条件，允许停用最后一台吸风机3.3.1.1本侧送风机停。301 Q/101-105.13-20083.3.1.2入口静叶关或静叶位返＜5%。3.3.1.3本侧一次风机停。3.3.2两台吸风机并联运行，停用其中一台的操作顺序3.3.2.1适当降低机组负荷，调整风量适当。3.3.2.2解除吸风机自动，逐渐关闭将停运吸风机静叶，开大另一台吸风机静叶，根据风量带负荷。当将停运吸风机静叶全关后，停止吸风机运行，关闭吸风机入口烟气挡板，根据需要决定是否关闭吸风机出口挡板，吸风机停运2小时后停运吸风机轴承冷却风机。3.3.2.3如停运吸风机作备用，应保持电机润滑油系统正常运行。3.3.2.4如停运吸风机检修，根据需要停运电机润滑油系统，并切断油箱加热装置。3.3.3单风机运行，需停止时，关闭吸风机入口静叶，停止吸风机运行，关闭吸风机入口烟气挡板，根据需要决定是否关闭吸风机出口挡板，吸风机停运2小时后停运吸风机轴承冷却风机。4送风机的启动、停用4.1送风机启动4.1.1按通则部分规定执行启动前的检查。4.1.2确认送风机电源已送上，有关挡板、电机油系统、静叶执行机构电源已送上。4.1.3检查送风机和电机润滑油站已符合启动要求，并启动一台润滑油泵，备用油泵投入自动，油箱电加热器投入“联锁”。4.1.4检查送风机启动条件满足：4.1.4.1风机轴承温度正常。4.1.4.2电机轴承温度正常。4.1.4.3电机线圈温度正常。4.1.4.4油箱油位不低。4.1.4.5润滑油流量不低（＞3L/min）。4.1.4.6油站滤油器差压不高。4.1.4.7油压正常。4.1.4.8入口动叶开度最小或动叶位返＜5%。4.1.4.9出口挡板已关闭。4.1.4.10本侧吸风机运行。4.1.4.11任一风机油站油泵运行，任一电机油站油泵运行。4.1.4.12本侧空预器运行。4.1.4.13无送风机保护动作。301 Q/101-105.13-20084.1.5输入送风机启动命令，确认送风机启动正常。4.1.6确认送风机出口挡板打开，若出口挡板在90s内没能离开全开位，应立即停止送风机运行。4.1.7调节送风机入口动叶，使锅炉风量在30%MCR～40%MCR之间。4.1.8顺控启动4.1.8.1允许顺控启动送风机的条件a).符合送风机启动条件。b).无送风机运行信号，无送风机故障信号，风门、挡板均已投入“自动”。c).另一台送风机未进行顺控启停操作。4.1.8.2顺控启动送风机的步骤输入送风机顺控启动指令，程序执行以下步骤：a).启动送风机任一风机油泵、任一电机油泵，关闭送风机出口挡板，关闭送风机入口动叶。b).若已有任一风机油泵、任一电机油泵运行且送风机出口挡板已关闭，送风机动叶≤5％，则进行以下操作：启动送风机,开启送风机出口挡板。4.1.9当一台送风机运行时,启动第二台送风机并风机:4.1.9.1降低运行送风机负荷，即由风量和风压所构成的工况点向下调至风机失速线压力最低点以下，在上述极限下可以随时启动送风机并联。4.1.9.2启动送风机，电流正常后，开启送风机出口挡板，开大动叶并同时减小另一台送风机动叶开度，使两台送风机风量、风压一致。4.2送风机运行维护4.2.1送风机运行时，应定期检查轴承振动、温度正常。4.2.2送风机电机油站运行时，应检查油位、油压、油温和润滑油量正常，发现油位低时，及时联系检修加油。当风机、电机油站系统滤网差压达报警值时，通知检修人员清理滤网，将滤网切换至备用滤网运行。4.2.3送风机电机润滑油泵的切换运行4.2.3.1启动备用油泵，检查润滑油压正常。4.2.3.2停用原运行油泵。4.2.3.3将停运油泵投入备用。4.2.4并列运行中的两台送风机，无论手操或自动，应保持电流、静叶开度相接近，防止送风机进入不稳定工况运行。4.2.5在炉前油系统彻底解列前，不得停运送风机。4.3送风机停运301 Q/101-105.13-20084.3.1两台送风机并联运行，停用其中一台的操作顺序4.3.1.1适当降低机组负荷，调整风量适当。4.3.1.2解除送风机自动，逐渐关闭将停运送风机动叶，开大另一台送风机动叶，根据风量带负荷，动叶关到位后，关闭将停运送风机出口挡板，停止运行送风机，根据需要开启联络风门。4.3.1.3如停运送风机作备用，应保持润滑油系统正常运行。4.3.1.4如停运送风机检修，根据需要停运其润滑油系统，动叶执行机构停电，并切断油箱加热装置。4.3.2单风机运行，需停止时，将动叶逐渐关闭后，手动关闭送风机出口挡板，停止送风机运行。5一次风机的启动、停用5.1一次风机启动5.1.1按通则部分规定执行启动前的检查。5.1.2确认一次风机电源已送上，有关挡板、电机油系统、静叶执行机构电源已送上。5.1.3检查一次风机和电机润滑油站已符合启动要求，并启动一台润滑油泵，备用油泵投入自动，油箱电加热器投入“联锁”。5.1.4检查一次风机启动条件满足：5.1.4.1风机轴承温度正常。5.1.4.2电机轴承温度正常。5.1.4.3电机线圈温度正常。5.1.4.4油压正常。5.1.4.5滤油器差压不高。5.1.4.6润滑油流量不低（＞3L/min）。5.1.4.7油箱油位不低。5.1.4.8入口动叶关闭或动叶位返＜5%。5.1.4.9出口挡板关闭。5.1.4.10本侧空预器电动或气动马达在运行。5.1.4.11无MFT信号。5.1.4.12任一风机油站油泵运行，任一电机油站油泵运行。5.1.4.13任一吸风机运行。5.1.4.14无一次风机保护动作。5.1.5确认一次风系统有关挡板位置正确，输入一次风机启动命令，确认一次风机启动正常。5.1.6301 Q/101-105.13-2008确认一次风机出口挡板打开，若出口挡板在90s内没能离开全开位，应立即停止一次风机运行。5.1.7调节一次风机入口动叶，使一次风压保持在10.0kPa左右。5.1.8顺控启动5.1.8.1允许顺控启动一次风机的条件a)符合一次风机启动条件。b)无一次风机运行信号，无一次风机故障信号，风门、挡板均已投入“自动”。c)另一台一次风机未进行顺控启停操作。5.1.8.2顺控启动一次风机的步骤输入一次风机顺控启动指令，程序执行以下步骤：a).启动一次风机任一风机油泵、任一电机油泵，关闭一次风机出口挡板，关闭一次风机入口动叶。b).若已有任一风机油泵、任一电机油泵运行且一次风机出口挡板已关闭，一次风机动叶≤5％则进行以下操作：启动一次风机，开启一次风机出口挡板。5.1.9当一台一次风机运行时，启动第二台一次风机并风机：5.1.9.1降低运行一次风机负荷，即由风量和风压所构成的工况点向下调至风机失速线压力最低点以下，在上述极限下可以随时启动风机并联。5.1.9.2启动一次风机，电流正常后，开启出口挡板，开大动叶并同时减小另一台一次风机动叶开度，使两台一次风机风量、风压一致。5.2一次风机运行维护5.2.1一次风机运行时，应定期检查轴承振动、温度正常。5.2.2一次风机电机油站运行时，应检查油位、油压、油温和润滑油量正常，发现油位低时，及时联系检修加油。当风机、电机油站系统滤网差压达报警值时，通知检修人员清理滤网，将滤网切换至备用滤网运行。5.2.3一次风机电机润滑油泵的切换运行5.2.3.1启动备用油泵，检查润滑油压正常。5.2.3.2停用原运行油泵。5.2.3.3将停运油泵投入备用。5.2.4并列运行中的两台一次风机，无论手操或自动，应保持电流、静叶开度相接近，防止一次风机进入不稳定工况运行。5.3一次风机停运5.3.1存在下列条件之一，允许停用一次风机5.3.1.1对侧一次风机运行，且投运磨组小于3台，一次风母管压力≥10kPa。301 Q/101-105.13-20085.3.1.2无磨煤机运行。5.3.2两台风机并联运行，停用其中一台的操作顺序5.3.2.1适当降低机组负荷（保留两台磨运行），调整风量适当，符合风机停运条件。5.3.2.2关闭一次风机出口联络挡板，关闭需停运风机出口冷一次风挡板。5.3.2.3解除风机自动，逐渐关闭将停运风机动叶，开大另一台风机动叶，根据风量带负荷，动叶关到位后，关闭将停运一次风机出口挡板，停止风机运行。5.3.2.4检查一次风机出口联络挡板联锁开启，开启停运风机出口冷一次风挡板。5.3.2.5如停运风机作备用，应保持润滑油系统正常运行。5.3.2.6如停运风机检修，根据需要停运其润滑油系统，动叶执行机构停电，并切断油箱加热装置。5.3.3单风机运行，需停止时，将动叶逐渐关闭，手动关闭一次风机出口风门，停止一次风机运行。6火检风机启动、停用6.1火检风机启动6.1.1检查火检风系统良好，电源良好。6.1.2确认操作员站中待启动火检风机在“系统控制”位置。6.1.3输入火检风机启动命令。6.1.4火检风机启动，风压正常后，将另一台火检风机投入备用。6.1.5若母管火检风压＜5kPa，则备用火检风机自启动。6.2火检风机停运6.2.1输入火检风机停止命令，停止该火检风机。6.2.2若停运所有火检风机，应先解除备用火检风机“备用”，再停止运行风机。6.2.3若切换火检风机运行，应将备用火检风机启动运行正常后，再停止运行火检风机，将其投入“备用”。6.3火检风机运行维护6.3.1正常情况下保持一台火检风机运行，另一台火检风机置“备用”位置。6.3.2为保证火检探头的安全，锅炉熄火后应保持火检风机运行，直至预热器入口烟温＜50℃方可停运火检风机。6.3.3经常检查火检风机入口滤网情况，当出口风压低于6kPa时，及时联系清理滤网。6.3.4检查燃烧器层各火检冷却风门位置正确。7密封风机启动、停用7.1密封风机的启动301 Q/101-105.13-20087.1.1密封风机的自启动7.1.1.1任一台密封风机在运行时，当密封风母管风压低12kPa，备用密封风机将自启动。7.1.1.2运行中的密封风机跳闸，备用密封风机将自启动。7.1.2密封风机启动前的检查7.1.2.1按通则部分规定执行启动前的检查。7.1.2.2确认密封风机电源已送上。7.1.2.3检查仪用气系统已投运，且气压正常。7.1.3密封风机的启动7.1.3.1已有一台一次风机在运行即可启动密封风机。7.1.3.2开启密封风机入口挡板，启动密封风机后，检查密封风机及电机运行正常。7.1.3.3检查密封风机出口挡板、三通门动作正常，调节密封风机入口调节挡板开度，使密封风母管压力正常。7.1.3.4将密封风机入口调节挡板投入“自动”，检查动作正常，密封风压正常。7.1.3.5将备用密封风机的联锁开关投入“联锁”。7.1.4密封风机的切换运行7.1.4.1开启备用密封风机入口挡板，启动备用密封风机。7.1.4.2检查备用密封风机已运行正常、入口调节挡板投入“自动”，检查其动作正常后，解除原运行密封风机入口调节挡板“自动”并缓慢关闭，停运原运行密封风机，检查其出口三通门动作正常，停运风机不倒转。7.1.4.3将停用密封风机联锁开关投入“联锁”。7.2密封风机的停运确认所有磨煤机均已停运后，解除备用密封风机“联锁”，解除运行密封风机入口调节挡板“自动”并缓慢关闭，停用运行密封风机，检查其出口挡板、三通门动作正常。7.3两台密封风机跳闸，联开密封风机旁路门。8炉前燃油系统投停8.1炉前燃油系统投入前检查8.1.1炉前消防设备齐全、完好,消防水系统投入。8.1.2检查炉前燃油系统所有手动门均在关闭状态。8.1.3燃油进油母管调节阀、燃油跳闸阀、燃油再循环阀、油枪电磁阀及泄漏试验阀已经校验合格，动作正常。8.1.4检查压缩空气至各油枪的吹扫气源门均已打开。301 Q/101-105.13-20088.1.5检查火检风机至各油枪的火检风门开度正常。8.1.6确认燃烧器各层二次风箱入口风门挡板开启。8.2炉前燃油系统投入8.2.1确认燃油泵运行正常，燃油母管压力正常。8.2.2依次开启炉前进油母管滤网前后截门（一路运行，一路备用）、进油母管流量计前后截门（旁路门关闭）、燃油进油母管调节阀前后截门（旁路门关闭）、燃油泄漏试验阀前截门、进油母管总门、燃油再循环阀前后截门、回油流量计前后截门（旁路门关闭）。8.2.3开启燃油进油母管蓄能器前截门、燃油进油母管压力表前截门。8.2.4开启至各油枪的进油手动截门。8.2.5燃油母管泄漏试验完成后，进行炉膛点火前吹扫5分钟，开启燃油跳闸阀，MFT继电器复位，检查燃油再循环阀自动开启。8.2.6检查油压正常，燃油系统无泄漏。燃油温度≤15℃时，投入燃油伴热系统。8.2.7炉前燃油系统在锅炉运行时应保持连续运行，以保证随时投入油枪助燃。8.3炉前燃油系统解列油枪全部停运并经吹扫完毕后，关闭燃油跳闸阀，关闭炉前进油母管滤网前后截门、进油母管总门、燃油再循环阀前后截门，关闭各油枪进油手动截门。9油枪投停9.1油枪投运前的检查：9.1.1检查炉前燃油系统运行正常。9.1.2炉前燃油压力正常。9.1.3火检冷却风压力正常。9.1.4无0FT跳闸指令。9.1.5燃油温度合适。9.1.6燃油母管泄漏试验合格。9.2允许点火（COMpermissiontolightoff）条件当以下条件全部满足时，允许点火发出：9.2.1OFT复位。9.2.2燃油母管压力正常≥2MPa。9.2.3MFT复位。9.2.4燃油跳闸阀打开。9.2.5火检冷却风压正常。301 Q/101-105.13-20089.2.6燃油吹扫空气压力正常。9.3油枪投运条件9.3.1无其它油枪点火指令。9.3.2无该油枪不正常信号(油枪吹扫失败除外)。9.3.3该油枪进油电磁阀关到位。9.3.4该油枪火检放大器无故障。9.3.5油点火共用条件满足。9.3.6该油枪耦合。9.3.7该油枪对应的磨煤机投运中或该油枪对应的火焰丧失。点火许可信号发出后，锅炉才能进行点火启动。先将即将投运的油枪所对应的风箱入口二次风门、中心风门及燃烧器外二次风门等置于燃烧器燃油位置，然后才能向油枪控制系统发出点火信号。9.4油枪程控启动9.4.1二次风门置燃油位。9.4.2进高能点火器,关吹扫阀。9.4.3高能点火器进到位后进油枪,油枪进到位高能点火器开始打火，打火15秒后自动退出。9.4.4高能点火器打火后两秒后开油阀，开启油枪电磁阀，外二次风挡板置燃油位。9.4.5在15s内检测到火焰且高能点火器退到位。9.4.6当以下条件均满足，则顺控启动完成：吹扫阀关到位；油枪进到位；外二次风挡板燃油位；油枪电磁阀开到位；检测到油火检。9.4.7上述任一过程未满足,则发油枪点火失败。9.5运行维护9.5.1油枪处于良好的运行或备用状态。9.5.2停运油枪应在完全退出位置，否则应联系检修人员处理。9.5.3检查油枪和炉前油系统无漏油、漏气现象。9.6油枪自动关断指令自动方式下，来自燃烧逻辑或以下信号全部满足时，油枪自动关断指令发出9.6.1油枪电磁阀关。9.6.2无油枪点火指令。9.6.3油枪程序故障。9.6.4自动程序关断。9.7油枪程序停止301 Q/101-105.13-20089.7.1进高能点火器。9.7.2高能点火器进到位后打火（打火时间为15秒）。9.7.3高能点火器打火延时两秒后关油阀。9.7.4油阀关后开吹扫阀，吹扫一分钟。9.7.5吹扫完后关吹扫阀，退出高能点火器，退出油枪。10制粉系统启停10.1启动前的检查与准备10.1.1按通则部分规定执行启动前的检查。10.1.2启动前应对整个系统全面检查，各阀门挡板位置正确。10.1.3检查各回转设备符合投运条件：磨煤机、密封风机、一次风机、磨煤机高低压油泵、给煤机、磨煤机大齿轮喷射润滑装置、大齿轮密封风机、磨煤机减速箱油泵、磨煤机盘车装置。10.1.4检查磨煤机、给煤机的密封风及各设备冷却水系统均处于可投入状态。10.1.5给煤机送电后，就地控制面板运行方式开关置“REMOTE”位。10.1.6磨煤机充惰装置、消防装置处于良好的备用状态。10.2启动10.2.1允许投粉条件：10.2.1.1二次风压正常。10.2.1.2MFT继电器已复位。10.2.1.3大于三台磨运行时，A、B一次风机都运行，小于三台磨运行时，至少一台一次风机运行。10.2.1.4火检冷却风压正常。10.2.1.5有任一台送风机运行。10.2.2磨煤机启动允许条件10.2.2.1无磨煤机跳闸条件。10.2.2.2允许投粉。10.2.2.3该磨对应油层油枪启动完成。10.2.2.4磨煤机热风门开度小于5%。10.2.2.5所有分离器出口挡板全开。10.2.2.6任一台密封风机运行且密封风压合适≥9kPa。10.2.2.7两台给煤机停止。10.2.2.8任一低压油泵运行且润滑油压正常。301 Q/101-105.13-200810.2.2.9任一高压油泵运行且两端顶轴油压合适。10.2.2.10磨煤机盘车电机离合器在分位。10.2.2.11磨煤机一次风关断挡板关。10.2.2.12一次风压正常≥5.5kPa。10.2.2.13无磨煤机跳闸条件。10.2.2.14磨煤机主电机在“远方”位。10.2.2.15所有煤粉管清扫风挡板关。10.2.2.16大齿轮密封风机运行。10.2.2.17减速机油泵运行。10.2.3磨煤机盘车电机启动条件高压油泵组运行，主电动机停止,盘车油泵运行,盘车装置在啮合状态。10.2.4给煤机启动条件10.2.4.1给煤机在“远方”位。10.2.4.2无磨煤机跳闸条件。10.2.4.3允许投粉。10.2.4.4所有分离器出口挡板全开。10.2.4.5给煤机下煤闸板门全开。10.2.4.6给煤机密封风门已开。10.2．4.7磨煤机主电机运行且分离器出口温度高于50℃。10.2.4.8磨煤机一次风关断挡板开。10.2.4.9磨煤机点火能源满足。10.2.5磨煤机启动10.2.5.1检查煤层程控启动条件满足。10.2.5.2输入磨煤机顺控启动指令，程序执行以下步骤a)关闭该磨煤机一次风关断挡板；关闭两侧容量风挡板；关闭两侧旁路风挡板；关闭所有分离器出口挡板；关闭给煤机下煤闸板门；关闭所有煤粉管道吹扫风门；点火油层启动。b)启动磨煤机低压油泵、电机油站油泵及减速机油泵。c)启动煤粉管道吹扫程控(可选择单支吹,或两支吹或四支吹)。d)启动磨煤机充惰装置（运行判断可以旁路）。e)开分离器出口挡板。f)启动磨煤机高压油泵组，建立顶轴油压。启动大齿轮喷油装置，启动大齿轮罩密封风机。301 Q/101-105.13-2008a)启动磨煤机。b)打开一次风关断挡板，开容量风、旁路风暖磨，置热风门、冷风门自动。。c)开启给煤机上煤闸板门,下煤闸板门。d)启动给煤机,置中心风点火位。10.2.5.3磨煤机程控启动成功后，投入磨煤机旁路风、容量风自动、给煤机转速自动。10.2.5.4对磨煤机系统进行全面检查。10.2.5.5当磨煤机程控启动无法投用时，也可手动参照以上程控步骤启动磨煤机。10.3停止10.3.1给煤机联锁停止条件10.3.1.1锅炉MFT。10.3.1.2磨煤机主电机停止。10.3.1.3存在磨煤机跳闸条件。10.3.1.4给煤机下煤闸板门关。10.3.1.5给煤机堵煤。10.3.2磨煤机停止允许条件10.3.2.1磨煤机主电机在远方位。10.3.2.2两台给煤机停止。10.3.3磨煤机停运10.3.3.1检查煤层程控停运条件满足。10.3.3.2输入磨煤机顺控停止指令，程序执行以下步骤a)置两端给煤机最小转速。b)点火油层启动。c)停两端给煤机。d)关两端给煤机下煤闸板门。e)启动高压油泵组。f)停止磨煤机。g)关一次风关断挡板，关容量风挡板和旁路风挡板。h)启动盘车电机油泵。i)启动盘车电机。j)停止大齿轮罩密封风机。k)启动磨煤机充惰装置（若此磨停运时已彻底烧空，此步可跳过）。301 Q/101-105.13-2008a)关分离器出口挡板。b)启动磨煤机煤粉管道吹扫程控。10.3.3.3当磨煤机程控停运无法投用时，也可手动参照以上程控步骤停运磨煤机。10.3.4停止磨煤机注意事项10.3.4.1磨煤机正常停运时，必须将磨煤机内存粉彻底抽空,其盘车装置可不投运。磨煤机非正常停运时，磨煤机内存粉无法排出时，必须保持其盘车装置连续运行6小时以上，直至磨煤机大罐温度降至自然温度，避免磨煤机内着火。10.3.4.2磨煤机吹扫10分钟后停止，可以避免下次启动时跑粉和机组负荷扰动大。10.3.4.3当磨煤机停运检修时，必须将磨煤机彻底抽空。10.3.4.5盘车电动机或消防蒸汽系统不备用时，磨煤机内煤粉吹扫干净后停止。10.3.4.6磨煤机长时间停止后可停止主减速机和磨煤机润滑油系统。10.3.4.7机组停运给煤机需要检修时，给煤机停止前必须将皮带跑空。10.3.4.8停磨期间监视磨煤机各部分测点的温度变化情况，发现异常和火险，及时处理。10.3.4.9在停磨时可根据下列象征判断磨煤机已抽空a)磨煤机料位指示很低,磨煤机电流至空载电流。b)磨煤机噪音很大。c)磨煤机进口和分离器出口的温差迅速减小。10.4制粉系统的正常运行维护与调整10.4.1磨煤机正常运行中的监视与调整10.4.1.1高低压油站油箱的油位、油温、油压、滤网差压正常。10.4.1.2螺旋输送器无异音，冷却水系统无泄漏。10.4.1.3分离器出口挡板、吹扫门、风管、各处胀缩节、密封圈、落煤管、筒体不漏风，不漏粉。10.4.1.4一次风管内的风速正常,如出现低报警，停磨后进行检查、吹扫，防止堵管。10.4.1.5一次风管温度控制正常，如与分离器出口温度相差较大，立即查找原因，防止一次风管着火。10.4.1.6分离器出口温度正常为66℃，控制范围为60℃～71℃。10.4.1.7磨煤机处于单进双出的运行方式下若两侧分离器出口温度有偏差，应适当调节两侧的容量风及旁路风挡板的开度。10.4.1.8磨煤机处于双进双出方式下运行时，若分离器出口温度偏差较大，可以适当调整给煤量或容量风、旁路风挡板开度来消除温差。301 Q/101-105.13-200810.4.1.9差压料位信号正常。10.4.1.10大齿轮喷油雾化压缩空气压力正常，密封风盒风压正常。10.4.1.11大齿轮油泵工作正常，油桶油位正常。10.4.1.12磨煤机密封风与一次风压差控制正常。10.4.1.13主电机线圈温度和主电机轴承温度正常。10.4.1.14主减速机回油温度正常，油量正常。10.4.1.15小齿轮轴承温度正常，大小齿轮结合面无异音，轴承振动正常。10.4.1.16差压料位管应自动进行定期清扫。10.4.1.17检查分离器出口一次风粉管道声音正常，无较大撞击声。10.4.1.18磨煤机一次风量应按曲线调整10.4.2给煤机正常运行检查项目给煤机运行中除按通则部分定期检查外，还应检查以下项目10.4.2.1给煤机皮带无跑偏、破损现象，称重指示正常。10.4.2.2给煤机观察窗清洁可透视，内部照明良好。10.4.2.3称重托辊转动正常，辊子上无结煤。10.4.2.4给煤机内无杂物或大块煤堵塞。10.4.2.5皮带清理刮板完好，运行正常。10.4.2.6就地控制盘显示正常，无报警信号，煤量显示累计工作正常。10.4.2.7运行人员不可对给煤机机械设备和控制系统进行调整工作。发现异常情况应及时联系检修人员处理。10.4.2.8当发现给煤机皮带跑偏时，应立即联系检修处理，必要时停止给煤机运行。301 Q/101-105.13-200811锅炉循环泵系统启停11.1锅炉循环泵启动前检查11.1.1按通则部分规定执行启动前的检查。11.1.2电机测绝缘合格，对地电阻大于200MΩ。11.1.3泵出口阀、最小流量阀执行器电源已经送上，开关试验良好。11.1.4电机已经注满合格的除盐水。11.1.5高压冷却器高压水侧各阀门位置正确。11.1.6高压冷却水滤网压差正常。11.1.7锅炉循环泵低压冷却水流量正常。11.1.8泵与电机之间的隔热套冷却水流量正常。11.2锅炉循环泵的启动锅炉循环泵可以手动启动或自动启动。11.2.1锅炉循环泵允许启动条件11.2.1.1锅炉循环泵隔热套冷却水出口流量正常。11.2.1.2锅炉循环泵上水热交换器冷却水流量正常。11.2.1.3任一给水泵运行。11.2.1.4上部电机腔体冷却水温度正常。11.2.1.5锅炉循环泵最小流量阀开。11.2.1.6锅炉循环泵出口阀关。11.2.1.7贮水箱水位＞11.5m（MFT后）或贮水箱水位＞6m（MFT复位后）。11.2.2确认电机腔室内已经注满合格的除盐水，首次启动或检修后启动可利用点动排气法，将电机腔室内的空气排出，同时判断电机转向正确。11.2.2.1启动后电流按规定时间返回，电流正常。11.2.2.2锅炉循环泵出入口压差正常。11.2.2.2电机腔室内高压冷却水温升正常。11.3锅炉循环泵运行监视与调整11.3.1正常运行时，锅炉循环泵出入口压差应正常。11.3.2锅炉循环泵运行平稳，无异常振动和噪音，电机电流正常。11.3.3冷却水流量正常，当低压冷却水流量中断或降到70％规定流量时，发出冷却水流量低报警。11.3.4当高压冷却水温度高≥60℃时，发出电机高压冷却水温度高报警。11.3.5当锅炉循环泵出口流量≤301 Q/101-105.13-2008182t/h，最小流量再循环阀联锁打开，否则发出锅炉循环最小流量低报警。当锅炉循环泵出口流量≥220t/h，最小流量再循环阀联锁关闭。11.3.6高压冷却器的低压冷却水压力应正常（0.2～0.4MPa）。11.4锅炉循环泵停止11.4.1锅炉循环泵联停条件贮水箱水位小于5m且锅炉循环泵出口360阀阀位≤5%，延时30秒。11.4.2下列任一条件出现，锅炉循环泵保护动作跳闸。11.4.2.1上部电机腔体冷却水温度≥65℃11.4.2.2贮水箱水位≤0.5m。11.4.2.3锅炉循环泵运行，最小流量阀与出口阀均在关位。11.4.2.3锅炉循环泵入口气动门关。11.5锅炉循环泵运行注意事项11.5.1电机启动前必须保证电机及高压冷却器和相应的高压管线注满合格的除盐水。11.5.2注水水质应使用清洁软化水。11.5.3注水水质氯化物应＜50ppm，pH≥6.5，固体物质应＜0.25ppm，水温应在21－50℃之间，任何时候注水水温不应低于4℃。11.5.4锅炉循环泵首次投运前，注水管道应进行彻底的冲洗，直至水质合格后，再向电机内注水，注水流量约5L/min。11.5.5任何时候都不能通过泵壳向电机内注水。11.5.6注水过程可利用泵体排放管或放气阀判断注水已满，及时进行取样化验水质，有连续水流出并且化验水质合格，注水才算合格。11.5.7在环境温度为20℃，电机绕组的绝缘电阻不应小于200MΩ。11.5.8任何时候不能使泵在无工质状态下空运行。11.5.9锅炉循环泵电机不能长时间反转，防止推力轴承损坏。11.5.10锅炉炉水温度高时不能停止泵与电机隔热屏的冷却水、高压冷却器的低压冷却水。11.5.11锅炉化学清洗过程中，必须保证锅炉循环泵连续注水；化学清洗后，在锅炉冲洗完后，锅炉循环泵电机要继续清洗至少一小时。11.5.12锅炉循环泵电机腔室内一旦进入杂质颗粒，只有把泵解体才能取出。12冷凝水箱疏水泵启停12.1联启条件12.1.1冷凝水箱疏水泵选为主泵，且冷凝水箱水位≥1300mm，联启主泵。12.1.2冷凝水箱疏水泵选为备泵，且冷凝水箱水位≥2300mm，联启备泵。301 Q/101-105.13-200812.1.3运行疏水泵跳闸，备用泵联启。12.2联停条件：冷凝水箱疏水泵选为备泵，且冷凝水箱水位≤2300mm，联停备泵。12.3保护停条件12.3.1冷凝水箱水位≤300mm延时30min。12.3.2冷凝水箱水位≤150mm。12.3.3泵运行60s，出口门未开。13锅炉吹灰操作13.1概述为了保持锅炉各级受热面的清洁，提供了足够数量的炉膛吹灰器及用来吹扫过热器、再热器、省煤器的长伸缩式吹灰器和半伸缩式吹灰器，分布在炉膛、水平烟道、后竖井、省煤器区域。炉膛水冷壁上预留有长伸缩式吹灰器墙箱。本系统包括吹灰器、1套减压站、吹灰管道及其固定和导向装置等。减压站减温水来自于锅炉再热器减温水总管，接管规格为φ38×4，材料20G；B-MCR工况下减温水压力约14.2MPa.g，温度约192℃。吹灰系统的汽源取自高温过热器进口连接管，在B-MCR工况下此处的蒸汽压力为26.5MPa.g，温度为538℃。锅炉启动时，空预器用的吹灰汽源取自辅助蒸汽，其蒸汽压力1.0～1.2MPa，温度约350℃。吹灰器由上海克莱德机械有限公司供货。13.2吹灰应具备的条件13.2.1锅炉运行正常，燃烧工况稳定。13.2.2进行炉膛吹灰时，锅炉负荷应≥70％MCR，且过再热器汽温稳定。13.2.3炉膛压力正常，吸、送风机运行工况稳定，吸风机有调节余地。13.3吹灰前的检查13.3.1吹灰系统已按检查卡检查符合投用条件，吹灰器减压站完整，仪用压缩空气系统也已投运且气压正常。13.3.2检查吹灰器本体、阀门和阀门启闭机构及行程机构完好，跑车传动齿轮与齿条啮合正常。13.3.3检查吹灰器的阀杆填料和内管填料正常。13.3.4检查吹灰器均已完全退出，就地控制开关均在“ON”位置。13.3.5检查各吹灰器电气接线和就地控制箱完整。13.3.6检查吹灰系统疏水门及各吹灰器进汽手动门已打开。13.3.7送上吹灰系统的电源。301 Q/101-105.13-200813.4吹灰器运行维护13.4.1吹灰注意事项13.4.1.1锅炉吹灰时，运行人员必须联系锅炉、热工检修人员一起在就地检查吹灰器工作情况，以便发现问题及时处理。13.4.1.2吹灰器投运时，应特别注意炉膛压力和汽温的变化，加强对炉膛负压和吸风机控制的监视调整，同时应加强对主汽、再热汽温度控制的监视调整。13.4.1.3吹灰器投运时若遇吹灰器故障，应立即就地检查吹灰器退出，防止吹损受热面。当出现吹灰器启动失败、电机过负荷、吹灰器超时等报警时，应立即通知就地检修人员检查处理。13.4.1.4吹灰器处理过程中应保持吹灰器汽源畅通。若吹灰器卡在炉内退不出来，经检查确认已烧弯或经2小时的处理仍无法退出时，为防止损坏受热面，应关闭该吹灰器汽源手动门，通知灰水运行人员，然后由检修继续处理。13.4.1.5吹灰顺序：不论以何种方式进行吹灰，都应先进行预热器吹灰，再进行炉膛吹灰和烟道受热面的吹灰，最后再进行一次预热器吹灰。13.4.1.6烟道受热面吹灰时，按烟气流向进行。13.4.1.7炉膛中易积灰的区域，可增加该区域吹灰器的吹灰次数。13.4.1.8在炉膛和烟道吹灰器的吹灰过程中，严禁打开检查孔、人孔门进行人工除焦或观察燃烧情况。13.4.1.9锅炉炉膛吹灰压力正常值1.5MPa，锅炉烟道及空预器吹灰压力正常值2.5MPa。13.4.1.10吹灰完毕，应就地检查所有吹灰器均已完全退出。发现内漏吹灰器必须关闭其进汽手动门，联系检修处理。13.4.1.11对于停运的吹灰器，每班应检查一次，发现缺陷及时联系检修处理。13.4.2吹灰周期13.4.2.1锅炉正常运行时，每日白班对所有受热面进行一次全面吹灰，每日4：00、12：00、20：00对预热器进行一次吹灰。13.4.2.2当锅炉燃用高灰分煤种时，可适当增加吹灰次数。13.4.2.3锅炉停炉或低负荷运行时，凡有油枪运行，都应对预热器进行连续吹灰。防止预热器传热元件积油燃烧。13.4.2.4锅炉启动时，负荷≥70％MCR及停炉减负荷前，都应对所有受热面进行一次全面吹灰。13.5吹灰器的保护13.5.1当炉膛及烟道吹灰减压站的减压阀后压力≤1.48MPa或≥3.43MPa时，将闭锁炉膛和烟道吹灰器的投运。当吹灰器已在运行时，将中断吹灰的自动顺序，运行中的吹灰器都将自动退出。301 Q/101-105.13-200813.5.2当预热器吹灰减压站的减压阀后压力≤0.6MPa或≥3.43MPa时，将闭锁预热器吹灰器的投运。当吹灰器已在运行时，将中断吹灰的自动顺序，并自动退出。13.5.3烟道吹灰器在前进过程中，超过设定的时间，将中断吹灰顺序并自动退出。13.5.4烟道吹灰器在前进过程中，电动机过流也将中断吹灰顺序并自动退出。13.5.5在进行吹灰过程中，当产生MFT时，将退回所有正在吹灰的吹灰器，当所有吹灰器退出后，自动关闭吹灰总门，结束吹灰。13.6吹灰器的故障处理13.6.1吹灰器电动机的过负荷13.6.1.1当吹灰器齿条润滑不良、吹灰管弯曲、轨道变形、减速箱故障，以及内管填料太紧都会造成过负荷保护动作，吹灰器LCD画面将报警。炉膛吹灰器过负荷时，自动吹灰顺序仍继续进行；烟道吹灰器过负荷时，将中断自动吹灰顺序，只能在过负荷信号消除后，方能继续自动吹灰顺序。13.6.1.2吹灰器电动机的过负荷的处理吹灰器的电动机过负荷时，应停止吹灰，并设法将其退出。当吹灰器不能电动退出时，应将就地控制开关置“OFF”位置后，并通知检修用专用手柄将吹灰器手动退出。13.6.2遇下列任一情况时，应停止进行吹灰操作13.6.2.1吹灰系统的设备故障或损坏时。13.6.2.2吹灰顺控设备出现故障时。13.6.2.3锅炉燃烧不稳定或无法维持炉膛负压时。13.6.3吹灰蒸汽压力异常的处理13.6.3.1当进行吹灰时，汽源的减压阀故障，将使减压阀后压力不正常，造成压力过高、安全门起座或压力过低，使吹灰顺序中断并退出吹灰器，吹灰器的LCD画面将报警。13.6.3.2吹灰蒸汽压力不正常的处理a).复置报警信号，检查所有吹灰器都已退出并能自动关闭吹灰总门。b).通知检修处理，在缺陷消除后，方可恢复吹灰。14暖风器投停14.1暖风器投停原则14.1.1锅炉在正常运行中，暖风器在对应侧送风机运行时方可投运。送风机停运时，应退出暖风器运行。14.1.2锅炉在正常运行中，当空预器入口风温和出口烟温之和的平均值≤68℃时，暖风器投运。14.2暖风器投入前检查14.2.1按通则部分规定执行启动前的检查。301 Q/101-105.13-200814.2.2辅助蒸汽联箱压力0.8～1.2MPa，各表计齐全，指示正确，暖风器出口风温和疏水箱水位调节装置在手动位置。14.3暖风器投运前管道疏水暖管14.3.1检查确认辅汽联箱到A、B暖风器管道各疏水门开。14.3.2确认A、B暖风器压力调节器前隔离门开。14.3.3微开汽机辅汽联箱到暖风器隔离门，充分暖管，注意管道振动情况。14.3.4暖管结束后关闭各疏水门。14.3.5缓慢开大隔离门，直至全开，注意温度调节阀动作情况。14.4暖风器投运14.4.1确认A、B暖风器所有疏水门全开。14.4.2确认A、B暖风器疏水箱顶部空气门全开。14.4.3确认暖风器疏水箱至地沟的疏水门全开。14.4.4微开A、B侧暖风器各进汽手动门，疏水暖管，并逐渐开大进汽门，注意不要发生水冲击，直至全开。14.4.5暖管结束后，关闭A、B暖风器疏水箱顶部空气门。14.4.6疏水经疏水箱排至地沟，待化学化验疏水品质合格后，将疏水切至大气式疏水扩容器或除氧器，投入水位控制阀自动，关闭去地沟疏水门。14.4.7暖风器疏水正常压力下通过暖风器疏水泵旁路门能够自流到大气式疏水扩容器，若疏水不正常，疏水箱水位偏高时，应启动一台暖风器疏水泵运行，保持水位正常。14.5暖风器运行维护14.5.1暖风器出口风温控制应符合规定：空预器入口风温和出口烟温之和的平均值＞68℃。14.5.2疏水箱水质不合格时，禁止回收至凝汽器或除氧器。14.5.4检查暖风器各处无泄漏。14.6暖风器停运14.6.1关闭辅汽联箱至暖风器温度调节阀及前后隔离门、旁路门。14.6.2全开疏水箱至地沟的疏水门，水位下降后，若疏水泵在运行，则关闭疏水泵出口门，停止疏水泵并停电。14.6.3将A、B暖风器出口风温调节切换为手动，关闭前截门。14.6.4开启暖风器入口蒸汽A、B联箱的疏水门，关闭A、B暖风器所有进汽手动门。14.6.5开启A、B暖风器疏水箱顶部空气门，将疏水箱及系统管道内的存水放净后，关闭所有空气门、疏水门。301 Q/101-105.13-200815循环水系统投停15.1循环水系统投入循环水系统投入运行时，必须先启动辅助循环水泵对系统充水赶空气正常后，方可启动第一台循环水泵。15.1.1确认循环水系统联锁保护试验合格并投入，热工电源投入。15.1.2对循环水系统和循泵进行全面检查：15.1.2.1开启工业水至循泵冷却水总门，关闭循环水泵出口母管至循泵冷却水总门；15.1.2.2循环水泵轴承及盘根冷却水投入；15.1.2.3循环水泵出口蝶阀关闭；循环水泵蝶阀油泵站工作正常，联动开关在“远方”位置，LCD上出口蝶阀控制方式在“自动”位；15.1.2.4循泵进口吸水井水位正常；循泵入口滤网清污机试转良好，可以随时投入运行；15.1.2.5开启凝汽器循环水进水门；15.1.2.6开启凝汽器循环水出水门；15.1.2.7开启凝汽器水室放空气门；15.1.2.8循环水系统放水门均关闭。15.1.3辅助循环水泵启动15.1.3.1检查辅助循环水泵符合启动条件，轴承油位、油质正常，冷却水投入。15.1.3.2启动辅助循环水泵，出口阀联启。15.1.3.3检查电流、振动、声音及出口压力等正常。15.1.3.4当凝汽器水室放空气阀见水后关闭水室放空气阀。15.1.4循环水泵启动15.1.4.1检查高、低位油箱油位正常。15.1.4.2检查循环水泵的轴承冷却水、盘根冷却水投入正常；各轴承油位正常，油质良好，各放油门关闭严密。15.1.4.3检查蝶阀油泵站的油位、油压正常。15.1.4.4开启循环水泵蝶阀，蝶阀开启到15°时，推动行程开关，联锁启动循环水泵，出口蝶阀再继续开启至全开状态。15.1.4.5检查循环水泵电流、出口压力、振动等各部正常。15.1.4.6开启循环水出口母管至循泵冷却水总门，关闭工业水至循泵冷却水总门。15.1.4.7循环水泵系统各部正常后，停运辅助循环水泵。冬季投循环水系统时，凉水塔热水门应开启，随机组带负荷循环水温度升高后再逐渐关闭，以防凉水塔严重结冰。301 Q/101-105.13-200815.2循环水泵停运15.2.1在停止最后一台循环水泵前，应先启动辅助循环水泵。15.2.2检查出口蝶阀就地控制方式在“远方”位置，停泵前就地必须有专人监视。15.2.3关闭循泵出口蝶阀，快关至15°后，联锁停止循环水泵，而后继续关闭蝶阀至全关，检查泵不倒转，否则就地手动关闭。15.2.4待所有辅助设备停运、低压缸（Ⅰ、Ⅱ）温度低于50℃且循环水无用户时，停运辅助循环水泵。15.2.5冬季机组停运后，应及时开启热水门，循环水走旁路，防止凉水塔严重结冰。15.3循环水泵切换15.3.1全面检查循环水系统正常，备用泵良好，具备启动条件。15.3.2切除备用循泵“联锁”。15.3.3确认备用循泵出口蝶阀关闭。15.3.4检查备用循泵蝶阀油泵站油位、油压正常。15.3.5开启循环水泵蝶阀，蝶阀开启到15°时，推动行程开关，联锁启动循环水泵，出口蝶阀再继续开启至全开状态。15.3.6检查备用循泵出口压力、声音、振动、电流正常。15.3.7全面检查正常后，关闭循泵出口蝶阀，快关至15°后，联锁停止循环水泵，而后继续关闭蝶阀至全关，检查泵不倒转，否则手动关闭蝶阀。15.3.8根据需要将停运循泵投入“联锁”。15.4循泵滤网清污机运行维护15.4.1定期进行联锁试验，并且每天应启动一次以免设备锈死。15.4.2清污机启动后，检查设备转动良好，无卡涩；清污效果良好。15.4.3当清污机前后水位差大于100mm，应启动清污机运行。15.5胶球清洗系统投停15.5.1送上清洗装置控制电源及胶球泵动力电源。15.5.2检查控制盘上收球网板按钮在“ON”位置，然后切至“OFF”位，确认两侧开关灵活。15.5.3检查胶球泵入口门、出口门及装球室出口门关闭。打开装球室底部放水门，打开装球室上盖，投入合格胶球1000只。关闭上盖并上紧，关闭底部放水，开启顶部放气。15.5.4稍开胶球泵出口门，装球室注满水，放气后关闭放气门。开启胶球泵入口门，启动胶球泵，全开出口门。15.5.5将装球室出口门打至“开”301 Q/101-105.13-2008位（如为第一次加新球，应在装球室出口门关闭状态下运行30分钟后再打至开位），系统投入运行。从装球室上盖观察窗看到有球返回为正常。一次清洗时间为240分钟。15.5.6回收胶球时，将装球室出口装球室出口门打至“关”位，收球60分钟。关闭胶球泵出口门，停胶球泵，关闭胶球泵入口门。15.5.7需清点时，将装球室下部放水门打开，打开放气门。水放净后打开装球室上盖点球。如收球率低于90%，可按上述步骤继续收球。15.6胶球清洗注意事项15.6.1投运胶球前，必须检查确认收球网在收球位置。15.6.2凝汽器胶球清洗应每天进行一次。投运前应联系集控运行人员同意。15.6.3长期停用凝汽器胶球清洗装置时，应将凝汽器内胶球收回。15.6.4每运行7次，应打开装球室清点检查胶球数，去掉不合格的胶球，并补选1000只胶球；累计运行60次，进行更换。15.6.5当循环水泵只有一台运行时，因凝汽器水侧进出压差小，胶球清洗禁止投入。15.6.6收球率低于90%时，应查明原因。15.6.7新球必须在装球室磨30分钟才允许投运。15.6.8加强对凝汽器和胶球清洗装置的维护工作，确保凝汽器胶球清洗投入率不低于95%。16开式冷却水系统投停16.1开式冷却水系统投入16.1.1开式泵启动前检查16.1.1.1确认系统及泵联锁试验合格；16.1.1.2循环水系统投运正常；16.1.1.3开启开式泵进口滤网前截门，滤网排污后关闭排污门，开启开式泵进口滤网后截门；16.1.1.4关闭系统中所有放水门，开启开式泵进口门，检查其出口压力指示正确；16.1.1.5开启开式泵泵体及系统放气门，见水后关闭；16.1.1.6开启闭式冷却水热交换器（A或B）的冷却水进出口阀，提供开式水通路。16.1.2启动A或B开式泵，检查电机电流、振动、声音、压力、轴承温度均正常。16.1.3检查开式冷却水母管压力正常。16.1.4全开备用开式泵进、出口门，投入“联锁”。16.2开式冷却水系统停运16.2.1确认开式水各用户已具备停水条件。16.2.2切除备用泵“联锁”。301 Q/101-105.13-200816.2.3关闭开式泵出口门，停泵。16.3开式泵切换16.3.1检查备用开式泵备用良好，具备启动条件。16.3.2检查确认备用开式泵进口门开启。16.3.3切除备用开式泵“联锁”。16.3.4启动备用开式泵，检查其电流、振动、声音、出口压力正常，LCD状态指示正确。16.3.5关闭原运行开式泵出口门，停泵，检查LCD指示正确，泵不倒转。16.3.6检查开式水母管压力正常，根据需要开启停运泵出口门，投入“联锁”。17闭式冷却水系统投停17.1闭式冷却水系统投入17.1.1投入前检查17.1.1.1开启闭式水箱底部出水阀；17.1.1.2投入闭式冷却水箱水位计；17.1.1.3关闭系统中所有放水门，开启放气阀，见水后关闭；17.1.1.4开启闭式冷却水箱水位自动调整阀前后截门；17.1.1.5启动凝结水输送泵向闭式冷却水箱补水至正常水位（凝泵运行时可开启凝泵出口至闭式水箱补水门）；17.1.1.6开启闭式冷却水泵进口门和出口门；17.1.1.7开启闭式冷却水热交换器进、出水门，泵体及系统注水放空气，放空气结束后关闭放气门；17.1.1.8提供闭式冷却水通路；17.1.1.9检查闭式泵轴承油位正常，油质良好。17.1.2确认泵体及系统注水放气结束，关闭泵出口门，开启轴承密封水门。17.1.3启动闭式冷却水泵，注意泵出口阀联动开启直至全开，检查闭式水箱水位正常，否则开启旁路门补水，检查电机电流、泵组振动、声音、出口压力、轴承温度均正常；调节闭式水冷却器出口门，以保证闭式泵不超电流。17.1.4备用闭式泵注水放气结束，开启备用泵进、出口门，投入“联锁”。17.2闭式水系统停运17.2.1确认闭式水各用户已具备停水条件。17.2.2切除备用泵“联锁”。17.2.3关闭运行泵出口门。17.2.4停止闭式冷却水泵运行。301 Q/101-105.13-200817.2.5停止向闭式冷却水箱补水。17.2.6根据需要关闭闭式水热交换器进出口门，停用闭式水热交换器。17.3闭式冷却水泵切换17.3.1检查备用泵备用良好，具备启动条件。17.3.2检查确认闭式水箱水位正常。17.3.3检查确认备用泵进口门开启。17.3.4切除备用泵“联锁”。17.3.5关闭备用泵出口门。17.3.6启动备用泵，检查其电流、振动、声音、出口压力正常，LCD状态指示正确。17.3.7检查备用泵启动后出口门联开，否则手动开启。17.3.8全面检查正常后关闭原运行泵出口门，注意闭式水母管压力正常。17.3.9停运原运行泵，检查LCD状态指示正确。17.3.10开启原运行泵出口门。17.3.11检查闭式水母管压力正常，根据需要将原运行泵投入“联锁”。18凝结水系统投停18.1凝结水系统投运前的准备18.1.1根据系统要求检查凝结水系统各阀门位置正确。18.1.2确认闭式冷却水系统运行正常。18.1.3联系化学向除盐水贮水箱补水至正常水位。18.1.4启动凝结水输送泵。18.1.4.1确认泵进口门、再循环门开启，泵出口门关闭。18.1.4.2开启凝输泵泵体放气门，见水后关闭。18.1.4.3启动凝输泵，检查泵及电机声音、振动、轴承温度、电机电流、出口压力等正常，稍开出口门。18.2凝结水系统注水及凝汽器补水18.2.1逐渐开大凝输泵出口门，关闭再循环门。18.2.2开启凝汽器补水阀向凝汽器补水。18.2.3凝汽器水位正常后，投入水位自动控制。停止补水前稍开凝输泵再循环门。18.2.4开启凝结水系统各放气门，开启凝输泵至凝结水系统注水门，进行注水放气，各放气门见水后关闭。18.3凝结水泵启动301 Q/101-105.13-200818.3.1确认凝汽器水位正常，凝泵各项联锁保护试验合格。18.3.2确认凝结水系统注水已结束。18.3.3确认凝结水输送泵出口压力正常。18.3.4开启凝泵轴承冷却水门、电机冷却器冷却水门、密封冲洗水门。18.3.5开启凝输泵出口至凝泵密封水门，投入凝泵密封水。18.3.6开启凝泵进口门，凝泵注水。18.3.7送上凝泵动力电源。18.3.8开启泵体抽气门及出口门前抽气门。确认凝泵再循环电动门开启。18.3.9启动凝结水泵，注意电流、振动、声音、压力指示等正常。泵启动正常后，关闭其出口门前抽气门。18.3.10开启凝结水泵出口至泵密封水门，关闭凝输泵至凝泵密封水门。18.3.11开启另两台凝泵进、出口门，开启泵体及出口门前抽气门，并投入备用。18.3.12当凝汽器真空达-80kPa以上且凝泵运行时，可开启凝输泵旁路阀向凝汽器补水，停止凝输泵，注意自流补水应正常。18.4凝泵停运18.4.1机组停运后，确认暖通等凝结水用户已倒至邻机供，后缸排汽温度（Ⅰ、Ⅱ）低于50℃时，可以停凝泵。18.4.2切除备用凝泵“联锁”。18.4.3停运凝泵。18.4.4开启凝泵出口门前抽气门。18.4.5凝泵停后需隔离检修时，应注意关闭其泵体及出口门前抽气门。18.5凝泵切换18.5.1检查备用凝泵备用良好，具备启动条件。18.5.2检查备用凝泵的轴承冷却水、电机冷却水、密封冲洗水、密封水投入正常。18.5.3确认备用凝泵进口门开启。18.5.4确认备用凝泵出口门开启。18.5.5检查凝结水系统运行正常。18.5.6确认备用凝泵泵体抽气手动门开启。18.5.7切除备用凝泵“联锁”。18.5.8启动备用凝泵。18.5.9检查备用凝泵启动后电机电流、振动、声音等正常，LCD状态指示正确。301 Q/101-105.13-200818.5.10备用凝泵启动正常后，关闭该泵出口电动门。18.5.11停运原运行泵，检查LCD状态指示正确。18.5.12停泵后，开启凝泵出口门前至凝汽器抽气手动门。18.5.13检查凝结水母管压力正常，根据需要将停运泵投入“联锁”。19除氧器投停19.1除氧器投运前准备19.1.1确认压缩空气系统运行正常，仪用气压力正常。19.1.2确认辅汽系统运行正常，辅汽压力、温度符合要求。19.1.3确认凝结水系统运行正常，水质合格。19.1.4除氧器水位、压力联锁保护试验已合格。投入除氧器水位、压力等测量、保护装置。19.1.5确认下列阀门已关闭：19.1.5.1高加至除氧器连续放气一、二次门；19.1.5.2除氧器充氮保护有关隔离门；19.1.5.3除氧器放水至大气式疏水扩容器管道闸阀、除氧器放水至凝汽器门、除氧器溢放水至凝汽器调节阀的旁路门；19.1.5.4#3高加疏水至除氧器隔离门；19.1.5.5四级抽汽至除氧器电动隔离门、逆止门；19.1.5.6辅汽至除氧器压力调节阀及其隔离门。19.1.5.7暖风器疏水泵至除氧器门。19.1.6开启除氧器溢流阀前后截门，确认溢流阀关闭。19.2除氧器投入19.2.1除氧器上水至正常水位。19.2.2开启除氧器至除氧再循环泵进口门，除氧再循环泵注水放气后启动，开启泵出口门。19.2.3开启辅汽至除氧器调门前后隔离门，调节辅汽至除氧器压力调节阀，使除氧器温升率不大于1.5℃/min。当除氧器水温达到100℃后，将其投入自动。19.2.4当给水泵启动后，除氧器水位正常、流量建立后，根据需要投入除氧器水位自动调节。19.2.5当四抽压力达到0.147MPa后，除氧器由辅汽倒至四段抽汽，除氧器由定压运行变为滑压运行。19.3除氧器正常运行维护19.3.1除氧器正常运行中应注意监视除氧器压力＜1.5MPa，温度≯395℃，与当时机组运行工况相对应，滑压范围0.147MPa～1.12MPa。19.3.2除氧器的就地水位计与LCD上水位指示值要经常校对，保证一致。301 Q/101-105.13-200819.3.3除氧器的水位控制应投入自动，保证除氧器在正常水位运行。19.3.4除氧器正常运行中辅汽作为备用汽源时，辅汽至除氧器压力调节阀手动隔离阀应全开，门前疏水稍开，压力调节阀应投入自动。19.3.5除氧器正常运行中溶解氧应符合要求（≤7PPb）。19.3.6除氧器出水温度≤187℃。19.4除氧器停运19.4.1当机组负荷降至200MW时，除氧器由四抽倒为备汽。19.4.2注意随着机组负荷的下降水位自动调节应正常，否则切为手动。19.4.3当机组停止运行后，根据具体情况决定是否停止除氧器上水。19.4.4除氧器若停运一周以上，应采用充氮保护，切断一切汽源、水源，放尽水箱余水，关闭放水阀，全面隔离后开启充氮总门和隔离门，对除氧器充氮并维持一定压力。20电动给水泵启停20.1电动给水泵的操作规定：20.1.1电动给水泵在备用状态时，给水泵本体上、下温差＜20℃时可以启动。20.1.2电动给水泵冷、热态正常启动操作规定：20.1.2.1电动给水泵启动带负荷后即为热态，停用时间超过4小时为冷态。20.1.2.2电动给水泵冷态，允许连续启动两次。20.1.2.3电动给水泵热态，允许启动一次。20.1.3电动给水泵启动时润滑油温必须≥5℃，否则需待油温上升后方可允许启动。20.1.4电动给水泵正常启动，勺管开度0％。20.1.5如发生电动给水泵合闸后即跳闸，通知检修人员查明原因后再启动。20.1.6电动给水泵正常启动后，即发生跳闸，禁止再次启动，应查明原因后，决定电动给水泵是否启动。20.2电动给水泵启动前准备20.2.1电泵的各项联锁保护试验合格，投入各联锁保护和有关表计。20.2.2检查电泵油箱油位正常，油系统具备投运条件。20.2.3启动交流辅助油泵运行，检查润滑油压0.2MPa左右，滤网差压＜0.05MPa，各轴承油流正常，油箱油位应在1／2以上。20.2.4检查电泵油温40℃左右。20.2.5检查关闭泵组及其系统管道各放水门。20.2.6301 Q/101-105.13-2008检查除氧器水箱水位正常，水质合格，水温满足锅炉上水要求，稍开电泵前置泵入口门，向前置泵、给水泵及管道充水排空气，空气门见水后关闭。充水放气完毕，全开入口门。20.2.7检查电动给水泵泵体上、下温差＜20℃，润滑油温在≥5℃，勺管开度0％开度。20.2.8检查下列状态：20.2.8.1前置泵进水门全开；20.2.8.2电泵出口电动门关闭。20.2.8.3开启电泵最小流量阀前后截门，开启最小流量阀。20.2.8.4勺管切至“手动”位置并关至0%。20.2.8.5闭式水至电泵前置泵机械密封冷却器进口阀开启，注水放气后开启出口阀。20.2.8.6密封水调节阀投入“自动”位置。20.2.9投入电泵前置泵机械密封水。20.2.10电动给水泵电机送电。20.3电动给水泵启动20.3.1电动给水泵启动过程中及增负荷过程中注意事项：20.3.1.1检查电动给水泵电流正常，电流返回时间不超过15秒；20.3.1.2检查各转动部分声音，推力轴承、温度、轴承温度及振动正常；20.3.1.3检查油压、密封水回水温度正常；20.3.1.4检查勺管回油温度，偶合器运行正常，给水流量小情况下，要特别注意勺管回油温度；20.3.1.5检查润滑油冷油器出油温度在35～55℃，工作冷油器出油温度在35～75℃；20.3.1.6检查电动机定子温度＜120℃；20.3.1.7当电动给水泵启动后，润滑油压升高至0.32MPa时，停用辅助交流油泵，检查润滑油压正常。20.3.1.8若除氧器水温＞80℃时，电动给水泵启动后需低速1500r/min暖泵30分钟（自启动及紧急手操启动除外）。20.3.2当给水管道无压力时，逐渐手操开启给水旁路调节阀至10～20％，对给水管道充压。给水流量控制在100～200t/h，并监视电泵推力轴承温度。20.3.3确认电泵启动许可条件全都满足，启动电泵，检查电泵出口电动门联动开启，否则手动开启；20.3.4全面检查各轴承进油、回油温度、振动、声音、滤网差压等均正常。20.3.5电泵启动正常后，可逐渐开大给水旁路调节阀向锅炉上水。20.3.7根据需要，开启中间抽头门。20.3.8电泵运行正常后，注意电泵密封水温度变化，及时调节冷油器冷却水使电泵润滑油温在40℃～45℃之间。301 Q/101-105.13-200820.4电动给水泵的停用：20.4.1机组整组启动过程中，负荷升至250MW启动第一台汽动给水泵，并调整好电泵与一台汽泵运行，主机负荷升至500MW，启动第二台汽动给水泵进行汽动给水泵与电动给水泵切换，两台汽动给水泵正常运行后，将电动给水泵降速停用作热备用。20.4.2机组停运过程中，负荷降至500MW时，启动电动给水泵，停用一台汽动给水泵，负荷降至250MW时，停用另一台汽动给水泵。20.4.3停机后锅炉不需进水时，启动辅助交流油泵，停电动给水泵。20.5电泵备用条件20.5.1电泵的电源应全部送上。20.5.2电泵油箱油位正常，油质合格。20.5.3电泵投入“联锁”。20.5.4电泵交流润滑油泵连续运行，油压≮200kPa，油温35℃～45℃之间，各轴承油流正常。20.5.5电泵前置泵入口门全开,泵充满水，泵内空气放尽,给水泵泵体上下温差＜20℃。20.5.6给水泵，前置泵密封水正常。20.5.7电泵出口电动门全开，勺管开度调整至5％。20.5.8电泵最小流量阀前后隔离门全开，最小流量阀投入“AUTO”且处于全开状态。20.5.9电泵中间抽头手动隔离门全关，电泵出口至过热器减温水电动门关闭。20.5.10电泵所有联锁保护投入，各测量表计、变送器等装置均处于投入状态。21汽动给水泵组启停21.1启动前检查准备21.1.1前置泵21.1.1.1检查油箱油位正常，油质良好，辅助润滑油泵送电；21.1.1.2启动辅助润滑油泵，检查油循环正常，润滑油压＞160kPa；21.1.1.3若油温太低，可投入电加热器，调整油温至40℃左右；21.1.1.4A级检修后投运应先空试电机，确认电机运转正常，转向正确后，将靠背轮联接好；21.1.1.5检查润滑油冷却器和机械密封冷却水正常；21.1.1.6稍开泵入口电动门，前置泵及主给水泵壳体注水放气，见水后关闭各放气门；21.1.1.7全开泵入口电动门。21.1.2给水泵组21.1.2.1检查确认热工电源已投入正常；给水泵密封水投入正常；21.1.2.2检查小机油箱已注入合格的油，油位2/3以上；301 Q/101-105.13-200821.1.2.3启动小机油箱排烟风机；21.1.2.4启动一台交流润滑油泵，检查润滑油压在150kPa、控制油压1500kPa左右，各轴承回油正常，将另一台交流润滑油泵投入备用；21.1.2.5安装或A级检修后的首次启动，应将小机与给水泵的靠背轮解开，手动盘泵转子，确保转动灵活后联接好靠背轮；21.1.2.6根据需要做小机调速系统静态试验。21.1.3小机冲转前操作21.1.3.1确认主机真空已建立,真空＞-80kPa。21.1.3.2稍开小机轴封进汽手动门，开启轴封回汽门，小机轴封送汽暖管。21.1.3.3全开小机轴封进汽手动门，调节小机轴封供汽母管压力维持在(2～5)kPa之间。21.1.3.4开启小机排汽蝶阀，小机抽真空，注意凝汽器真空变化。21.1.3.5检查确认小机本体疏水阀开启：a)主汽门上阀座疏水：小机冲转前暖管时开启，主汽门全开后关闭；b)主汽门下阀座疏水：小机冲转前暖管时开启，冲转后关闭；21.1.3.6稍开辅汽（或四抽）至小机进汽阀，小机进汽管暖管疏水。逐渐开启低压汽进汽电动门。21.1.3.7检查确认汽泵最小流量阀在自动开启位置，主给水泵出口门关闭。21.1.3.8确认前置泵、小机、汽泵的所有保护已投入。21.1.3.9启动前置泵。21.1.3.10全开小机低压进汽电动门。21.2汽动给水泵组禁止启动条件21.2.1调速系统动作失灵或不能控制转速而使超速保护动作；21.2.2泵组转动部分有明显的摩擦声；21.2.3自动主汽门、调速汽门之一卡涩不能关闭严密；21.2.4主要的热工保护装置之一失灵；21.2.5主要的热工仪表之一失灵；21.2.6仪表或热机保护电源失去；21.2.7油质不合格或油温低于极限值15℃；21.2.8泵壳体上下温差＞30℃。21.3小机冲转21.3.1按下小机控制盘上“505手动”按钮。21.3.2按下小机控制盘上“505复位”按钮。301 Q/101-105.13-200821.3.3按下“挂闸”按钮，确认小机主汽门开启。按下小机控制盘上“505运行”按钮。检查低压调门开启，小机冲转至最小转速2564r/min。21.3.4检查汽泵组声音、振动、各就地表计指示及LCD上各参数指示正常。21.3.5按下小机控制盘上“转速升”按钮，小机继续升速。升速过程中若出现泵组振动增大或偏心度超限等，应停止升速并延长暖机时间。21.3.6当给水泵出口门前后压力接近时开启出口门，注意主泵出口流量增加时最小流量阀动作情况。21.3.7根据需要开启汽泵中间抽头门。21.3.8疏水暖管正常后，投入小机高压汽源。21.4给水泵并泵运行操作规定21.4.1电泵与单台汽泵并泵运行时，负荷最大不得超过750MW。若出现机组负荷突降时，应立即将汽泵“自动”切为“手动”，电泵和汽泵间平衡调节分配流量，以防汽泵在“自动”状态下流量突然降低，最小流量阀来不及开启造成汽泵入口流量低保护动作跳闸。21.4.2电泵带基本负荷，其电机电流不得超过额定值，严密监视电机线圈温度应在140℃以下。运行汽泵在“自动”状态，其转速不应超过5360r/min。21.4.3当两台汽泵并泵运行且皆在“自动”，电泵备用时，若一台汽泵跳闸，电泵联动或手动启动后，应立即将运行汽泵切为手动调节方式，保证小机转速不超过5360r/min，注意汽泵与电泵间平衡调节分配流量，若负荷持续下降时，应保证汽泵流量大于电泵流量且注意及时开启电泵和汽泵最小流量阀。21.4.4无论何种情况下需要并泵时，都应将运行汽泵控制方式切为“手动”。21.5小机停运21.5.1将小机505切至“手动”方式，关闭汽泵中间抽头门。21.5.2手动开启最小流量阀，缓慢降低小机转速。21.5.3当汽泵出口压力与给水母管压力接近一致时，全关汽泵出口电动门。当小机转速降至2564r/min时打闸停机，确认前置泵联跳正常。21.5.4检查确认小机主汽门、调门关闭，本体疏水阀自动开启，根据需要关闭小机排汽蝶阀。21.5.5转速至０，关闭排汽蝶阀，停用轴封汽。21.5.6关闭小机高低压汽源门。21.6小机正常运行维护21.6.1汽泵周围清洁无杂物，无汽、油、水等泄漏。21.6.2油箱油位正常，若油位低于1/3时及时补油。21.6.3轴承回油温度正常在(60～71)℃之间，最高不超过82℃。301 Q/101-105.13-200821.6.4控制油压、润滑油压、油温正常。21.6.5定期检查油箱排烟风机运行正常，确保小机油箱有一定的真空度。21.7小机冷油器切换21.7.1检查备用冷油器良好，底部放油阀关闭。21.7.2微开冷油器充油阀和备用冷油器出口管高点放气阀，对备用冷油器进行充油放气。当放气口处有连续油流冒出时，关闭放气阀。21.7.3全开冷油器充油阀，对备用冷油器升压，观察有无泄漏。21.7.4开启备用冷油器冷却水进出水门。21.7.5转动冷油器切换手柄少许，观察备用冷油器工作情况。21.7.6继续缓慢转动切换手柄。每转动少许，应停留观察片刻，逐渐投入备用冷油器，直至全部切换至原备用冷油器运行位置。注意油温变化情况。21.7.7关闭冷油器充油阀，逐渐关闭原运行冷油器进、出水门，转入备用。21.8小机油滤网切换21.8.1缓慢开启备用滤网注油门。21.8.2联系检修人员开启备用滤网顶部放空气门。21.8.3备用滤网注油放气完毕后，关闭备用滤网顶部放空气门，关闭备用滤网充油门。21.8.4缓慢转动滤网切换手柄，将滤网切至原备用滤网运行。22加热器投停22.1加热器投停操作原则22.1.1加热器投运时，应先投水侧再投汽侧；停运时，应先停汽侧再停水侧。低压加热器在凝结水系统注水时应投运水侧，高压加热器在锅炉上水时应投入水侧，完成低压下注水投运。22.1.2低压加热器在机组冲转时随机滑启，高加原则上应随机组滑启滑停，当因某种原因不能随机组滑启滑停时应按“由抽汽压力低到抽汽压力高”的顺序依次投入各台高加，且按“抽汽压力由高到低”的顺序依次停运各台高加。22.1.3严禁泄漏的加热器投入运行。22.1.4加热器必须在水位计完好，报警信号及保护装置动作正常的情况下允许投入运行。22.1.5给水水质未达到运行规定时，该高加系统不得启动。22.1.6启动和停运过程中,应严格控制高、低加出水温度变化率在升负荷时不超过3℃／min，降负荷时不超过2℃／min。22.1.7加热器水侧投停22.1.7.1低加水侧投入时，进出口门全开后，关闭旁路门。301 Q/101-105.13-200822.1.7.2高加水侧投入时，单列高加进出口门全开后，关闭旁路门。22.1.7.3高、低加水侧停运步骤与投运步骤相反。22.2加热器投运前检查22.2.1确认加热器及其管道冲洗合格，排净抽气管内的凝结水，有关试验、校验合格。22.2.2确认系统各气动门控制气源投入正常，抽汽管道上逆止阀、进汽阀的动作正常，并作联动试验正常。22.2.3确认各疏水调节系统和液位报警系统工作正常，并已投入自动控制。22.2.4投入所有表计。22.2.5确认加热器充氮系统隔离。22.2.6确认所有放水门关闭。22.2.7稍开低加连续放气至凝汽器一、二次门，开启水室放气门、汽侧启动放气门。22.2.8确认高加连续放气至除氧器一、二次门关闭。22.2.9确认高加启动放气阀开启。22.2.10确认加热器正常疏水阀截门开启，事故疏水阀前后隔离阀开启。22.2.11确认抽汽逆止门关闭，抽汽逆止门前后疏水阀开启。22.3运行中低加的投入22.3.1投入低加水侧，当水室放气阀见水后关闭放气阀，注意低加进出水门开启正常，水侧旁路门关闭，检查低加水位计应无水位出现，凝结水流量无变化。22.3.2开启加热器至凝汽器放水门，开启所投低加抽汽逆止门，稍开所投低加抽汽电动门暖体，注意控制低加出水温度变化率≯3℃/分。22.3.3逐渐全开低加抽汽电动门，开启连续放气阀，逐渐关闭加热器至凝汽器放水门，注意凝汽器真空变化及疏水阀动作正常。关闭低加汽侧启动放气门。22.3.4检查抽汽电动隔离门前后疏水阀应关闭。22.4运行中高加的投入22.4.1打开#3高加水室的排气阀。22.4.2缓慢开启＃3高加进水电动门，当空气从水室中排净后，关闭水室排气阀。逐渐全开高加进出口门，关闭旁路门，高加通水。22.4.3开启＃3高加启动放气阀22.4.4开启＃3高加汽侧放水门、抽汽逆止门，稍开抽汽电动门，＃3高加暖体，注意控制高加出水温度变化率≯3℃/min。22.4.5301 Q/101-105.13-2008逐渐开大抽汽电动门，当＃3高加疏水压力高于除氧器压力0.3～0.5MPa时，关闭＃3高加汽侧放水门，检查高加水位自动调整正常。22.4.6开启＃3高加连续放气阀，关闭其启动放气阀。22.4.7逐渐全开＃3高加抽汽电动门。22.4.8按上述步骤依次投入＃2、＃1高加。22.5高加停运22.5.1缓慢关闭抽汽电动门，直至全关，检查抽汽逆止门关闭，使温度的变化平缓，控制给水温度下降速度不大于2℃／min，注意疏水调节阀调节水位正常。22.5.2关闭高加汽侧连续放气阀。22.5.3开启给水旁路阀。22.5.4关闭高加给水进、出口阀，。22.5.5开启水侧放空气阀，防止进汽阀不严泄漏，给水因升温热膨胀而超压。22.6高加紧急停运条件22.6.1加热器汽水管道及阀门等爆破，危急人身及设备安全时。22.6.2加热器水位升高，处理无效，高加满水时。22.6.3所有水位指示均失灵，无法监视水位时。22.6.4高加危急疏水频繁动作时。22.7加热器运行维护22.7.1就地水位计照明正常，水位显示清晰、正常，疏水阀动作正常。22.7.2加热器保温良好，无振动及汽水冲击声，汽水管道无泄漏。22.7.3加热器在运行中应保证连续排气阀开启。23主机轴封系统投停23.1轴封系统投运前检查23.1.1机组处于盘车状态。23.1.2确认循环水系统运行正常，凝汽器已通循环水。23.1.3确认凝结水系统运行正常，轴封加热器水侧投入运行。23.1.4确认辅助蒸汽母管压力(0.8～1.34)MPa,温度符合要求，辅助蒸汽至轴封进汽管已充分疏水暖管。23.1.5确认气动调阀供气气源正常，以及电动阀供电电源正常。23.1.6检查轴封蒸汽减温水已投入，低压轴封减温水投入自动。23.2轴封系统投运23.2.1301 Q/101-105.13-2008开启多级水封注水阀注水，注满水后开启放气阀。关闭注水阀，开启水位控制阀放水，至放不出水时关闭水位控制阀和放气阀。23.2.2启动一台轴加风机正常。23.2.3稍开辅汽至轴封管道和主汽至轴封管道的电动隔离阀，检查开启轴封系统各疏水门，充分暖管疏水后关闭。注意轴封系统管道无振动现象。23.2.4开启辅汽至轴封管道和主汽至轴封管道的电动隔离阀，检查轴封母管压力正常。轴封系统投运后，应检查确认以下各项：23.2.4.1轴封系统没有泄漏；23.2.4.2轴加风机运行正常；23.2.4.3轴加负压-3～-6kPa；23.2.4.4轴封母管压力正常。23.3轴封系统停运23.3.1关闭至凝汽器的疏水。23.3.2停运真空泵，开启真空破坏门。23.3.3当凝汽器真空到零后关闭辅汽至轴封管道的电动隔离门及主汽至轴封管道的电动隔离门，确认辅汽至轴封管道和主汽至轴封管道隔离门全关，确认轴封减温水隔离阀关闭严密。23.3.4解除备用轴加风机“联锁”，停运轴加风机。24真空系统投停24.1真空系统投入前准备24.1.1对真空泵和真空系统进行全面检查，确认符合投运条件。24.1.2真空泵送电。24.1.3检查真空系统各放气门、放水门应关闭，有关表计投入。24.1.4确认凝汽器至各真空泵入口手动隔离门、电动隔离总门开启。24.1.5检查真空泵入口气动门关闭。24.1.6确认闭式水系统、开式水系统已投入正常运行。24.1.7开启闭式水至真空泵汽水分离器手动隔离门对分离器注水，注意自动补水门动作正常。24.1.8投入真空泵冷却器冷却水。24.1.9关闭凝汽器真空破坏阀。24.1.10开启真空破坏阀密封水总门，调节各分门，维持一定的密封水位且不外溢。24.2真空泵启动24.2.1启动一台真空泵。24.2.2当真空泵入口前后差压达3kPa时，确认真空泵入口气动门联开正常。301 Q/101-105.13-200824.2.3检查真空泵入口真空指示及汽水分离器排气正常。24.3真空泵停运24.3.1解除备用真空泵“联锁”，停止运行真空泵。24.3.2确认真空泵入口门关闭。24.4真空泵切换24.4.1全面检查备用真空泵备用良好，具备启动条件。24.4.2解除备用真空泵“联锁”。24.4.3启动备用真空泵，检查其电流、振动、声音正常，操作画面状态指示正确。24.4.4检查确认备用泵启动后，当入口前后差压达3kPa时，入口气动门应联动开启，否则联系热工人员处理。24.4.5全面检查正常后，停运一台原运行真空泵，检查操作画面状态指示正确，就地检查各门正确关闭。24.4.6检查凝汽器真空正常，根据需要将停运真空泵投入“联锁”。24.5真空泵运行维护24.5.1检查泵振动正常、无摩擦、无异音、电机电流正常。24.5.2检查真空泵汽水分离器水位、水温正常。24.5.3检查凝汽器真空破坏阀水封水位正常。24.5.4检查真空泵冷却器工作正常。25主机润滑油系统投停25.1系统投入条件25.1.1系统设备各项联锁保护试验正常。25.1.2主油箱已注适量合格油,油位应在高油位。25.1.3检查系统管道完整，所有放油门、放水门均关闭。25.1.4已投入相应的冷油器。，25.2设备试转及系统查漏25.2.1启动主油箱排烟风机，检查其振动、声音等正常。25.2.2启动主机电动吸入油泵MSP，检查其振动、声音、压力等正常。25.2.3启动主机交流油泵TOP，检查其振动、声音、压力等正常。25.2.4检查润滑油系统无油泄漏现象。25.2.5检查系统所有压力、温度表计指示正确。25.2.6进行冷油器切换试验，确认切换时油压无波动。301 Q/101-105.13-200825.2.7启动顶轴油泵，检查其振动、声音、出口压力等一切正常。25.2.8检查顶轴油装置无油泄漏。25.2.9停运顶轴油泵。25.2.10停运主机交流油泵TOP。25.2.11停运主机电动吸入油泵MSP。25.2.12启动主机直流油泵EOP，检查其一切正常。25.2.13主机直流油泵EOP运行30分钟后停运。25.2.14停运主油箱排烟风机。25.3润滑油系统投运25.3.1润滑油系统投运前，确保系统的所有启动检查已完成。25.3.2启动主油箱排烟风机。25.3.3启动MSP、TOP，检查系统各处压力表计指示正确。25.3.4投入主机直流油泵EOP联锁。25.3.5系统初次投运和A级检修后投运时，装在涡轮升压泵上的三个阀门（升压泵节流阀、升压泵旁路阀、升压泵安全阀）需要由检修人员调整。调整合适后，用锁紧手柄紧固好。机组3000r/min运行稳定，在停运TOP、MSP前按以下程序完成在额定转速时上述三阀门的调整：25.3.5.1调整升压泵节流阀，使主油泵入口压力达到设计值；25.3.5.2检查轴承母管压力和安全阀出口流量；25.3.5.3调整升压泵旁路阀，同时安全阀设定好，使供油母管压力和安全阀出口流量符和要求；25.3.5.4再次检查主油泵入口压力，如果轴承母管压力变化很大，那么需要用升压泵节流阀对主油泵入口压力再次调整；25.3.5.5汽机额定转速下的最终压力设定如下（汽机前箱处指示）：主油泵入口压力：＞(98～147)kPa轴承润滑油母管压力：＞176kPa主油泵出口压力：＞1550kPa以上压力表读数达到最终稳定值后，不需再进行调整；25.3.5.6锁定节流阀和润滑油母管安全阀的最终设定调整值。25.3.6检查各轴承回油窥视孔油流正常。25.3.7检查轴承润滑油温正常，油温过低时可投入主油箱油加热器。25.4润滑油系统停运25.4.1停运原则：汽轮机调节级后高压内缸内壁温小于180℃301 Q/101-105.13-2008时，方可停运主机盘车运行；调节级后高压内缸内壁温小于150℃，方可停运主机润滑油系统，并注意密封油系统运行正常。25.4.2主机盘车停运后，解除主机直流油泵EOP,根据缸温情况停运顶轴油泵、MSP、TOP，注意检查主油箱油位上升情况，油位过高时应溢入主厂房外贮油箱内，严防溢出主油箱。25.4.3关闭冷油器冷却水进、出口门。25.4.4根据需要，停运主机润滑油净化装置。25.4.5停运主油箱排烟风机。25.5顶轴油系统25.5.1顶轴油泵启动25.5.1.1开启各压力表、压力开关进油门。25.5.1.2开启润滑油母管至顶轴油装置进油总门。25.5.1.3开启自动反冲洗滤油器进油门，稍开自动反冲洗滤油器上腔室回油门，检查自动反冲洗滤油器出油压力与上腔室回油压力差(0.12～0.18)MPa，监听排污机构工作频率60次/分钟。不正常时，调整自动反冲洗滤油器上腔室回油门。25.5.1.4投入双联过滤器的一个滤网。25.5.1.5分别开启A、B顶轴油泵进油门、出油门，检查顶轴油泵入口压力大于0.03MPa,小于0.2MPa。25.5.1.6启动一台顶轴油泵运行，检查顶轴油泵运行指示灯亮，电流、出口压力、各轴承顶轴油压力、振动等正常。压力不正常时，联系检修调整。25.5.1.7投入另一台顶轴油泵的联锁，备用。25.5.2顶轴油泵停运25.5.2.1确认无需顶轴油泵时，解除备用顶轴油泵的联锁，停止顶轴油泵运行。25.5.2.2顶轴油泵停下备用时，投入顶轴油泵联锁。25.5.3顶轴油装置运行维护25.5.3.1顶轴油泵入口压力≤0.02MPa时，顶轴油泵跳闸，应立即查明原因。25.5.3.2顶轴油泵出口压力≤7MPa时，应启动备用顶轴油泵，停运故障顶轴油泵，并查明原因。25.5.3.3双联过滤器压差≥0.10MPa，应切换备用滤网，联系检修清理故障滤网。25.5.3.4顶轴油泵出口过滤器压差≥0.35MPa，应启动备用顶轴油泵，停运运行顶轴油泵，联系检修清理滤网。25.5.3.5自动反冲洗滤油器进油压力与出油压力之差≥0.04MPa时，联系检修处理。26主机冷油器投停26.1冷油器的备用26.1.1301 Q/101-105.13-2008运行时备用冷油器应充满油，检修后的冷油器必须充油放气后方可作为备用：进出油门开启，冷却水停用。26.1.2一台冷油器运行，另一台检修后充油时，应稍开冷油器注油阀，注意监视润滑油压力的变化，待冷油器油侧空气放尽后，关闭注油阀。26.2冷油器水侧投运26.2.1关闭冷油器底部水侧放水阀，关闭冷油器出水门。26.2.2开启冷油器水侧放气阀。26.2.3确认冷油器冷却水调节阀前后隔离门开启，其旁路门关闭。26.2.4微开冷油器进水门，向冷油器注水放气，当放气阀见水后关闭。26.2.5开启冷油器出水门。26.2.6确认冷油器冷却水调节阀控制气源投入，调节动作正常。26.3冷油器切换26.3.1运行中冷油器切换时，应注意主油箱油位、润滑油压力及温度的变化。26.3.2确认A、B冷油器的出油阀全开。26.3.3备用冷油器充满油后，投入备用冷油器的冷却水。26.3.4沿箭头方向使切换手轮转动90°，即可进行切换，注意冷却水调节阀动作情况，确认冷油器出油温度在38℃～49℃之间，润滑油压力正常。26.3.5切换正常后，停原运行冷油器冷却水，原运行冷油器转入备用状态。26.4冷油器停运26.4.1检查确认Ａ、Ｂ冷油器的出油阀全开。26.4.2将冷油器的切换阀缓慢切换至另一台冷油器投运的位置，切断待停运冷油器的油路。26.4.3关闭停运冷油器进出水阀备用。26.4.4若停运后的冷油器需停后检修，关闭该冷油器进、出油门，打开冷油器底部放油阀及油侧放气阀，将冷油器中的油放尽。关闭冷油器进出水阀，打开冷油器底部放水阀及水侧放气阀，将水放掉。27EHG油系统投停27.1EHG油系统投运前检查27.1.1确认EHG油箱油位稍高于正常油位，油质合格。27.1.2确认EHG油系统各项试验合格，各联锁保护投入。27.1.3开启各压力开关的截止门，关闭所有放油阀、放水阀。27.1.4控制电源投入、信号正常。27.1.5确认闭式冷却水系统投运，空气排放完毕。301 Q/101-105.13-200827.2投入EHG油冷油器，系统泄漏检查27.2.1EHG油泵、循环泵电机送电。27.2.2启动一台循环泵，其操作步骤如下：27.2.2.1开启循环泵进油阀、循环泵出口至任一冷油器入口阀，检查另一冷油器入口阀关闭，循环泵出口至油再生装置入口阀关闭。27.2.2.2启动循环泵，检查确认振动、声音正常；27.2.2.3检查确认循环冷却、过滤管道系统无油泄漏；27.2.2.4停运循环泵；27.2.3启停EHG再生泵27.2.3.1开启再生泵进油阀，检查循环泵出口至油再生装置入口阀关闭；27.2.3.2开启再生泵出油阀；27.2.3.3启动再生泵，检查振动、声音正常；27.2.3.4确认油再生装置滤油器差压正常，差压小于196kPa；27.2.3.5确认EHG油再生过滤系统无漏油，无异常情况；27.2.3.6停运再生泵。27.2.4启停EHG油泵27.2.4.1确认油箱油温在18℃～43℃之间；27.2.4.2开启EHG油泵进油阀，EHG油泵进油赶空气；27.2.4.3确认EHG油泵出口阀全开：27.2.4.4启动EHG油泵A或B，检查确认振动、声音、压力等正常，系统无漏油现象；27.2.4.5检查油箱油位正常，否则应补油；27.2.4.6停运EHG油泵；27.2.4.7按同样操作步骤启停另一台EHG油泵。27.2.5若EHG油箱内油温低于30℃，铠装式油加热器和循环泵自动投运。27.3氮气蓄能器检查27.3.1确认蓄能器进口阀全关，疏油阀全开。27.3.2检查氮气已充到设定的压力，若压力低于设定值，应再充气。27.3.3检查完毕后，关闭疏油阀，开启蓄能器进口阀。27.4EHG油系统投运27.4.1确认闭式冷却水系统已投运。27.4.2确认加热器备用良好。301 Q/101-105.13-200827.4.3根据需要启动再生泵，投入EHG油系统再生装置。27.4.4启动一台循环泵，另一台循环泵投入备用。27.4.5检查过滤系统的压力表计指示正常。27.4.6检查EHG油泵进、出口门全开。27.4.7启动一台EHG油泵，全面检查正常后将另一台泵投入“联锁”。27.4.8检查EHG油系统装置盘上的所有压力表计指示正常。27.5EHG油系统停运27.5.1除非EHG油系统有工作，否则不得停用该系统。27.5.2解除备用EHG油泵“联锁”，停运运行EHG油泵。27.5.3油加热器停运。27.5.4停运循环泵。27.5.5关闭冷油器冷却水进出口阀。27.6EHG油泵切换27.6.1检查确认系统运行稳定，备用泵备用良好。27.6.2启动备用泵，检查其一切正常。27.6.3停原运行泵，确认该泵停止运行，出口母管压力正常。27.6.4将停运EHG油泵投入“联锁”。27.6.5检查EHG油系统运行正常。27.7EHG油系统运行维护27.7.1设备周围照明充足，油箱油位正常，各压力指示正常。27.7.2EHG油系统运行正常，冷却过滤系统运行正常，EHG油泵出口差压都小于规定值。27.7.3油箱温度正常。27.7.4油箱空气干燥呼吸器投入良好，干燥剂呈蓝色。28消防系统投停28.1常规消防系统投运28.1.1检查消防水池水位正常。28.1.2检查稳压泵出口门全开，泵体注水结束，具备启动条件。28.1.3启动稳压泵，检查振动、压力、声音正常。28.1.4开启常规电动消防泵出口门、联络门，开启稳压罐至常规电动消防泵注水稳压门，系统注水。28.1.5根据需要投入另一台稳压泵的联锁。301 Q/101-105.13-200828.1.6检查常规电动消防泵进出口门全开，注水结束，具备启动条件，投入常规柴油机消防泵的联锁。28.1.7若需要启动常规电动消防泵，则按以下步骤操作28.1.7.1检查消防水池水位正常。28.1.7.2解除常规电动消防泵、常规柴油机消防泵联锁。28.1.7.3解除备用稳压泵联锁，停运运行稳压泵。28.1.7.4检查常规电动消防泵备用良好，具备启动条件。28.1.7.5检查确认常规电动消防泵进口门开启，泵体注水放气。28.1.7.6检查最小流量阀开启，该泵出口联络门开启。28.1.7.7关闭常规电动消防泵出口门，关闭常规柴油机消防泵出口联络门。28.1.7.8启动常规电动消防泵，检查其电流、振动、声音正常。28.1.7.9缓慢开启常规电动消防泵出口门，注意其出口压力正常。28.1.7.10打开常规柴油机消防泵出口联络门，检查常规柴油机消防泵出口门在开启位置。28.1.7.11根据需要投入常规柴油机消防泵联锁开关。28.1.7.12根据需要投入常规柴油机消防泵的联锁。28.2常规电动消防泵停运28.2.1确认系统可以停运低消水。28.2.2解除常规柴油机消防泵联锁。28.2.3关闭常规电动消防泵出口手动门。28.2.4停运常规电动消防泵。28.2.5打开常规电动消防泵出口门，常规电动消防泵在备用状态。28.2.6启动一台稳压泵，检查电流、压力、声音、振动正常。28.2.7投入另一台稳压泵联锁。28.2.8根据需要投入常规电动消防泵联锁。28.3自动喷水消防系统投运28.3.1检查消防水池水位正常。28.3.2检查稳压泵出口门全开，泵体注水结束，具备启动条件。28.3.3启动稳压泵，检查振动、压力、声音正常。28.3.4开启自动喷水电动消防泵出口门、联络门，开启稳压罐至自动喷水电动消防泵注水稳压门，系统注水。28.3.5根据需要投入另一台稳压泵的联锁。301 Q/101-105.13-200828.3.6检查自动喷水电动消防泵进出口门全开，注水结束，具备启动条件，投入自动喷水柴油机消防泵的联锁。28.3.7若需要启动自动喷水电动消防泵，则按以下步骤操作28.3.7.1检查消防水池水位正常。28.3.7.2解除自动喷水电动消防泵、自动喷水柴油机消防泵联锁。28.3.7.3解除备用稳压泵联锁，停运运行稳压泵。28.3.7.4检查自动喷水电动消防泵备用良好，具备启动条件。28.3.7.5检查确认自动喷水电动消防泵进口门开启，泵体注水放气。28.3.7.6检查最小流量阀开启，该泵出口联络门开启。28.3.7.7关闭自动喷水电动消防泵出口门，关闭自动喷水柴油机消防泵出口联络门。28.3.7.8启动自动喷水电动消防泵，检查其电流、振动、声音正常。28.3.7.9缓慢开启自动喷水电动消防泵出口门，注意其出口压力正常。28.3.7.10打开自动喷水柴油机消防泵出口联络门，检查自动喷水柴油机消防泵出口门在开启位置。28.3.7.11根据需要投入自动喷水柴油机消防泵联锁开关。28.3.7.12根据需要投入自动喷水柴油机消防泵的联锁。28.4自动喷水电动消防泵停运28.4.1确认系统可以停运低消水。28.4.2解除自动喷水柴油机消防泵联锁。28.4.3关闭自动喷水电动消防泵出口手动门。28.4.4停运自动喷水电动消防泵。28.4.5打开自动喷水电动消防泵出口门，自动喷水电动消防泵在备用状态。28.4.6启动一台稳压泵，检查电流、压力、声音、振动正常。28.4.7投入另一台稳压泵联锁。28.4.8根据需要投入自动喷水电动消防泵联锁。29发电机密封油系统投停29.1投运前检查29.1.1检查主机润滑油系统已投入并运行正常。29.1.2密封油系统联锁保护试验合格并投入。29.1.3密封油真空箱已注油，油位正常。29.1.4系统有关动力、热工电源送上。29.2系统投入301 Q/101-105.13-200829.2.1启动密封油真空泵，将密封油真空箱真空拉至-70kPa左右，关闭抽空气门，短时停密封油真空泵。29.2.2密封油泵注油放气结束，启动一台交流密封油泵（应稍开其出口门），检查其一切正常，确认再循环密封油泵联启正常。29.2.3微开主密封油泵出口门，检查出口压力正常，待系统注油结束后，全开密封油泵出口门。密封油真空箱油位正常后，启动密封油真空泵，开启真空箱抽空气门至-90kPa～-96kPa左右。29.2.4密封油系统运行正常后，将另一台主密封油泵和直流密封油泵投入备用。29.3系统运行维护29.3.1密封油差压调节阀调节正常，氢油差压维持在56kPa，不得过高和过低，以防漏氢和发电机进油。定期活动滤网手柄。29.3.2密封油真空箱油位正常，真空＞-88kPa。29.3.3检查密封油真空泵油水分离器是否有积水，发现有积水应及时排掉。29.4系统停运29.4.1停运条件29.4.1.1机内H2已全部置换为空气，空气纯度100％，机内压力为48kPa以上；29.4.1.2汽机盘车已停止。转子转动时，密封油系统不得停止，否则会损坏密封瓦。29.4.2密封油系统停运29.4.2.1解除备用交流密封油泵和直流密封油泵联锁,解除备用密封油真空泵联锁；29.4.2.2停运运行密封油真空泵；29.4.2.3停运运行密封油泵，确认再循环密封油泵联停。29.5主密封油泵切换29.5.1全面检查备用主密封油泵备用良好，具备启动条件。29.5.2检查密封油真空箱油位正常。29.5.3检查确认主机润滑油系统运行正常。29.5.4检查确认备用主密封油泵进出口门开启。29.5.5关闭备用密封油泵出口门。29.5.6启动备用主密封油泵，检查其振动、声音、出口压力等正常，开启出口门。29.5.7关闭原运行主密封油泵出口门，注意密封油母管压力正常。29.5.8停止原运行主密封油泵。29.5.9开启停运主密封油泵出口门，投入备用。30发电机氢冷系统投停301 Q/101-105.13-200830.1发电机气体置换前的检查和置换时注意事项30.1.1密封油系统可靠运行，油氢压差维持在56kPa左右，发电机转子处于静止或盘车状态。30.1.2有关表计和报警装置经校验、试验合格。30.1.3发电机已完全封闭，发电机气体严密性试验合格。30.1.4机房内全部动火工作已结束。30.1.5发电机内有一定压力。30.1.6确认密封油差压调节阀特性试验合格。30.1.7充氢前通知制氢站准备足够的氢气，排氢前确认供氢终止。现场已备有足够的二氧化碳供气体置换用，且纯度化验合格。30.1.8按H2系统阀门检查卡检查系统阀门开关状态正确。30.2CO2置换发电机内空气30.2.1关闭压缩空气至发电机隔离门GL-50。30.2.2确认氢气控制排中GL-1、GL-2、GL-3、GL-4、GL-5、GL-6关闭。30.2.3开启发电机排空管疏水GL-44，无水后关闭。30.2.4开启CO2至发电机气体置换阀GL-43及CO2至发电机供气总门GL-22。30.2.5开启CO2汇流排供气门。30.2.6开启CO2供气压力调节阀前、后手动门。30.2.7开启CO2供气母管总截门。30.2.8开启CO2加热装置前后截门GL-14、GL-12。30.2.9开启并调节CO2供气调节阀，投入CO2加热装置。30.2.10开启气体置换阀GL-46，H2至发电机供气总门GL-21。30.2.11开启并调节气体置换排气总阀GL-45，保持机内压力在50～70kPa之间，同时注意密封油压高于机内压力36～76kPa。30.2.12稍开氢气纯度分析器样气进口阀GL-52、GL-56，由此取样化验。30.2.13当发电机内CO2纯度达90％以上时，开启H2控制盘排污阀GL-54，由此化验CO2纯度，合格后关闭。30.2.14开启密封油膨胀箱气体排放阀GL-79、GL-78，CO2纯度合格后关闭。30.2.15开启H2去湿装置排空阀GL-42。30.2.16开启H2去湿装置进口阀GL-20、GL-16、GL-27，CO2纯度合格后关闭。30.2.17开启H2去湿装置出口阀GL-29、GL-15、GL-19，CO2纯度合格后关闭。30.2.18开启油水检测器排放阀GL-64、GL-66和进气阀GL-17、GL-18，CO2纯度合格后关闭排放阀GL-64、301 Q/101-105.13-2008GL-66。30.2.19当发电机内CO2纯度达95％以上时，关闭CO2至发电机气体置换阀GL-43及CO2至发电机供气总门GL-22，关闭气体置换阀GL-46。30.2.20停用CO2加热装置，关闭CO2汇流排供气门，CO2供气压力调节阀前、后手动门，CO2供气母管总截门，CO2加热装置前后截门GL-14、GL-12，关闭气体置换排气总阀GL-45。30.3H2置换发电机内CO230.3.1检查关闭氢气纯度分析器样气进口阀GL-52、GL-56。30.3.2H2纯度计停电，当发电机内H2纯度达90％以上时再送电投用。30.3.3确认压缩空气至发电机隔离阀GL-50关闭严密且已与压缩空气连接管隔开。30.3.4确认发电机内CO2纯度95％以上，机内压力50～70kPa。30.3.5联系制氢站供氢。30.3.6开启H2减压阀前截门GL-3及后截门GL-5。30.3.7调节H2减压阀，使供氢母管压力高于50kPa。30.3.8检查确认H2置换阀GL-46关闭严密。30.3.9开启CO2置换阀GL-47。30.3.10开启并调节气体置换排气总阀GL-45，维持发电机内压力50～70kPa，注意、密封油差压调节阀动作正常，使密封油压高于机内压力36～76kPa。30.3.11稍开氢气纯度分析器样气进口阀GL-52、GL-56，由此取样化验。30.3.12当发电机内H2纯度达90％以上时，开启密封油膨胀箱气体排放阀GL-79、GL-78，H2纯度合格后关闭。注意监视浮子阀箱油位变化。30.3.13开启H2去湿装置排空阀GL-42。30.3.14开启H2去湿装置进口阀GL-20、GL-16、GL-27，H2纯度合格后关闭。30.3.15开启H2去湿装置出口阀GL-29、GL-15、GL-19，H2纯度合格后关闭。30.3.16开启油水检测器排放阀GL-64、GL-66和进气阀GL-17、GL-18，H2纯度合格后关闭排放阀GL-64、GL-66。30.3.17当发电机内H2纯度达97％以上时，关闭H2至发电机气体置换阀GL-46及H2至发电机供气总门GL-21，关闭气体置换阀GL-47，气体置换排气总阀GL-45，置换结束。30.3.18H2控制盘上的H2纯度计送电。30.3.19开启氢气纯度分析器样气进口阀GL-52、GL-56，稍开气体置换阀GL-46，投入H2纯度计。30.3.20将发电机内H2压力提高到80kPa以上，停止补氢，关闭H2减压阀前截门GL-3及后截门GL-5。30.4氢气冷却器投运301 Q/101-105.13-200830.4.1关闭冷却器进出水管放水门；30.4.2缓慢开启A、B、C、D四组氢气冷却器进水门，当冷却器放气管见水时，关闭放气门。30.4.3开启A、B、C、D四组氢冷却器出水阀；30.4.4开启氢温调节阀前后隔离阀，关闭旁路阀，把H2冷却器温度调节阀投入“自动”。30.5发电机运行中氢冷系统监视30.5.1发电机正常运行时机内氢压应保持在480～560kPa之间，高于560kPa或低于480kPa，将发出报警。氢压过高时可开启排气阀来排去部分H2，降压到正常值。发电机内氢压必须高于定子冷却水压。氢压低于480kPa（LCD指示），应向发电机内补氢，最大补氢量12m3/天，超过此限值，应进行检漏。30.5.2发电机运行中H2纯度最低限值90％，露点温度0℃，纯度、湿度不合格时应进行排污，并向机内补充H2，来提高纯度，减小湿度。30.5.3发机正常运行中应投入H2去湿装置运行。30.5.4发电机正常运行时，要使氢冷系统良好运行，必须保持密封油系统正常运行，应特别注意密封油压恒定地大于机内H2压力36～76kPa。30.5.5发电机正常运行，四台氢冷却器全部投入运行。一台氢冷器退出运行，发电机负荷限制为80％额定负荷。30.5.6正常运行中，必须保证发电机进氢温度低于发电机定子冷却水入口温度。保持氢冷器出口所有温度测点均低于发电机定子冷却水入口温度。30.5.7氢冷器出口温度测点中任一测点偏差大时，及时联系检修人员处理。30.5.8发电机氢冷器出口测点中任一测点温度高于发电机定子冷却水入口温度，应及时检查并调节氢温或定子冷却水温度至正常范围。若为测点指示不准引起，应及时联系检修人员处理。30.6CO2置换发电机内H230.6.1通知制氢站切断H2气源。30.6.2关闭氢气控制排中GL-1、GL-2、GL-3、GL-4、GL-5、GL-6。30.6.3开启气体置换排气总阀GL-45，缓慢将发电机内H2压力降至50kPa。30.6.4开启CO2至发电机气体置换阀GL-43及CO2至发电机供气总门GL-22。30.6.5开启CO2汇流排供气门。30.6.6开启CO2供气压力调节阀前、后手动门。30.6.7开启CO2供气母管总截门。30.6.8开启CO2加热装置前后截门GL-14、GL-12。30.6.9开启并调节CO2供气调节阀，投入CO2加热装置。301 Q/101-105.13-200830.6.10开启气体置换阀GL-46，H2至发电机供气总门GL-21。30.6.11保持机内压力在50～70kPa之间，注意监视浮子阀箱油位变化，同时注意密封油压高于机内压力36～76kPa。30.6.12稍开氢气纯度分析器样气进口阀GL-52、GL-56，由此取样化验。30.6.13当发电机内CO2纯度达90％以上时，开启H2控制盘排污阀GL-54，由此化验CO2纯度，合格后关闭。30.6.14开启密封油膨胀箱气体排放阀GL-79、GL-78，CO2纯度合格后关闭。30.6.15开启H2去湿装置排空阀GL-42。30.6.16开启H2去湿装置进口阀GL-20、GL-16、GL-27，CO2纯度合格后关闭。30.6.17开启H2去湿装置出口阀GL-29、GL-15、GL-19，CO2纯度合格后关闭。30.6.18开启油水检测器排放阀GL-64、GL-66和进气阀GL-17、GL-18，CO2纯度合格后关闭排放阀GL-64、GL-66。30.6.19当发电机内CO2纯度达95％以上时，关闭CO2至发电机气体置换阀GL-43及CO2至发电机供气总门GL-22，关闭气体置换阀GL-46。30.6.20停用CO2加热装置，关闭CO2汇流排供气门，CO2供气压力调节阀前、后手动门，CO2供气母管总截门，CO2加热装置前后截门GL-14、GL-12，关闭气体置换排气总阀GL-45。30.7压缩空气置换机内CO230.7.1将压缩空气管跟H2去湿装置连接好。30.7.2关闭发电机至H2去湿装置进气阀GL-20、GL-16、GL-27。30.7.3开启H2去湿装置出口至发电机隔离阀GL-29、GL-15、GL-19。30.7.4开启压缩空气总门。30.7.5开启气体置换阀GL-47。30.7.6开启气体置换排气总阀GL-45。30.7.7开启压缩空气至H2去湿装置截门GL-50。30.7.8调节压缩空气至H2去湿装置截门GL-50及气体置换排气总阀GL-45，维持机内压力50～70kPa之间。注意监视浮子阀箱油位变化，同时注意密封油压高于机内压力36～76kPa。30.7.9稍开氢气纯度分析器样气进口阀GL-52、GL-56。30.7.10开启H2控制盘排污阀GL-54，由此化验CO2纯度，当发电机内CO2纯度小于5％，氧量达21％后关闭。30.7.11开启密封油膨胀箱气体排放阀GL-79、GL-78，取样化验合格后关闭。30.7.12开启H2去湿装置排空阀GL-42。301 Q/101-105.13-200830.7.13开启H2去湿装置进口阀GL-20、GL-16、GL-27，取样化验合格后关闭。30.7.14开启H2去湿装置出口阀GL-29、GL-15、GL-19，取样化验合格后关闭。30.7.15开启油水检测器排放阀GL-64、GL-66和进气阀GL-17、GL-18，取样化验合格后关闭排放阀GL-64、GL-66。30.7.16关闭气体置换排气总阀GL-45，CO2置换阀GL-47，压缩空气至H2去湿装置截门GL-50，压缩空气至H2去湿装置总门，置换结束。30.7.17停H2去湿装置电源。30.8紧急排氢操作30.8.1确认关闭氢气控制排中GL-5、GL-6。30.8.2开启H2置换阀GL-46。30.8.3开启气体置换排气总阀GL-45，将机内H2压力降至50kPa，注意密封油差压调节阀动作正常，维持密封油压高于机内压力36～76kPa。30.8.4根据需要向发电机内充CO2置换H2直至合格。30.8.5紧急排氢时，生产现场及汽机机房顶周围禁止烟火。30.9氢气去湿装置投停30.9.1去湿装置投入30.9.1.1检查去湿装置各管路接头、螺母等无松动及泄漏现象。30.9.1.2打开发电机至去湿装置的氢气进出口门。30.9.1.3打开去湿装置冷凝水供水阀和压缩空气供气阀。30.9.1.4合上“电源开关”。选择工作模式为“双塔工作”，“＃1塔首吸附”或“＃2塔首吸附”。30.9.1.5触摸屏幕“启动”按钮，投入去湿装置运行。去湿装置为全自动、双塔式连续运行的氢气去湿系统。借助内部鼓风机形成风压差产生吸收气流。去湿装置的运行循环时间是:8小时吸收，8小时再生，再生由4小时加热，4小时冷却组成。30.9.2去湿装置运行维护30.9.2.1冷却水必须采用洁净水，并保证0.7～1.5t/h的水流量，进水温度不大于30℃。30.9.2.2压缩空气供气压力应保证0.6～0.8MPa,最高不超过1.OMPa。30.9.2.3每天应检查去湿装置电气控制箱控制面板上各种显示正常。30.9.2.4确保近4小时加热后，再生干燥塔的氢气输出温度约为50～80℃，并且吸收层的温度约为120～180℃。30.9.2.5检查油过滤器有无堵塞，如有必要更换活性碳过滤介质。30.9.3去湿装置停运301 Q/101-105.13-200830.9.3.1再次触摸屏幕“启动”按钮，装置停运。30.9.3.2断开“电源开关”。30.9.3.3视情况关闭装置进、出氢门、冷凝水供水阀和压缩空气供气阀。31发电机定子冷却水系统投停31.1定子冷却水系统投运条件31.1.1系统检查已完毕，联锁试验已合格，定子水系统阀门位置正确。31.1.2定子冷却水箱补水化验合格后，开启补水门水箱补满水。31.1.3控制电源、动力电源已送上，仪表和报警装置已投入。31.2定子冷却水泵启动31.2.1启动定子水冷泵，检查振动、声音、各轴承温度正常。31.2.2开启出口门，检查出口压力正常，当水冷器、离子交换器放气阀见水时关闭放气阀，监视发电机定子进水压力410kPa左右。调整水箱补水门使水位正常,调整离子交换器进出口差压小于98kPa。31.2.3系统运行正常后，开启另一定子水冷泵出口门，投入备用。31.2.4投入定子水冷器冷却水。31.3定子冷却水泵停运31.3.1解除备用定子水冷泵“联锁”。31.3.2停止运行定子水冷泵。31.3.3若定子水冷泵停后需检修，则动力电源停电，关闭泵进出口门，消压放水。31.4定子冷却水泵切换31.4.1检查备用定子冷却水泵轴承油杯油位正常，油质良好。31.4.2关闭备用定子水冷泵的出口门。31.4.3启动备用泵，对泵全面检查。31.4.4开启备用泵出口门，检查定子冷却水母管压力正常。31.4.5关闭原运行定子水冷泵出口门，注意定子冷却水母管压力正常。31.4.6停止原运行定子水冷泵。31.4.7开启停运泵出口门，投入备用。32油净化装置投停32.1油净化装置投运32.1.1检查油净化装置符合启动条件，油回路畅通，装置电源正常（控制箱内南侧开关为装置电源且带一组加热器，北侧两个开关为备用加热器电源开关）。301 Q/101-105.13-200832.1.2待分离器转速≥8000r/min(可以观察油泵北侧旋转指示旋钮≥60r/min)，开启分离器水封注水门，同时投入加热器工作。旋转油净化装置控制箱上红色停止按钮，然后按下启动按钮，检查电机和油泵运行正常。32.1.3待分离器油水观察窗有水流出（有水流出后关闭注水门）且油净化装置控制箱温度指示≥60℃，可启动分离工作。32.2油净化装置停运32.2.1停止加热器工作。32.2.2开启分离器水封注水门。32.2.3待分离器油水观察窗有水流出（有水流出后关闭注水门），停止分离工作.32.2.4按下油净化装置控制箱上红色停止按钮。32.2.5检查电机停运正常，关闭油净化装置进回油手动门。32.3油净化装置运行维护32.3.1巡检过程中注意检查油净化电机上油位计在正常位置。32.3.2注意检查油净化电机上手刹在向下的位置，运行中严禁向上扳。32.3.3检查油净化装置运行电流在12-13A之间。32.3.4检查油净化装置的净化流量旋钮指示在4-5之间。32.3.5注意检查油净化装置的排油水槽液位正常，不溢流。32.3.6运行中油净化跳闸应立即至就地关闭油净化装置进回油快关阀，防止跑油。32.3.7注意检查油净化装置加热温度小于75℃，大于55℃。32.3.8当油中水分较少时，油净化装置分离出的水分不能维持分离器正常水封，分离器中有可能会有油漏出。为保持油净化分离器正常水封，每天对分离器注水一次。32.3.9油净化装置投运前，装置电源只需送上控制箱内南侧开关（装置电源且带一组加热器），北侧两个开关为备用加热器电源开关，不需送电（原先一直在送电状态）。32.3.10油净化装置停运时油净化装置电机油位计在一半位置，启动运行后在四分之一位置左右；不可过高，否则损坏油净化装置的密封垫等装置。32.3.11投运前，首先检查油净化装置出油门全开，防止憋压损坏设备。33变压器投停33.1变压器投停注意事项：33.1.1变压器投入运行前，应检查全部工作票收回，拆除所有安全措施，检查检修人员交待的变压器检修、调整、试验、绝缘值、存在的缺陷等情况，确认变压器能送电运行。33.1.2新投入或大修后的变压器投运前必须经检修人员核相正确后方可投入运行。301 Q/101-105.13-200833.1.1在变压器各侧刀闸断开或开关在试验位置的情况下，各侧开关的拉、合闸、保护传动试验良好（由运行人员配合检修人员进行）。33.1.2变压器停、送电操作必须填写电气操作票，并严格执行操作监护制度。33.1.5变压器送电必须在装有保护装置的电源侧断路器进行。停运时先停负荷侧，后停电源侧。新装、大修、事故检修或换油后的油浸式变压器，在送电前静止时间不应少于以下规定：a）110kV及以下24h；b）220kV及以下48h；c）500kV及以下72h。33.1.6对于干式变压器，应在变压器送电后投入温控器。33.2变压器投运前的检查：33.2.1确认检修工作已全部终结，工作票已全部收回，接地线及临时安全措施已全部拆除；33.2.2变压器无妨碍送电物，外壳接地牢固，测量绝缘合格。33.2.3油枕和充油套管内油色透明，油位正常。瓦斯继电器充满油，连接门已开，内无气体，引出线完好。各相分接头位置正确，三相一致。33.2.4有载调压装置各部正常，位置指示器正确，就地与远方指示一致。33.2.5呼吸器已装有合格的硅胶，呼吸通道畅通，冬季应检查呼吸器是否因结冰堵塞。33.2.6套管清洁无损坏、裂纹及放电痕迹。33.2.7安全气道的防爆膜或压力释放阀良好。33.2.8各组冷却器控制选择开关位置正确。变压器油泵及风扇试验良好，转向正确，油流指示正确。33.2.9就地温度表指示正确，就地温控仪良好。33.2.10冷却器（散热器）的油门全部打开。33.2.11检查各保护装置投入正确。33.3变压器绝缘电阻的规定33.3.1新安装、检修或长期停用大于两周的变压器，在投入运行前，应测量变压器的绝缘电阻，并做好记录。33.3.2电压等级为10kV及以上的变压器绕组，测量绝缘时应使用2500V摇表测量，对于低压干式变压器，绝缘电阻不应小于2ＭΩ/kV。33.3.30.4kV及以下的变压器绕组使用500V摇表测量，绝缘电阻不低于0.5ＭΩ。33.3.4测量变压器吸收比，变压器吸收比应不低于1.3。33.3.5当变压器吸收比低于1.3、绝缘电阻低于规定值或降低到前次测量值的50%301 Q/101-105.13-2008时，应联系检修人员进行处理。33.3.6主变、高厂变、高备变、励磁变绝缘电阻应有检修或试验人员的“测量或试验”交待。34变压器有载调压装置和分接头的调整34.1高备变有载调压装置允许在运行中调整改变厂用母线电压。调整时，必须经单元长同意，一人操作，一人监护。但事故处理除外。分接变换操作应在一个分接变换完成后方可进行第二次分接变换。操作时应同时观察电压表和电流表的指示，不允许出现回零、突跳、无变化等异常情况，分接位置指示器及动作计数器的指示等应有相应的变动。每次分接变换操作都应将操作时间、分接位置、电压变化情况记录在有载分接开关分接变换记录本上。34.2有载调压装置的调压操作步骤34.2.1检查有载调压装置指示灯亮。34.2.2按下调压按钮：按“升压”按钮，10kV电压上升；按“降压”按钮，10kV电压下降。34.2.3检查分接头已调至所需要的位置。34.3当有载调压装置失控时，应立即按下“跳闸”按钮，通知检修，若此时分接头没能调至所需位置，可至就地手动进行调节。当集控室有载调压装置损坏时，至就地可用“电动”或“手动”进行相应的调节。34.4有载调压装置运行维护34.4.1检查各部件位置符合运行条件要求，电气部分无过热、放电、短路。34.4.2分接头远方指示与就地指示一致且正确。34.4.3机械部分无卡涩、变形、松动，传动机构与箱体连接处无渗油等现象。34.5无载分接调压分接头切换规定34.5.1切换分接头工作应在断开变压器的各侧刀闸，并做好安全措施后进行。34.5.2切换分接头时，应注意分接头位置的正确性。34.5.3切换分接头由检修人员执行，切换分接头后，应由试验人员测量线圈直流电阻以验证分接头位置的正确性。34.5.4分接头切换后，，应将操作时间、分接位置变化情况记入专门的记录簿，以便随时查核。35变压器冷却装置投停35.1主变压器冷却装置的操作35.1.1主变压器冷却器装置投入运行步骤35.1.1.1送上两路交流电源。35.1.1.2合上冷却器直流控制电源开关QM3。35.1.1.3合上冷却器交流控制电源开关QM2。301 Q/101-105.13-200835.1.1.1合上冷却器控制箱照明加热电源开关QM1。35.1.1.2合上每台冷却器风扇电源开关QF1～QF12。35.1.1.3合上每台冷却器油泵电源开关QP1～QP4。35.1.1.4将冷却器电源自动投入开关SA4切至“试验”位置。35.1.1.5将冷却器工作电源选择开关SA1切至“电源Ⅰ”或“电源Ⅱ”位置。35.1.1.6将冷却器控制方式开关SA3切至“自动”或“手动”位置。35.1.1.7将冷却器控制箱加热控制开关SA2切至“加热”位置。35.1.1.8检查冷却器运行正常。35.1.2主变压器冷却器装置退出运行步骤35.1.2.1将冷却器控制方式开关SA3切至“停止”位置，检查风扇、油泵停运正常。35.1.2.2将冷却器控制箱加热控制开关SA2切至“停止”位置。35.1.2.3将冷却器工作电源选择开关SA1切至“停止”位置。35.1.2.4拉开每台冷却器油泵电源开关QP1～QP4。35.1.2.5拉开每台冷却器风扇电源开关QF1～QF12。35.1.2.6拉开冷却器交流控制电源开关QM2。35.1.2.7拉开冷却器直流控制电源开关QM3。35.1.2.8停用两路交流电源。35.2高厂变、高备变冷却装置的操作35.2.1高厂变、高备变冷却装置投入运行步骤35.2.1.1送上两路交流电源。35.2.1.2装上冷却器风扇交流控制电源保险FU2。35.2.1.3装上冷却器控制箱照明加热电源保险FU1。35.2.1.4合上每台冷却器风扇电源开关S1～S7S（S8）。35.2.1.5将冷却器工作电源选择开关SA1切至“电源Ⅰ”或“电源Ⅱ”位置。35.2.1.6将冷却器控制开关SA3切至“自动”或“手动”位置。。35.2.1.7将冷却器控制箱加热控制开关SA2切至“加热”位置。35.2.1.8检查冷却器风扇运行正常。35.2.2高厂变、高备变冷却装置退出运行步骤35.2.2.1将冷却器控制开关SA3切至停止位置，检查风扇停运正常。35.2.2.2将冷却器控制箱加热控制开关SA2切至“停止”位置。35.2.2.3将冷却器工作电源选择开关SA1切至“停止”位置。301 Q/101-105.13-200835.2.2.4拉开每台冷却器风扇电源开关S1～S7（S8）。35.2.2.5取下冷却器交流控制电源保险FU2。35.2.2.6停用两路交流电源。35.3干式变压器冷却器35.3.1干式变压器冷却器投运操作步骤（干式变压器充电正常后才能投运冷却器）35.3.1.1装上温控箱交流电源保险。35.3.1.2合上温控箱交流电源开关。35.3.1.3手动试启冷却风扇正常。35.3.1.4将冷却器控制方式开关切至“AUTO”。35.3.2干式变压器冷却器退出操作步骤35.3.2.1将冷却器控制方式开关切至“AUTO”。35.3.2.2检查冷却风扇在停运状态。35.3.2.3将温控箱交流电源开关切至“停止”位置。36直流系统投停36.1110V直流7A母线倒至7B蓄电池组及7B充电器供电,7A蓄电池组及7A充电器退出运行（以#7机为例）36.1.1检查#7机110V直流7A、7B母线确无接地信号，母线电压一致；36.1.2退出#7机110V直流7A母线绝缘监察装置；36.1.3合上#7机110V直流7A母线联络刀闸联7A-11；36.1.4检查#7机110V直流7A、7B母线电压正常；36.1.5拉开#7机110V直流7A蓄电池组出口刀闸蓄7A-11；36.1.6拉开#7机110V直流7A充电器出口刀闸充7A-11；36.1.7按下#7机110V直流7A充电器各充电模块开/关机按钮；36.1.8拉开#7机110V直流7A充电器各充电模块电源小开关；36.1.9将#7机110V直流7A充电器交流输入电源控制开关QK切至“退出”位置。36.2#7机110V直流7A蓄电池组投入运行，#7机110V直流7A母线由7A充电器供电36.2.1检查#7机110V直流7A充电器400V交流电源正常；36.2.2将#7机110V直流7A充电器交流输入电源控制开关QK切至“互投”位置；36.2.3检查#7机110V直流7A充电器各充电模块在浮充位置；36.2.4合上#7机110V直流7A充电器各充电模块电源小开关；36.2.5按下#7机110V直流7A充电器各充电模块开/停机按钮，7A充电器各充电模块启动良好。301 Q/101-105.13-200836.2.6检查充电器输出电压与母线电压一致，输出电流正常；36.2.7将#7机110V直流7A充电器出口刀闸充7A-11切至7A母线位置；36.2.8测量#7机110V直流7A蓄电池组出口电压与7A主母线电压一致；36.2.9合上#7机110V直流7A组蓄电池出口刀闸蓄7A-11；36.2.10检查#7机110V直流7A、7B充电器运行正常；36.2.11拉开#7机110V直流7A母线联络刀闸联7A-11；36.2.12投入#7机110V直流7A母线绝缘监察装置。36.3220V直流7A母线倒至8B蓄电池组及8B充电器供电,7A蓄电池组及7A充电器退出运行36.3.1检查四期220V直流7A、8B母线确无接地信号，母线电压一致；36.3.2退出四期220V直流7A母线绝缘监察装置；36.3.3合上四期220V直流7A母线联络刀闸联7A-22；36.3.4检查四期220V直流7A、8B母线电压正常；36.3.5拉开四期220V直流7A蓄电池组出口刀闸蓄7A-22；36.3.6拉开四期220V直流7A充电器出口刀闸充7A-22；36.3.7拉开四期220V直流7A充电器各充电模块电源小开关；36.3.8将四期220V直流7A充电器交流输入电源控制开关QK切至“退出”位置；36.4四期220V直流7A蓄电池组投入运行，220V直流7A母线由7A充电器供电36.4.1检查四期220V直流7A充电器400V交流电源正常；36.4.2将四期220V直流7A充电器交流输入电源控制开关QK切至“互投”位置；36.4.3检查四期220V直流7A充电器交流输入电源开关确已合好；36.4.4合上四期220V直流7A充电器各充电模块电源小开关；36.4.5检查四期220V直流7A充电器各充电模块启动良好，检查充电器输出电压与母线电压一致，输出电流正常；36.4.6将四期220V直流7A充电器出口刀闸充7A-22切至7A母线位置；36.4.7测量四期220V直流7A蓄电池组出口电压与7A母线电压一致；36.4.8合上四期220V直流7A蓄电池组出口刀闸蓄7A-22；36.4.9检查四期220V直流7A、8B充电器运行正常；36.4.10拉开四期220V直流7A母线联络刀闸联7A-22；36.4.11投入四期220V直流7A母线绝缘监察装置。36.5四期脱硫220V直流#1母线倒至#2蓄电池组及#2组充电器供电,#1蓄电池组及#1组充电器退出运行301 Q/101-105.13-200836.5.1检查四期脱硫220V直流#1、#2母线确无接地信号。36.5.2检查四期脱硫220V直流#1、#2母线电压一致。36.5.3退出四期脱硫220V直流#1母线绝缘监察仪。36.5.4合上四期脱硫220V直流母线联络刀闸；36.5.5将四期脱硫220V直流#1蓄电池组出口刀闸切至“断开”位置。36.5.6检查四期脱硫220V直流#1、#2母线电压正常。36.5.7将四期脱硫220V直流#1充电机出口刀闸切至断开位置。36.5.8拉开四期脱硫220V直流#1充电机交流输入电源总开关JK1。36.6四期脱硫220V直流#1蓄电池组投入运行，四期脱硫220V直流#1母线由#1充电器供电36.6.1检查四期脱硫220V直流#1充电机各充电模块所有部件完好。36.6.2检查四期脱硫220V直流#1蓄电池组出口保险在装良好。36.6.3送上四期脱硫保安MCCA段至四期脱硫220V直流#1充电机交流电源。36.6.4合上四期脱硫220V直流#1充电机交流输入电源总开关JK1。36.6.5检查四期脱硫220V直流#1充电器各充电模块启动良好，检查充电器输出电压与母线电压一致，输出电流正常。36.6.6检查四期脱硫220V直流#1充电机输出电压与#1母线电压一致。36.6.7将四期脱硫220V直流#1组充电机出口刀闸切至“充电Ⅰ－母线Ⅰ”位置，检查各充电模块输出电流指示正常。36.6.8检查四期脱硫220V直流#1母线与#1蓄电池组出口电压一致。36.6.9将四期脱硫220V直流#1蓄电池组出口刀闸切至“电池Ⅰ－馈线Ⅰ”位置。36.6.10拉开四期脱硫220V直流母线联络刀闸；36.6.11检查四期脱硫220V直流#1、#2母线电压正常。36.6.12投入四期脱硫220V直流#1母线绝缘监察仪。37UPS投停37.1集控主厂房UPS投停37.1.1集控主厂房UPS开机操作步骤（以#7机为例）37.1.1.1检查#7机UPS馈线柜所有负荷开关确在拉开位置。37.1.1.2检查#7机UPS馈线柜直流输入电源开关7U12、7U22确在拉开位置。37.1.1.3检查#7机UPS旁路柜7U31、7U34开关确在拉开位置。37.1.1.4检查#7机UPS主机柜交流输入电源开关7U11、7U21确在拉开位置。37.1.1.5检查#7机UPS并机柜7U13、7U14、7U23、7U24开关确在拉开位置。301 Q/101-105.13-200837.1.1.1将#7机UPS并机柜手动旁路切换开关7U35切至AUTO自动位置。37.1.1.2检查UPS系统的输入电压、旁路输入电压、直流输入电压正常。37.1.1.3启动#7机UPS旁路稳压柜a)检查旁路稳压柜调压变旁路7U33开关确在拉开位置，调压变进线7U32开关确已合好。b)将稳压柜上手动/自动切换开关SA1切至自动位置。c)合上旁路稳压柜交流输入总电源7U31开关。d)合上旁路稳压柜调压变输出7U34开关，检查稳压柜输出电压正常。37.1.1.9启动#7机UPS主机柜a)合上UPS并机柜两台UPS主机的静态旁路输入开关7U13、7U23。b)合上UPS主机柜UPS1和UPS2交流输入电源开关7U11、7U21。c)等待UPS1和UPS2上面板显示屏上显示STANDBY后按S1按键分别启动UPS1和UPS2。d)分别按UPS1和UPS2面板上“C”键，清除所有报警信号。e)检查UPS主机面板显示的输入、输出电压、电池电压、电流及频率正常。37.1.1.10合上#7机UPS馈线柜UPS1和UPS2的直流输入电源开关7U12、7U22。37.1.1.11检查UPS1主机面板同步指示灯亮。37.1.1.12合上#7机UPS并机柜内的UPS1输出开关7U14。37.1.1.13检查UPS2主机面板同步指示灯亮。37.1.1.14合上#7机UPS并机柜内的UPS2输出开关7U24。37.1.2集控主厂房UPS关机操作步骤（以#7机为例）37.1.2.1拉开#7机UPS馈线柜所有负荷开关。37.1.2.2同时按S1和S2按钮，关断UPS1和UPS2。37.1.2.3拉开UPS并机柜UPS1和UPS2输出开关7U14、7U24。37.1.2.4拉开#7机UPS馈线柜UPS1和UPS2的直流输入电源开关7U12、7U22。37.1.2.5拉开#7机UPS并机柜UPS1和UPS2的静态旁路输入开关7U13、7U23。37.1.2.6拉开#7机UPS并机柜UPS1和UPS2交流输入电源开关7U11、7U21。37.1.2.7拉开UPS旁路稳压柜内的UPS交流输入电源开关7U31，拉开稳压输出开关7U34。37.1.3静态旁路切换37.1.3.1UPS1和UPS2两台主机在正常运行时，按UPS1（或UPS2）主机面板#键，进入堆栈，按↑或↓键，到BYPASSOPERATION:OFF项，按1键可切到静态旁路运行。37.1.3.2按UPS1（或UPS2）主机面板#键，进入堆栈，按↑或↓键，到BYPASSOPERATION:ON项，按0键可切回主回路正常运行。301 Q/101-105.13-200837.1.4手动旁路切换37.1.4.1主回路----静态旁路----手动旁路UPS1和UPS2两台主机在正常运行时，按UPS1（或UPS2）主机面板#键，进入堆栈，按↑或↓键，到BYPASSOPERATION:OFF项，按1键切到静态旁路运行，此时，将三位置开关7U35转到TEST位再转到BYPASS位置，设备切至手动旁路。此时，可以关闭UPS1和UPS2两台主机进行检修。注意：在切换7U35从AUTO位至TEST位前，必须确认UPS静态开关EN处于运行状态。37.1.4.2手动旁路----静态旁路----主回路将三位置开关7U35从BYPASS位置转到TEST位置，重新启动UPS1和UPS2两台主机，按UPS1（或UPS2）主机面板#键，进入堆栈，按↑或↓键，到BYPASSOPERATION:OFF项，按1键将主机切到静态旁路运行，等面板上显示同步监测的红灯亮后，再将三位置开关7U35转到AUTO位置，按UPS1（或UPS2）主机面板#键，进入堆栈，按↑或↓键，到BYPASSOPERATION:ON项，按0键可切回主回路正常运行。注意：在切换7U35从TEST位到AUTO位前，必须确认UPS静态开关EN处于运行状态。切勿直接从主回路切换至手动旁路或是从手动旁路直接切回至主回路，否则将因两回路不同步引起电流冲击，烧毁逆变器。37.1.5并机运行转换到单机运行操作步骤37.1.5.1同时按UPS1(或UPS2)操作面板上的S1和S2键，关断UPS1(或UPS2)。37.1.5.2拉开UPS并机柜UPS1(或UPS2)输出开关7U14(或7U24)。37.1.5.3拉开UPS馈线柜UPS1(或UPS2)直流电源开关7U12(或7U22)。37.1.5.4拉开UPS并机柜UPS1(或UPS2)主电源输入开关7U11(或7U21)。37.1.5.5拉开UPS并机柜UPS1(或UPS2)的静态旁路输入开关7U13(或7U23）。37.1.6单机运行转换到并机运行操作步骤37.1.6.1合上UPS并机柜UPS1(或UPS2)的静态旁路输入开关7U13或7U23)。37.1.6.2合上UPS主机柜UPS1(或UPS2)交流电源输入开关7U11(或7U21)。37.1.6.3等待UPS1(或UPS2)上面板显示屏上显示STANDBY后按S1按键启动UPS1(或UPS2)。37.1.6.4按UPS1(或UPS2)面板上“C”键，清除所有报警信号。37.1.6.5检查UPS1(或UPS2)主机面板显示的输入、输出电压、电池电压、电流及频率正常。37.1.6.6合上#7机UPS馈线柜UPS1(或UPS2)的直流输入电源开关7U12（或7U22）。37.1.6.7检查UPS1(或UPS2)主机面板同步指示灯亮。37.1.6.8合上#7机UPS旁路柜内的UPS1(或UPS2)输出开关7U14（或7U24）。301 Q/101-105.13-200837.2脱硫UPS装置投停37.2.1UPS装置启动运行操作步骤：37.2.1.1检查UPS装置各部良好具备送电条件。37.2.1.2检查UPS装置所有负荷开关确已拉开。37.2.1.3检查UPS装置输入电源电压、频率正常。37.2.1.4检查UPS装置输入电源已送电备用,合上UPS装置旁路电源柜输入电源开关QF。37.2.1.5合上UPS装置备用电源开关RESERVE，检查UPS装置BYPASS指示灯亮，检查UPS装置风扇开始转动正常。37.2.1.6合上UPS装置输出电源开关OUTPUT,检查UPS装置OUTPUT输出指示灯亮，UPS装置输出电压指示正确。37.2.1.7合上UPS装置整流器电源开关RECTIFILE,检查UPS装置操作面板上的RECTIFILE指示灯亮，按UPS装置操作面板上的“ON”按钮，按UPS装置操作面板上的确认按钮“ENTER”。37.2.1.8检查UPS装置面板上的INVERTER指示灯亮，BYPASS指示灯熄灭，检查UPS装置输出电压正常。37.2.1.9合上UPS装置直流电源开关BATTERY。37.2.1.10检查UPS装置运行正常，无异常信号。37.2.1.11根据需要UPS装置负荷开关送电。37.2.2脱硫UPS装置关机运行操作步骤：37.2.2.1UPS停用操作应待有关热工电源切换完毕后方可进行。37.2.2.2拉开UPS装置所有负荷开关。37.2.2.3按UPS装置操作面板上的OFF键，再按ENTER确认按钮。37.2.2.4检查UPS装置操作面板上的BYPASS灯亮，INVERTER指示灯灭。37.2.2.5拉开UPS装置直流电源开关BATTERY。37.2.2.6拉开UPS装置整流器电源开关RECTIFILE,检查UPS装置操作面板上的RECTIFILE指示灯灭。37.2.2.7拉开UPS装置备用电源开关RESERVE。37.2.2.8拉开UPS装置输出电源开关OUTPUT,检查UPS装置输出指示灯OUTPUT灭。37.2.2.9根据需要拉开UPS装置旁路电源柜输入电源开关QF。37.2.3主回路----静态旁路----手动旁路切换步骤37.2.3.1检查UPS装置手动旁路运行正常。37.2.3.2按UPS装置操作面板上的“OFF”键，再按确认按钮“ENTER”按钮。301 Q/101-105.13-200837.2.3.1检查UPS装置操作面板上的BYPASS灯亮，INVERTER指示灯灭。37.2.3.2拉开UPS装置直流电源开关BATTERY。37.2.3.3拉开UPS装置整流器电源开关RECTIFILE,检查UPS装置操作面板上的RECTIFILE指示灯灭。37.2.3.4合上UPS装置维修旁路开关BYPASS，检查UPS装置输出指示灯MANUALBYPASS亮。37.2.3.5拉开UPS装置备用电源开关RESERVE,检查UPS装置BYPASS指示灯灭。37.2.3.6拉开UPS装置输出电源开关OUTPUT,检查UPS装置输出指示灯OUTPUT灭。37.2.4手动旁路----静态旁路----主回路切换步骤37.2.4.1检查UPS装置旁路电源运行正常。37.2.4.2合上UPS装置备用电源开关RESERVE，检查UPS装置BYPASS指示灯亮，检查UPS装置风扇开始转动正常。37.2.4.3合上UPS装置输出电源开关OUTPUT,检查UPS装置OUTPUT输出指示灯亮，检查UPS装置输出电压指示正确。37.2.4.4拉开UPS装置维修旁路开关BYPASS，检查UPS装置MANUALBYPASS指示灯灭，检查UPS装置输出电压指示正确。37.2.4.5合上UPS装置整流器电源开关RECTIFILE,检查UPS装置操作面板上的RECTIFILE指示灯亮，按UPS装置操作面板上的ON按钮，按UPS装置操作面板上的ENTER确认按钮。37.2.4.6检查UPS装置操作面板上的INVERTER指示灯亮，BYPASS灯灭，检查UPS装置输出电压正常。37.2.4.7合上UPS装置直流电源开关BATTERY。37.2.4.8检查UPS装置运行正常。37.2.5静态旁路切换37.2.5.1逆变器切换至静态旁路运行检查UPS装置旁路电源运行正常，检查UPS运行正常，按UPS装置操作面板上的OFF键，再按ENTER确认按钮，检查UPS装置操作面板上的BYPASS灯亮，INVERTER指示灯灭。检查UPS装置运行正常。37.2.5.2静态旁路切换至逆变器运行检查UPS装置整流器运行指示灯亮，按UPS装置操作面板上的ON键，再按确认按钮ENTER，检查UPS装置操作面板上的INVERTER灯亮，BYPASS指示灯灭。检查UPS装置运行正常。38柴油发电机启停38.1启动前检查301 Q/101-105.13-200838.1.1检查柴油机机油油位在ADD与FULL之间，冷却液液位正常。38.1.2检查燃油充足(应至少有8小时的燃油量)。38.1.3检查柴油机冷却风机各部良好。38.1.4检查所有软管无损坏和松脱现象、系统无泄漏。38.1.5检查发电机加热器、水加热器自动投停正常，水温保持在38℃左右。38.1.6检查空气进口管道连接牢固，空气滤清器进气阻力指示器正常。38.1.7检查蓄电池电压正常，接线无松动,充电装置运行正常。38.1.8检查辅助电源投入正常，仪表及控制面板指示正常，无报警信号。38.1.9检查发电机各部良好，接线无松动、脱落现象。38.1.10检查柴油发电机组现场清洁、无人工作、照明充足。38.1.11检查柴油发电机室百叶窗开启正常。38.2柴油机启动38.2.1检查柴油发电机出口开关各部良好，出口隔离开关确在合闸位置。38.2.2检查柴油发电机组EMCP3.3控制面板方式开关在“自动”位置，检查柴油发电机组并网柜机组启动模式(选择开关SWl)在自动位置，功率输出模式(选择开关SW2)在“停止”位置，系统模式（选择开关SW3）在“自动”位置。38.2.3通过DCS操作面板点击柴油发动机启动按钮或手操台柴油机启动按钮启动柴油机。38.2.4检查柴油发电机组启动至全速运行，检查各仪表指示正确，信号灯指示正常，无异常报警。38.2.5检查柴油发电机出口开关合闸正常。38.2.6根据需要将保安段负荷倒至柴油发动机供电。38.3柴油机停运38.3.1将保安段负荷倒至工作电源供电。38.3.2将机组启动模式选择开关SWl切至停止位置，检查柴油发电机出口开关自动分闸，柴油机停止运行。38.3.3将系统模式（选择开关SW3）切至“测试”位置，待远方DCS、手操台启动柴油机自保持继电器K13(或K15)复位后，将系统模式（选择开关SW3）切至“自动”位置。38.3.4根据需要将机组启动模式选择开关SWl切至自动位置。38.4柴油机启动带负荷试验操作步骤38.4.1检查柴油发电机出口开关各部良好，出口隔离开关确在合闸位置，保安段备用电源开关在合闸位置。38.4.2检查柴油发电机组EMCP3.3控制面板方式开关在“自动”301 Q/101-105.13-2008位置，检查柴油发电机组并网柜机组启动模式(选择开关SWl)在自动位置，功率输出模式(选择开关SW2)在“停止”位置，系统模式（选择开关SW3）在“自动”位置。38.4.1通过DCS操作面板点击柴油发动机启动按钮或手操台柴油机启动按钮启动柴油机。38.4.2检查柴油发电机组启动至全速运行，检查各仪表指示正确，信号灯指示正常，无异常报警。38.4.3检查柴油发电机出口开关合闸正常。38.4.4点击保安段双电源自动切换开关“禁止备至主电源切换”按钮，38.4.5将保安段双电源自动切换开关操作面板上的控制开关切至“TEST”位置。38.4.6检查保安段双电源自动切换开关切至备用电源供电。38.4.7检查柴油发电机运行正常，各参数指示正确。38.4.8复位保安段双电源自动切换开关“禁止备至主电源切换”按钮，检查保安段双电源自动切换开关切至工作电源供电。38.4.9将机组启动模式选择开关SWl切至停止位置，检查柴油发电机出口开关自动分闸，柴油机停止运行。38.4.10将系统模式（选择开关SW3）切至“测试”位置，待远方DCS、手操台启动柴油机自保持继电器K13(或K15)复位后，将系统模式（选择开关SW3）切至“自动”位置。38.4.11检查柴油机自保持继电器K16复位正常。38.4.12根据需要将机组启动模式选择开关SWl切至自动位置。39配电装置刀闸闭锁39.1500kV系统配电装置倒闸闭锁39.1.1500kV系统配电装置机械闭锁：a)50621刀闸与506217接地刀闸相互闭锁；b)50622刀闸与506227接地刀闸相互闭锁；c)50631刀闸与506317接地刀闸相互闭锁；d)50632刀闸与506327接地刀闸相互闭锁；e)50711刀闸与507117接地刀闸相互闭锁；f)50712刀闸与507127接地刀闸相互闭锁；g)50731刀闸与507317接地刀闸相互闭锁；h)50732刀闸与507327接地刀闸相互闭锁；i)50636刀闸与5063617接地刀闸相互闭锁；j)50716刀闸与5071617接地刀闸相互闭锁；301 Q/101-105.13-200839.1.2500kV系统配电装置电气闭锁：(开关断开或无电压，刀闸方可操作。)a)50636隔离开关受5062、5063断路器闭锁；b)50716隔离开关受5071、5073断路器闭锁；c)50636隔离开关受506367、5063617接地刀闸闭锁；d)50716隔离开关受507167、5071617接地刀闸闭锁。39.2220kV系统刀闸闭锁（以#04A高备变为例，当用于#04B高备变时，将206改为207即可）39.2.1#04A高备变系统配电装置机械闭锁：206－2隔离开关与-D1接地刀闸相互闭锁。39.2.2#04A高备变系统配电装置电气闭锁：39.2.2.1206断路器所属206－1、206－2隔离开关受206断路器的闭锁。即206断路器在合闸位置时上述隔离开关均不能操作,母联210断路器在合闸运行时206－1、206－2隔离开关可进行倒换操作。39.2.2.2206－1、206－2隔离开关相互闭锁，当母联210断路器在合闸运行时206－1、206－2隔离开关可进行倒换操作。39.2.2.3206－1隔离开关受220kVⅠ母线接地刀闸的闭锁。只有在220kVⅠ母线接地刀闸全部断开时，206－1隔离开关方可操作。39.2.2.4206－2隔离开关受220kVⅡ母线接地刀闸的闭锁。只有在220kVⅡ母线接地刀闸全部断开时，206－2隔离开关方可操作。39.2.2.5206－1隔离开关受206-D1接地刀闸闭锁,206-D1接地刀闸在断时,206-1隔离开关方可操作。39.2.2.6206断路器与所属206-D1接地刀闸相互闭锁。40厂用电系统操作40.110kV小车开关位置40.1.1工作位置小车开关在“工作”位置，二次插头在连接位置，开关控制、储能电源小开关在合，开关柜加热电源小开关、仪表室照明小开关、电动机加热电源小开关均在合。40.1.2试验位置小车开关在“试验/隔离”位置，二次插头在连接位置，开关控制、储能电源开关在合。40.1.3检修位置小车开关在“试验/隔离”位置，二次插头在断开位置，开关控制、储能电源开关在断。301 Q/101-105.13-200840.2厂用400VPC段开关位置厂用400VPC段开关共有三个位置：工作位置、试验位置、检修位置。40.2.1工作位置开关在“工作”位置，测控单元电压小开关在合或保险在压良好，控制电源小开关在合或控制保险在压良好。40.2.2试验位置开关在“试验”位置，控制保险在压良好或控制电源小开关在合。40.2.3检修位置开关在“隔离”位置，控制保险在断开状态、控制电源小开关在断。40.3厂用400VMCC段抽屉开关操作手柄位置状态40.3.18E～24E抽屉开关有4种位置：a)工作位置：抽屉锁定，主开关闭锁被解除，可以合分闸操作；主开关合闸后，操作手柄被机械联锁装置锁住。b)试验位置：抽屉锁定在该位置上，主开关分闸，控制回路接通。c)抽插位置：主开关和控制回路均断开，抽屉可以插入或拔出。d)隔离位置：抽出45mm后，转动手柄将抽屉锁定在该位置，一、二触头全部断开。40.3.28E/4，8E/2抽屉开关有5种位置：a)合闸位置：抽屉被锁定，主开关合闸，控制回路接通。b)分闸位置：抽屉被锁定，主开关和控制回路均断开。c)试验位置：抽屉锁定在该位置上，主开关分闸，控制回路接通。d)抽插位置：主开关和控制回路均断开，抽屉可以插入或拔出。e)隔离位置：抽出30mm后，转动手柄将抽屉锁定在该位置，一、二触头全部断开。40.4厂用配电装置操作原则40.4.1高厂变与高备变之间正常切换应通过DCS系统启动厂用电快切装置进行。40.4.2除检修、照明变外，其余互为备用的低厂变之间在进行母线电源正常切换时可采用手动短时并列的方式进行倒换。检修、照明变在进行母线电源切换时应采用短时停电的方式进行倒换。40.4.3对于带有双电源转换开关的MCC，正常电源切换至备用电源应采用短时停电、自动切换的方式进行，备用电源转换至正常电源应采用自动切换的方式进行。40.4.4厂用系统送电时，应先拉开各侧接地刀闸（或拆除地线），合上电源侧刀闸，合上负荷侧刀闸，再合上电源侧开关，后合上负荷侧开关301 Q/101-105.13-2008，逐级操作；停电时，先拉开负荷侧开关，后拉开电源侧开关，拉开负荷侧刀闸，再拉开电源侧刀闸，根据情况合上各侧接地刀闸（或装设地线）。40.4.5拉合刀闸前，必须检查开关在断开位置，拉合刀闸后，应检查刀闸的位置是否正确，机构是否锁紧。小车开关推至工作、试验位置前，应检查开关确已拉开，对于带有储能机构、具备释能条件的开关，还应检查开关确已释能。40.4.6厂用母线送电时，各出线回路的开关和刀闸应在断开位置。装上电压互感器的一次保险，将PT小车推至工作位置，合上二次交、直流回路小开关。厂用母线送电后，须检查三相电压正常后，方可对各供电回路送电。40.4.7厂用母线停电前，应先停用该母线的各供电回路，在断开电源进线开关后，检查母线三相电压表无指示后，拉开电压互感器二次交、直流回路小开关，拉开电压互感器的一次刀闸。40.4.8低厂变送电时先合高压侧开关，后合低压侧开关，停电顺序相反，禁止低压侧对低厂变充电。40.4.9保安400VPC母线正常电源倒换，应采用闭回路自动转换的方式进行倒换。40.4.10四期输煤10kV电源采用短时停电的方式进行倒换。40.5主厂房10kV、400V母线电源正常倒换操作40.5.110kV母线备用(工作)→工作(备用)切换(并联自动方式)40.5.1.1检查工作母线电压与备用母线电压一致。40.5.1.2检查厂用快切装置控制方式为“远方、并联、自动”。40.5.1.3在DCS系统上将“出口闭锁”投退设置为“解除”。40.5.1.4复归厂用快切装置(如果此时装置处于闭锁状态)。40.5.1.5确认厂用快切装置装置无闭锁。40.5.1.6在DCS系统上手动启动厂用电快切装置。40.5.1.7厂用快切装置装置将自动合上工作(备用)开关、断开备用(工作)开关。40.5.1.8光字牌“切换完毕”、“装置闭锁”灯亮，切换完成。40.5.1.9及时复归厂用快切装置。40.5.2汽机、锅炉、公用400VPC母线由工作电源倒至备用电源运行40.5.2.1检查工作母线电源电压与备用电源电压一致。40.5.2.2将联络电源开关允许并列方式开关切至“投入”位置。40.5.2.3合上该段母线联络电源开关。40.5.2.4检查该段母线联络电源开关确已合好，分支电流正常。40.5.2.5拉开该段母线工作电源开关，检查分支电流为零。40.5.2.6将该段母线联络电源开关允许并列方式开关切至“解除”位置。40.5.3汽机、锅炉、公用400VPC母线由备用电源倒至工作电源运行301 Q/101-105.13-200840.5.3.1检查工作母线电压与工作电源电压一致。40.5.3.2将工作电源开关允许并列方式开关切至“投入”位置。40.5.3.3合上该段母线工作电源开关。40.5.3.4检查工作电源开关确已合好，分支电流正常。40.5.3.5拉开该段母线联络电源开关，检查分支电流为零40.5.3.6将该段母线工作电源开关允许并列方式开关切至“解除”位置。40.610kV小车开关停送电操作40.6.110kV小车开关送电前的检查40.6.1.1检查开关柜内干净无杂物，一次插头挡板已落下，机械联动机构完整无损坏。40.6.1.2小车开关各部分完整无损坏。小车开关三相一次触头接触面无灼伤痕迹，弹簧松紧合适，套管密封良好，绝缘子完整无损坏。小车开关上无杂物。40.6.1.3检查三相接地刀闸确已拉开。40.6.1.4检查FC回路熔断器完整无破损，紧固正常。40.6.1.5检查小车开关在未储能状态。40.6.1.6检查小车开关状态指示为“O”位。40.6.2推拉小车开关的注意事项40.6.2.1小车开关推至试验/隔离位置后，应将柜门关闭。40.6.2.2推小车开关时，如小车有卡涩现象，应将小车退出检查。40.6.2.3在小车开关推、拉前，必须检查相应保护全部投入。40.6.2.4在小车开关推、拉过程中严禁进行合闸操作。40.6.2.5小车开关送电后必须检查其储能良好。40.6.2.6检查小车开关有关指示是否正常。40.6.3小车开关停电前的检查40.6.3.1就地检查需停电设备确已停运（设备停转、电流表指示到零）。40.6.3.2检查需停电10kV小车开关控制面板绿灯亮、模拟位置指示器的指示正常。40.6.3.3检查需停电10kV小车开关本体指示在“0”（分闸）位置。40.6.3.4检查需停电10kV小车开关控制面板三相带电指示灯均已熄灭。40.6.3.5检查需停电10kV小车开关测控装置功率表、电流表指示正常。40.6.3.6小车开关停电前需检查以上条件全部满足后，方可进行停电操作。41发电机封闭母线微正压装置发电机封闭母线微正压装置采用了牡丹江市华源电力设备有限公司生产的WZK—Ⅲ301 Q/101-105.13-2008型微正压装置。微正压装置主要组成包括WZK—Ⅲ型微正压装置(主要包括冷冻干燥机、充气控制单元)、备用冷冻干燥机、空气压缩机、贮气罐。主气源为我厂杂用气，辅助气源是装置系统空气压缩机，二者互为备用。41.1封闭母线微正压装置过压保护功能41.1.1当封闭母线中的压力≥3.5kPa时，液压安全阀泄压，误差±5%。41.1.2当封闭母线中的压力≥5kPa时，电磁安全阀泄压，误差±1%。41.1.3当封闭母线中的压力≥10kPa时，气体安全阀泄压，误差±10%。41.2当一次充气时间超过20分钟时，异常信号灯亮。41.3发电机封闭母线微正压装置投运步骤41.3.1将微正压控制装置电源转换开关置于“左旋位置”。41.3.2打开主气源（厂仪用气）手动阀。41.3.3检查空气压缩机是在良好备用状态，打开空气压缩机出口手动门。41.3.4打开冷冻干燥机入口阀。41.3.5打开贮气罐出气口压力表阀。41.3.6送上发电机封闭母线空压机电源。41.3.7送上发电机封闭母线微正压控制装置电源。41.3.8将发电机封闭母线微正压控制装置电源转换开关置于“右旋位置”，2分钟后开始为封闭母线充气。41.3.9检查发电机封闭母线内压力指示正常，“保压”指示灯亮。41.4发电机封闭母线微正压装置停运步骤41.4.1将发电机封闭母线微正压装置电气控制箱电源转换开关置于“左旋位置”。41.4.2关闭空压机出口阀门，关闭厂仪用气进气阀门。41.4.3按下空压机面板上的红色紧急制动按钮开关。301 Q/101-105.13-2008第三章机组启停1机组启动前准备1.1影响机组启动的所有检修工作已结束，工作票已按有关规定终结完毕。安全措施拆除，运行人员已对检修交待及设备改进情况了解清楚。1.2各主、辅设备联锁、保护试验已完成并合格；各电动、气动阀门已调试完毕，开关方向正确；检修后的辅机已分部试运正常。1.3楼梯、栏杆、平台完整牢固，通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物。1.4所有系统连接完好，各种管道支吊牢固，管道保温完整。1.5各处临时栅栏、标示牌及各种管道上的临时堵板已拆除。1.6厂房内外各处照明良好，事故照明系统正常，随时可以投运。1.7集控室和就地各控制盘、柜完整，各种指示记录仪表、报警装置、操作、控制开关完整、好用。1.8厂区消防系统投入正常，消防设施齐全。1.9各种有关的操作电源、控制电源、仪表电源等均应送上且正常。1.10所有就地测量装置一、二次门开启，各热工仪表投入正常。1.11锅炉启动系统满足启动要求。1.12配备足够的对讲机，通讯联系畅通。1.13机组启动专用工具、仪器、仪表及各种记录表纸、启动用操作票等已准备齐全；人员已安排好。1.14DCS、DAS、FSSS、BMS、DEH、MEH、HITASS、TSI、ETS、ASS及旁路等控制、监视系统投入正常；CRT上各参数指示正确。1.15锅炉本体、烟风道各人孔门关闭严密；本体及汽水管道弹簧支吊架完好，无膨胀障碍。1.16锅炉各吹灰器全部退出炉外，处于备用状态。1.17炉膛烟温探针退出，处于备用状态。1.18炉膛火焰电视摄像镜头完好，冷却风投入。1.19确认空预器密封间隙扇型板提升至最大，热点探测系统投入良好。1.20汽机高中压主汽门、调门及其控制执行机构正常。1.21汽轮机滑销系统正常，缸体应能自由膨胀。1.22电气工作结束后，拆除有关短接线、接地线及其它安全措施。1.23检查有关一、二次设备回路符合启动要求，场地清洁。1.24检查发电机滑环、电刷正常：301 Q/101-105.13-20081.24.1刷握与滑环表面距离4.8mm；1.24.2电刷连接线牢固无接地、短路现象；1.24.3均压弹簧无损坏，电刷在刷握内活动自如；1.24.4盘车时电刷在刷握内不跳动。1.25发电机氢气置换完毕，氢气纯度达96%以上。1.26检查定子冷却水、氢冷及密封油系统运行正常。1.27发变组保护及同期装置投用符合运行要求，且均处于复归状态。1.28发变组出口刀闸应在断开位置。1.29开启封闭母线微正压装置。1.30机组启动时应对下列参数作重点监视、调整：1.30.1储水罐水位、中间点温度；给水流量；主再热汽温、汽压；1.30.2炉膛负压；炉膛风量；吸风机静叶、送风机、一次风机动叶开度；1.30.3排烟温度；热一、二次风温；1.30.4磨煤机出粉温度、一次风量；1.30.5主机转速、振动、差胀、缸胀、轴向位移、轴承温度；调门前主汽压、汽温；缸温；1.30.6主机润滑油温、油压；轴承回油温度；油箱油位；EH油压、油温；1.30.7凝汽器水位、真空；除氧器、加热器水位、压力、温度；小机转速；给水压力、温度；1.30.8氢压、氢温；密封油氢差压；定子冷却水温、水压、流量；1.30.9旁路参数；1.30.10各运行辅机电流、温度、振动等；1.30.11发电机有、无功；定子电压、电流；励磁电压、电流；各线棒、铁芯温度。2机组禁止启动条件2.1机组主要联锁保护功能试验不合格。2.2DEH/HIACS、FSSS控制装置工作不正常，影响机组启动或正常运行。2.3机组主要检测仪表监视功能失去，影响机组启动或正常运行；或机组主要监测参数超过极限值。2.4汽机高、中压主汽门及调门、抽汽逆止门、V.V阀之一卡涩不能关闭严密。2.5主机交流润滑油泵（TOP）、电动吸入油泵（MSP）、直流润滑油泵（EOP）、顶轴油泵、盘车、EH油泵任一故障或其相应的联锁保护试验不合格。2.6主机转子偏心度大于原始值的110％。2.7汽轮发电机组转动部分有明显磨擦声。301 Q/101-105.13-20082.8汽机润滑油油箱油位低于极限值或油质不合格。2.9EH油油箱油位低或油质不合格。2.10汽机高、中压缸上下缸温差超过35℃。2.11主机危急保安器动作不正常。2.12发电机定子冷却水系统有故障或水质不合格。2.13发电机氢冷系统故障或氢气纯度、湿度不合格。2.14密封油系统故障。2.15旁路系统故障,无法满足机组启动要求。2.16汽机调节系统工作不正常。2.17汽轮机冲转时主蒸汽温度低于最高金属温度50℃（不应超过额定温度）或过热度低于50℃。2.18机组A级检修后，发电机气密性试验不合格。2.19发变组绝缘不合格。2.20机组主保护未投入。2.21储水罐水位无法监视时。2.22空预器吹灰不能正常投运。3机组状态规定3.1汽轮机状态规定：以高压缸调节级处内缸壁温T来确定：冷态T＜320℃；温态320℃≤T＜420℃；热态420℃≤T＜445℃；极热态T≥445℃。3.2锅炉各种状态下启动时间规定：采用高压缸启动方式，锅炉的启动时间(从点火到机组带满负荷，不含热态冲洗和汽轮机暖缸时间)与汽轮机相匹配：冷态起动(停机超过72小时)：10-11小时温态起动(停机32小时内)：4-5小时热态起动(停机8小时内)：3-3.5小时极热态起动(停机小于1小时)：＜3小时4启动前的试验规定301 Q/101-105.13-20084.1设备试验、试转必须由检修人员提出书面申请，经值长同意并下达命令后方可执行。4.2设备试验由检修负责人协调，运行人员配合操作，有关人员在场。4.3设备试验方法分静态、动态两种；静态试验时，10kV以上设备仅送试验电源，400V低压设备根据设备情况送试验电源或动力电源；动态试验时，控制、动力电源均送上。4.4上述试验在机组检修后进行。某些试验根据需要也可在检修后单独进行。动态试验必须在静态试验合格后方可进行。4.5各油泵、烟风挡板位置等应满足顺控要求条件，保护、联锁试验前，热工人员应强制满足有关条件后方可进行试验。4.6各联锁、保护及事故按钮试验动作应准确、可靠，声光报警、LCD画面状态显示正常。4.7电动门、调节门及风门挡板试验合格。4.8试验要求：4.8.1已投入运行的系统及承受压力的电动门、调节门不可试验。4.8.2有近控、远控的伺服机构，远控、近控都要试验，并专人记录开、关时间及试验情况。4.9试验方法：4.9.1按照试验卡对所有电动门及风门挡板进行远控和近控全开、全关试验，开度指示与就地指示应一致，有中间停止的电动门及风门挡板要试验中间停止正常。4.9.2气动调节装置应动作灵活，无漏气及异常现象。4.10拉合闸及事故按钮试验(静态)4.10.1分别启动各辅机，做拉合闸试验良好，恢复合闸位置。4.10.2分别在就地用事故按钮停止各辅机，各相应辅机应跳闸，声光信号报警正常。4.11发电机启动前的试验：4.11.1试验发电机系统的所有信号正确。4.11.2发电机灭磁开关拉、合试验。4.11.3发电机主断路器传动试验（需经值长同意，在拉开两侧隔离开关的情况下进行）。4.11.4发电机主断路器与发电机灭磁开关的联锁试验。4.12发电机启动前应测量绝缘电阻：4.12.1发电机通水后应用1000V摇表测量定子绝缘电阻，其值不作规定，但应与前次测量值相比较，如有明显降低（低于前次的1/3～1/5）应查明原因。4.12.2发电机转子绕组绝缘电阻用500V摇表测量，其值不小于1兆欧。4.12.3发电机励端轴瓦绝缘电阻用1000V摇表测量，其值不小于1兆欧。5冷态启动301 Q/101-105.13-20085.1系统投入按《机组辅助设备启停》章节有关内容，依据检查卡逐步投入下列各系统并检查其运行正常。投入系统时应综合考虑好各段负荷分配的均衡。5.1.1工业水、消防水系统。5.1.2厂用压缩空气系统。5.1.3循环水系统。5.1.4开式冷却水系统。5.1.5闭式冷却水系统。5.1.6EH油系统。5.1.7主机润滑油、顶轴油系统、密封油系统；。5.1.8主机连续盘车。5.1.9辅助蒸汽系统。5.1.10发电机氢气系统、定子冷却水系统。5.1.11锅炉渣斗水封系统。5.1.12凝结水系统。5.1.13各辅机润滑油系统。5.1.14主机真空系统、轴封系统。5.1.15燃油系统。5.2低压管路清洗5.2.1检查确认系统各阀门状态正确。5.2.2检查凝结水泵运行正常。5.2.3检查主机轴封系统、轴加风机、真空泵运行正常。5.2.4清洗凝汽器和除氧器之间的低压管路。5.2.5持续清洗直至凝汽器入口水质的混浊度低于3ppm。5.3炉前高压管路清洗5.3.1检查确认系统各阀门状态正确。5.3.2将除氧器水箱补至正常水位，启动电泵对高压管路进行清洗直至水质符合要求。5.4除氧器加热制水5.4.1检查除氧器水位正常，联系化学向除氧器加药。5.4.2启动除氧循环泵正常。5.4.3301 Q/101-105.13-2008确认主机盘车投运正常，投入除氧器辅汽加热。调节辅汽至除氧器压力调节阀，使除氧器水温缓慢升高，尽量接近分离器壁温，溶解氧合格。5.5锅炉上水5.5.1上水前满足下列条件时才允许向锅炉上水5.5.1.1361阀及其进口闸阀处于备用状态。5.5.1.2储水罐压力小于686kPa。5.5.1.3储水罐水位小于12000mm。5.5.1.4给水旁路阀处于备用状态。5.5.1.5所有锅炉疏放水阀处于备用状态。5.5.1.6所有锅炉排气阀处于开启状态。5.5.1.7大气式疏水扩容器、冷凝水箱和疏水泵及其管路系统均处于备用状态。5.5.1.8360阀处于关闭状态。5.5.1.9锅炉循环泵处于备用状态，同时需确认整个泵注水完毕（注意：只能通过泵底部的注水管向电机注水，直到水从泵进口管道的放气管道流出）。5.5.1.10高加旁路阀、入口阀、出口阀处于备用状态。5.5.1.11确认低压管路（凝汽器至除氧器）和炉前高压管路等清洗水质合格。5.5.2锅炉上水操作5.5.2.1关闭冷凝水箱疏水泵至凝汽器管路的电动闸阀。5.5.2.2开启361阀进口总管的电动闸阀。5.5.2.3检查除氧器水温80℃左右，启动电动给水泵（也可启动汽动给水泵的前置泵）上水，上水流量为10％BMCR。确认电动给水泵运行正常。5.5.2.4锅炉上水后，依次关闭锅炉水冷壁进出口集箱疏水阀、水冷壁混合集箱疏水阀、储水罐下部连接管疏水阀；省煤器出口集箱放气阀、螺旋水冷壁及垂直水冷壁出口混合集箱放气阀见水后依次关闭。5.5.2.5储水罐水位正常后，锅炉上水完成。5.6锅炉冷态清洗锅炉清洗主要是清洗沉积在受热面上的杂质、盐分和因腐蚀生成的氧化铁等。锅炉清洗包括冷态清洗和热态清洗，锅炉上水完成后进入锅炉冷态清洗阶段，冷态清洗过程又分为开式清洗（清洗水全部通过361阀后经疏水泵排出系统外）和循环清洗（锅炉循环泵启动，仅7%BMCR流量的清洗水通过361阀排出）两个阶段。5.6.1清洗锅炉前要满足以下条件301 Q/101-105.13-20085.6.1.1储水罐压力低于686kPa。5.6.1.2已完成高压管路清洗。5.6.1.3锅炉上水完毕。5.6.1.4361阀处于自动状态。5.6.1.5360阀处于关闭状态。5.6.1.6疏水泵处于自动状态。5.6.1.7疏水泵后去冷凝器一路的电动闸阀关闭，去系统外（水处理站）一路的电动闸阀开启。5.6.1.8锅炉循环泵处于备用状态。5.6.2冷态开式清洗阶段5.6.2.1接受开始锅炉清洗指令后，361阀开启。5.6.2.2清洗过程中应保证除氧器水温在80℃左右。5.6.2.3打开高加旁路阀，采用不通过高加的方式上水。5.6.2.4启动锅炉电动给水泵向锅炉内供水，提供锅炉清洗用水。5.6.2.5锅炉第一次冷态开式清洗过程中，先不安装361阀阀芯，待锅炉冷态开式清洗完成后再装。5.6.2.6锅炉冷态开式清洗过程中，疏水泵出口至冷凝器管路电动闸阀关闭，疏水泵出口至系统外（水处理站）管路电动闸阀开启，361阀后清洗水流经疏水扩容器、水箱后由此管路排出，直至储水罐下部出口水质优于下列指标值后，冷态开式清洗结束。水质指标：Fe＜500ppb或混浊度≤3ppm；油脂≤1ppm；pH值≤9.5。5.6.3冷态循环清洗阶段5.6.3.1启动锅炉循环泵，检查锅炉循环泵过冷水管路自动投入，并使锅炉循环水流量为20％MCR，此时360阀全开。5.6.3.2储水罐水位变化时，依靠361阀的调节维持储水罐水位。5.6.3.3水质合格后，开启疏水泵出口至冷凝器管路电动闸阀，同时关闭疏水泵出口至系统外（水处理站）管路电动闸阀，水质回收。5.6.3.4维持25%B-MCR清洗流量进行循环清洗，直至省煤器入口水质优于下列指标，冷态循环清洗结束：水质指标：Fe＜100ppb,pH值：9.3～9.5，水的电导率≤1μS／cm。5.7锅炉风烟系统投入5.7.1检查确认锅炉本体、各风、烟道人孔门、看火门均已关闭严密，炉底水封投运正常。5.7.2启动A、B空预器主电机，检查A、B301 Q/101-105.13-2008空预器主电机转动正常，确认烟气挡板已开启，投入A、B空预器气动马达联锁，将空预器导向轴承油泵联锁投入，密封间隙调整装置退出自动，间隙调至最大位置。5.7.3启动一侧吸风机，检查其一切正常。稍开静叶调整炉膛负压至—100Pa左右，将静叶调节投入自动。5.7.4启动同一侧送风机，检查其一切正常。5.7.5启动另一侧吸风机，检查其一切正常。调整炉膛负压至—100Pa左右，将静叶投入自动。5.7.6启动另一侧送风机，检查其一切正常。5.7.7通过配合调整吸风机静叶、送风机动叶开度调整炉膛负压在—100Pa左右，维持炉膛通风量在30%～40%B－MCR风量范围内。5.7.8启动一台交流火检风机，将备用风机投入备用。5.7.9投入炉膛烟温探针A、B。5.8燃油泄漏试验5.8.1锅炉点火前必须成功进行燃油母管泄漏试验。5.8.2确认燃油系统处于炉前油循环状态，供油泵运行正常，燃油跳闸阀前母管压力正常。5.8.3燃油泄漏试验5.8.3.1当以下条件都满足，发出燃油泄漏允许信号：a)所有油枪进油电磁阀关闭。b)炉前油供油压力正常,3.5MPa≤压力设定≤4.7MPa，延时25s。c)燃油母管压力变送器正常。d)总风量≥25％BMCR风量。e)燃油跳闸阀关闭。5.8.3.2在LCD上按“燃油泄漏试验启动”。5.8.3.3此时“燃油泄漏试验进行中”白灯亮，同时发出燃油泄漏试验阀开指令，当燃油母管压力＞3.5MPa.g时或开指令发出30秒后发出燃油泄漏试验阀关指令，在燃油泄漏试验阀关闭5秒后进入燃油泄漏试验检查启动阶段，如果在1分钟之内以下条件无一出现，则燃油泄漏试验完成，其对应的红灯亮并保持，检查燃油再循环阀开启。当以下条件任一出现时，红灯灭：a.燃油跳闸阀未关。b.MFT复位后又动作。如果在3分钟之内以下任一条件出现则发出燃油泄漏试验失败。a.燃油母管压力低于0.03MPa，说明燃油母管泄漏。b.燃油跳闸阀前后差压小于0.035MPa，说明燃油跳闸阀泄漏。c.任一允许条件消失。301 Q/101-105.13-20085.9炉膛吹扫5.9.1吹扫条件5.9.1.1基本条件5.9.1.1.1MFT条件不存在（不包括条件“全炉膛火焰丧失”和“临界火焰出现”）。5.9.1.1.2FSSS电源正常。5.9.1.1.3至少有一台送风机在运行。5.9.1.1.4至少有一台吸风机在运行。5.9.1.1.5至少有一台空预器运行。5.9.1.1.6任意一台火检风机运行。5.9.1.1.7燃油跳闸阀和所有油枪进油电磁阀关闭。5.9.1.1.8所有一次风机、给煤机、磨煤机跳闸。5.9.1.1.9所有磨煤机分离器出口挡板全关。5.9.1.1.10炉膛中无“火焰存在”信号。5.9.1.1.11燃油泄漏试验完成。5.9.1.2吹扫过程中应满足条件5.9.1.2.1炉膛风量在30%～40%B-MCR风量范围内。5.9.1.2.2所有二次风箱入口挡板处于可调节状态且开度≥50%。5.9.1.2.3FGD烟道畅通。5.9.1.2.4所有三次风门全开（#8炉为三次风门开个数＞40）。以上条件全部满足后发出“吹扫条件准备好”信号。5.9.2手动启动“吹扫”指令。炉膛吹扫时间为5min，吹扫计时完成后发出“吹扫完成”信号，自动复归MFT继电器。若吹扫过程中，上述任一基本条件失去，即“吹扫中断”，条件满足后，重新吹扫计时。吹扫完成后应始终维持炉膛通风量在30%～40%B—MCR风量范围内，直至锅炉负荷达到相应水平时止。5.10高压缸投预暖5.10.1冷态启动，只要调节级后高压内缸内壁温低于150℃，均应对高压缸进行预暖。预暖操作可在锅炉点火前或点火后进行。5.10.2高压缸预暖的投入条件5.10.2.1确认主机处于跳闸状态5.10.2.2汽轮机盘车运行；301 Q/101-105.13-20085.10.2.3高压缸调节级后内缸内壁温低于150℃；5.10.2.4凝汽器真空－88kPa以上；5.10.2.5辅助预暖蒸汽参数满足：温度260℃、压力0.7～1.4MPa。5.10.2.6确认一抽逆止门处于关闭状态，门前疏水阀在全开位置。5.10.2.7冷段再热汽管道疏水阀全开。5.10.3高压缸预暖的操作程序操作程序分为准备阶段、预暖阶段和预暖后操作。5.10.3.1准备阶段a)确认冷段再热疏水阀已经全开。b)将高导管疏水阀从100%关至20％。C）高压缸疏水阀从100%关至10%。a)将中联门前疏水从100%关至20%。b)关闭高压缸抽汽管道上的疏水阀。c)关闭通风阀。注意：应控制冷段再热管道的疏水阀，避免疏水倒灌至高压缸。5.10.3.2预暖阶段(暖缸流程、曲线及闷缸曲线见附录)a)将高压缸倒暖阀开至10%的位置。以使预暖汽源从冷段再热管道进入高压缸。b)保持20分钟后，再将高压缸倒暖阀从10%打开至30%；c)保持20分钟后，再将高压缸倒暖阀从30%打开至55%,待调节级后高压内缸内壁温度达到150℃后，进行闷缸。5.10.3.3预暖后阶段a)全开高导管疏水阀、高压缸疏水阀、高压缸抽汽管道疏水阀、中联门前疏水阀、冷段再热管道疏水阀；b)将高压缸预暖阀关至10%，保持一段时间后全关，同时全开通风阀；C）高压缸内压力恢复正常。5.10.4暖缸期间的注意事项5.10.4.1维持高压缸内蒸汽压力0.39～0.49MPa，必须按照规定的时间进行闷缸。5.10.4.2高压缸预暖完成后，至少需要30分钟的时间排出蒸汽以降低压力。5.10.4.3在预暖过程中，应以高压内缸的金属温升率限制和高压缸内压力为主要依据，通过调整倒暖阀、高导管疏水阀、再热冷段疏水阀的开度来调整高压内缸金属温升率。5.10.4.4高压缸内的压力不允许超过0.7MPa，否则会产生附加的推力。301 Q/101-105.13-20085.10.4.5注意监视盘车运转情况。5.11旁路系统投入本机组在高温过热器出口和汽机凝汽器之间设置了汽机一级大旁路系统。仅用于机组启动。5.11.1检查汽机旁路符合投运条件，开启汽机旁路减温隔离门，将汽机旁路减温水和汽机旁路减压门均投入自动：5.11.2锅炉点火后汽机旁路控制主汽压力在1.0MPa。在锅炉尚未起压时，汽机旁路减压门因有“最小开度”的条件而自动开启到5%。当锅炉汽压逐步升高后，汽机旁路减压门为控制主汽压力在1.0MPa将会逐步开大。5.11.3在汽机旁路减压门继续控制主汽压力在1.0MPa的过程中，由于锅炉燃料量的增加，汽机旁路减压门的开度将逐步开大，当开度大于“最大开度”40%时，汽机旁路将自动转为“自动升压”方式。5.11.4汽机旁路在“自动升压”方式时，将按≤0.10MPa/min速率将主汽压力从1.0MPa升至汽机冲转所需9.6MPa。5.11.5在汽机旁路自动升压过程中，仍应按《冷态启动曲线》控制燃料量，使各受热面工质温度升温速率≤2℃/min。5.11.6在主汽压力达9.6MPa后，汽机旁路的“自动升压”方式结束而进入“冲转压力”方式。在“冲转压力”方式时，主汽压力仍由汽机旁路控制在9.6MPa。在汽机进行冲转、升速、暖机和并网时，都由汽机旁路减压门控制主汽压力。5.12锅炉点火5.12.1在锅炉进行冷态清洗过程中，当省煤器进口水质的电导率＜1μs/cm、Fe＜100μg/L、pH＝9.3～9.5时，锅炉即可以点火。5.12.2锅炉启动点火前必须保证规定的“点火许可条件”被满足，否则不得进行点火，点火许可条件如下：5.12.2.1OFT复位。5.12.2.2燃油母管压力正常。5.12.2.3MFT复位。5.12.2.4燃油跳闸阀打开。5.12.2.5火检冷却风压正常。5.12.2.6燃油吹扫空气压力正常。5.12.2.7锅炉风量在30%～40%B—MCR范围。5.12.2.8高能点火器电源正常。301 Q/101-105.13-20085.12.2.9所有油枪控制置于“远方”位置。以上条件全部满足时发出“点火许可”信号。“点火许可”信号发出后，锅炉才能进行点火启动。先将要投运的油枪所对应的二次风箱挡板、中心风门及燃烧器外二次风门等置于燃油位置，然后才能投入油枪。5.12.3在MFT复置、OFT复位后，将给水流量调整至740t/h～780t/h，检查油枪允许启动的条件已满足，逐步投运C、A层油枪C4、C5、C3、C6、C2、C7、C1、C8、A4、A5、A3、A6、A2、A7、A1、A8。5.12.3.1无论第一支油枪点火成功与否，60秒内都将禁止另一油枪点火。5.12.3.2投入第一支油枪，60秒后投入第二支。油枪投入后，观察炉膛火焰监视电视和火检指示是否正常。5.12.3.3若自OFT复位10分钟内没有任一油枪电磁阀开信号则触发OFT保护动作。5.12.3.4在投用油枪过程中，应检查储水罐水位正常和锅炉循环泵运行正常及361A、361B、361C阀的自动控制动作正常。5.12.3.5每支油枪投运后，应检查油枪雾化和燃烧情况，当发现雾化不好、燃烧不正常时，应停用该油枪，并由检修人员清理。5.12.3.6投入下一支油枪之前一定要确认燃油母管压力正常。5.12.3.7锅炉点火后，应注意监视空预器冷端平均温度，控制空预器冷端平均温度不低于68.3℃。必要时投入暖风器运行。5.12.3.8锅炉点火后投入空预器A、B的连续吹灰。5.12.3.9检查关闭锅炉所有疏水、排气阀。a）当省煤器入口给水压力≥1MPa，联锁关闭过热器减温水管路疏水阀。b）当再热器减温水压力≥1MPa，联锁关闭再热器减温水管路疏水阀。c）当省煤器出口给水压力≥1MPa，联锁关闭锅炉下降管分配集箱、螺旋水冷壁出口混合集箱、垂直水冷壁出口混合集箱、水平烟道底部出口集箱疏水阀。d）当储水罐出口压力≥1MPa，联锁关闭包墙出口混合集箱和顶棚出口集箱疏水阀。e）当主汽压≥1MPa，联锁关闭锅炉屏过、高过出口集箱疏水阀。f）当低再入口压力≥0.5MPa，联锁关闭低再出口集箱疏水阀。g）当再热汽压≥0.5MPa，联锁关闭锅炉高再入口、出口集箱疏水阀。h）当储水罐出口压力≥0.5MPa，联锁关闭汽水分离器出口排气阀。i）当炉膛有火焰，联锁关闭省煤器、螺旋水冷壁出口集箱排气阀。301 Q/101-105.13-2008a）当高过出口压力≥0.3MPa，联锁关闭高再、低再、低过出口集箱排气阀。b）当高过出口压力≥0.4MPa，手动关闭屏过出口集箱排气阀。c）当高过出口压力≥0.5MPa，联锁关闭高过出口集箱排气阀。5.13发变组恢复冷备用（以＃7机为例）5.13.1检查＃7发变组所有工作票已收工。5.13.2拆除＃7发变组所装设安全措施。5.13.3检查＃7发变组出线隔离开关50636在断开位置。5.13.4投入＃7主变、高厂变、励磁变冷却装置。5.13.5检查＃7发电机1PT、2PT、3PT一次保险在装良好，将1PT、2PT、3PT小车推至工作位置，合上1PT、2PT、3PT二次快速开关。5.13.6检查发电机封闭母线微正压装置运行正常。5.13.7合上发电机中性点接地变压器刀闸。5.13.8送上启励电源，合上启励电源开关Q03。5.13.9送上励磁调节器直流电源，合上直流电源小开关Q15、Q25、Q51。5.13.10装上励磁柜所有保险，合上交流电源小开关Q05、Q90、Q91，合上各风扇电源开关Q11、Q12。5.13.11将调节器控制方式设定为“远方”控制。5.13.12装上转子接地保护保险。5.13.13检查发变组保护投入正确，无异常信号。5.13.14检查发变组各部温度指示正常。5.14热态清洗5.14.1当水冷壁出口温度达到190℃时，锅炉需进行热态清洗。热态清洗阶段应控制锅炉的燃料量，维持水冷壁出口温度在190℃。当水冷壁出口温度升高时，应适当减少燃料量，以便水冷壁出口温度能维持在190℃。5.14.2当储水罐出口水质Fe＜50μg/L热态清洗结束。5.14.3热态清洗的注意事项5.14.3.1当分离器中产生蒸汽时，汽机旁路阀应处于自动状态。5.14.3.2由于水中的沉积物在190℃时达到最大，因此升温至190℃时应进行水质检查，检测水质时停止锅炉升温升压。5.14.3.3热态清洗时，清洗水全部排至凝汽器。301 Q/101-105.13-20085.14.3.4锅炉点火后，应注意出现汽水受热膨胀会导致储水罐水位突然升高，应保证361阀能正常控制储水罐水位。5.14.3.5热态清洗过程中锅炉循环泵再循环管路流量维持在20％BMCR，360阀全开。5.14.3.6锅炉点火后，应打开顶棚出口集箱及后包墙下集箱疏水阀进行短时间的排水确保该处无积水。5.15锅炉升温、升压5.15.1热态清洗结束后锅炉可继续按“冷态启动曲线”增加燃料，注意控制升温、升压速度。5.15.2汽机旁路控制升压时，将按≤0.10MPa/min速率将主汽压力升至汽机冲转所需压力9.6MPa。5.15.3在汽机旁路控制升压过程中，仍应按《冷态启动曲线》控制燃料量，使各受热面工质温度升温速率≤2℃/min。5.15.4在主汽压力达9.6MPa后，汽机旁路的升压结束而进入冲转压力方式。在达到冲转压力后，主汽压力仍由汽机旁路控制在9.6MPa。在汽机进行冲转、升速、暖机和并网时，均由汽机旁路控制主汽压力。5.15.5当主汽压力在9.6MPa时，主汽温度达415℃（汽机冷态冲转所要求的参数），应适当减少燃料量，保持参数稳定，等待汽机冲转。5.16高压主汽门、调门室预暖DEH具有高压主汽门、调门室预暖功能。高压缸预暖结束后需要1小时的时间进行高压主汽门、调门室预暖。＃2、3高压主汽门装设伺服阀，当DEH接收到高压调门室预暖指令时，#2、#3高压主汽门预启阀开启，对四个高压主汽门、调门室进行预暖。5.16.1检查确认汽机处于跳闸状态，负荷限制器在零位。5.16.2检查确认EH油泵已启动，EH油压正常。5.16.3确认主蒸汽母管疏水、主汽阀座疏水和高导管疏水均开启。5.16.4检查主蒸汽温度高于271℃。5.16.5汽轮机复位。5.16.6在“EHGCONTROLPANEL”画面中，用鼠标点击“CVCHESTWARMING”按钮，在弹出的操作端中，选择“OPEN”，并按“执行”。5.16.7检查＃2、3高压主汽门预启阀开启，进行高压调门室预暖。当高压调门室内外壁温差大于90℃,关闭＃2、3高压主汽门预启阀,正常应控制高压调门室内外壁温差小于90℃。控制高压调门室内外壁温差小于80℃。5.16.8当高压调门室内、外壁温度达180℃以上且内外壁温差低于50℃时预暖结束，汽轮机打闸。5.17汽轮机冲转301 Q/101-105.13-20085.17.1当主汽压力为9.6MPa,主汽温度为415℃，主蒸汽品质合格Fe≤20μg/kg、Na≤20μg/kg、SiO2≤50μg/kg、电导率≤1μs/cm时，润滑油温度27～40℃，汽机进行冲转。5.17.2汽轮机复位。在DEH操作员站中，在“TURBINESAFETYDEVICEPANEL”画面中，点击“TURBINERESET”按钮，在弹出的操作窗中，点击“RESET”，按“执行”。“RESET”指示灯亮，检查ZS2行程开关闭合，安全油压建立，挂闸成功。5.17.3负荷限制器“LLMSET”设置在“EHGCONTROLPANEL”画面中，点击“LLMSET”按钮，在弹出的操作窗中，点击“↑”，将阀位限制值设定为100%。也可以点击“◣”，在弹出的对话栏里，直接输入100，按“确定”。5.17.4升速率设置在“EHGCONTROLPANEL”画面中，点击“ACCRATESET”按钮，在弹出的操作窗中，选择升速率100r/min/min，按“执行”。升速率设定选择：冷态启动100r/min/min,温态150r/min/min,热态和极热态300r/min/min。5.17.5目标转速设置在“EHGCONTROLPANEL”画面中，用鼠标点击“SPEEDSET”按钮，在弹出的操作窗中，选择所需要的目标转速，按“执行”。此时高、中压主汽门应全开，高、中压调门逐渐开启，机组转速以设定速率升至目标转速。（目标转速有200、700、1500、3000转四档可选。）5.17.6摩擦检查5.17.6.1在“EHGCONTROLPANEL”画面中，用鼠标点击“SPEEDSET”按钮，在弹出的操作窗中，选择目标转速200，按“执行”。5.17.6.2就地检查汽轮机转速上升，检查盘车装置自动脱开，将盘车自动联锁投入。5.17.6.3实际转速达到200r/min时，操作LCD上的“ALLVALVECLOSE”按钮，检查所有高、中压调门关闭，汽机转速逐渐下降，进行摩擦检查。摩擦检查结束后设定目标转速700r/min，升速率100r/min/min，机组重新升速。5.17.7保持/复位在升速过程中，如需要保持当前阀位，在“EHGCONTROLPANEL”画面中，点击“HOLDSELECT”按钮，选择“SET”，按“执行”；如不需要保持，选择“RESET”，按“执行”，汽机按原速率继续升速。如需要降转速，可选择“SPEEDSET”中的“ALLVALVECLOSE”按钮。5.17.8转速升至700r/min，暖机30min。5.17.9升速至1500r/min中速暖机在“EHGCONTROLPANEL”画面中，点击“SPEEDSET”按钮，选择目标转速1500，按“301 Q/101-105.13-2008执行”。点击“HOLDSELECT”按钮，在弹出的操作端中，选择“RESET”，按“执行”。汽机按设置速率升速到1500r/min。在此转速下暖机120min。中速暖机时，应进行下列检查和操作。5.17.9.1开启低加抽汽逆止门和电动门，低加随机滑启。5.17.9.2不允许在临界转速区停留。5.17.9.3监视汽缸内外壁金属温度差低于35℃。5.17.9.4监视机组汽缸膨胀和差胀正常。5.17.9.5加强机组振动检查、测量，如振动超限应立即停机。5.17.9.6倾听机组声音。如发生明显的摩擦，应立即破坏真空停机并查明原因。5.17.9.7检查凝汽器真空。在机组转速达1500r/min时，机组的真空应高于－89kPa，排汽温度不应超过79℃。5.17.9.8监视高排温度不超限。5.17.10中速暖机期间发变组恢复热备用。5.17.10.1拉开发变组两台主断路器。5.17.10.2装上“发变组保护跳主断路器”出口压板以及“启动主断路器失灵保护”压板。5.17.10.3合上主变高压侧隔离开关。5.17.11升速至3000r/min5.17.11.11500r/min中速暖机结束，在“EHGCONTROLPANEL”画面中，点击“SPEEDSET”按钮，选择目标转速3000，按“执行”。在“EHGCONTROLPANEL”画面中，点击“HOLDSELECT”按钮，选择“RESET”，按“执行”，汽机按设置速率升速到3000r/min。5.17.11.2当机组转速达到2500r/min时，检查顶轴油泵自动停运。投入顶轴油泵自动联锁。5.17.11.3主机转速稳定在3000r/min后，根据需要，进行汽轮机手动脱扣试验、远方脱扣试验、危急保安器注油试验、主汽门及调门严密性试验等试验项目。5.17.11.4检查主油泵进、出口油压正常，润滑油母管压力正常，停运MSP、TOP，并投入联锁。5.17.11.5检查密封油、定子冷却水系统运行正常。5.17.11.6应控制低压缸A、B排汽温度不大于79℃，当任一低压缸排汽温度升至80℃时发出报警，当达到107℃时机组跳闸。5.17.11.7检查TSI各参数指示正常。5.17.11.83000r/min暖机结束后，汇报值长，发电机准备并列。5.17.12汽轮机冲转过程中的注意事项。5.17.12.1在冲转过程中必须保证进入汽轮机的主蒸汽、再热蒸汽至少有50℃301 Q/101-105.13-2008的过热度，且与汽缸金属温度相匹配。5.17.12.2检查汽轮机轴封系统运行正常，轴封母管压力在26～28KPa之间，轴封供汽温度与汽轮机金属温度相匹配。（冷态启动轴封供汽温度180～260℃，热态启动时轴封供汽温度300～371℃，控制低压轴封温度121～177℃。）5.17.12.3检查主机润滑油压力0.18MPa，盘车期间轴承进油温度设定为38℃，控制在27～40℃，并列前轴承进油温度设定为46℃，控制在40～49℃，检查各轴承回油温度小于70℃；顶轴油压力5～16MPa；EH油压力11.2MPa，EH油温度35℃～54℃。5.17.12.4检查发电机氢油水系统运行正常，机内氢压0.48MPa，氢气纯度、湿度合格；密封油氢油差压0.056MPa；定子冷却水压力0.31MPa。5.17.12.5检查各加热器、除氧器、凝汽器水位正常。5.17.12.6检查汽轮机轴向位移、汽缸膨胀、差胀、大轴偏心均在正常范围内。5.17.12.7检查汽轮发电机组轴承振动正常。5.17.12.8检查汽缸上下温差、内外壁温差正常。5.17.12.9检查高、低压缸排汽温度正常，低压缸喷水减温装置自动良好。5.17.12.10TOP、MSP油泵、顶轴油泵停运后，及时将其联锁投入。5.18发电机并列初负荷暖机5.18.1发电机并列带负荷5.18.1.1汽轮机转速维持在2988r/min～3012r/min间，升速率100r/min/min，接到“同期请求”信号后，在DEH的“自动控制”画面上投入“自动同期”，此后汽机转速由电气控制，注意转速变化。5.18.1.2发电机正常情况下应采用自动励磁方式升压自动准同期方式并列。5.18.1.3发电机采用自动励磁方式升压自动准同期方式并列（以#7机5063断路器并网为例）；a)检查发电机定子冷却水系统投入正常。b)检查发电机密封油系统投入正常。c)检查发电机氢冷系统投入正常。d)取下发电机突加电压保护压板。e)取下发电机启停机保护压板。f)装上定子断水保护压板。g)检查汽轮机转速维持在2988r/min～3012r/min；h)检查自动电压调节器控制方式为“远方控制”。i)检查自动电压调节器通道选择开关为“自动”方式。j)点击自动电压调节器“励磁投入”按钮。301 Q/101-105.13-2008a)检查励磁系统投入正常。b)检查发电机电压自动升至27kV。c)核对发电机三相电压平衡，空载参数正确。d)检查发变组无异常信号。e)点击#7发变组5063断路器“开机并网”按钮。f)点击#7发变组5063断路器“同期投入”按钮。g)检查#7发电机同期装置投入正常。h)检查#7发变组5063断路器自动合闸良好。i)检查#7发电机定子三相电流指示正确。j)检查#7发变组5063断路器同期复位正常。k)点击#7发变组5062断路器“开机并串”按钮。l)点击#7发变组5062断路器“同期投入”按钮。m)检查#7发电机同期装置投入正常。n)检查#7发变组5062断路器自动合闸良好。o)检查#7发变组5062断路器同期复位正常。p)检查#7发电机运行正常。5.18.1.5发电机同期并列时的注意事项：a）当发电机转速维持在2988r/min～3012r/min并稳定后，方可投入同期装置。b）禁止其它同期回路操作；c）同期装置运行不能超过15分钟。5.18.2发电机并网后，机组负荷自动升至20MW，进行初负荷暖机；投运氢冷器、氢气去湿装置。启动发电机中性点冷却风机运行。5.18.2.1检查在DEH主画面上，由转速控制变为功率控制。5.18.2.2机组并网后应退出炉膛烟温探针A、B。若炉膛出口温度达580℃，烟温探针自动退出。5.18.2.3在初负荷暖机过程中，按《冷态启动曲线》要求调整燃料量控制主蒸汽温度和再热蒸汽温度，并且温升≯2℃/min。5.18.2.4初负荷暖机过程中，由汽机旁路控制主汽压力。5.18.2.520MW暖机约58min后，以5MW/min速率升负荷至50MW暖机50min。5.18.2.6启动第二台循环水泵运行，检查第三台循环水泵备用良好。5.19机组升负荷至25％额定负荷5.19.1初负荷暖机结束后，逐步增加燃油量，以5MW/min速率增带负荷。301 Q/101-105.13-20085.19.2增至7％额定负荷时，确认汽轮机高、中压段疏水门正常关闭：主、再蒸汽管道疏水#1-4高压主汽阀上阀座疏水（气动）#1-4高压调节阀上阀座疏水（气动）高压内缸疏水（电动）高压导汽管疏水（电动）中联门前、后疏水（气动）中联门前、后疏水（电动）中压缸冷却阀前后疏水（气动）一抽逆止门前疏水（气动）二抽逆止门前疏水（气动）三抽逆止门前疏水（气动）四抽逆止门前疏水（气动）5.19.3负荷150MW，检查旁路减压阀全关，关闭旁路电动隔离阀、减温水阀，隔离旁路减温水系统；将旁路减压阀、电动隔离阀停电。5.19.4投运第一套制粉系统5.19.4.1当空预器出口二次风温达160℃以上时，确认一次风机启动条件满足，启动A、B一次风机，调整出口风压正常后，投入一次风压“自动”。5.19.4.2启动一台密封风机，检查密封风压正常，投入另一台密封风机备用。5.19.4.3通知除灰脱硫值班人员做好投运除渣、除灰、脱硫系统的准备工作。5.19.4.4当热一次风温达到180℃以上时，确认制粉系统满足投运条件，投运第一套制粉系统。5.19.4.5制粉系统投入后，调整煤粉与燃油的燃烧比例，监视并调整炉内燃烧状况。注意汽水分离器出口蒸汽过热度在正常范围。5.19.4.6制粉系统投入后，通知除灰脱硫值班员将除渣、除灰、脱硫系统投运，如有异常及时汇报值长。5.19.5机组负荷达到200MW时，投运第二套制粉系统，注意调整燃烧保持主再热汽温、汽压稳定。5.19.6确认小机工作汽源、备用汽源正常，启动一台汽泵运行正常后并泵。并泵操作期间要注意锅炉给水量保持稳定。5.19.7检查发电机运行稳定，机组负荷大于30%额定视在功率时，根据值长命令投入发电机PSS。5.19.8新机组或机组大修后的首次启动，应在25％额定负荷以上稳定运行3～4小时，然后解列发电机做主机超速试验。301 Q/101-105.13-20085.19.9当四抽压力达到0.147MPa后，开启四抽至除氧器抽汽逆止门、电动门，关闭辅汽至除氧器电动门，检查除氧器加热汽源切至四抽正常。停运除氧再循环泵。5.20锅炉由湿态转干态5.20.1在机组负荷达到270MW～290MW时，稳定给水流量，缓慢增加燃料量，储水罐水位逐渐降低，360阀全关，锅炉循环泵停止运行。此时，锅炉由湿态转入干态运行。检查锅炉循环泵过冷水管路关闭。检查锅炉循环泵、361阀暖管管路投用良好。5.20.2在转干态过程中，应严防给水流量和燃料量的大幅波动，造成干、湿态的交替转换。5.20.3机组进入直流运行工况后，应严密监视中间点温度（顶棚出口）的变化，保持合适的水煤比，控制过热汽温度稳定。所有锅炉自动投入运行，各联锁保护投入，机组运行稳定。5.20.4机组负荷在300MW以下时定压运行，主汽压力为9.6MPa；300MW负荷以上时开始滑压运行，90%及以上负荷额定压力下定压运行。5.20.5增加煤量同时减少燃油量。5.20.6从低到高依次开启各级抽汽逆止门及电动门，投入高加运行，检查各级高加疏水门动作正常。5.20.7机组负荷300MW，关闭汽轮机低压段疏水。机组稳定运行24min后，按照机组冷态启动曲线继续进行升温、升压、升负荷。5.21升温、升压、升至额定负荷5.21.1机组负荷400MW，投运第三套制粉系统，逐步停运油枪，此时应密切注意炉膛火焰状况，如果出现燃烧不稳定情况，应及时投油稳燃。5.21.2开启四抽至辅汽联箱汽源门，关闭老厂供汽门，注意辅汽联箱压力正常；将空预器吹灰汽源倒至屏过出口。5.21.3检查机组运行稳定，将10kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段由备用电源倒至工作电源运行。5.21.4启动第二台凝结水泵运行，检查第三台凝结水泵备用良好。5.21.5机组负荷500MW，稳定10min。锅炉全停油，投入电除尘。将空预器连续吹灰改投定时吹灰。5.21.6机组负荷500MW，启动第二台汽泵并列运行。停止电泵运行，投入备用。5.21.7投入主机润滑油油净化装置。5.21.8机组负荷600MW，锅炉燃烧稳定，可进行炉膛吹灰。5.21.9根据负荷情况投入第四、五套制粉系统运行。5.21.10机组负荷800MW，根据需要可做主机真空严密性试验。5.21.11根据情况启动第六套制粉系统。5.21.12机组负荷1000MW，主汽压力达到额定值，全面检查机组运行正常。5.22机组启动过程中的注意事项301 Q/101-105.13-20085.22.1锅炉启动注意事项5.22.1.1锅炉启动过程中，严格控制分离器、储水罐等厚壁元件温升率≤2℃/min。5.22.1.2汽机启动后，要防止主汽、再热汽温度波动，严防蒸汽带水。5.22.1.3投油期间应定期检查炉前燃油系统正常，保持空预器连续吹灰。5.22.1.4当炉膛出口烟温达540℃炉膛烟温探针报警，当炉膛出口温度达到580℃时自动退出，否则手动退出。5.22.1.5投用燃烧器应按燃烧设备厂家推荐顺序进行。5.22.1.6锅炉启动时，推荐的油枪的启动、停运顺序如下图。油枪投运时的启动顺序油枪投运时的停运顺序5.22.1.7在锅炉启动过程中化学应定期检测给水、蒸汽品质。5.22.1.8投运油枪尽量使同一层油枪全部投运，保证锅炉热负荷分布均匀。5.22.1.9燃料量、给水量的调整应均匀，以防储水罐水位、主、再热汽温度、炉膛负压波动过大。5.22.1.10锅炉启动过程中，要注意监视空预器各部参数的变化，防止发生二次燃烧，当发现出口烟温不正常升高时，投入空预器连续吹灰和进行必要的处理。5.22.1.11要注意监视炉膛负压、送风量、给煤机等自动控制的工作情况，发现异常及时处理。5.22.1.12要注意监视燃烧情况，及时调整燃烧，使燃烧稳定，特别是在投停油枪及启停磨煤机时。5.22.1.13锅炉启动和运行中，应注意监视过热器、再热器的壁温，严防超温爆管。5.22.1.14全停油后，燃油系统应处于循环备用状态，就地检查所有油枪均已退出炉膛。5.22.1.301 Q/101-105.13-200815机组每次启动，都要严密监视锅炉的受热膨胀情况。从点火直到带满负荷，做好膨胀记录，发现问题及时汇报。在下列时间应记录膨胀指示：上水前、后和过热蒸汽压力分别为0.50、1.50、13、26.25MPa时。若发现膨胀不均，应调整燃烧。若膨胀异常大，应停止升压，查明原因，待消除后，继续升压。以上为冷态启动记录点，其它状态应根据实际情况相应减少记录点。5.22.2汽机启动过程中注意事项5.22.2.1升负荷过程中，应检查汽机振动、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、汽缸上下壁温差、EH油压、汽轮发电机组的轴承金属温度、润滑油回油温度、润滑油压等各项参数在正常范围之内。5.22.2.2汽轮机升负荷过程中，应在就地仔细倾听机组摩擦声音，若发现异常，需停机查明原因。5.22.2.3升负荷过程中，要注意凝汽器、除氧器、加热器、闭式水箱、定子冷却水箱水位正常，各油箱油位正常，油温符合要求。5.22.2.4机组升负荷过程中，密切监视发电机内氢压的变化，及时对发电机补充氢气5.22.2.5机组负荷300MW以上，检查机组运行正常，合理选择机组选择控制方式，及时投入协调控制。5.22.3发电机启动过程中注意事项5.22.3.1发电机检修后第一次启动，应缓慢升速并监听发电机的声音。5.22.3.2汽轮机冲转后，观察发电机轴承和滑环处是否有异常噪声，并检查轴承润滑和密封油系统的运行情况。当发电机转速达到1500r/min时，应检查发电机碳刷是否有跳动、卡涩或接触不良现象，如有异常，应设法消除。5.22.3.3当机组转速增加或正在进行暖机时，应观测轴承振动情况，特别注意当发电机通过临界转速和转速上升到额定转速时的振动情况。并注意轴承的温度，应严密监视密封油系统各油箱油位，防止发电机进油。5.22.3.4发电机并网后，投氢冷器时，打开排气阀，打开氢气冷却器的入口阀并调节出口阀，让少量的水流动。把空气全部排出冷却器。然后关闭排气阀并用出口阀调节冷却水流量，以防止冷却器中的压力降到大气压以下。5.22.3.5启动时注意控制内冷水温大于氢温，氢压和内冷水压可适当降低，随负荷和氢温的提高，提高氢压和内冷水压。当发电机氢气温度增加到43℃以后，可缓慢调整氢气冷却器的冷却水量，使各冷却器出口氢气温度基本相等或者调整为43±2℃，但必须低于定子冷却水入口温度5℃。5.22.3.6发电机升压前应注意发电机冷却系统及密封油系统的良好运行，发电机升压过程中检查转子电流、电压、定子电压应均匀上升，定子电流接近零值且三相平衡，发电机升压后应检查发电机空载参数正常，发电机定子电压应为额定值。301 Q/101-105.13-20085.22.3.7发电机并列后应注意监视主变、高厂变温度并及时检查主变、高厂变冷却器是否自动投入。若未自动投入应手动投入运行并查明原因。5.22.3.8发电机增带负荷时，应及时调整发电机无功功率。注意监视发电机、励磁系统各种运行参数和各部位温度变化。5.22.3.9发电机带满负荷以后，应对发变组一、二次系统进行一次详细检查。5.22.3.10正常情况下发电机并网后，有功负荷增加的速度取决于汽轮机，由50%升至100%额定负荷时间不应少于1小时，事故情况下发电机定子电流增加速度不作限制，但应加强对发电机温度进行监视。6．温态、热态启动6.1机组热态（温态）启动除按热态（温态）启动曲线进行升速、暖机、带负荷外，无特殊说明，其它严格执行冷态启动的有关规定及操作步骤。6.2锅炉热态启动不需要进行冷态清洗。6.3锅炉热态启动的“炉膛吹扫”也与冷态启动相同。6.4锅炉热态启动点火前上水和启动流量建立：6.4.1锅炉上水建立启动流量前，汽水系统应检查正常，开启高再出口疏水门，检查再热器压力应为“0”。6.4.2锅炉上水的水质合格，除氧器已连续加热，并尽可能维持给水温度在100℃以上。6.4.3启动电动给水泵后，根据省煤器、水冷壁、汽水分离器的工质温度和金属温度的温降控制给水流量，当温降速度＜2.0℃/min和水冷壁出口各金属温度的偏差不超过50℃，可逐步增加给水流量至758t/h。6.4.4给水流量维持在758t/h～770t/h，进行炉膛吹扫，吹扫完成即复置MFT继电器，锅炉点火。6.5逐步增投油枪。6.6锅炉点火后,投入汽机旁路控制主汽压力，按锅炉热态启动曲线进行升温、升压。6.7水冷壁的出口温度190℃时，进行热态清洗。若锅炉点火后水冷壁出口温度＞190℃时则不进行热态清洗。6.8当主蒸汽参数满足冲转要求，并且主蒸汽品质Fe≤20μg/kg、Na≤20μg/kg、SiO2≤50μg/kg、电导率≤1μs/cm时，开始冲转。各种启动状态下的冲转参数如下：汽轮机冲转的参数要求状态停机时间汽轮机金属温度冲转时的主汽压力冲转时的主汽温度冷态大修后＜320℃9.6MPa415℃温态32h320℃～420℃9.6MPa440℃301 Q/101-105.13-2008热态8h420℃～445℃9.6MPa480℃极热态＜1h＞445℃9.6MPa510℃6.9温态、热态、极热态启动的汽机冲转操作与冷态冲转相同。6.10升速率和暖机时间按启动曲线进行。当转速升至200r/min后手动脱扣的摩擦检查，汽轮机温态、热态、极热态启动时，不进行1500r/min的中速暖机。6.11汽机3000r/min后进行发电机的并网，进行机组升负荷，升负荷速度按下表或启动曲线进行。锅炉各种启动方式下升负荷控制速率及时间表负荷状态2％ECR(MIN)→(%/MIN)5％ECR(MIN)→(%/MIN)30％ECR(MIN)→(%/MIN)50％ECR(MIN)→(%/MIN)总时间(MIN)冷态580.5(8min)500.5(50min)240.75(25min)101.5(40min)265温态00.5(6min)260.5(50min)250.75(25min)82.0(30min)170热态01.0(4min)61.0(23min)231.0(20min)63.0*(23min)105极热态01.0(4min)61.0(23min)231.0(20min)63.0*(23min)105说明：表中带*的负荷控制速率3.0%/min适用于50％ECR—90%ECR，在90％ECR—100%ECR范围内负荷控制速率为1.0%/min。6.13在30％、50％负荷要进行检查，检查结束可以根据需要接带目标负荷。6.14升负荷过程中的其他操作同冷态启动。6.15机组热态（温态）启动注意事项6.15.1锅炉点火后，及时投用旁路系统，严格按升温升压率控制主再热蒸汽温度。6.15.2机组热态（温态）启动时点火后再开启机侧汽管道疏水。6.15.3汽轮机状况允许时，可以不进行中速暖机，汽轮机冲转、升速、并网，按缸温对应曲线进行，避免汽缸冷却而产生额外的热应力。6.15.4进入汽轮机的主、再热蒸汽至少有50℃的过热度。6.15.5主机润滑油温不低于38℃，否则投用主油箱电加热器。6.15.6在盘车状态下应先送轴封，后抽真空，注意轴封蒸汽温度与汽轮机缸温相匹配。301 Q/101-105.13-20086.15.7汽轮机冲转前，必须确认汽轮机处于盘车状态或汽轮机还处于惰走阶段但转速不在临界转速区域内，严禁汽轮机在临界转速区域冲转升速。6.15.8汽轮机冲转升速时，应严密监视高中压缸第一级金属变化率、高低压差胀、汽缸膨胀变化和机组振动情况。7机组停运7.1正常停运前的准备7.1.1接到值长停机命令并明确停机的原因、时间、方式后，应通知各相关部门及各岗位做好停机前的准备及工作安排。7.1.2单元长应通知各岗位值班人员对所属设备、系统进行一次全面检查，将需停机处理的设备缺陷详细记录在运行记录中。7.1.3机组大、小修前或停炉时间超过7天，应安排将所有原煤仓烧空（燃运是否上煤应根据值长通知）。7.1.4做好辅汽、轴封、小机及除氧器汽源切换的准备。7.1.5确认燃油系统正常备用。对炉前燃油系统全面检查一次，确认系统备用良好。7.1.6停炉前应对锅炉受热面全面吹灰一次。7.1.7分别进行主机MSP、TOP、EOP、顶轴油泵和小机直流油泵启动试验，检查其转动正常后停运投入备用；盘车电机空试正常。7.2机组减负荷7.2.1接值长停机命令后，锅炉开始降热负荷，按照锅炉、汽轮机滑停曲线要求，开始降温、降压。设定负荷变化率不高于12MW/min，主汽压变化率不高于0.3MPa/min。7.2.2负荷800MW，根据情况做真空严密性试验。7.2.3负荷700～800MW，检查主机轴封压力正常并注意轴封汽源切换。7.2.4检查各系统运行参数、自动控制正常。开始停运第一台磨煤机（若原煤仓需烧空，则需进行确认及时敲打）。7.2.5负荷至650MW，开始停运第二台磨煤机。7.2.6负荷至500MW，锅炉应维持10分钟运行，启动电泵运行，停运一台汽动给水泵。将空预器密封间隙自动调节装置手动提升至最大位。7.2.7负荷450MW，辅汽、小机、除氧器、空预器吹灰汽源切换，启动除氧再循环泵。7.2.8负荷至450MW，开始停运第三台磨煤机,视燃烧情况投油稳燃。通知灰水退出电除尘，空预器投连续吹灰。7.2.9负荷400MW，将10kV厂用电系统由工作电源倒至备用电源运行。301 Q/101-105.13-20087.2.10负荷降至300MW，维持10分钟后，逐步投入中间层各只油枪运行。退出高加运行。7.2.11检查汽机低压段疏水开启正常。7.2.12当锅炉负荷降到300MW,压力降至9.6MPa左右时，缓慢减少燃料量，随着储水罐水位的上升锅炉转入湿态运行。当储水罐水位≥3.5m后，联开361阀前电动闸阀、BCP过冷水管路电动门，联关BCP、361阀暖管管路，投入361阀自动。检查BCP入口气动门在全开位，开启BCP最小流量阀，检查360阀在全关位，启动BCP，根据储水罐的水位上涨情况逐渐开启360阀，储水罐的水位由360阀控制。维持锅炉给水流量＞758t/h,负荷进一步下降，360阀全开后水位继续升高，则由361阀自动控制储水罐水位，阀后疏水排至凝汽器。7.2.13当负荷降至250MW时，逐渐增投油枪，开始停运第四台磨煤机。7.2.14停运一台凝结水泵。7.2.15负荷250MW，停用第二台汽动给水泵。7.2.16负荷70MW，检查高、中压段疏水开启正常。7.2.17停运最后一台磨煤机，停运A、B一次风机，降负荷至50MW，启动TOP、MSP运行，检查其正常。7.2.18将机组负荷降至0，发电机解列。7.3发电机解列发电机可利用其配置的任何一种励磁方式与系统解列，先拉中间断路器，后拉母线侧断路器。正常情况下，应采用调节器自动励磁方式与系统解列。发电机采用ABB调节器自动励磁方式与系统解列操作步骤：（以#7机组为例）a）检查#7机10kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段均已倒至备用电源运行。b）将#7发电机有功负荷减至零。c）将#7发电机无功负荷减至接近于零。d）拉开#7发变组5062断路器。e）检查#7发变组5062断路器确已拉开。f）拉开#7发变组5063断路器。g）检查#7发变组5063断路器确已拉开。h）检查#7发电机定子三相电流指示正确。i）点击#7发电机励磁调节器操作面板中“励磁退出”软键。j）检查#7发电机调节器减励动作正常。k）检查#7发电机调节器确已退出。l）检查#7发电机灭磁开关确已拉开。301 Q/101-105.13-2008a）检查#7发电机定子电压指示正确。b）取下#7发电机断水保护压板。c）装上#7发电机突加电压保护压板。d）装上#7发电机启停机保护压板。7.4汽轮机停机7.4.1检查TOP、MSP运行正常，油压正常。7.4.2汽机手动脱扣，记录脱扣时间和主机真空。7.4.3检查高、中压主汽门、调门关闭，各抽汽逆止门关闭，抽汽电动门关闭，通风阀开启，机组转速开始下降。7.4.4当转速降至2000r/min，检查联锁启动一台顶轴油泵，检查顶轴油压正常。7.4.5停用一台循环水泵。7.4.6转速到零，注意检查盘车进油压力正常，将盘车投入连续运行，记录盘车电流。7.4.7记录惰走时间，确认转子隋走正常。记录轴向位移、差胀、顶轴油压、润滑油压、转子偏心度等参数。7.4.8检查低压缸A、B排汽温度正常。7.4.9检查除氧器水位及凝汽器水位正常。7.4.10停用氢气冷却器及氢气去湿装置。7.5锅炉熄火锅炉停运最后一支油枪，炉MFT，确认燃油跳闸阀及燃油再循环阀关闭。电动给水泵跳闸。锅炉熄火后，解列炉前油循环，保持送、吸风机运行，保持30%MCR以上通风量吹扫5分钟。停止送风机、吸风机，关闭风烟系统挡板，停止锅炉循环泵闷炉。7.6机组停运后操作7.6.1发变组破坏备用、500kV系统合环运行。7.6.1.1拉开发变组出线隔离开关。7.6.1.2解除发变组保护跳主断路器保护压板、启动主断路器失灵保护压板以及启动厂用电切换压板。7.6.1.3依值长令将发电机所属主断路器合闸，500kV系统合环。发电机停机合环操作步骤（以#8机组为例）：a）#8发变组停机并串时应装上同期屏停机并串第一个开关同期闭锁继电器旁路压板。b）拉开#8发变组同期屏发变组出口4PT电压小开关。c）合上#8发变组停机并串第一个开关。301 Q/101-105.13-2008a）合上#8发变组同期屏发变组出口4PT电压小开关。b）解除#8发变组同期屏停机并串第一个开关同期闭锁继电器旁路压板。c）合上#8发变组停机并串第二个开关，500kV第七串合环运行。7.6.1.4拉开励磁调节器交流电源小开关Q05、Q90、Q91，取下交流电源保险F15,拉开励磁调节器风扇电源开关。7.6.1.5拉开发电机启励电源开关Q03。7.6.1.6拉开励磁调节器直流电源小开关Q15、Q25、Q51。7.6.1.7取下转子接地保护保险。7.6.1.8断开1PT、2PT、3PT二次快速小开关。将1PT、2PT、3PT小车拉至检修位置。7.6.1.9拉开发电机中性点接地变压器刀闸。7.6.1.10将10kV工作电源小车开关拉至“试验/隔离”位置。7.6.1.11停用主变、高厂变冷却器。7.6.1.12测量发电机定子和转子绕组绝缘电阻。7.6.2汽机停机后的操作7.6.2.1锅炉泄压后，确认无热水、热汽进入凝汽器后，开启凝汽器真空破坏门，停用真空泵。7.6.2.2真空到“0”，停轴封汽和轴封减温水，停轴加风机。注意轴封系统阀门关闭严密，防止冷汽、冷水串入汽缸和凝汽器。7.6.2.3根据锅炉情况，除氧器停止辅汽加热，停运除氧循环泵，关闭除氧器辅汽进汽调门，微开辅汽进汽调门后疏水门。7.6.2.4停机后，若需进行气体置换，应开启排氢总门，逐渐降低氢压，为用CO2置换H2做准备。7.6.2.5冬季停机，应采取适当的措施防止发电机绕组受潮，并保持发电机各部温度在5℃以上。如室温低于5℃时，短时停机应采用维持内冷水温度在5℃以上通水循环的方法防冻，维持机体温度5℃以上。对停用时间较长的发电机，定子绕组和定子端部冷却元件中的水应放净吹干，或通入水质合格的水长期循环。7.6.2.6停机后应关闭有可能使汽水返回到汽缸危及设备安全的所有阀门。7.6.2.7确认凝结水无用户时，停运凝结水泵。若有短时需要凝结水的设备，再启动凝结水泵运行，使用完毕应及时停运。7.6.2.8当排汽温度降至50℃以下，确认机炉设备不再需要循环水时，停辅助循环水泵，停运循环水系统。7.6.2.9汽轮机调节级后高压内缸内壁温低于180℃停用盘车。7.6.2.10将盘车自动/手动切换开关置“手动”位置，按盘车“停用”钮，检查盘车电流到零。301 Q/101-105.13-20087.6.2.11主机转子停止后，停用运行顶轴油泵，检查顶轴油泵停止转动，无倒转现象。7.6.2.12发电机氢气置换工作结束后，汽轮机调节级后高压内缸内壁温低于150℃,停用密封油泵、主机交流润滑油泵，停运主机润滑油箱排烟风机，主机油箱油位正常。7.6.3锅炉冷却7.6.3.1锅炉熄火6小时后，打开风烟系统有关风烟挡板，使锅炉自然通风冷却。7.6.3.2锅炉熄火18小时后，启动吸、送风机维持30%BMCR风量对锅炉强制通风冷却。7.6.3.3根据需要启动锅炉循环泵加强锅炉冷却。7.6.3.4利用过热器疏水门控制降压速度。当压力降至2.0MPa时对锅炉循环泵进行连续注水清洗。7.6.3.5过热器出口汽压降至0.8MPa时，打开水冷壁各放水门和省煤器各放水门，锅炉热炉放水。7.6.3.6当锅炉受热面有抢修工作或其它原因需将锅炉快速冷却降压时，可采用以下方法：a)锅炉熄火吹扫后停运所有吸、送风机，关闭烟气系统挡板闷炉，４小时后打开风烟系统有关挡板建立自然通风；b)熄火6小时后启动吸、送风机保持30％MCR风量强制通风冷却。c)若锅炉因受热面爆破，泄漏严重而停运，熄火吹扫完后，停运一组吸、送风机，保持30％MCR风量进行强制冷却。d)锅炉熄火吹扫后，若要立即进行强制通风冷却，应经总工师批准。e)应尽可能维持贮水箱水位，并保持锅炉循环泵运行直至放水。f)用过热器疏水控制降压速度。当过热器出口汽压降至0.1MPa，打开水冷壁各放水门、省煤器各放水门和过再热汽空气门，将炉水放尽。7.7正常停运的注意事项7.7.1锅炉燃油期间应监视燃油母管压力正常，防止油压过高或过低。7.7.2锅炉燃油期间应就地检查油枪燃烧稳定。磨煤机、油枪停运后应进行吹扫。7.7.3锅炉在投油期间空预器应连续吹灰。7.7.4在机组停运过程中注意炉膛负压调节正常。7.7.5在减负荷过程中，应加强对风量、过热度、储水罐水位及主蒸汽温度的监视和调整。7.7.6滑停过程中要严密监视锅炉的膨胀情况。做好膨胀记录，发现问题及时汇报。应分别在50%、30%、20%负荷和停炉熄火后记录膨胀指示，若发现膨胀不均，应调整燃烧。7.7.7降负荷过程中注意各水位正常，及时解列高加。给水泵最小流量阀可根据负荷情况提前手动打开。301 Q/101-105.13-20087.7.8滑停过程中汽机、锅炉要协调好，降温、降压不应有回升现象。停用磨煤机时，应密切注意主汽压力、温度、炉膛压力的变化。注意汽温、汽缸壁温下降速度，汽温下降速度严格符合滑停曲线要求。汽温在10min内急剧下降50℃，应打闸停机。7.7.9控制主蒸汽、再热蒸汽始终要有50℃以上的过热度。过热度接近50℃时，应开启主蒸汽、再热蒸汽管道疏水门，并稳定汽温。7.7.10降负荷过程中注意除氧器、凝汽器、高低加水位变化，保持正常水位运行。7.7.11滑停过程中注意加强轴振、瓦振的监视和测量，振动超限时立即破坏真空停机。7.7.12机组应尽量避免在低负荷下长时间运行，解列前迅速将发电机有功减至0，无功接近为0，用中间断路器解环，用母线侧断路器解列。7.7.13注意汽轮机打闸后转速开始下降，无特殊情况严禁在2000r/min以上开启真空破坏门。7.7.14转速2000r/min，检查顶轴油泵自启动正常，否则手动启动。检查密封油系统工作正常，防止发电机进油。7.7.15滑参数停机过程中，不准进行汽轮机注油试验及其他影响高、中压主汽门、调门开度的试验。严禁做汽轮机超速试验。7.7.16锅炉完全不需要上水时，停止除氧器加热，停锅炉循环泵、停电泵，保留一台循泵。若锅炉已放水锅炉循环泵不需要清洗水源时停凝结水泵。7.7.17若锅炉热备用，停运吹扫完成后解列炉前燃油系统，停止送、吸风机，关闭所有风烟系统挡板闷炉。7.7.18锅炉熄火后，应严密监视空预器进、出口烟温，发现烟温不正常升高和炉膛压力不正常波动等再燃烧现象时，应立即采取灭火措施。7.7.19空预器入口烟温低于150℃，可停止空预器运行；空预器入口烟温低于50℃时，停止火检风机。7.7.20当低压缸排汽温度降至50℃以下，开式水系统停运、循环水系统无用户后，停辅助循环水泵。7.7.21发电机绝缘过热监测装置在停机后置换氢气前隔离，开机前氢气置换后投运。7.8停炉后的保养停炉保养方法的选择应充分考虑各种情况后进行选择，锅炉停炉时间的长短、受压件是否在停炉期间需要维修、当地的自然环境、气候条件等均应作为考虑的条件。一般而言，锅炉作为备用，电网一有要求就应立即起动的锅炉可采用湿法保护；而锅炉处于计划停炉，重新启动前有足够的准备时间可采用干法保护。停炉保养方法如下：停炉时间锅炉本体T＜60H(*2)60H≤T＜2周T≥2周301 Q/101-105.13-2008操作保持正常的停运状态当锅炉压力低于60KPa.g后，过热器充入氮气用氮气置换省煤器以及过热器系统，如果锅炉没有充满水，应首先向锅炉注水，如果锅炉停炉后立即充氮，可在锅炉压力降至350KPa.g时开始置换。省煤器至启动分离器充满除盐水(PH:9.4～9.5，25℃)(*1)充满除盐水(PH:9.4～9.5，25℃)(*1)充氮密封（设定压力30-60KPa.g）过热器系统保压密封充氮密封（设定压力30-60KPa.g）充氮密封（设定压力30-60KPa.g）再热器系统保持干态（由冷凝器维持真空）注：(*1)对于化学清洗后的停炉，用联氨浓度为100mgN2H4/l的除盐水充满保养。(*2)对于停炉时间＜60h的停炉保养，使用标准方法，直至锅炉的保养压力≤60kPa。7.9冬季机组停运的防冻7.9.1机、炉房暖汽投入，各伴热系统投入，并经常检查是否正常，发现缺陷及时处理，伴热管道冬季尽量不要检修；7.9.2炉MFT后，及时解列炉前油系统。燃油温度≤15℃时，投入四期燃油泵房至锅炉进油手动门前部分管道燃油伴热系统。7.9.3锅炉放水时，应采用带压放水，全开炉本体管道联箱的所有放水、疏水、放空气门。7.9.4机组停运，除不能停运的设备、系统保持运行外，停运的系统（或设备）应在最低点进行放水，所操作的阀门应做好记录。系统（或设备）的最低点无放水点时，应联系检修采取措施；系统放水前，相关动力设备应停电7.9.5磨煤机惰性置换系统总、分门均关闭，以防内漏使磨内积水，关闭轴承冷却水；7.9.6闭式水系统运行期间，各辅机冷却水系统投运，备用冷油器冷却水保持一定流量。停机后应保持除氧器、闭式水系统仪表伴热系统运行；机炉侧各辅机油泵运行期间电加热处于投运或良好备用状态；油泵停运、电加热停运。油泵运行期间，加强巡回检查，严防跑油。7.9.7停机后立即通知热工人员开启有关变送器、压力表排污门，放尽存水后关闭。7.9.8检查炉侧常规消防水伴热投运正常。301 Q/101-105.13-20087.9.9厂房内暖气投运正常，机、炉房、辅机室的门窗应关闭严密。7.9.10除氧器停运时，应及时放水，但除氧器伴热系统应保持运行。除氧器内的水放尽后，开启就地翻板水位计的排污门，放尽存水后关闭，通知热工人员开启除氧器有关变送器、水位计、压力表排污门，放尽存水后关闭。7.9.11停机后应根据设备用水情况及时停止循环水泵，循环水泵全部停运后，应保持工业水系统运行，凉水塔稍微溢水；开机前应合理启动循环水泵，防止启动过早，冷却水塔结冰；凉水塔各路补水门都要保持一定开度，使补水管道内水流动。301 Q/101-105.13-2008第四章机组运行维护1运行维护内容1.1各岗位运行人员应按运行日志要求定时、正确抄录参数，并将值班中机组发生的异常及操作情况完整记录在值班记录内。1.2机组运行或备用时，应定时、定线对设备进行巡回检查。对油系统要重点检查，严防漏油着火事故发生。发现问题及时汇报联系相关部门进行消除，并把设备缺陷输入微机，针对设备缺陷积极做好事故预想。做隔离措施时，应注意不要影响热工取样，必要时，由热工确认、解除可能误动的保护。1.3经常检查机组运行情况和监视表计指示。当发现表计指示和正常值有差异时，应查明原因。设备出现故障时，应及时联系、汇报，并采取必要措施。各运行设备的电流、声音、温度、振动、轴承油位等应正常。1.4备用设备应处于良好的备用状态，联锁在投入位置，轴承油质良好，油位正常。1.5在下列情况下应特别注意机组运行情况：1.5.1负荷急剧变化；1.5.2蒸汽参数或真空急剧变化；1.5.3汽机内部有不正常的声音；1.5.4系统发生故障；1.5.5自动不能投入时。1.6及时合理调整运行方式，分析处理设备异常，确保安全经济运行。1.7根据负荷变化，监视、调整好汽机轴封汽压力，使空气不向里漏，蒸汽不向外漏。1.8运行值班人员应按规定做好设备的定期试验、切换工作，并有权监督有关人员做好设备的预防性维护工作，如设备的定期加油、介质的化验、定期紧螺丝、冲洗表管等。1.9设备运行中应严密监视其运行参数和运行状态，严禁设备超出力运行。1.10新投入运行的设备或带病运行设备要加强巡检和监视。1.11锅炉的吸、送风机并列操作时，待并列风机启动后，逐渐增加其静(动)叶开度，同时关小运行风机的静(动)叶，直至待并风机与运行风机出力相等。当吸风机并列操作完成，运行稳定后，将吸风机静叶调节投入自动，再投入送风机的动叶调节自动。1.12锅炉的吸、送、一次风机并列运行中因故需停止一侧进行检修时，首先应逐渐将锅炉热负荷降至500MW以下，然后再逐渐将需停运风机的负荷转移到运行风机，根据负荷情况决定是否停止磨煤机的运行。待各项运行参数调整稳定后，然后再停止需停运风机。单侧风机运行正常稳定后，可根据运行风机及磨煤机出力情况，决定是否增、减电气负荷。301 Q/101-105.13-20081.13电气设备运行维护1.13.1发电机正常运行中的检查1.13.1.1发电机运行参数正常；1.13.1.2发电机本体清洁无异物，无漏水、漏气、渗油现象；1.13.1.3发电机本体各部分无异音、无异常振动、无异味；1.13.1.4发电机碳刷、滑环、均压弹簧安装牢固，压力适当，碳刷在刷窝内无跳动或卡涩现象，无过热冒火现象，碳刷引线压接良好，碳刷边缘无脱落现象，刷窝与刷架上无积垢，定期测碳刷尾部温度以判断运行是否正常；发电机滑环表面应无变色、过热现象，其温度不应大于120℃。1.13.1.5发电机刷架引线、滑环正常，刷架与滑环间隙正常；1.13.1.6发电机水冷系统、氢冷系统各参数运行正常，密封油差压正常；1.13.1.7检查刷架处的空气过滤器正常。当此过滤器堵塞时，应及时联系检修清理。1.13.1.8检查发电机励磁小室进、出风口滤网清洁，无异物堵塞。1.13.1.9检查发电机大轴接地铜刷辫与大轴接触良好，无过热、颤振及放电现象。1.13.2励磁系统的检查1.13.2.1控制室内检查a)发电机电压、无功及励磁电压、励磁电流、功率因数指示正常且稳定；b)励磁调节器运行方式正常，无异常、报警信号。1.13.2.2励磁调节器检查a)调节器柜ER没有任何报警，各仪表指示正常；b)整流柜冷却系统工作正常，整流柜风机运行正常，空气进出风口无杂物堵塞；c)无异常干扰，；d)调节器无异常声音；e)各整流柜输出基本平衡，且不大于规定值。1.13.2.3励磁变压器检查a)励磁变压器线圈温度正常；b)变压器无异物，无异音、异臭及无异常振动；c)各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮。1.13.3变压器正常运行时的监视与检查1.13.3.1正常运行时，运行人员每班应对主变、高厂变、高备变、励磁变及其它低厂变定期巡视检查。1.13.3.2在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，并增加巡视检查次数：301 Q/101-105.13-2008a)新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内；b)有严重缺陷时；c)雷雨季节特别是雷雨后；d)高温季节、高峰负载期间；e)变压器急救负载运行时；f)气象突变(如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等)时；l大风时，变压器上部引线无剧烈摆动和松脱现象，顶盖及周围无杂物；l大雪时，套管及引线端子是否落雪后立即融化，以判断是否过热，瓷瓶不出现造成闪络的冰柱；l大雾时，无放电现象，套管无破裂及烧伤痕迹；l天气剧冷剧热时，应注意油温、油位变化情况，冷却装置的运行情况，是否有冰冻或过热现象。1.13.3.3油浸变压器的巡回检查项目a)变压器油温和油位计应正常，储油柜的油位应与温度相对应；b)充油部分无漏油、渗油现象；c)套管油位应正常，套管清洁，无损坏及放电现象；d)各部接头无过热现象；e)声音正常，无明显变化和异音；f)防爆管隔膜及压力释放阀完整，外壳接地线牢固无损；g)瓦斯继电器应充满油，无气体，引出线完好，阀门开启；h)呼吸器中的吸潮剂不应到饱和状态；i)冷却装置控制箱内各部元件无过热现象，所有把手位置符合运行要求；j)油泵和风扇运行正常；主变冷却器油流指示器指示正常；k)高备变有载调压装置正常；l)变压器周围照明充足，防火设备齐全、完好；m)消防喷淋装置各部正常，无异常报警信号；n)变压器室内门窗、门锁、照明及防火设备齐全、完备，室内无漏水。1.13.3.4在相同的环境温度及相同的负荷条件下，变压器油温与以前记录值相比不应有明显差异。1.13.3.5正常情况下，变压器的油位随着温度的变化而变化，在相同的油温条件下，变压器油位不应有明显的差异。1.13.3.6干式变压器巡视检查项目a)温度正常，温度表或温度控制盒表面清洁，指示正确；b)变压器无异音、异臭、变色或异常振动，接线无发热、变色现象；301 Q/101-105.13-2008c)变压器通风良好，风扇运转正常；夏季室内降温设施运行良好；d)变压器本体清洁、无积灰，周围无漏水及其它危及安全的杂物；e)干式变压器在停运和备用期间，应作好防止绝缘受潮的措施。1.13.3.7变压器无载分接开关操作机构可靠闭锁，对有载调压分接开关应定期检查分接头位置指示正确。1.13.4直流系统运行中的检查1.13.4.1正常运行应监视主厂房110V直流母线电压在115V～117V范围以内，220V直流母线电压在231V～234V以内。1.13.4.2当绝缘降低发出“直流系统接地”信号时，应及时查明原因。1.13.4.3当直流母线电压高或低时，应查明原因及时调整。1.13.4.4值班人员每班应对直流系统进行一次全面检查。1.13.4.5检查项目a)检查直流母线电压在正常范围内，充电装置及母线连接线处良好，无松动发热现象,室温符合要求（-10℃～40℃）。熔断器完好，定值符合要求，充电装置输入、输出电流、电压正常，风扇运行正常。b）检查直流母线绝缘监察装置运行正常，母线对地绝缘良好，无异常报警信号c）检查直流屏上各刀闸开关的实际位置与运行方式相符；各电源模块运行方式一致；d)检查各表计指示正常，装置无异音和放电现象；e）蓄电池正常为连续浮充电运行方式，一般每3个月自动均充一次（可设定）。f）检查蓄电池室温度应保持在在5～35℃之间，电池最适宜工作温度为15℃～25℃，蓄电池瓶清洁完好，连接片无松动和腐蚀现象良好，壳体无渗漏和变形，无酸雾和气体逸出。每只蓄电池电压应保持在2.23V～2.25V。1.13.5电动机的正常运行维护1.13.5.1电动机检修后，工作人员应办理工作票终结手续，向运行人员交待设备的状况和绝缘电阻值。运行人员应按照停送电联系单制度，办理审报手续后，方可进行送电操作。1.13.5.2电动机启动前的检查项目：a）检查工作票已终结，就地工作人员已撤离，电动机周围清洁，无妨碍运行的杂物；b）检查保护及联锁装置投入正确；c）测量电动机及其电源电缆绝缘应合格；d）检查电动机所带设备应具备启动条件，并且无倒转现象；e）轴承油位正常，油色透明无杂质，无渗油处，油盖无缺陷；301 Q/101-105.13-2008a）检查电动机空气冷却器投入正常；b）直流电动机应检查整流子电刷接触良好，表面光滑，电刷弹簧压力适当；c）电动机地脚螺丝、接地线及靠背轮、防护罩、接线盒牢固良好；d）手动盘车无卡涩现象，且定、转子无磨擦声；e）配有强制循环润滑油系统或液压控制油系统的辅助设备，油系统应提前启动，根据油温情况投入油箱加热器；f）电动机及所带设备的电气仪表和热工仪表完整且已正确投入。1.13.5.3电动机启动时的注意事项：a）鼠笼式电动机在冷、热状态下允许启动的次数，应按制造厂的规定执行，如制造厂无规定时，可根据所带动机械的特性和启动条件确定。正常情况下，允许在冷态下启动两次，每次间隔不得小于5分钟，在热态下可启动一次。只有在事故处理以及启动时间不超过(2～3)秒的电动机可多启动一次。当电机初始状态为环境温度时，允许两次连续启动，相隔4小时后，才能再连续启动两次。当电机初始状态为额定运行温度时，允许启动一次，相隔4小时后，才能再启动一次。当进行动平衡试验时启动间隔为：l200kW以下的电动机，不应小于0.5小时；l200kW～500kW的电动机，不应小于1小时；l500kW以上的电动机，不应小于2小时。电动机冷、热态规定：l冷态：电动机本身温度60℃及以下；l热态：电动机本身温度60℃以上。b)启动电动机时应严密监视启动电流的变化，启动后电流长时间不返回，或合闸后电流表不动，电机不转，应立即停止，查明原因后再进行启动。c)启动10kV设备及重要的400V设备，应派专人就地监视。启动时，就地人员站在事故按钮处，发现问题，及时停止。d)不可同时启动两台以上同一10kV母线上的设备。e)若辅机启动中发生跳闸，在未查明原因、故障未消除前，不得再启动。1.13.5.4电动机运行中的检查：a）电流表指示稳定，不超过额定值，否则应汇报单元长，并根据其指示采取措施。b）电动机声音正常，振动、串动不超过规定值，指示灯正常；c）电动机各部温度不超过规定值，无烟气、焦臭味、过热等现象；d）301 Q/101-105.13-2008电动机外壳、启动装置的外壳接地线良好，底脚螺丝不松动。轴承油位正常，无喷油、漏油。油质透明无杂物，油环转动灵活，端盖及顶盖封闭良好；a）电动机通风无阻塞，冷却水阀门及通风道挡板位置正确，电动机周围清洁无杂物。b）绕线式电动机和直流电动机滑环表面光滑，碳刷压力均匀、接触良好，无冒火等异常现象。1.13.6UPS的检查和维护1.13.6.1运行人员每班对UPS装置检查一次。1.13.6.2柜内各元件应无异音、异臭及过热现象，熔断器完好，室温一般不超过40℃。1.13.6.3检查UPS装置状态指示灯指示正确，各冷却风扇运转正常。1.13.6.4检查UPS装置输出电压、输出电流正常，负载电流不超过额定值。1.13.6.5检查UPS装置旁路稳压柜运行正常。1.13.6.6检查UPS装置各刀闸、开关实际位置与运行方式相符。1.13.6.7检查UPS装置无异常报警信号，盘面指示灯和实际运行方式相对应。装置发生故障报警时，可按下“报警停止”键停止音响，故障未消除前信号仍存在，故障消除后报警自动解除。1.13.7柴油机运行维护1.13.7.1机组各部清洁，系统无泄漏，机油、冷却液、燃油液位正常。1.13.7.2检查柴油机控制方式正确，控制盘、仪表盘上各灯光按钮指示正确。1.13.7.3柴油机组应每半月进行一次带负荷试验，运行时间不少于半小时。1.13.7.4柴油机运行时检查冷却风机运转正常，传动皮带是否松弛或磨损，机内声音是否正常，每1小时记录各项参数一次。1.13.7.5检查各仪表指示正常，冷却水温正常，机油压力、温度正常。空气滤清器进气阻力指示器正常。1.13.7.6检查蓄电池各部正常、自动充电良好。1.13.7.7柴油机组严禁长时间空载运行。如果不带负荷，应停机备用。1.13.7.8机组运行中排气管内排气温度高达510.2℃，因此严禁人员接近排气管，以防灼伤，并保证排气管周围无污油或其它易燃物，以防发生火灾。1.13.7.9机组停运后，冷却液温度很高，此时严禁打开散热器盖子，并禁止向未冷却的冷却系统内加注冷却液，否则会造成柴油机的严重损坏。1.13.7.10机组出现故障后，严禁在排除故障和复位前再次启动。机组故障未排除前，严禁按故障复位按钮。2运行调整2.1运行调整的目的和任务2.1.1301 Q/101-105.13-2008确保各主要参数在正常范围内运行，及时发现和处理设备存在的缺陷，充分利用计算机的监控功能使机组安全、经济、高效地运行。2.1.2调整燃烧，使其满足机组负荷的要求。2.1.3保持炉内燃烧工况良好，各受热面清洁，降低排烟温度，减少热损失，提高锅炉效率。2.1.4保持稳定和正常的汽温汽压。2.1.5均衡给煤、给水，维持正常的水煤比。2.1.6保持合格的炉水和蒸汽品质。2.1.7合理安排设备、系统的运行方式，及时调整运行工况，使机组在安全、经济的最佳工况下运行。2.2汽温的调整2.2.1在稳定工况下，过热汽温在35%～100%B-MCR、再热汽温在50%～100%B-MCR负荷范围时，保持稳定在额定值，其允许偏差：过热汽温在+3℃～-5℃之间，再热汽温在±5℃之内。2.2.2过热器的蒸汽温度是由水/煤比和两级喷水减温来控制。水/煤比控制温度用顶棚过热器出口蒸汽温度、屏过出口蒸汽温度以及一、二级减温水流量偏差作为修正。2.2.3第一级减温器位于低温过热器出口集箱与屏式过热器进口集箱的连接管上，第二级减温器位于屏式过热器与末级过热器进口集箱的连接管上。每一级各有两只减温器，分左右两侧分别喷入,可分左右分别调节，减少烟气偏差的影响。一级减温器在运行中起保护屏式过热器作用，同时也可调节低温过热器左、右侧的蒸汽温度偏差。二级减温器用来调节高温过热汽温度及其左、右侧汽温的偏差，使过热蒸汽出口温度维持在额定值。2.2.4正常运行时，再热蒸汽出口温度是通过调整低温再热器和省煤器烟道出口的烟气调节挡板来调节。对于煤种变化的差异带来的各部分吸热量之偏差，通过调整烟气分配挡板之开度，可稳定地控制再热蒸汽温度。2.2.5汽温“自动”投入时加强监视，发现异常或事故工况时要及时解除自动，手动进行调整。2.2.6再热器喷水流量控制：再热器喷水流量调节阀在通常的负荷下，设定为608℃，在出现紧急情况再热蒸温度异常高时使用；2.2.7再热器喷水量过多，再热器入口温度可能会降到饱和温度以下，应根据再热器入口蒸汽压力，确定饱和温度设定值，在再热器入口蒸汽的过热度降低时，及时关闭再热器喷水调节阀。2.2.8当锅炉出现MFT动作或蒸汽中断时，检查再热器喷水调节阀关闭，否则手动关闭。2.2.9为了减少减温器的热应力，应注意以下事项：负荷大幅度上升时，为防止再热器的喷水延迟，应下调喷水设定值，同时避免喷水阀频繁地开启、关闭。一旦减温水调节阀打开，应待其蒸汽温度稳定后再关闭。2.3负荷的调整301 Q/101-105.13-20082.3.1调整机组负荷时应兼顾汽压，防止汽压大幅度波动。升负荷时，应先增加风量再增加燃料量；减负荷时应先减少燃料量再减少风量。任何情况下，都要保证风量大于燃料量。2.3.2调整机组负荷时，应根据运行磨煤机的负荷情况决定磨煤机台数，以保证燃烧良好且磨煤机在稳定、经济工况下运行。2.3.3保持热负荷分配均匀，保证运行磨煤机一次风量＞80t/h。若运行磨煤机的一次风量低至80t/h，燃烧不稳时，应及时投入该层油枪助燃。2.3.4升降负荷时，应严格控制好煤水比，防止煤水比严重失调造成汽压和汽温大幅度的波动。2.3.5启停给水泵、启停磨煤机、启停风机等重大操作应分开进行。2.3.6锅炉负荷允许的变化速率：2.3.6.1在50%～100%B-MCR时：±5%B-MCR/分钟。2.3.6.2在30%～50%B-MCR时：±3%B-MCR/分钟。2.3.6.3在30%B-MCR以下时：±2%B-MCR/分钟。2.3.6.4负荷阶跃：大于10%汽机额定功率/分钟。2.4燃烧的调整2.4.1锅炉运行时应了解燃料特性，根据燃料特性及时调整燃烧，保证燃烧器的配风比率、风速、风温等符合设计要求，一次风率20%，二次风率80%，一次风速22-28m/s，保持锅炉排烟温度和烟气中的氧量在规定的范围内。2.4.2正常运行时，需保持炉内燃烧稳定，火焰呈光亮的金黄色，火焰不偏斜，不刷墙，具有良好的火焰充满度。正常运行中发现燃烧不稳定应及时投油助燃。2.4.3运行制粉系统各自动控制应投入，注意检查火焰监测器、燃烧器套筒挡板、磨煤机一次风关断挡板、分离器出口挡板的运行状态。定期就地检查各燃烧器、二次风箱、风门运行情况，发现问题及时联系处理。2.4.4锅炉负荷变化时，及时调整风量、煤量、给水量以保持汽温、汽压的稳定。增负荷时，先增加风量，后增加给煤量。减负荷时，先减给煤量，后减风量，其幅度不宜过大，尽量使同层煤粉量一致。负荷变化幅度大时，调整给煤量不能满足要求时，采用启、停磨煤机的方法。2.4.5正常运行时，同一层标高的前后墙燃烧器应尽量同时运行，不允许长时间出现前后墙燃烧器投运层数差为两层及以上运行方式。2.4.6锅炉正常运行，应将炉膛负压、风量投入自动控制。正常运行炉膛负压维持－100Pa。2.4.7锅炉运行中，炉前燃油系统应处于备用状态。2.4.8为减少漏风，锅炉运行过程中，炉膛各人孔门、观察孔应处于严密关闭状态。2.4.9301 Q/101-105.13-2008经常观察锅炉是否结焦，发现有结焦情况，及时调整燃烧；如果结焦严重，采取措施无效，应及时汇报有关领导。3机组运行方式3.1机组控制3.1.1机组负荷在30%～100%范围内均可在协调控制方式下运行。只要系统没有故障应尽量投入协调控制。机组在启动过程中，当锅炉转入直流运行，机组各参数稳定后可投入协调方式。正常运行中，根据主辅设备健康水平选择机组控制方式。3.1.2机组负荷控制方式负荷控制有以下四种方式，每种方式根据汽机主控和锅炉主控回路确定。协调控制方式是最高自动化水平的负荷控制。负荷指令同时送到锅炉主控和汽机主控，功率偏差被控制在最小。3.1.2.1协调控制方式在协调方式下，锅炉和汽机并行操作，将前馈控制与反馈控制相结合。即将机组负荷指令作为前馈信号分别送到汽机主控和锅炉主控，并行控制锅炉的给水、燃料、风量等子系统。同时使用发电机功率输出、主汽压力等过程量作为反馈信号送入控制系统，以维持过程变量（如机组出力、主汽压力和温度、烟气含氧量等）在一个允许偏差范围内。3.1.2.2锅炉跟随方式当汽机主控在手动，锅炉主控在自动时即为锅炉跟随方式。在这种方式下，锅炉控制主汽压力，同时手动调节汽机调门来调整负荷。主蒸汽压力设定值(TPD)与汽机入口蒸汽压力进行比较，其偏差(∆TPD)经发电机输出信号前馈和修正后产生锅炉主控信号(BM)去风和燃料控制回路，操作员设定调节阀位置建立负荷指令。3.1.2.3汽机跟随方式当汽机主控在自动，锅炉主控在手动时即为汽机跟随方式。在这种方式下，汽机控制主汽压力，通过调节锅炉的燃烧率来调整负荷。3.1.2.4基本方式汽机主控、锅炉主控均在手动时即为基本方式。在这种方式下锅炉和汽机单独操作，由操作员手动控制负荷和压力。3.1.2.5“ADS”方式（省调遥控方式，又称“AGC”方式）：在“CCS”方式运行时，机组的目标负荷为运行人员所设定，当目标负荷改为省调来的负荷指令时，则为“ADS”方式。ADS允许条件如下：a)协调方式，无RB动作且负荷指令＞500MW。b)ADS信号正常。301 Q/101-105.13-2008c)没有负荷最大限制。d)没有负荷最小限制。e)500MW≤中调负荷指令≤1010MW。3.1.3甩负荷RB（目标负荷值以#8炉为例）3.1.3.1机组在CCS方式下运行且机组负荷≥520MW，当出现下列情况之一时发生机组RB：a)一台送风机跳闸；目标负荷500MW（#7炉为490MW），减负荷率均为100%/min。b)一台吸风机跳闸；目标负荷500MW（#7炉为490MW），减负荷率均为100%/min。c)一台一次风机跳闸；目标负荷500MW（#7炉为490MW），减负荷率均为100%/min。d)一台给水泵跳闸；目标负荷500MW（#7炉为490MW），减负荷率均为100%/min。3.1.3.2磨煤机跳闸：减负荷率均为100%/min。a)三台磨运行且机组负荷≥370MW时，其中一台磨跳闸，带350MW负荷。b)四台磨运行机组负荷≥520MW时，其中一台磨跳闸，带500MW负荷。c)五台磨运行机组负荷≥720MW时，其中一台磨跳闸，带650MW负荷（#7炉为690MW）。d)六台磨运行机组负荷≥920MW时，其中一台磨跳闸，带900MW负荷。3.1.4负荷增加功能闭锁3.1.4.1机组负荷指令上限动作。3.1.4.2给水流量达上限。3.1.4.3风机叶片控制上限（FDF/IDF/PAF叶片全开）。3.1.4.4汽机出力达上限。3.1.4.5燃料主控达上限。3.1.4.6水/燃料比上限或下限。3.1.4.7屏过热器出口温度低。3.1.4.8交叉限制动作（风/燃料、水/燃料）。3.1.4.9主蒸汽压力偏差达上限。3.1.4.10发电机功率偏差大。3.1.4.11一级过热器温度低。3.1.5负荷减少功能闭锁。3.1.5.1机组负荷指令下限动作。3.1.5.2给水流量达下限。3.1.5.3汽机出力达下限。3.1.5.4交叉限制动作（风/燃料、水/燃料）。301 Q/101-105.13-20083.1.5.5主蒸汽压力高。3.1.5.6发电机功率偏差大。3.1.5.7燃料主控输出下限。3.1.5.8水/燃料比上限或下限。3.1.5.9省煤器汽化保护。3.2机组保护、联锁运行方式3.2.1所有运行、备用设备的保护、联锁必须投入。有工作需退出运行时，必须经过规定的审批手续。运行中发现某参数异常，确认为测量回路或测量元件故障时，为防保护误动，必须立即联系热工人员解除可能误动的保护。动力设备跳闸后必须检查电气保护是否动作，再确认热工保护，跳闸原因不清时，不得再将设备投入运行（事故处理除外）。备用设备联动后，应彻底查清联动原因，若为原运行设备故障引起，应将原运行设备停下检修。3.2.2不允许在未停用的保护装置上进行试验和其它测试工作。3.2.3电气设备在运行中发生故障时，应及时检查保护及自动装置的动作情况，汇报值长，同时作好记录，并经第二人复核无误后方可复归信号。3.3制粉系统运行方式3.3.1采用双进双出钢球磨正压直吹式制粉系统，每炉配6台磨煤机，5台磨煤机运行时带BRL负荷。3.3.2正常运行中，尽可能保持磨煤机在额定出力下运行。机组降负荷过程中，根据磨煤机出力情况，及时停止一台磨煤机运行。在升负荷过程中，所有运行磨煤机均接近最大出力仍不能满足需要时，应启动一台备用磨煤机，并均衡各运行磨煤机出力。3.3.3在协调方式下启停制粉系统时，应尽量保持机组工况稳定，防止在磨煤机启停过程中因负荷增减产生扰动；在暖磨和磨煤机吹空过程中应缓慢增减风量，避免引起其它磨煤机风量突变。3.3.4正常运行应注意监视磨煤机密封风差压和密封风机的运行情况。3.3.5当磨煤机电流低于正常电流5%时，联系加装钢球，并记录磨煤机添加钢球量和磨煤机电流的变化情况。3.3.6需对磨煤机料位管、磨内压力参考管等进行吹扫时，必须解除相关自动，以防给煤量大幅波动或密封风盒漏粉等。3.3.7磨煤机正常停运应吹扫干净。紧急停运后，应按规定进行充惰、盘车。3.3.8在冬季应保持油系统连续运行，投入油加热自动，并及时疏通回油管路，以防回油不畅。3.4冷却水系统运行方式3.4.1循环水、开式水、闭式水、工业水等冷却水系统应保持正常运行，连续向各冷却水用户提供冷却用水。301 Q/101-105.13-20083.4.2循环水系统投运时，应先启动辅助循环水泵向系统充水。等系统充分充满水放净空气后，再启动第一台循泵。机组冲转前，启动第二台循泵。当循环水入水温度高于20℃时，开启启闭器。夏季真空低于-90kPa时启动第三台循泵。冬季循环水温低于15℃时，应关闭凉水塔启闭器，加大外围淋水密度。冬季机组启动时，先开热水门，待循环水温达15℃时，再逐渐关闭热水门。循环水系统停运时，应先停运开式水系统，启动辅助循环水泵，再停循泵。循环水浓缩倍率和ΔB超标时，要加强排污和补水。要经常查看吸水井水位。大风季节和冬季要严防杂物和冰块堵塞循泵入口滤网。循泵入口滤网要按规定定期清洗排污。凉水塔正常运行水位控制在1.6～1.8米，不得溢流。3.4.3消防水系统稳压泵要保持自动状态，并且其出口压力不得低于0.6MPa。遇有火情需大量用水时应开启自动消防水泵。自动消防水系统正常运行一台稳压泵，对消防水系统充水稳压，自动消防系统在备用状态。常规消防水泵正常在备用状态。3.5辅汽系统运行方式本机组辅助蒸汽系统为母管制的公用蒸汽系统，该系统每台机设一个0.8~1.34MPa（a），426.3℃的中压辅汽联箱。其中两台机组的辅汽联箱通过母管连接，之间设隔离门，以便实现各机之间的辅汽互用。本系统主要汽源来自再热冷段、汽机四级抽汽及三期老厂来汽。三期老厂来汽的蒸汽参为：1.5～2.0MPa(a)，350℃。随着机组负荷上升，当汽机二级抽汽参数达到1.0MPa(a)，切换由汽机二级抽汽向辅汽系统供汽；当四级抽汽参数上升至0.6MPa(a)后，中压辅汽联箱切换由汽机四级抽汽提供。机组正常运行期间，中压辅汽联箱汽源由主汽轮机四级抽汽供汽，其工作压力随汽轮机四级抽汽压力变化而变化，当四段抽汽压力低于0.6MPa（a）时，可由汽机二级抽汽通过压力调节阀减压后向中压辅助联箱供汽。3.6发电机密封油系统运行方式3.6.1密封油系统有3种运行方式，能保证各种工况下对机内氢气的密封。正常运行时，一台主密封油泵运行，油源来自主机润滑油。3.6.2当主密封油泵均故障或交流电源失去时，运行方式如下：油源来自主机润滑油→直流密封油泵→密封瓦→膨胀箱→空气析出箱→主油箱。3.6.3当交直流密封油泵均故障时，应紧急停机并排氢，降压直至主机润滑油压能够对氢气进行密封。3.6.4正常运行，密封油真空箱要保持-90kPa的真空，以利排出油中水气。3.7氢气系统运行方式3.301 Q/101-105.13-20087.1发电机正常运行时机内氢压应保持在520kPa，高于560kPa或低于480kPa，将发出报警。氢压过高时可开启排气阀来排去部分H2，降压到正常值。氢压低于480kPa，应向发电机内补氢，最大补氢量12m3/天，超过此限值，应进行检漏。3.7.2机内氢气纯度要大于98%，如果纯度降到了96％，应及时进行排污，补充一些氢气来提高机内氢气纯度。但每次置换的氢气量不应超过10％氢气总量，以避免机内氢气温度变化太大。3.7.3机组启动前，发电机内需充满纯度合格的氢气。并网后，及时投入各氢冷器冷却水，保持冷氢温度46℃。机组解列后，停用氢冷器冷却水。3.7.4正常运行，氢气干燥装置应投入，有水时要及时放水。氢气湿度、纯度要由化学定期化验。露点温度低于0℃。湿度或纯度不合格时，应进行排污。3.7.5夏季补氢时，为防湿度过大，补前应先对补氢母管排污10分钟。3.7.6机内氢压下降较快时，须及时查找系统漏点，并开启屋顶天窗以防积氢。如在定冷水系统中发现大量氢气，应立即停机查找定冷水系统的漏点。3.7.7现场要常备足够的CO2气体，以备紧急排氢时用。机组大修时，机内氢气必须完全排出。小修时视时间长短及工作内容决定是否排氢。排氢时要注意死角氢气的排出。3.7.8氢气去湿运行维护3.7.8.1保证0.7～1.5t/h的冷却水流量，进水温度不大于30℃。3.7.8.2压缩空气供气压力应保证0.6～0.8MPa,最高不超过1.OMPa。3.7.8.3每天应检查去湿装置电气控制箱控制面板上各种显示正常。3.7.8.4确保近4小时加热后，再生干燥塔的氢气输出温度约为50～80℃，并且吸收层的温度约为120～180℃。3.7.8.5检查油过滤器有无堵塞，如有必要更换活性碳过滤介质。3.8发电机碳刷运行规定3.8.1每班应检查碳刷的磨耗情况，对超出磨损界限的碳刷应予以更换。3.8.2当发电机碳刷出现颤振时，将颤振碳刷从刷架中抽出，检查损坏情况及碳刷的表面情况、碳刷是否能在刷架上自由移动。若运行中发现固定碳刷刷辫的螺丝有松动现象，在将发电机刷架取出前，必须带绝缘手套将松动碳刷刷辫握住后方可将刷架取出。3.8.3长期运行后，要检查碳刷是否能在刷架上自由移动。检查时要戴绝缘手套，穿绝缘鞋或站在绝缘垫上，抓住并拉动一下刷辫的尾部看碳刷活动是否正常。3.8.4运行中需要更换碳刷的注意事项：3.8.4.1当碳刷磨损到极限线时应予更换。3.8.4.2更换时应由有经验的值班人员担任；装取发电机刷架及更换发电机碳刷时必须严格执行操作监护制度，操作人为三级巡视员及以上岗位运行人员，监护人为值班员及以上岗位运行人员。301 Q/101-105.13-20083.8.4.3工作人员应特别小心，不使衣服及擦拭材料被机器挂住，应扣紧袖口，女工发辫要放在帽内。3.8.4.4工作时站在绝缘垫上，不得同时接触两极或一极与接地部分，也不能两人同时进行工作。3.8.4.5更换碳刷时，要使其型号与旧碳刷相一致。3.8.4.6更换的新碳刷应能在刷窝内自由移动，弹簧应压在碳刷中心位置。3.8.4.7进行发电机碳刷更换时，必须将需更换碳刷的固定碳刷刷辫的螺丝拧紧。并检查其余碳刷的固定碳刷刷辫的螺丝松紧情况，如有松动，立即紧固。3.8.4.8取下发电机刷架及更换发电机碳刷时，在把刷窝逆时针旋转90°后，必须检查碳刷无松动、滑脱现象，才可将碳刷缓慢均匀拉出。3.8.4.9装上发电机刷架前，必须将四只碳刷全部固定在刷窝内，身体正对需更换刷架，均匀用力。3.8.4.10发电机每极碳刷72块。每个刷架上一次更换碳刷不能超过2块，每极一次更换不能超过6块碳刷，碳刷接触面积应大于70%。3.8.4.11一般情况下，不允许同时取下2个及以上刷架更换碳刷。3.9励磁系统运行方式3.9.1#7、8发电机采用自动静止可控硅励磁方式，励磁设备由调节柜ER、可控硅功率柜EG、灭磁设备EE以及励磁变压器等组成。自动电压调节器具有过励限制器和过励保护、V/Hz限制器和V/Hz限制保护以及低励限制器和低励限制保护以防止过励和欠励。3.9.2当发电机电压低于90%额定电压时，调节器强励10秒，强励电流为两倍额定电流。3.9.3发电机的启励电源取至汽机MCC，经启励变压器T03和整流器A03向发电机提供启励电源。将发电机激励至大约10%Ue（发电机额定电压），然后发电机通过励磁变提供励磁电流。当发电机电压升至约30%Ue时，自动切除启励电源。3.9.4调节器具有“软启动”装置，能避免励磁建立过程中发电机电压的过冲击。3.9.5#7、8机组采用带备用磁场电流调节器的全冗余双通道控制器。调节器有2个主通道，每个主通道还对应有一个备用通道，每个主通道均带自动和手动控制,正常时两调节通道有一个通道工作,另一个输出脉冲被封锁作备用,工作调节通道故障时能自动地、无扰动地切换到备用调节通道并闭锁故障通道。装有四个独立的整流柜（N－1冗余）。紧急后备通道EGC跟踪主通道，在COB控制板故障时能实现自动切换。在主通道切换到紧急后备通道后，如果需要切换回主通道，需要停机进行。3.9.6正常情况下，调节器应选择“远方控制”方式。3.9.7励磁系统的运行方式3.9.7.1正常运行方式：任一主通道“自动”方式运行，“手动”方式跟踪备用；另一主通道“自动”方式、“手动”方式跟踪正常。每个主通道的备用通道跟踪正常。301 Q/101-105.13-20083.9.7.2非正常运行方式：a)任一主通道“自动”方式运行，“手动”方式不备用。b)任一主通道“自动”方式运行，其备用通道EGC跟踪不正常。c)任一主通道“自动”方式运行，另一主通道“自动”方式、“手动”方式跟踪退出。d)任一主通道“手动”方式运行，另一主通道不备用。e)任一备用通道EGC运行。3.9.8正常运行时，调节器采用运行在主通道1(主通道2)的自动控制模式，另一主通道备用的方式。调节器提供了通道间的跟踪，在通道无故障时，非工作通道自动跟踪工作通道，这时可从任一通道切换至另一通道。切换时应检查通道间跟踪正常，如果备用通道有故障则不允许切换。正常情况下两通道之间的切换应在机组开机并网前执行，通道切换必须在就地控制盘上进行。3.9.9当调节器工作主通道自动模式运行中出现故障时，若备用主通道“自动模式”无故障，则自动切换至备用主通道“自动模式”，否则自动切换至工作主通道“手动模式”。发生PT回路断线、过流一段报警、V/HZ故障、励磁丢失等故障时，也将引起通道或自动、手动模式切换。只有在故障消除并复位报警后，才能手动切回原通道或原模式。如果COB控制板故障，造成主通道的自动、手动模式均不能使用时，切换至备用通道磁场电流调节器EGC运行。3.9.10主通道1(或主通道2)的手动模式、自动模式切换，必须在手动模式、自动模式跟踪正常时才允许切换。主通道1(或主通道2)和其备用通道EGC之间切换时，必须检查跟踪正常。3.9.11在手动模式或备用通道EGC运行时，应有运行人员对发电机励磁进行连续监视，在调节发电机的有功负荷时必须先适当调节发电机的无功负荷，以防发电机失去静态稳定性。3.9.12电力系统稳定器（PSS）正常运行的一般规定：3.9.12.1正常运行情况下，运行机组的PSS必须投入运行。3.9.12.2运行机组的PSS投入、退出由值长调度。励磁调节器需投手动运行时，值长应提前经省调值班调度员同意。3.9.12.3运行机组的PSS定值整定试验完毕，任何现场工作人员不得改动。PSS定值的修改应根据电网运行的要求，并征得省调批准。3.9.12.4励磁调节器运行在自动模式时，正常情况下在发电机视在功率大于30％额定视在功率时将PSS投入运行；当发电机视在功率小于30％额定视在功率时将PSS退出运行。3.9.13电力系统稳定器（PSS）投入步骤：3.9.13.1检查机组视在功率大于30％额定视在功率。3.9.13.2检查励磁调节器运行在自动模式。3.9.13.3点击励磁调节器控制面板上“PSSON”按钮。301 Q/101-105.13-20083.9.13.4检查励磁调节器控制面板上“PSSON”指示灯亮。3.9.14电力系统稳定器（PSS）退出步骤：3.9.14.1点击励磁调节器控制面板上“PSSOFF”按钮。3.9.14.2检查发电机励磁调节器控制面板上“PSSOFF”灯亮。3.9.15当任一台整流柜故障后，其它整流柜将承担其工作电流。两台整流柜故障后，发电机能够在额定工况下连续运行，不能进行强励。如果三台整流柜故障则自动切断励磁。3.10变压器运行方式3.10.1变压器运行中，电压在额定值的±5%范围内变化时，其额定容量不变。最高运行电压不得超过各分接头相应额定值的105%。3.10.2主变为单相、户外、油浸式电力变压器，高压侧装有无载调压分接头，额定电压为525±2×2.5%/27kV。主变冷却方式为0DAF/0NAF/0NAN，变压器满载运行时，当切除全部风机和油泵后，允许继续运行时间30min；当油面温度未达到75°C时，允许上升到75°C，并且变压器在ONAF状况下可在80%额定容量连续运行，变压器在ONAN状况下可在60%额定容量连续运行。3.10.3高厂变为三相、油浸、户外、分裂式无载调压电力变压器，其冷却方式为ONAF/0NAN,当全部风扇退出运行后，变压器在ONAN状况下可在80%额定容量连续运行。3.10.4高备变为三相、油浸、户外、分裂式有载调压电力变压器，其冷却方式为ONAF/0NAN，当全部风扇退出运行后，变压器在ONAN状况下可在80%额定容量连续运行。3.10.5励磁变为单相、干式变压器,冷却方式为AF/AN。3.10.6主变、高厂变、高备变、低压干式变温度联锁保护定值3.10.6.1主变温度联锁保护定值项目启动风扇启动油泵报警跳闸上层油温度（°C）50558597绕组温度（°C）80851151273.10.6.2高厂变温度联锁保护定值项目启动第一组风扇启动第二组风扇报警跳闸上层油温度（°C）55608597高压侧绕组温度（°C）8590115127低压侧绕组温度（°C）80851101223.10.6.3高备变温度联锁保护定值项目启动第一组风扇启动第二组风扇报警跳闸301 Q/101-105.13-2008上层油温度（°C）50558597绕组温度（°C）75801101223.10.6.4励磁变温度联锁保护定值项目启动风扇报警跳闸绕组温度（°C）1301401503.10.6.5低压干式变压器温度联锁保护定值项目启动风扇报警跳闸绕组温度（°C）901401503.10.7温升极限3.10.7.1主变温升极限（环境温度40°C）上层油温升K绕组平均温升K油箱、铁芯和金属构件热点温升K5565753.10.7.2高厂变温升极限（环境温度40°C）上层油温升K绕组平均温升K油箱、铁芯和金属构件热点温升K5565803.10.7.3高备变温升极限（环境温度40°C）上层油温升K绕组平均温升K油箱、铁芯和金属构件热点温升K5565803.10.7.4当冷却介质温度较低时，上层油温也应相应降低，自然循环冷却变压器的顶层油温一般不宜经常超过85℃。3.10.8主变、高厂变、高备变过载能力（过载前已带满负荷、环境温度40℃，绕组最热点温度应低于140℃）。过电流(%)允许运行时间（分）2048030120456060457520301 Q/101-105.13-2008100103.10.9400VPC干式变压器在环境温度不超过40℃时，线圈温度最大温升不得超过100K。3.10.10400VPC干式变压器冷却方式为AN/AF，当环境温度不超过20℃时，带110%负荷长期运行。3.10.11400VPC干式变压器（自然冷却）在特殊情况下允许短时间超过额定电流的过载运行不得超过下表规定。过电流%允许运行时间（分）20603045403250186053.10.12变压器冷却装置的运行规定3.10.12.1主变冷却装置的运行规定a）主变冷却方式为0DAF/0NAF/0NAN，主变每相设置2组冷却器，高低压侧各一组，每组冷却器有2台油泵、6台风扇和12组散热器。b）为保证冷却装置供电电源的可靠性，主变冷却器设两路独立电源，分别引自两段不同的厂用400V工作母线。两路电源可任意选一路工作或备用。当一路电源或接触器故障时，另一路电源能自动投入，当电源恢复正常时，电源自动恢复运行。c）变压器冷却装置电源控制有手动和自动两种方式。电源控制方式开关选择为工作位置时，主变冷却器在发电机灭磁开关投入运行时，自动投入冷却器电源运行。灭磁开关断开时，冷却器自动切断冷却器电源。正常运行应将变压器冷却装置电源控制方式开关选择为试验位置，手动投入电源开关。d）正常运行时应将冷却器控制方式开关投入自动位置。e）变压器投入或退出运行时，风机和油泵均可通过控制开关手动投入或停止运行。f）自动方式时风机和油泵根据变压器上层油温以及负荷变化情况自动投入或切除。当负荷达到60%额定以上或油温达到50℃（绕组温度达到80℃时）时自动投入风扇运行，当负荷达到80%额定以上或油温达到55℃（绕组温度达到85℃时）时自动投入油泵运行；当负荷低于80%额定负荷且温度低于55℃（绕组温度达到85℃时）时延时停止油泵运行，当负荷低于60%额定负荷且温度低于50℃（绕组温度达到80℃时）时延时停止风扇运行。g）每台风扇和油泵回路设1只小开关可手动投入或切除。h）冷却系统的电动机有过载、短路及断相保护装置。3.10.12.2高厂变、高备变冷却装置的运行规定301 Q/101-105.13-2008a）高备变冷却方式为ONAF/0NAN,设置2组冷却器，每组冷却器有4台风扇和8组散热器。高厂变冷却方式为ONAF/0NAN,设置2组冷却器，低压侧冷却器有3台风扇和6组散热器，高压侧冷却器有4台风扇和8组散热器。b）为保证冷却装置供电电源的可靠性，高厂变、高备变冷却装置的设两路独立电源，分别引自两段不同的厂用400V工作母线。两路电源可任意选一路工作或备用。当一路电源故障时，另一路电源能自动投入，当电源恢复正常时，电源自动恢复运行。c）正常运行时冷却器控制方式开关应投入自动位置。d）变压器投入或退出运行时，风扇可通过控制开关手动投入或停止运行。e）自动方式时风扇根据变压器顶层油温以及负荷变化情况自动投入或切除。f）对于高厂变，当负荷达到60%额定以上或油温达到55℃（绕组温度达到85/80℃时）自动投入第一组风扇运行，当负荷达到80%额定以上或油温达到60℃（绕组温度达到90/85℃时）时自动投入第二组风扇运行；当负荷低于80%额定负荷且油温低于60℃（绕组温度达到90/85℃时）时延时停止第二组风扇运行，当负荷低于60%额定负荷且油温低于55℃（绕组温度达到85/80℃时）时延时停止第一组风扇运行。g）对于高备变，当负荷达到60%额定以上或油温达到50℃（绕组温度达到75℃时）自动投入第一组风扇运行，当负荷达到80%额定以上或油温达到55℃（绕组温度达到80℃时）时自动投入第二组风扇运行；当负荷低于80%额定负荷且油温低于55℃（绕组温度达到80℃时）时延时停止第二组风扇运行，当负荷低于60%额定负荷且油温低于50℃（绕组温度达到75℃时）时延时停止第一组风扇运行。h）每台风扇回路设1只小断路器可手动投入或切除。i）冷却系统的电动机有过载、短路及断相保护装置。3.11瓦斯保护运行方式3.11.1变压器本体、有载调压重瓦斯保护正常投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应经总工批准，并限期恢复。3.11.2当在重瓦斯保护回路上工作时，应将重瓦斯保护改为信号，工作结束后投跳闸。3.11.3运行中的变压器在加油、滤油、放油、放气、更换潜油泵时，应将重瓦斯保护改为信号，工作结束，将重瓦斯保护投跳闸。3.11.4在重瓦斯保护退出运行期间，严禁退出变压器的其它主保护。3.12交流系统的运行方式301 Q/101-105.13-2008邹县发电厂升压站主系统由500kV、220kV、35kV系统组成，变电容量为6488MV.A，是山东电网重要的枢纽变电站之一。500kV系统采用3/2断路器接线方式，共有七串断路器，现有四回500kV出线（邹泰线、邹川线、邹鲁线、邹枣线），＃3、4、5、6、7、8发变组运行于500kV系统。220kV系统采用双母带旁路E型接线方式，现有五回220kV出线（邹八Ⅰ线、邹八Ⅱ线、邹接Ⅰ线、邹接Ⅱ线、邹罗线），＃1、2发变组和＃01、03、04高备变运行于220kV系统。500kV、220kV、35kV系统经两台3×167MV.A自耦联络变压器（#1、2联变）连接运行。每个35kV母线上接有四台电抗器，＃1联变35kV侧接有＃02高备变及邹水线。#1-8机为单元制机组，正常带本机厂用电运行。3.12.1交流系统运行一般规定a）不经值长同意，禁止改变系统的运行方式。紧急情况下，可先改变运行方式，然后汇报值长。b）当系统方式改变时，应按规定改变继电保护及自动装置的运行方式。c）设备检修完毕后，检修人员应向运行人员做出书面交待并有明确结论，投入运行前，运行人员应进行必要的检查和试验。d）改变系统运行方式，应按倒闸操作的有关规定填写倒闸操作票。3.12.2500kV交流系统正常运行方式a)500kV双母线经各串断路器合环运行,500kV、220kV、35kV系统经#1、2联变连接运行。b)500kV交流系统为大接地电流系统，＃1、＃2联变和＃3、＃4、＃5、＃6、＃7、＃8主变高压侧中性点直接接地。3.12.3220kV交流系统正常运行方式3.12.3.1220kV系统双母线运行，母联断路器在合闸位置。母线固定联接方式为：lⅠ母线：＃1主变、＃1联变、邹八Ⅰ线、邹接Ⅰ线、＃03高备变、＃04A高备变。lⅡ母线：＃2主变、＃2联变、邹八Ⅱ线、邹接Ⅱ线、邹罗线、＃01高备变、＃04B高备变。3.12.3.2220kV旁路母线及断路器在良好冷备用状态。3.12.3.3220kV变压器中性点正常接地方式为：lⅠ母线：＃1联变、＃03、＃04A高备变中性点直接接地。lⅡ母线：＃2主变、＃2联变、＃01、＃04B高备变中性点直接接地。3.12.4厂用电系统运行方式我厂四期工程每台机组设10kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段共四段，由两台厂用高压分裂变压器供电，两台机组共设八段10kV段，设两台启动/备用分裂变压器,作为厂用10kV段的起动/备用电源；同时设输煤10kV两段，两段输煤10kV段互为备用。10kV设备控制操作电源为直流110V。主厂房厂用电低压动力中心（PC）为400V/230V，每台机组分为汽机、锅炉、照明、检修段PC，其中汽机、锅炉，每台机组为两段，两段互为备用；每台机组设一台照明变，两台机组公用一台检修变；每台机组设一台公用变，两台机组设公用段PC两段，每段PC由一台低压干式变压器供电。每段PC下设若干段MCC。主厂房400VPC段断路器控制操作电源为直流110V。辅助厂房设电除尘、输煤、翻车机、除灰、综合水泵房、反渗透处理、中水处理、脱硫段PC，辅助厂房400V301 Q/101-105.13-2008PC段采用单母线分段，即每个PC分为两段，两段互为备用。每台机组电除尘共三段，其中两段为工作段，一段为专用备用段每段PC由一台低压干式变压器供电。两台机组辅助厂房PC共18段，每段PC下设若干段MCC。脱硫PC段断路器控制操作电源为直流220V，其余辅助厂房PC段控制操作电源为交流220V。厂用微机监测管理系统实现对主厂房及辅助厂房10kV开关柜、400/230VPC各段中各个回路的有关参数的实时收集、传送、计算、分析、打印以及历史数据的储存，并与DCS、SIS以及10kV、400/230V动力中心（PC）开关柜各个回路即时通信。实现对厂用微机监测管理系统的管理、监测、以及数据存储等功能。3.12.4.1高压厂用电系统运行方式：a）高压厂用电系统电压为10.5kV。b）高压厂用电系统按每台机组两台同容量高厂变、四段10kV母线设置，每台高厂变供两段10kV母线。互为备用及成对出现的高压电动机及低压厂用变压器分别由不同高厂变的相应绕组供电。c）四期启/备电源由220kV升压站引接启动/备用电源，分别引接至两台高备变。两台机组共设置两台与高厂变同容量的高压备用变压器作为两台机组启动/备用电源，两台高备变的高压侧通过2回220kV电缆及206、207开关与220kV配电装置相连接，低压侧通过共箱母线与厂用母线备用分支开关柜连接。高备变为有载调压变压器，其高压侧中性点直接接地。两台高备变正常运行中高压侧开关在合闸位置，低压侧开关在备用状态。d）四期设置输煤10kVA、B两段，两段之间设有联络开关，电源采用短时停电的方式进行倒换。正常运行时联络开关应推至“试验”位置。e）每台机组设置一台电动给水泵，采用双电源供电方式。电源均取自10kVⅡ段及Ⅲ段，其中#7机10kVⅡ段和#8机10kVⅢ段分别作为#7、8机电动给水泵长期运行电源。即两台机组的电动给水泵应尽量避免运行在同一高备变上。电动给水泵送电时，应将两个电源开关均推至工作位置，并断开备用电源开关的控制电源小开关。电动给水泵停电时，应将两个电源开关均拉至“试验/隔离”位置。f）高压10kV厂用系统采用低电阻接地方式，接地电阻值60Ω。g）厂用工作分支和备用分支共箱母线在不通流状态时其加热器应长期投入运行，以防止共箱母线及支持瓷瓶受潮，通流后加热器应停运。3.12.4.2低压厂用系统运行方式a）四期所有低厂变中性点直接接地。b）主厂房低压厂用电系统，包括汽机段、锅炉段、公用段、保安段、照明段、检修段、电除尘段，其母线电压为380/220V。主厂房内每台机组成对设置锅炉变、汽机变，每对变压器互为备用。每台机组设一台公用变、一台照明变，两台机组共用一台检修变，两台机组的公用变互为备用，两台机组的照明变互为备用。每台机组设置3台电除尘变，其中一台为专用备用变压器。301 Q/101-105.13-2008a）每段400V动力配电中心由一台低压厂用变压器供电。两段400V动力配电中心之间设置联络开关联接。低压厂用变压器采用互为备用方式，变压器容量均按两段动力配电中心的负荷容量选择。正常运行时两段动力配电中心的联络开关断开。b）电除尘动力配电中心设置3台电除尘变，其中一台专门作为备用，电除尘工作段设有备用电源自投装置，可实现自投。电除尘备用变压器只能向其中一段400V动力配电中心供电，在电除尘备用变向其中一段400V动力配电中心供电后，应退出另一段400V动力配电中心备用电源自投。c）马达控制中心(MCC)根据负荷情况分散成对配置。互为备用及成对出现的负荷分别由对应的两段MCC供电。对于双电源MCC，正常运行中两路电源均送电，由电源进线双投转换开关进行自动选择。3.12.4.3照明和检修电源a)正常照明电压为380/220V；交流事故照明电压380/220V；直流事故照明电压220V；电缆隧道内照明采用交流24V的安全电压。b)主厂房采用照明与动力分开供电的方式。每台机组设一段正常照明动力配电中心，每台机组设一台照明变压器，c)两台机组设一台检修变压器。主厂房检修电源设置检修动力中心，检修电压380/220V。d)两台机组的照明、检修段应采用瞬时停电的方法进行倒换，每一变压器只能带两段配电中心。两台机组的照明变互为备用，在检修变停电时应采用每台机组照明变分别供本机组检修配电中心的运行方式。e)辅助厂房采用照明、检修与动力合并供电方式。照明及检修负荷由其附近的380/220V电动机控制中心（MCC）供电。f)事故照明采用交流事故照明为主，直流事故照明为辅的方式，直流事故照明仅在单元集控室和柴油发电机室设置。g)主厂房及其附近重要车间的事故照明采用交流事故照明，交流事故照明由保安电源动力中心供电，交流事故照明参与电厂的一般照明。每台机组在主厂房设置一段交流事故照明配电中心。h)直流事故照明采用常明灯，在集控室、柴油发电机室等控制室设常明灯。由主厂房220V直流系统供电。远离主厂房的重要车间的事故照明采用应急灯。3.12.4.4机组保安电源a）每台机组设有两段400V交流事故保安动力配电中心，每台机设有一套快速启动的柴油发电机组作为保安电源。b）正常运行时，保安动力配电中心由锅炉400VPC301 Q/101-105.13-2008段供电，当保安段失去工作电源时，联动柴油发电机组自动启动，柴油发电机组启动成功后，保安段ASCO进线双投转换开关自动切至备用电源运行。当保安段工作电源开关由于保护动作跳闸时，联跳本保安段备用电源进线开关。a）当厂用电源恢复时，保安段应恢复由厂用电供电，在倒换过程中应采用自动切换的方式进行。b）四期工程设有两段脱硫400V交流事故保安MCC，用#7、#8机保安段作为其保安电源。正常运行时，脱硫保安MCC由脱硫400VPC段供电，当脱硫400VPC失去电源时，脱硫保安MCC自动切至#7、#8机保安段供电。c）每班应对保安电源系统进行详细检查，确保保安系统处于良好备用状态。3.13电动机运行方式3.13.1电动机运行规定：3.13.1.1在每台电动机的外壳上，均应有制造厂的铭牌。铭牌若遗失，应根据原制造厂的数据或试验结果补上新的铭牌。3.13.1.2电动机及其所带设备上应标有明显的箭头，以指示旋转方向，外壳上应有明显的编号名称，以表示它的隶属关系。启动装置上应标有“启动”、“运行”、“停止”标志。3.13.1.3电动机的开关、接触器、操作把手及事故按钮，应有明显的标志以指明属于哪一台电动机。事故按钮应有防护罩。3.13.1.4电动机与机械连接的靠背轮应装牢固的防护罩，外壳及启动装置外壳应有良好的接地装置。3.13.1.5备用中的电动机应定期检查和试验，以保证随时启动，并定期轮换使用。3.13.1.6保护电动机用的熔断器，应经过检查，每个熔断器标示应齐全。3.13.1.7线圈装有加热器的电动机，在备用中及不因电机有工作停电时加热器应长期投入运行，电机检修后应立即将加热器投运，以防止电动机线圈受潮，电动机启动后检查加热器自动停用。3.13.2电动机的运行方式3.13.2.1电压的变动范围：a)电动机一般可以在额定值的95%～110%范围内运行，其额定出力不变。b)当电压低于额定值时，电流可相应增加,但最大不应超过额定电流值的10%,并监视绕组、铁芯、外壳及出风温度不超过规定值。c)电动机在额定出力运行时，相间不平衡电压不得超过额定值的5%，三相电流差不得超过10%，且任何一相电流不得超过额定值。d）电动机一般应在额定频率下运行，当频率偏差大于+1％而且电动机运行异常时应及时停止电动机运行。电动机瞬时超出上述范围是允许的，但是频率偏差不允许大于+3％。3.13.2.2绝缘电阻的测量：a)10kV高压电动机的绝缘电阻应用2500V摇表测量；400V及以下的电动机绝缘电阻应用500V301 Q/101-105.13-2008摇表测量。b)电动机停用超过一周，在启动前应测量绝缘电阻。环境恶劣地方的电动机停运超过8小时，启动前应测量其绝缘电阻。c)电动机绝缘电阻值应符合下列要求：1）10kV电动机定子线圈绝缘电阻值不小于10MΩ；锅炉启动循环泵电机绝缘电阻应用5000V摇表测量测绝缘合格，对地电阻大于200MΩ。2）400V及以下的电动机定子线圈绝缘电阻值不小于0.5MΩ。3）10kV高压电动机绝缘电阻值如低于前次测量数值（相同环境温度条件）的1/3～1/5时应查明原因，并测吸收比R60"/R15"，比值不低于1.3。3.13.2.3允许温度与温升：a）正常情况下，电动机长期运行时的温度应按制造厂规定运行。如无制造厂规定时，各部温度参照下表执行（下表允许温升均按环境温度35℃计算）：部位允许最高温度(℃)允许最高温升(K)定子线圈A级9560B级11580E级11075F级12085定子铁芯10065滑环10570轴承滑动8045滚动10065对于湘潭电机厂的电动机要求：部位允许最高温度(℃)允许最高温升(K)定子线圈B级13090轴承滑动80滚动95我厂湘潭电机厂F级绝缘按照B级绝缘考核温升。b)运行中的“A级绝缘”电动机外壳温度不得大于75℃，“E级绝缘”电动机外壳温度不得大于80℃，“B级绝缘”电动机外壳温度不得大于85℃，“F级绝缘”电动机外壳温度不得大于90℃，超过时应采取措施降低出力。301 Q/101-105.13-20083.13.2.4电动机的振动规定：电动机的振动不得超过下表数值：额定转速(r/min)300015001000£750振动值(双振幅μm)50851001203.14直流系统运行方式3.14.1集直流系统设备概况3.14.1.1集控直流系统设备概况a）每台机组装设两组淄博蓄电池厂生产的110VGFM-1800Ah铅酸免维护蓄电池（每组蓄电池数量为52只），两组深圳奥特迅生产的ATC115M40高频开关电源充电装置（8+2个模块冗余配置）。b）每台机组装设一组淄博蓄电池厂生产的220VGFM-2400Ah铅酸免维护蓄电池（每组蓄电池数量为104只），一组深圳奥特迅生产的ATC230M40高频开关电源充电装置（8+2个模块冗余配置）。c）每台机组110V直流系统采用两段单母线接线，中间经联络刀闸相互联络。220V直流系统采用一段单母线，两台机组的220V直流母线经刀闸相互联络。d）蓄电池组正常以浮充电方式运行。两组蓄电池应尽量避免长时间并列运行。e）每段直流母线采用WJY-3000A型微机直流接地监察装置用于绝缘及电压监察。f）110V直流系统供给控制、保护、测量及其他控制负荷，220V直流系统供给事故照明、UPS及其它动力负荷等。在直流负荷集中处设置直流分屏。3.14.1.2四期脱硫220V直流系统概况a）四期脱硫220V直流系统设有两组GFM-300蓄电池(每组104只)。两组GZDW-80A-300/220V型高频开关电源柜及两组充电器（4组模块）。每组直流母线、蓄电池、高频开关电源充电器各设置一台ZJK-2B型集中监控器，正常运行中集中监控器应投入运行。b）四期脱硫220V直流系统由4面直流电源柜组成，设有两组母线，每组母线上配置一组WZJ-6D微机直流系统接地检测仪。c）四期脱硫220V直流系统采用两段单母线接线，中间经联络刀闸相互联络。d）四期脱硫蓄电池组正常以浮充电方式运行。两组蓄电池应尽量避免长时间并列运行。3.14.2直流系统运行方式3.14.2.1集控直流系统正常运行方式：a)110V直流系统正常运行方式为：A、B段分别运行，联络刀闸在断开位置。b)110V直流A组蓄电池和A充电器运行在A母线，A充电器正常带A段母线上的负荷及对A组蓄电池浮充。c)110V直流B组蓄电池和B充电器运行在B母线，B充电器正常带B段母线上的负荷及对B301 Q/101-105.13-2008组蓄电池浮充。d)220V直流系统每台机组充电器正常运行在本机组直流母线上，带本机负荷及对蓄电池进行浮充。e)两台机220V直流母线联络刀闸应在断开位置。3.14.2.2四期脱硫直流系统正常运行方式a）正常运行时，四期脱硫220V直流系统＃1、＃2母线分列运行。b）#1蓄电池和#1充电器运行在＃1母线，#1充电器带正常＃1母线上的负荷及对#1蓄电池浮充。c）#2蓄电池和#2充电器运行在＃2母线，#2充电器带正常＃2母线上的负荷及对#2蓄电池浮充。d）正常运行情况下，两直流母线直流系统绝缘监察仪均应投入。e）正常运行情况下，充电机出口开关应合闸于母线。3.14.2.3直流系统正常运行的一般规定a)当一段母线充电器由于某种原因退出运行时，另一段母线充电器可同时带两组母线负荷和对其中一组蓄电池进行浮充，另一组蓄电池必须退出运行，此时母联刀闸应合上。b)当机组正常运行时，直流系统的任何操作均不应使直流母线瞬时停电。c)一般情况下，不允许充电器单独向直流负荷供电。d)直流母线并列操作前，必须检查两段母线均无接地故障，否则不得并列。直流母线并列运行时，应退出一套绝缘监察装置。e)母线联络刀闸在断开时，不在同一段母线上的负荷禁止在负荷侧并环。f)正常运行时各高频电源模块的限流档应处于同一档，浮充电压及均充电压应基本一致，各高频电源模块运行方式应保持一致。g)正常运行时充电器各高频电源模块均应投入运行，每台高频电源模块原则上可单独投、停，当部分高频电源模块故障时，应根据高频电源模块电流情况，将此段母线倒至另一母线充电器运行，防止高频电源模块过负荷。h)正常运行时，绝缘监察装置应投入运行，当直流系统发生接地时，及时利用绝缘监察装置查找。i)正常运行时，集中监控器应投入运行，直流系统应通过集中监控器进行运行调整。3.15UPS运行方式3.15.1集控UPS3.15.1.1集控UPS运行方式a）每台机组主厂房设一套双机并联交流不停电电源装置(UPS)，主机为瑞士GUTOR公司生产的PEW1080-220/220-EN-R型产品。系统包括两台主机柜(整流器、逆变器、静态转换开关)，两台主机共用一套旁路系统，包括旁路隔离变压器柜、旁路稳压柜，一套馈线柜。两套UPS设备通过各自的输入将交流电/直流电转换成交流输出进行并联。正常运行二者均分负载，当其中一个UPS301 Q/101-105.13-2008装置发生故障，另一个UPS装置承担全部负载而不需任何转换操作。UPS能通过设备内部的SYNC信号来协调两台UPS输出（包括相位和电压以及输出电流等），使其输出同步。两台UPS装置都应与旁路同步。a）交流不停电电源系统正常运行时由本机保安A、B段向UPS装置提供三相电源，经UPS内部的整流器整流后输入到逆变器，再由逆变器将直流转换成220V单相、50Hz交流电向主配电屏供电。b）从主厂房直流母线来的220V直流电源作为逆变器的备用电源。正常运行时，直流电源开关送电备用；当事故保安段失电或整流器故障时，直流电源自动经隔离二极管向逆变器供电。c）交流旁路电源取自事故保安段，在逆变器故障时，静态开关自动将负荷转换到旁路电源供电。d）正常运行时，旁路稳压柜应运行在自动调压方式；手动旁路开关应运行在“AUTO”位置。3.15.1.2集控UPS故障时自动切换方式a）当UPS1（或UPS2，以下同）整流器或主电源故障时，系统自动切换到UPS2单机正常运行，UPS1主机关闭。b）当两台UPS整流器或者主电源都故障时，两台UPS会自动切换到直流运行，即由该机组的直流220V母线经一闭锁二极管向逆变器供电。当整流器重新投运且整流器交流输入电源恢复时，逆变器则自动切回整流器供电。c）UPS1直流故障时，系统会自动切换到UPS2单机直流运行，UPS1主机关闭。d）当两台UPS直流都故障时，系统会自动切换到UPS1和UPS2两台静态旁路并列运行。e）UPS1静态旁路故障切换到UPS2单机静态旁路运行。3.15.2四期脱硫UPS1.5.2.1四期脱硫UPS运行方式a）四期脱硫设置一套交流不停电电源装置(UPS)，主机为美国埃迪森公司生产的SDP31040-220/220-R型产品。系统包括一台主机柜(整流器、逆变器、静态转换开关)，一套旁路系统，包括补偿式变压器、调压变压器、隔离变压器，一套馈线柜。b）交流不停电电源系统正常运行时由脱硫保安MCCA段向UPS装置提供三相电源，经UPS内部的整流器整流后输入到逆变器，再由逆变器将直流转换成220V单相、50Hz交流电向馈线柜供电。c）从脱硫直流母线来的220V直流电源作为逆变器的备用电源。正常运行时，直流电源开关送电备用；当脱硫保安MCCA段失电或整流器故障时，直流电源自动经隔离二极管向逆变器供电。d）交流旁路电源取自脱硫保安MCCB段，在逆变器故障时，静态开关自动将负荷转换到旁路电源供电。e）正常运行时，旁路稳压柜应运行在自动调压方式；维修旁路开关BYPASS应运行在分闸位置。1.5.2.2四期脱硫UPS故障时自动切换方式a）当UPS整流器故障或脱硫保安MCC301 Q/101-105.13-2008A段失电时，直流电源自动经隔离二极管向逆变器供电；当整流器交流输入电源恢复整流器重新投运时，逆变器则自动切回整流器供电。a）当逆变器处于不正常运行状况，如超温、短路、输出电压异常或过载等逆变器将自动停止工作，若此时旁路电源正常，静态开关会自动转换至旁路电源运行。当逆变器恢复正常后，UPS装置自动切回逆变器运行。3.15.3UPS停用操作应待有关热工电源切换完毕后方可进行。3.16发电机运行方式3.16.1正常情况下，发电机应按制造厂铭牌规定参数运行。3.16..2当功率因数为额定值时，发电机定子电压变化在±5%额定电压（27kV）范围内和频率变化在-3％～1％时，发电机允许连续输出额定功率。发电机定子电压低于额定值的95%时（25.65kV），定子电流不得超过额定值的105%（25146.45A）。3.16.3发电机的最低运行电压一般不应低于额定值的90%（24.3kV），最高运行电压一般不应高于额定值的110%（29.7kV）。3.16.4发电机在正常运行中，定子三相不平衡电流不得超过额定值的6%（1436.94A），且其中任何一相电流不得超过额定值（23949A），否则应降低发电机出力至允许范围内。3.16.5发电机可以在滞相或进相功率因数范围内运行。发电机允许功率因数变化范围还应符合“发电机容量曲线”。3.16.6发电机任何情况下，运行工况应符合容量曲线。（见附录Q：发电机容量曲线）。3.16.7发电机在空气状态下及定子绕组无水流过情况下不得加励磁。3.16.8正常运行中，发电机4只氢冷器都要投入运行。3.16.9发电机厂房内，环境温度不得低于+5℃。3.16.10发电机冷氢温度正常应控制在35℃～46℃之间，发电机定子绕组进水温度应控制在45℃～50℃，正常情况下应保持发电机定子绕组进水温度大于进氢温度5℃。3.16.11发电机额定氢压正常应控制在0.52MPa，发电机定子绕组进水压力0.41MPa，密封油进油压力0.575MPa，应控制机内氢压大于定子绕组进水压力0.04MPa，控制密封油进油压力大于氢压0.036MPa～0.076MPa。3.16.12发电机内氢气纯度应≥96%，在额定氢压下露点温度应控制在－5℃～-25℃。否则应进行排污和补充新鲜氢气以降低湿度，恢复正常值。3.16.13发电机具有调峰运行能力，发电机允许调峰负荷变化范围为40%～100%额定负荷，每年允许的启停次数为250次，总允许的启停次数为10000次。3.17配电装置运行方式3.17.1SF6开关、真空开关、空气开关301 Q/101-105.13-20083.17.1.1所有断路器在投运中，其工作电压和工作电流不应超过额定值，断路器及操作机构各参数均不应超过规定值，断路器各部及辅助设备应处于良好工作状态。3.17.1.2500kVSF6断路器操作机构的油泵电机电源开关必须始终处于良好投运状态。3.17.1.3断路器操作机构内温度应控制在20℃左右，正常运行时应将加热器电源及保险投入，将恒温器调节在所需要的温度位置。加热器工作时，应注意防火。3.17.1.4液压储能操作机构运行时，补压储能间隔时间及补压储能时间应在规定的时间范围内，否则应查明原因，通知检修处理。3.17.1.5220kV断路器操作机构是弹簧储能式操作机构，控制电压和跳合闸电压为220V直流电压，当断路器投入运行前应先将操作机构内控制电源开关、电机电源开关投入。3.17.1.6220kV断路器控制箱投入运行操作：a)检查断路器具备运行条件。b)合上储能电机电源开关。c)合上加热电源开关。d)将控制位置选择开关-S4切至“远方REMOTE”位置。e)送上直流电源后应检查无异常信号发出。3.17.1.7500kV第三串3AT2/3EI型SF6断路器开断正常电流6000次，故障开断次数为：（设定故障电流为50kA）a)开断100%故障电流25次b)开断80%故障电流43次c)开断60%故障电流76次d)开断50%故障电流120次e)开断40%故障电流180次f)开断20%故障电流830次g)开断10%故障电流3600次3.17.1.8正常运行中3AT2/3EI型断路器SF6气体的额定泄漏应小于0.5%/年。气体泄漏加快时应及时查明原因，通知检修补气并处理。3.17.1.93AT2/3EI型断路器控制箱投入运行操作：a)检查断路器具备运行条件。b)装上油泵电机及加热照明电源保险。c)合上油泵电机电源开关F1。d)合上加热、照明电源开关F3、F103。301 Q/101-105.13-2008e)将控制位置选择开关S8切至“远方”位置。f)送上直流电源，检查无异常信号发出。3.17.1.10ELF.SP型断路器不操作时，每天油泵启动次数不多于5次为正常情况，否则，查明原因进行处理。3.17.1.11断路器运行中的检查项目及要求：a)支持瓷瓶、断口瓷瓶及并联电容瓷套应完整，无破损裂纹及电晕放电现象。b)断路器引线、接线极及断口之间应无过热、变色、松脱现象。c)断路器与操作机构位置指示应对应，且和控制室电气位置指示一致。d)机构箱内各电气元部件应运行正常，工作状态应与要求一致。e)SF6气体箱内压力应在正常范围内(700kPa)，无泄漏现象。f)液压弹簧储能机构压力应在正常范围内，油位适当，油色正常，各部无渗油、漏油现象。g)机械部分应无卡涩、变形及松动现象。h)断路器的外观及二次部分应清洁完整。i)低温时应注意加热器的运行。j）断路器各部分及管道无异音（漏气声、振动声）及异味，管道夹头正常。k）断路器周围无杂物。3.17.1.12断路器故障跳闸后的检查项目：a)支持瓷瓶及各瓷套等有无裂纹破损、放电痕迹。b)各引线的连接有无过热变色、松动现象。c)SF6气体有无泄漏或压力大幅度下降现象。d)并联电容器有无异常现象。e)液压弹簧储能操作机构启动储能是否正常。f)机械部分有无异常现象，三相位置指示是否一致。3.17.1.13断路器特殊检查项目：a)大风时，引线有无剧烈摆动，上面有无落物，周围有无被刮起的杂物；b)雨天时，断路器各部有无电晕、放电及闪络现象，接头有无冒气现象；c)雾天时，断路器各部有无电晕、放电及闪络现象；d)下雪时，断路器各接头积雪有无明显熔化，有无冰柱及放电、闪络等现象；e)气温骤降时，检查电控箱、液控箱及操作箱加热器投运情况；f）夜间闭灯巡视，每周进行一次；g）雷雨季节雷击后进行巡视检查。301 Q/101-105.13-20083.17.1.14下列情况应增加断路器的检查次数a）新设备投运后应增加检查次数，投运72h后转入正常巡检；b）气象突变，增强巡视；c）高温季节负荷高峰期间应增加巡检。3.17.2母线与刀闸3.17.2.1母线与刀闸及各部接头允许极限温度为70℃。3.17.2.2封闭母线的导体最大温升为65℃(环境温度40℃)，外壳最大温度为45℃。3.17.2.3母线送电前的检查a)检查工作票已收回，拆除临时安全措施。b)测量母线绝缘。400V母线用500V摇表测量，其值不小于0.5MΩ。10kV母线用2500V摇表测量，其值不小于10MΩ。c)支持瓷瓶、穿墙套管应清洁完整，无裂纹、放电痕迹。d)各部连接应紧固，接触良好。e)刀闸送电前的检查：1)支持瓷瓶、拉杆瓷瓶，应清洁完整；2)试拉刀闸时，三相动作一致，触头应接触良好；3)接地刀闸与其主刀闸机械闭锁应良好；4)操作机构动作应灵活；5)机构传动应自如，无卡涩现象；6)动静触头接触良好，接触深度要适当；7)操作回路中位置开关、限位开关、接触器、按钮以及辅助接点应操作转换灵活。3.17.2.4母线与刀闸运行中的检查a)各部清洁无杂物；b)瓷瓶完整，无破损及放电现象；c)各接点及触头接触处应无过热、发红、烧熔等现象；d)引线无松动、严重摆动或烧伤、断脱现象；e)检查均压环应牢固、可靠、平整；f)操作机构箱应封闭良好，无渗水现象；g)操作机构各部正常，位置指示器正确，销子无脱落；h)刀闸把手、销子、机械闭锁应完好。3.17.2.5301 Q/101-105.13-2008大风、大雪天，应检查室外母线及刀闸是否有落物、摆动和覆冰现象。雷雨天气应检查母线及刀闸支持瓷瓶无破损，放电痕迹。大雾天应检查各部无放电现象。3.17.2.6刀闸的操作范围a)在系统无接地故障时拉合电压互感器；b)在无雷电时拉合避雷器；c)拉合空载母线(500kV、220kV除外)和直接连接在母线上设备的电容电流；d)在系统无接地故障时，拉合变压器的中性点接地刀闸；e)与开关并联的旁路刀闸，当开关合好时可以拉合开关的旁路电流；f)拉合励磁电流2A的空载变压器和电容电流不超过5A的空载线路。3.17.2.7隔离开关操作前，应先检查相应的断路器、开关在断开位置后，方能操作。送电时先合电源侧隔离开关，后合负荷侧隔离开关。停电顺序与此相反。在运行中，如发现瓷瓶破损、断裂或放电，接点过热发红或烧熔等现象，应立即汇报申请倒换运行方式或减少负荷。严重情况下，立即断开所属断路器，停止隔离开关的运行。3.17.2.8500kV隔离开关可实现单相手动操作，在正常运行的操作中，应严禁使用手动操作，只有在检修试验时方可使用。3.17.2.9隔离开关电动操作失灵时，应检查下列项目：a)电机电源是否正常，电源保险是否熔断或接触不良，电源开关是否投入。b)控制电源是否正常，控制电源开关是否投入。c)控制箱内控制方式小开关是否对应。d)热偶继电器是否动作未复归。e)开关辅助、限位接点及闭锁回路接点是否闭锁良好。f)各电气元件是否有损坏。3.17.2.10刀闸合好后立即检查接触情况。电动操作完毕，应立即拉开其操作电源开关。3.17.2.11在送电的隔离开关二次回路上进行工作时，应采取足够的安全措施，防止隔离开关突然分闸，造成带负荷断开刀闸事故发生。3.17.2.12天气寒冷时，应注意检查加热器电源保险或开关在投入状态，加热器运行时应注意防火。3.17.3电压互感器及电流互感器3.17.3.1运行中的电压互感器二次侧严禁短路，运行电压不允许超过电压互感器允许的最高工作电压。3.17.3.2运行中的电流互感器二次侧严禁开路。运行电压不允许超过电流互感器允许的最高工作电压，一次侧电流不应超过电流互感器的额定电流。3.17.3.3500kV电压互感器直接接于500kV301 Q/101-105.13-2008系统，电压互感器应随其所属设备一起投入或退出运行。3.17.3.4500kV电压互感器二次电压经小开关至保护、测量回路及同期回路。正常停电时，应取下二次保险、拉开二次小开关，送电时均应投入。3.17.3.5500kV电容式电压互感器的过电压时间如下：a）1.2×550/kV：连续b）1.5×550/kV：30秒3.17.3.6电压互感器、电流互感器正常运行中的检查a)瓷套应清洁完整，无裂纹、破损及放电现象和痕迹；b)油位在正常范围内，油色无变化；c)外壳清洁无漏油、渗油现象；d)本体无异常响声；e)接点及引线无过热、发红、抛股、断股等现象；f)二次接线部分应清洁，无放电痕迹，保险良好。3.17.3.7在雷电、大风、暴雨、及冰雪天气后，要对互感器进行特殊检查。天气寒冷时，应将加热器投入，此时应注意防火。3.17.4避雷器3.17.4.1避雷器检修后，应由高压试验人员做工频放电试验并测绝缘电阻。能否投入运行由工作负责人做出书面交待。除检查试验工作时间外，全年应投入运行。3.17.4.2每次雷击或系统发生故障后，应对避雷器进行详细检查，并将放电记录器指示数值记入避雷器动作记录簿。3.17.4.3避雷器正常运行中的检查a)瓷套清洁无裂纹、破损及放电现象；b)引线无抛股、断股或烧伤痕迹；c)接头无松动或过热现象；d)均压环无松动、锈蚀及歪斜现象；e)接地装置应良好，检查记数器是否动作；f)高备变、主变高压侧避雷器在线监测装置指示正常。3.17.5电力电缆3.17.5.1电力电缆运行电压不应高于额定电压的115%。3.17.5.2电力电缆投入运行前应测量绝缘电阻。1kV以下的使用500V摇表，其值不应小于10MΩ。1kV以上使用2500V摇表。3kV及以下的电缆绝缘电阻值不小于200MΩ，(6～10)kV301 Q/101-105.13-2008电缆的绝缘电阻值不小于400MΩ，(20～35)kV电缆的绝缘电阻值不小于600MΩ，220kV电缆的绝缘电阻值不小于4500MΩ/km。读测绝缘电阻值应为1分钟后的数值。3.17.5.3电缆长期运行允许的最高运行温度如下表：额定电压(kV)0.410220允许最高温度(℃)709090系统短路故障时，电缆导体的最高允许温度：额定电压(kV)0.410220允许最高温度(℃)1202302303.17.5.4电缆一般不得过负荷。事故时，电缆允许短时过负荷，但应遵守下列规定：a)低压电缆允许过负荷10%，10kV电缆允许过负荷15%，但均不得超过2小时；b)20kV以上电缆不得过负荷；c)对于间歇过负荷，必须在前一次过负荷10至12小时以后才允许再次过负荷。3.17.5.6电缆的检查a)钢甲电缆沥青不应脱落，铅皮电缆外皮不应损伤；b)支架完整，电缆放置平整，无挤压、鼓包现象；c)电缆周围无积水、积灰、积油及堆放杂物；d)电缆密集的地方无火花、放电现象；e)端头、套管无裂纹和放电现象，外皮接地良好。3.18旁路系统运行方式3.18.1机组启动正常后，联系热工确认有关保护、将减温水手动门关闭严密。3.18.1.1检查高压旁路电动截门确已关闭，联系热工将上述电动截门电源停电。3.18.1.2关闭旁路减温水手动门、电动门、调门，检查减温水管道、阀门无泄漏。4正常运行参数监视4.1锅炉正常运行主要参数限额序号参数单位正常高限低限跳闸1主蒸汽压力MPa(a)26.2526.929.72主蒸汽温度℃6056085863再热汽温度℃6036085864炉膛负压Pa-100≥2000报警≤-2000报警≥3000，≤-3000301 Q/101-105.13-20085排烟温度℃125.66过热蒸汽两侧温差℃57再热蒸汽两侧温差℃108氧量%5.4(30%ECR),3.6(100%ECR)-2.7(30%ECR),-1.8(100%ECR)9燃油母管压力MPa4.000.720.64(OFT)10压缩空气压力MPa0.45-0.811一次风压kPa10.012火检冷却风压kPa9.26(5联备用)≤4(MFT)13BCP高压冷却器冷却水流量t/h20―≤1414省煤器出口给水温度℃374℃15螺旋水冷壁出口壁温℃476℃16垂直水冷壁出口壁温℃503℃17凝渣管出口壁温℃496℃18炉膛折焰角出口壁温℃490℃19水平烟道侧水冷壁出口壁温℃489℃20水平烟道侧包墙出口壁温℃488℃21顶棚过热器出口壁温℃471℃22包墙过热器出口壁温℃480℃23低温过热器出口壁温℃523℃24屏式过热器出口壁温℃615℃25高温过热器出口壁温℃620℃26低温再热器出口壁温℃571℃27高温再热器出口壁温℃636℃28BCP电机内上部介质温度℃60℃6529汽水分离器储水罐水位mm12000215001500500跳BCP4.2锅炉主要辅机运行参数限额4.2.1吸风机运行参数限额301 Q/101-105.13-2008序号参数单位正常高限低限跳闸1风机轴承振动mm/s4.67.12风机轴承温度℃90/1003电机轴承温度℃70/804电机润滑油压MPa0.30.40．05联备用5电机油站润滑油流量L/min166电机润滑油温度℃4060107电机油滤网差压MPa0.18电机油管路油温高℃559电机绕组温度℃125130二级报警10油站电加热℃15（停）10（投）11喘振kPa≥512电机油站油位低mm250报警4.2.1送风机运行参数限额序号参数单位正常高限低限跳闸1风机轴承振动mm/s6.3102风机轴承温度℃80903电机轴承温度℃70804风机控制油压力MPa3.5≤2.5闭锁启动0.8联备用5风机润滑油压力MPa0.46风机油站润滑油流量L/min2537风机润滑油温度℃38～458风机油站滤网差压MPa0.059风机油站电加热℃35（停）25（投）10风机油站油位低≤75%报警11电机润滑油压力MPa0.40.07联备用0.0512电机油站润滑油流量L/min16301 Q/101-105.13-200813电机润滑油温度℃4014电机油站滤网差压MPa0.115电机绕组温度℃130135报警16电机油站电加热℃25（停）20（投）17电机油站油位低mm液位法兰下3904.2.3一次风机运行参数限额序号参数单位正常高限低限跳闸1风机轴承振动mm/s6.3112风机轴承温度℃901103电机轴承温度℃70804风机控制油压力MPa3.50.8联备用5风机润滑油压力MPa0.46风机油站润滑油流量L/min2537风机润滑油温度℃38～458风机油站滤网差压MPa0.059风机油站电加热℃35（停）25（投）10风机油站油位低≤75%11电机润滑油压力MPa0.40.07联备用0.0512电机油站润滑油流量L/min1613电机润滑油温度℃4014电机油站滤网差压MPa0.115电机绕组温度℃125130报警16电机油站电加热℃25（停）20（投）17电机油站油位低mm液位法兰下3904.2.4磨煤机运行参数限额序号项目类别作用设计值1分离器出口温度高报警≥71℃301 Q/101-105.13-20082磨顶轴油压低报警5～7MPa3磨高低压润滑油流量低（FS）报警出厂已经设定4磨高低压润滑油站出口油温低（TS）报警关冷却水电磁阀≤38℃5磨高低压润滑油站出口油温高联锁开冷却水电磁阀≥42℃6磨高低压润滑油站出口油压低低跳闸停主电机≤0.05MPa(≥0.07MPa复位)7磨高低压润滑油站出口油压低联锁启动备用泵≤0.1MPa8磨电机油站油压低联锁启动备用泵≤0.08MPa9磨高低压润滑油站过滤器差压高报警0.15MPa10磨高低压润滑油站油温低联锁启动加热器≤30℃11磨高低压润滑油站油温高联锁停加热器≥40℃12磨高低压润滑油站油箱油位低报警距油箱顶部650mm13磨高低压润滑油站油箱油位高报警出厂已设定14磨煤机电机轴承温度高报警≥70℃15磨煤机电机轴承温度高跳闸≥80℃16磨煤机电机绕组温度高二级报警≥130℃17磨煤机电机绕组温度高报警报警≥120℃18磨煤机轴承温度高报警≥55℃19磨煤机轴承温度高跳闸≥60℃20磨煤机高低压润滑油站油温高报警≥70℃21磨大牙轮油站油温低报警≤30℃22磨大牙轮油站油温高报警≥40℃23磨大牙轮油站油位低报警出厂已经设定24磨主减速机润滑油压力正常报警≥0.07MPa25磨测量储气罐/取压管压差正常1.5kPa26磨测量储气罐/取压管压差报警1.2kPa27磨压差煤位取压管吹扫气源压力低报警0.4MPa28磨压差煤位取压管吹扫气源压力高报警0.7MPa301 Q/101-105.13-20084.2.5磨煤机减速箱油系统有关参数序号参数单位正常高限低限备注1冷却水压力MPa0.2～12润滑油温度℃45～5570一级报警80二级报警3润滑油压kPa80～25070油压小于50kPa或减速机油泵不运行，延时30s跳磨4过滤器压差kPa100报警160过滤器切旁路4.2.6空预器运行参数限额序号参数单位正常高限低限跳闸1导向轴承温度℃702润滑油温℃55联启油泵45联停油泵3空预器导向轴承油压低MPa0.64.2.7密封风机运行参数限额序号参数单位正常高限低限跳闸1密封风压kPa≥14≤12联备用风机4.3汽轮机运行参数限额序号参数单位正常高限低限跳闸1转速r/min300033602负荷MW10443主汽温℃6006084高排温度℃5凝汽器真空(正常)kPa-87.5-766凝汽器真空(启动)kPa-84.77凝汽器压力(1500r/min)kPa≥-89.38排汽温度℃≤47≥80≥1079高压缸差胀mm＜+13.5和＜-7.3≥+13.5和≥-7.310中压缸差胀mm＜+10.1和≥+10.1和301 Q/101-105.13-2008＜-7.2≥-7.211低压缸差胀mm＜+32.6和＜-6.5≥+32.6和≥-6.512主机轴振mm＜0.15≥0.15≥0.2513轴承盖振mm≥0.075≥0.12514汽轮机主轴偏心mm＜初始值×1.10.019815EHG油母管压力MPa＞8.92≤8.92≤7.5516主机安全油压低MPa3.9跳机17EHG油温度℃20～65≥65≤20≤18闭锁油泵启动18EHG油箱温度℃37停加热32投加热19EHG油箱油位mm±50100-10020BOP驱动油压低联启TOPMPa≤1.2121润滑油压低联启TOPMPa≤0.11522润滑油压低联启EOPMPa≤0.123主油泵入口油压低联MSPMPa≤0.0724润滑油压（运行）MPa＞0.18≤0.1≤0.0725润滑油压（盘车）MPa＞0.1≤0.1时盘车跳闸26润滑油温（运行）℃40～50≥50≤4027润滑油温（盘车）℃27～40≥40≤2728顶轴油压MPa5～163.4329轴承回油温度℃＜75≥7530＃1～4支持轴承温度℃＜115≥11531＃5～8支持轴承温度℃＜107≥10732＃9、10支持轴承温度℃＜90≥9033轴向位移mm＜+0.6和＞-1.08≥+0.6≤-1.08≥+0.8和≤-1.2834DEH后备超速r/min336035超速r/min32403300301 Q/101-105.13-200836推力瓦温度℃＜85≥8510737主油箱油位mm±50100-10038主油箱压力kPa－0.1539主机轴封压力kPa27-301001040主机轴封压力高联关供汽调节阀，联开溢流阀kPa3041主机轴封压力低联关溢流阀kPa2742主机轴封压力联开主汽供汽阀kPa2143轴加水位高报警mm23044轴加负压kPa-345凝汽器水位mm1050145060046凝汽器高低调整水位mm130080047真空泵差压高kPa≥3开入口门48真空泵电机绕组温度℃≥135≥14549低背压疏水扩容器温度℃≥6050高背压疏水扩容器温度℃≥6051凝汽器真空kPa≤－87.5－76.052凝汽器真空高联开真空控制调节阀kPa≥－98.6653凝汽器真空低联关真空控制调节阀kPa≤－98.04.4给水泵组运行参数限额4.4.1汽泵前置泵运行参数限额项目单位高报警低报警跳闸值油箱油位低mm/234.9润滑油压低MPa/0.07（联泵）0.05润滑油压低闭锁前置泵启动MPa/0.1301 Q/101-105.13-2008轴承油滤网差压高MPa0.05/支持轴承温度高℃80/85推力轴承温度高℃80/85轴承振动高μm110/165前置泵入口滤网差压高MPa0.05/前置泵润滑油温度℃50（调节）/4.4.2汽泵运行参数限额项目单位高报警低报警跳闸值汽泵入口压力MPa1.151.10汽泵壳体上下温差℃30/给水与汽泵下壳体温差℃40/汽泵轴承润滑油压低MPa0.10.08（0.12复位）汽泵推力轴承温度高℃80/85汽泵支持轴承温度高℃80/85汽泵轴振高μm100/150汽泵密封水滤网差压高MPa0.05/汽泵密封水出口温度高℃85/给水泵密封水出口温度℃60(调节)汽泵反转r/min14.4.3小机运行参数限额项目单位正常值高报警低报警跳闸值小机顶轴油压低MPa151212闭锁盘车小机润滑油压低MPa0.20.150.1小机润滑油压低闭锁盘车MPa0.03小机润滑油压低联直流泵MPa0.09小机控制油压低MPa0.820.75（0.8联泵）301 Q/101-105.13-2008小机控制油安全模块MPa0.25小机润滑油滤网差压高kPa80小机润滑油温℃49553565油箱加热器区温度℃80(停止)65(启动）小机油箱油位mm070-70小机油箱油位mm低I值-100（闭锁油泵启动）低II值-630（闭锁加热）小机油箱油温℃25（闭锁MOP启动）10（闭锁EOP启动）小机油箱加热器℃35（联停）30（联启）小机推力轴承温度高℃110小机径向轴承温度高℃95110小机转速r/min49295203/5360小机盘车r/min≥300（联停）≤300（联启）300～4(闭锁)小机X、Y轴振μm5096125汽缸内外温差高℃65汽缸上下温差高℃40小机阀门室内外温差℃40小机汽源压力MPa1.041.250.38小机汽源温度℃400(406高高)330小机排汽压力kPa-87.9/-70-50小机排汽温度℃70小机排汽口喷水阀℃95(联开)70(联停)小机轴向位移mm0.4-0.4±0.6小机轴封蒸汽压力高kPa3151.54.4.4液力耦合器运行参数限额项目单位正常值高报警低报警跳闸值#1～#10轴承温度℃9095301 Q/101-105.13-2008工作油冷油器出口温度℃7585工作油冷油器入口温度℃110130润滑油冷油器出口温度℃＞55＞60润滑油冷油器入口温度℃＞67＞72油箱加热器℃100(联停)10(联投)润滑油压MPa0.13(联启AOP)0.1润滑油压低闭锁MPa0.17(闭锁电泵启动)润滑油差压高MPa0.084.4.5电泵组运行参数限额：项目单位正常值高报警低报警跳闸值电泵前置泵轴承温度℃8085电泵前置泵推力轴承温度℃8085电泵前置泵入口滤网差压MPa0.05电泵前置泵轴振μm110165电泵定子线圈温度℃130140电泵轴振μm100150电泵反转r/min1电泵主给水泵密封水滤网差压MPa0.05电泵密封水出口温度℃60调节85电泵冷却水出口流量l/min860电泵电机冷却水泄漏cc200电泵主给水泵入口压力MPa0.90.8电泵支持轴承温度℃8085电泵推力轴承温度℃8085℃8595301 Q/101-105.13-2008电动主给水泵电机轴承温度高（液力偶合侧）电动主给水泵电机轴承温度高（前置泵侧）℃8595电泵壳体上下温差大℃30电泵油箱油位mm4.5高低加、除氧器运行参数限额序号参数单位正常高限低限解列1#1高加水位mm0160(I)、210(II)－506102#2高加水位mm0160(I)、210(II)－506103#3高加水位mm0160(I)、210(II)－506104#5低加水位mm038(I)、88(II)－381385#6低加水位mm038(I)、88(II)－381386#7低加水位mm040(I)、80(II)－40(I)、-80(II)1207#8低加水位mm040(I)、80(II)－40(I)、-80(II)1208除氧器水位mm10301230(I)、1430(II)、1630（Ⅲ）610(I)、-1500(II)16309除氧器压力MPa0.05-1.11.34.6发电机氢、油、水系统运行参数限额序号参数单位正常高限低限跳闸1机内氢气压力kPa5205604802机内冷氢温度℃4346353供氢压力MPa<3.23.20.64机内氢气纯度%>98965发电机内最低温度＜10℃且＞5℃时机内氢气湿度℃-5-5-25发电机内最低温度≥10℃时机内氢气湿度-50-256密封油泵出口压力kPa850联泵301 Q/101-105.13-20087密封油油过滤器差压kPa110/8密封油真空箱真空kPa-90～-98－889油氢差压(正常运行)kPa567050油氢差压(轴系静止)kPa56763610密封油膨胀箱液位高CC80011真空油箱油位mm＋75－7512定子冷却水泵出口压力kPa950/88013定子冷却水压力kPa360～41045028024014定子冷却水流量t/h121.8/96.3682.6215发电机定子端部冷却水流量t/h14.8216定子冷却水进水温度℃47504517定子冷却水回水温度℃727618定子冷却水导电度µs/cm0.59.919定子冷却水滤网差压kPa055/20定子冷却水箱水位mm0+100-10021定子水箱上部气体压力高MPa0.05注：发电机内最低温度说明1.稳定运行中的发电机：以冷氢温度和内冷水入口水温度的较低者，作为发电机内的最低温度值。2.停运和开、停机过程中的发电机：以冷气温度、内冷水入口水温、定子线棒温度和定子铁芯温度中的最低者，作为发电机内的最低温度值。4.7汽机疏水联锁阀门名称联锁开启联锁关闭#1-#4高压主汽阀上阀座疏水阀1.发电机开关断开.（脉冲20秒）1.发电机负荷＞7%（脉冲2秒）2.汽机复位.（脉冲2秒）2.凝汽器保护动作#1高压调阀上阀座疏水阀1.发电机开关断开1.发电机负荷＞7%2.没有汽机复位和#1-#4主汽门未全开（脉冲8秒）信号.（脉冲60秒）2.调节阀壳预暖完成且汽机复位和#1-#4主汽门未全开（脉冲8秒）1.发电机开关断开1.发电机负荷＞7%301 Q/101-105.13-2008#2-#3高压调阀上阀座疏水阀2.汽机复位（调阀座上疏水阀开启指令）2.汽机复位（调阀座上疏水阀关闭指令）1-6段抽汽止回阀前疏水阀1.发电机开关断开.1.发电机负荷＞7%2.汽机复位.2.凝汽器保护动作高压调阀后导气管电动疏水阀和高压内缸电动疏水阀1.发电机开关断开.（脉冲60秒）1.高压暖机启动成组控制关闭指令2.汽机复位.（脉冲60秒）2.发电机负荷＞7%（脉冲60秒）3.高压暖机停止成组控制开启指令中压联合汽阀阀前、后电动疏水阀1.发电机开关断开.（脉冲60秒）1.高压暖机启动成组控制关闭指令2.汽机复位.（脉冲60秒）2.发电机负荷＞7%（脉冲60秒）3.高压暖机停止成组控制开启指令3.凝汽器保护动作中压转子冷却阀阀前、阀后电动疏水阀1.中压转子冷却蒸汽截止阀（一抽汽）全关（脉冲5秒）1.中压转子冷却蒸汽截止阀（高压缸抽汽）全开（延时300秒后脉冲5秒）中压联合汽阀阀前、后气动疏水阀1.发电机开关断开.发电机负荷＞7%2.汽机复位.主再热汽疏水参数单位正常高限低限跳闸冷段再热蒸汽疏水罐1液位高mm≥553冷段再热蒸汽疏水罐1液位高高mm≥613冷段再热蒸汽疏水罐2液位高mm≥553冷段再热蒸汽疏水罐2液位高高mm≥613冷段再热蒸汽疏水罐3液位高mm≥553冷段再热蒸汽疏水罐3液位高高mm≥6134.8汽机其它运行参数限额4.8.1泵类及辅汽、综合泵房参数单位正常高限低限跳闸301 Q/101-105.13-2008凝输泵入口滤网差压kPa10凝结水泵入口滤网差压kPa3凝泵轴承温度℃8085凝泵电机轴承温度℃9095凝泵电机线圈温度℃115120凝泵出口母管压力MPa2.7(联泵)凝泵电机振动mm/s711闭式水母管压力MPa0.3闭式泵入口滤网差压kPa35开式水母管压力MPa0.2开式水入口滤网差压kPa35凝输泵入口滤网差压kPa10厂用本机辅汽联箱压力MPa0.8-1.341.340.8凉水塔水位m1.6～1.81.821.4生活水池水位m1.5～2.52.71.5工业/消防水池水位m2.33.61.3常规消防水压力MPa0.81.0稳压罐压力MPa0.6-0.81.00.5自动消防水压力MPa0.81.0工业水压力MPa0．55－0．70．70．554.8.2水、汽质量标准4.8.2.1主机水、蒸汽质量标准监测点项目单位新标准启动清管正常运行标准控制值期望值备注精处理出口氢电导μs/cm≤0.10/加氧处理氢电导μs/cm＜0.15＜0.10挥发处理SIO2ppb＜10//Na+ppb＜1//铁ppb＜5≤3/301 Q/101-105.13-2008铜ppb＜3≤1/氯离子ppb≤3≤1/给水硬度μmol/L0PH25℃8.0-9.0/加氧处理PH25℃9.0-9.6挥发处理氢电导μs/cm＜0.15≤0.10加氧处理氢电导μs/cm＜0.20＜0.15挥发处理溶解氧ppb30～200加氧处理溶解氧ppb≤7挥发处理联胺ppb10～50挥发处理SIO2ppb＜10//Feppb≤10≤5/铜ppb≤2//TOCppb≤200//Na+ppb＜5≤2/氯离子ppb≤5≤2/主蒸汽氢电导μs/cm＜0.15//SIO2ppb＜10//Feppb＜5≤3/铜ppb≤2≤1/Na+ppb≤5//凝结水泵出口氢电导μs/cm＜0.3//Na+ppb＜10//补给水氢电导μs/cm≤0.15/SIO2ppb＜10//4.8.2.2发电机定子冷却水质量标准名称项目标准内冷水电导率（μs/cm）（20℃）≤0.5pH（25℃）7.0～8.0铜（μg/L）≤40硬度（μmol/L）≤2301 Q/101-105.13-2008溶氧（μg/L）≥10004.8.3汽轮机油质量标准(GB7596-2000)项目技术指标试验方法粘度等级（按GB/T3141）32_运动粘度（40℃）mm2/s28.8~35.2GB/T265粘度指数≥90GB/T1995倾点，℃≤-7GB/T3535闪点（开口），℃≥200GB/T3536中和值，mgKOH/g0.18GB/T4945水分无GB/T511机械杂质无GB/T260抗乳化性（54℃，40-37-3ml）,min≤10GB/T7305抗泡沫性，ml/ml≤150/0GB/T1257924℃93.5℃50/0后24℃150/0液相锈蚀试验（合成海水）无锈GB/T11143铜片腐蚀（100℃×3h）,级≤1GB/T5096空气施放性（50℃），min≤5GB/T0308氧化安定性氧化后酸值达2.0mgKOH/g的时间，h≥4000GB/T125814.8.4抗燃油新油和运行油的标准项目新油运行油试验方法外观透明透明DL429.1颜色--淡黄429.2密度20℃,g/cm31.13-1.171.13-1.17GB/T1884301 Q/101-105.13-2008运动粘度37.8℃,mm2/s44.3-49.744.3-49.7GB265凝点℃≤-18≤-18GB510闪点℃≥240≥235GB3536自燃点℃≥566≥530DL/T571-95附录E颗粒污染度NAS1638级≤4≤5SD313水分%(m/m)≤0.1≤0.1GB7600酸值mgKOH/g≤0.08≤0.20GB264氯含量%(m/m)≤0.005≤0.010DL433泡沫特性24℃mL≤25≤25GB/T12579电阻率20℃，Ω·cm≥5.0×109≥5.0×109DL4214.9发、变电系统运行参数限额序号参数单位正常高限低限跳闸1发电机定子电压kV2729.724.32发电机定子电流A239493定子三相不平衡电流A1436.944定子绕组温度℃905转子绕组温度℃1106定子铁芯温度℃1207定子绕组出水温度℃858发电机集电环温度℃1209发电机频率Hz5050.548.54710高厂变绕组温度℃105127/12211高厂变油温℃959712高备变绕组温度℃10512213高备变油温℃959714主变绕组温度℃10512715主变油温℃959716励磁变绕组温度℃140140+15517低压干式变绕组温度℃14015018封闭母线铝导体温度℃90301 Q/101-105.13-200819封闭母线铝外壳温度℃7020封闭母线螺栓紧固连接的镀银接触面℃1054.10高频充电模块保护及报警功能序号项目集控ATC230M40Ⅲ集控ATC115M40脱硫1输入过压保护≥457V关机报警≥457V关机报警≥460V关机报警2输入欠压报警≤343V≤343V≤330V3输出过压保护≥270V≥135V≥2904输出过压保护报警244.4V122.2V244.4V5输出欠压保护报警187V93V198V6直流输出限压值264V125V7过热保护≥75℃关机报警≥75℃关机报警≥85℃5设备定期工作5.1正常运行定期工作5.1．1锅炉定期工作一览表序号工作内容工作日期班次操作人监护人要求1.空预器吹灰每8小时一次(4：00；12：00；20：00)巡视员值班员空预器烟气侧压降如上升，适当增加吹灰次数2.仪用、厂用储气罐放水每班一次巡检放净3.锅炉炉膛吹灰每天一次白班巡视员值班员锅炉负荷不小于70％MCR4.屏过吹灰两天一次白班巡视员值班员锅炉负荷不小于50％MCR5.高过、高再、低再、低过、省煤器吹灰每天一次白班巡视员值班员锅炉负荷不小于50％MCR6.制粉系统切换每天值班员机组长301 Q/101-105.13-2008低谷时停，迎峰时启动另一台，磨煤机停运一般不允许超过3天。1.供油泵切换每月1、15日白班值班员机组长公用分场配合2.空预器油泵启停试验每月3日白班巡视员值班员3.PCV阀开关试验每月9日白班值班员机组长高负荷时不做4.火检冷却风机切换每月11日白班值班员机组长5.密封风机切换每月12日白班值班员机组长6.燃油跳闸阀试验每月18日白班值班员机组长7.吸风机电机润滑油泵切换风机停运前值班员机组长巡视员就地检查8.送风机润滑油泵、电机润滑油泵切换风机停运前值班员机组长巡视员就地检查9.一次风机润滑油泵、电机润滑油泵切换风机停运前值班员机组长巡视员就地检查10.磨煤机及其电机润滑油泵切换停磨后切换值班员机组长11.锅炉过、再热器安全阀、吹灰系统安全阀拉试检修前，如一年无检修，由生技部安排每年拉试一次生技部安排，检修执行，运行人员配合5.1．2汽机、电气定期工作一览表序号工作内容工作日期班次操作人监护人要求1氢气系统漏氢检测每班两次巡视员2循泵滤网清污机出口清扫每班一次巡视员--脏污较多时及时清扫3除氧器、凝汽器、闭式水箱水位计就地远方校对每班一次值班员巡视员--仪表指示一致4密封油真空泵放水每班一次巡视员301 Q/101-105.13-200818.6米油水观察窗排污每天一次8:00-14:00巡视员无论是否有油均排放2胶球清洗每天一次8:00-14:00专责人--3高压主汽门活动试验每天一次20:00-2:00值班员机组长就地监视动作正常4中压主汽门活动、中调门全行程试验每天一次20:00-2:00值班员机组长（做中压主汽门活动试验时，中压调门首先全关，不必单独做中压调门活动试验）就地监视动作正常5抽汽逆止门活动试验每天一次8:00-14:00巡视员值班员稍动即可6高压主汽门、中压主汽门全行程活动试验每周周日20:00-2:00值班员机组长就地监视动作正常（联系热工）7MSP、TOP、EOP联动试验，启动前测量电机绝缘每周一次（周三）8:00-14:00值班员机组长EOP运行要大于30min8危急保安器动作试验每周周六8:00-14:00值班员就地确认锁定后试验9定子水箱、主油箱排气口测氢每周周六8:00-14:00巡视员巡视员注意安全，天气不好时可延期执行10主跳闸电磁阀动作试验每周周六8:00-14:00值班员机组长动作正常11主机高调门全关试验每月1日2:00-8:00值班员机组长12备用汽机盘车电机测绝缘每月1、15日2:00-8:00巡视员上级巡视员13备用供油泵电机测绝缘每月1、15日2:00-8:00巡视员值班员14发电机出口、主变高压侧、＃04高备变入口避雷器动作次数记录。每月1、16日8:00-14:00巡视员15#7柴油机启动试验每月1、16日8:00-14:00巡视员值班员柴油发电机带负荷运行半小时后停运16主变、高厂变、高备变冷却器电源切换每月1日2:00-8:00巡视员值班员冷却器电源自动切换试验后，应检查冷却器运行正常301 Q/101-105.13-20081低厂变冷却风扇启动试验。每月2日14:00-20:00巡视员2备用凝结水泵测绝缘每月2日2:00-8:00巡视员值班员3凝结水泵切换每月2日8:00-14:00值班员机组长4主厂房400VPC备用动力测绝缘每月3、18日2:00-8:00巡视员上级巡视员机炉备用动力5#8柴油机启动试验每月4、19日8:00-14:00巡视员值班员柴油发电机带负荷运行半小时后停运6小机主油泵切换，直流油泵启动试验每月5日2:00-8:00值班员机组长直流油泵连续运行要大于30min7备用磨煤机测绝缘每月5日2:00-8:00巡视员值班员8事故照明检查每月6、22日20:00-2:00巡视员送电检查照明良好后停电（开关室）9机械真空泵切换每月6日2:00-8:00值班员机组长两泵备用时，其中一台运行30min停（3日测绝缘）10备用空压机测绝缘每月第二周日2:00-8:00巡视员值班员11发电机碳刷更换、测温、碳粉清理每月7、14、21、28日8:00-14:00巡视员值班员12开式泵、闭式泵测绝缘每月7日2:00-8:00巡视员值班员13开式泵切换每月8日2:00-8:00值班员机组长14闭式泵切换每月8日20:00-2:00值班员机组长15除氧循环泵启动试验每月9日2:00-8:00值班员--运行时间大于30min16电泵测绝缘每月10日2:00-8:00巡视员值班员每2月一次17电泵定期启停试验每月10日8:00-14:00值班员机组长每2月一次18EHG油泵联动试验及切换每月10日20:00-2:00值班员机组长联系热工19轴加风机切换每月10日20:00-2:00值班员--20输煤10kV备用动力测绝缘每月11日2:00-8:00巡视员值班员21每月第二周四2:00-8:00巡视员值班员301 Q/101-105.13-2008脱硫10kV备用动力测绝缘1冷油器、闭式水冷却器定期切换每月14、28日8:00-14:002A(B)凝输泵启动试验每月15日2:00-8:00值班员--分别启动运行30min后停3主机真空严密性试验每月15日8:00-14:00值班员机组长4主密封油泵切换，直流密封油泵启动试验每月18日8:00-14:00值班员机组长直流油泵连续运行大于30min5密封油空气析出箱排烟风机定期切换每月18日20:00-2:00值班员6定子冷却水泵切换每月19日20:00-2:00值班员机组长（18日测绝缘）7A、B大雨水泵电机测绝缘每月19日2:00-8:00巡视员值班员8备用大工业水泵、C大雨水泵电机测绝缘每月20日2:00-8:00巡视员值班员9滤池反洗水泵电机测绝缘每月22日2:00-8:00巡视员值班员10辅助冷却水泵、循泵测绝缘每月21日2:00-8:00巡视员值班员11循环水泵切换每月21日8:00-14:00值班员机组长12主变、高厂变、＃04高备变远方测温装置校对每月25日20:00-2:00巡视员值班员13发电机漏氢量计算每月26日2:00-8:00值班员--14循泵清污机联锁试验每月27日8:00-14:00巡视员--联系热工进行操作15BUG及PLU回路动作试验每季度第二个月4日8:00-14:00值班员机组长动作正常（联系热工人员到位）16主变、厂变区域、高备变区域消防喷淋装置控制部分试验每季度第一个月11日值班员检修执行，运行人员配合17除氧器安全阀定期试验每季度一次生技部安排，检修执行，运行人员配合301 Q/101-105.13-20081直流系统绝缘监察装置定期模拟试验每半年一次（6月20日、12月20日）8:00-14:00值班员运行联系、配合，检修操作，有接地时不准做2发电机励磁调节器通道切换开机前巡视员值班员运行间隔2月以上时执行，做好记录3测量发电机定子线圈层间温度元件对地电位每年的7月18日8:00-14:00值班员元件对地小于10V（热工测量）4高、低压加热器、辅汽系统各安全阀定期试验每年一次生技部安排，检修执行，运行人员配合5凝汽器循环水水室放空气每周六2：00-8：006润滑净化装置分离器注水每天2：00-8：007主汽门、调门严密性试验每年一次值班员机组长每年停机时执行5.2设备检修前后工作序号项目要求1真空严密性试验停机时进行2汽机超速试验A级检修后应试验两次，动作转速为额定转速的110％±1％，两次动作转速差＜18r/min3危急保安器注油及注油升速试验检修后或机组运行3个月后进行4机、炉、电主保护试验机组A级、B级检修后进行5各辅机联锁、保护试验机组A级、B级检修后进行6电动门、气动门、调门试验机组A级、B级检修后进行7汽机调速系统静态试验A级检修后或调速系统调整后进行8主汽门、调门严密性试验A级检修前后进行9高、低压加热器、除氧器、辅汽系统及锅炉汽水、吹灰系统各安全阀校验A级检修后或安全阀调整后进行10除氧器水压试验每六年一次11小机超速试验A级检修后或调速系统调整后进行12机组热力试验A级检修前后各一次13空预器漏风试验A级检修后进行301 Q/101-105.13-20081410kV快切装置切换试验机组A级、B级检修后进行15400V备用电源自投装置试验机组A级、B级检修后进行16MCC双电源自动转换开关切换试验机组A级、B级检修后进行17UPS系统切换试验机组A级、B级检修后进行18#7、8主变区域、#04高备变区域消防喷淋装置喷淋试验机组A级检修时，由生技部安排，检修执行，运行人员配合。301 Q/101-105.13-2008第五章机组联锁保护及试验1机组联锁保护1.1锅炉联锁保护1.1.1锅炉MFT主保护当下列任一保护动作时，炉MFT，跳闸磨煤机、给煤机、一次风机、给水泵，关闭燃油跳闸阀，切断进入锅炉的一切燃料，同时汽机联跳，发电机解列。序号保护内容备注1再热器保护：（汽轮机隔离时，任一磨煤机及对应给煤机运行，延时3s或总煤燃料量≥80t/h且无所有油枪电磁阀关信号，延时10s）2A或B侧主蒸汽压力高29.7MPa（三取二）3所有锅炉给水泵停止4所有燃料丧失（所有磨煤机或给煤机停止或所有一次风机停止；且燃油跳闸阀关闭或所有油枪电磁阀关闭）延时3s5给水流量低（给水流量低510t/h延时20s或给水流量低低382t/h延时3s）6所有送风机停止7所有吸风机停止8炉膛压力高（三取二）3.0kPa9炉膛压力低（三取二）-3.0kPa10汽轮机跳闸且发电机功率≥100MW延时2s11全火焰丧失（保护动作前提条件：油抢投运数量≥5）12临界火焰丧失（9s内25％火检丧失）（保护动作前提条件：油抢投运数量+磨煤机喷燃器投运数量≥3）13手动MFT按钮14总风量≤25%BMCR15火检冷却风机全停且火检冷却风母管压力低低延时60s延时60s16两台空预器全停延时10s1.1.2燃油系统热工保护1.1.2.1锅炉燃油系统跳闸(OFT)保护当下列任一保护动作时，燃油跳闸阀关闭，停运油枪，切断进入锅炉的燃油。序号保护内容备注301 Q/101-105.13-20081锅炉MFT2燃油跳闸阀关闭3所有油枪电磁阀关闭4OFT复位后10min内无油枪电磁阀打开（未投粉时）5燃油跳闸阀位置不正确（OFT复位后未开或OFT后未关）6任一油枪电磁阀打开时燃油母管压力≤0.64MPa。7手动OFT1.1.2.2燃油系统其它保护序号保护内容作用设计值1炉前燃油母管压力低（调节阀后）报警0.72MPa2炉前燃油母管压力正常（调节阀前）泄漏试验允许≥4MPa3炉前油泄漏试验压力低燃油泄漏试验失败≤0.03MPa4炉前油泄漏试验燃油跳闸阀前后差压低燃油泄漏试验失败≤0.8MPa5炉前油供油压力满足关闭燃油跳闸阀，泄漏试验开始≥3.5MPa6炉前油供油温度低报警≤10℃1.1.3磨煤机联锁保护当下列任一情况出现，运行磨煤机跳闸，联跳给煤机，关闭一次风关断挡板、分离器出口挡板、热风挡板、容量风挡板和旁路风挡板；冷风挡板，燃烧器空气冷却阀联锁开启，启动高压油泵。序号保护内容备注1磨煤机润滑油压低低0.05MPa2磨煤机两端轴瓦温度高高60℃3磨煤机电机轴承温度高80℃4磨煤机运行时一次风关断挡板关闭5所有分离器出口挡板关闭（出口挡板开个数≤5）6对应火检失去（两侧失去≥4或一侧失去≥3个火检）7给煤机运行时对应的磨煤机停止8两台一次风机全停9减速机油泵停止10减速机润滑油压力不正常11磨煤机电机开关跳闸（接受短脉冲信号）301 Q/101-105.13-200812RB动作跳磨13锅炉MFT14操作员手动跳磨指令15就地事故按钮跳磨当磨煤机出现下列任一情况时，发出报警：序号保护内容作用设计值1磨顶轴油压低5MPa2磨分离器出口平均温度高开辅汽充惰阀门3磨高低压润滑油流量低（FS）35L/min4磨高低压润滑油站出口油温低（TS）关冷却水≤38℃5磨高低压润滑油站出口油温高开冷却水≥42℃6磨高低压润滑油站出口油压低联启备用泵≤0.1MPa7磨高低压润滑油站过滤器差压高0.15MPa8磨高低压润滑油站油温低启动加热器≤30℃9磨高低压润滑油站油温高停加热器≥40℃10磨高低压润滑油站油箱油位低距油箱顶部650mm11磨高低压润滑油站油箱油位高出厂已设定12磨煤机电机轴承温度高≥70℃13磨煤机电机绕组温度高报警≥120℃14磨煤机电机线圈温度高高二级报警≥130℃15磨煤机轴瓦温度高≥55℃16分离器出口温度高≥71℃17磨煤机高低压润滑油站油温高≥70℃18磨大牙轮油站油温低≤30℃19磨大牙轮油站油温高≥40℃20磨大牙轮油站油位低出厂已设定21磨主减速机润滑油过滤器差压高100kPa22磨主减速机润滑油压力低＜0.07MPa23磨测量储气罐/取压管压差低≤1.2kPa301 Q/101-105.13-200824磨压差煤位取压管吹扫气源压力低≤0.4MPa25磨压差煤位取压管吹扫气源压力高≥0.7MPa1.1.4吸风机联锁保护当下列任一情况出现时，吸风机跳闸：序号保护内容备注1吸风机启动后90s内入口烟气挡板全未开延时5s2风机轴承温度≥100℃延时5s3电机轴承温度≥80℃延时5s4本侧空预器跳闸（主电机、气动马达均跳闸或空预器停转）延时5min5同侧送风机跳闸（两台送风机同时跳闸，保留A吸风机）6两台电机油泵全停且油压低延时5s7锅炉MFT后吹扫5min且炉膛压力≤-3kPa8吸风机轴承振动大（X向振动跳机值与Y向报警值）或（Y向振动跳机值与X向报警值）报警值≥4.6mm/s，跳闸值≥10.8mm/s延时5s9两台轴承冷却风机均不运行延时5s当吸风机出现下列任一情况时,发出报警：序号保护内容备注1吸风机轴承振动大≥4.6mm/s2风机轴承温度≥90℃3喘振≥5kPa4吸风机轴承冷却风机跳闸联备用泵5电机润滑油压低≤0.05MPa联备用泵6电机润滑油压高≥0.4MPa7电机轴承温度≥70℃8电机油站滤网差压≥0.1MPa切换滤网9电机油站油温≥15℃电加热自停10电机油站油温≤10℃电加热自投11电机线圈温度≥125℃一级报警301 Q/101-105.13-200812电机线圈温度≥130℃二级报警13电机油站油位低≤250mm14电机油站油温高≥60℃15电机油管路油温高≥55℃1.1.5送风机联锁保护当下列任一情况出现时，送风机跳闸：序号保护内容备注1风机轴承温度≥90℃延时5s2电机轴承温度≥80℃延时5s3送风机启动后90s内出口挡板全未开4本侧吸风机跳闸5电机油站油压低低延时5s6送风机轴承振动大（X向振动跳机值与Y向报警值）或（Y向振动跳机值与X向报警值）报警值≥6.3mm/s，跳闸值≥11mm/s延时10s当送风机出现下列任一情况时,发出报警：序号保护内容备注1风机油站润滑油温≥35℃（有一台油泵运行，电加热投“联锁”）电加热自停2风机油站润滑油温≤25℃（电加热投“联锁”）电加热自投3风机轴承振动≥6.3mm/s一级报警4风机滤网差压≥0.05MPa5控制油压≤0.8MPa联备用泵6风机油箱油位低≤75%7风机控制油压≥2.5MPa允许启动风机8风机轴承温度≥80℃9风机润滑油流量≤3L/min报警10喘振11电机润滑油压≤0.07MPa联备用泵301 Q/101-105.13-200812电机滤网差压≥0.1MPa13电机油箱油位低液位法兰下390mm14电机轴承温度≥70℃15电机线圈温度≥130℃一级报警16电机线圈温度≥135℃二级报警17电机油站润滑油温≥25℃电加热自停18电机油站润滑油温≤20℃电加热自投1.1.6一次风机联锁保护当下列任一情况出现时,一次风机跳闸：序号保护内容备注1锅炉MFT2两台送风机全停3两台吸风机全停4风机轴承温度≥110℃延时5s5电机轴承温度≥80℃延时5s6电机油压低低延时5s7风机启动后90秒内出口挡板全未开8一次风机轴承振动大（X向振动跳机值与Y向报警值）或（Y向振动跳机值与X向报警值）报警值≥6.3mm/s，跳闸值≥11mm/s延时5s当一次风机出现下列任一情况时,发出报警：序号内容备注1风机轴承振动≥6.3mm/s一级报警2风机滤网差压≥0.05MPa3控制油压≤0.8MPa联备用泵4风机润滑油量≤3L/min5风机轴承温度≥90℃6风机油箱油位≤75%301 Q/101-105.13-20087风机油箱油温≤25℃（有一台油泵运行，电加热投“联锁”）电加热自投8风机油箱油温≥35℃（电加热投“联锁”）电加热自停9喘振10电机润滑油压低≤0.07MPa联备用泵11电机油箱油位液位法兰下260mm12电机轴承温度≥70℃13电机线圈温度≥130℃一级报警14电机线圈温度≥135℃二级报警15电机油箱油温≤20℃电加热自投16电机油箱油温≥25℃电加热自停1.1.7空预器联锁保护序号内容备注1空预器导向轴承油温高70℃报警2空预器转子停转报警3空预器密封间隙调整装置故障报警4空预器热点探测装置故障报警5空预器轴承润滑油温高55℃联启油泵6空预器轴承润滑油温低45℃联停油泵1.1.8密封风机联锁保护序号内容备注1密封风母管压力≤12kPa报警2密封风母管压力≤12kPa联备用3运行密封风机跳闸联备用4两台密封风机全停联开旁路挡板301 Q/101-105.13-20081.1.9风烟、汽水系统，受热面壁温报警值序号内容备注1锅炉出口主蒸汽压力≧26.9MPa高报警2主给水流量≦573t/h低报警3省煤器出口给水温度≧374℃高报警4高过出口主蒸汽温度≧608℃高报警5高过出口主蒸汽温度≦586℃低报警6再热蒸汽出口温度≧608℃高报警7再热蒸汽出口温度≦586℃低报警8螺旋水冷壁出口壁温≧476℃高报警9垂直水冷壁出口壁温≧503℃高报警10凝渣管出口壁温≧496℃高报警11炉膛折焰角出口壁温≧490℃高报警12水平烟道侧水冷壁出口壁温≧489℃高报警13水平烟道侧包墙出口壁温≧488℃高报警14顶棚过热器出口壁温≧471℃高报警15包墙过热器出口壁温≧480℃高报警16低温过热器出口壁温≧523℃高报警17屏式过热器出口壁温≧615℃高报警18高温过热器出口壁温≧620℃高报警19低温再热器出口壁温≧571℃高报警20高温再热器出口壁温≧636℃高报警21炉膛压力≧2.0kPa高报警22炉膛压力≦-2.0kPa低报警23省煤器出口烟气含氧量+3.6%（100%ECR）；+5.4%（30%ECR）高报警24省煤器出口烟气含氧量-1.8%（100%ECR）；-2.7%（30%ECR）低报警过、再热器系统各级受热面出口受热面壁温的高报警值，在锅炉主蒸汽出口的不同压力下具有不同的高报警值，以下为各级受热面出口受热面壁温高报警值和压力的对应关系曲线图：301 Q/101-105.13-2008301 Q/101-105.13-2008图一顶棚过热器出口图二水平烟道侧包墙过热器出口301 Q/101-105.13-2008图三后竖井包墙过热器出口图四低温过热器出口301 Q/101-105.13-2008图五屏式过热器出口图六高温过热器出口301 Q/101-105.13-2008图七低温再热器出口图八高温再热器出口1.1.10吹灰器系统保护序号保护内容作用设计值1吹灰疏水温度低报警≦160℃2吹灰减压站减压阀出口压力低报警≦1.7MPa3吹灰减压站减压阀出口压力正常2.5MPa4吹灰减压站减压阀出口压力高报警≥3.5MPa5吹灰减温器出口温度正常350℃6左侧吹灰蒸汽流量低报警15t/h7右侧吹灰蒸汽流量低报警15t/h301 Q/101-105.13-20081.1.11储水罐水位、压力保护序号保护内容作用1储水罐水位≥21500mm报警2储水罐水位≥18000mm361阀全开点3储水罐水位12000mm正常水位点（上水完成点）4储水罐水位≥11500mmBCP启动点（MFT时）5储水罐水位≥11200mm361阀全关点6储水罐水位≥9600mm360阀全开点7储水罐水位≥6000mmBCP启动点（MFT复位时）8储水罐水位≥5700mm360阀全关点9储水罐水位≥3500mm联开BCP过冷水管路电动门、361阀前闸阀10储水罐水位≤3000mm联关过冷水气动阀、361阀前闸阀11储水罐水位≤1500mm报警12储水罐水位≤500mmBCP跳闸13361阀前电动闸阀全开联关暖管管路电动门14361阀前电动闸阀全关联开暖管管路电动门15储水罐压力≤22.06MPa防止省煤器沸腾保护投入1.1.12冷凝水箱水位保护序号保护内容作用1冷凝水箱水位≥1300mm联启主泵2冷凝水箱水位≥2300mm联启备泵3冷凝水箱水位≤1300mm联停备泵4冷凝水箱水位≤300mm延时30min，联跳冷凝水箱疏水泵5冷凝水箱水位≤150mm泵跳闸1.1.13锅炉循环泵系统满足下列条件时，锅炉循环泵允许启动:序号内容备注1锅炉循环泵隔热套冷却水出口流量正常。2锅炉循环泵上水热交换器冷却水流量正常。3储水罐水位≥6m(MFT复位后)或11.5m(MFT后)301 Q/101-105.13-20084锅炉循环泵出口阀关。5锅炉循环泵最小流量阀开。6上部电机腔体冷却水温度正常。7任一给水泵运行。当下列任一情况出现时,锅炉循环泵跳闸：序号内容备注1上部电机腔体冷却水温度≥65℃2贮水罐水位≤0.5m。3泵运行最小流量阀与出口阀均在关位。4泵入口气动门关当锅炉循环泵出现下列任一情况时,发出报警：序号内容备注1上部电机腔体冷却水温度≥60℃2隔热套冷却水出口流量≤5t/h锅炉循环泵最小流量阀联锁保护:序号内容备注1锅炉循环泵流量≥220t/h联关2锅炉循环泵流量≤182t/h联开1.1.14其它各安全阀的参数及整定压力见下表：安装位置阀门数量阀门型号整定压力MPa.g回座比温度℃单只排放量t/h高过出口21753WF30.854%605246屏过进口61753WD324%461335ERV（PCV）41538VC27.53%605153高再出口11707RWF5.74%603206高再出口11707RWF5.854%603211低再进口11705RWB6.04%356269低再进口11705RWB6.104%356273301 Q/101-105.13-2008低再进口61705RWB6.154%3562751.2汽机联锁保护1.2.1汽机主保护1.2.1.1机械超速脱扣当汽轮机转速达到110％～111％额定转速时，偏心飞环式机械危急遮断器动作，通过机械跳闸阀泄去ETS油，关闭高、中压主汽门、调门，开启通风阀；关闭各级抽汽逆止门停机。1.2.1.2就地手动脱扣此脱扣器位于汽机前箱。操作时，逆时针旋转45O后拉出，通过机械跳闸阀动作泄去ETS油，关闭高、中压主汽门、调门，开启通风阀；关闭各级抽汽逆止门停机。1.2.1.3远方手动脱扣：为两按钮，装于集控室控制台。同时按下两按钮，则机械跳闸电磁阀和主跳闸电磁阀A、B均动作，关闭高压主汽门和高压调门，开启通风阀；关闭中压主汽门和中压调门；关闭各级抽气逆止门停机。ETS系统由双路电源供电，一路取自不停电电源，另一路取自保安电源，这两路电源相互独立，以防止其中一路电源消失导致保护系统失灵和误动作。汽轮机主保护包括如下保护项目：a)发电机主保护动作b)锅炉MFTc)手动紧急停机按钮（取自控制台，两个按钮同时按下）d)EH油压低至7.55MPa（三取二）e)凝汽器真空低-76kPa（三取二）f)润滑油压低0.07MPag)汽轮机振动高：任一轴承处轴振或盖振达跳闸值同时任一轴承处轴振或盖振达报警值，延时3秒，主机跳闸。（#1～#10轴振跳闸值250μm，报警值150μm；#9、10、11轴承盖振动跳闸值125μm，报警值75μm）h)DEH严重故障i)低压缸排汽温度高107℃（三取二）j)转子轴向位移大+0.8mm、-1.28mm（发电机侧为工作面）k)DEH备用超速112％（三取二）l)TSI超速110%（三取二）m)主汽温度低且发电机负荷大于10%（见附录N）。n)安全油压低3.9MPa（二取二）301 Q/101-105.13-2008a)通风阀故障开启（行程开关三取二）b)任一加热器解列时RB不成功。（若发电机负荷大于950MW，RB动作，10S内负荷未降至规定值，主机跳机。）1.2.2加速继电器（ACC）当发电机甩负荷量大于15%时，检测到转速大于102％额定转速，且升速太快（升速率大于49r/min/s），ACC动作关闭中压调门以防止汽机超速。当汽轮机转速降至3000r/min以下且不再上升时，继电器自动复位，中调门重新开启。1.2.3功率负荷不平衡继电器（PLU）当发电机甩负荷量大于40％时，检测到进入汽轮机的能量（再热汽压力）和发电机负荷（电流）之间的不平衡值超过定值，PLU动作快速关闭高中压调门以防汽机超速。当不平衡值小于40％，1秒后继电器自动复位，高中压调门可重新开启。1.2.4主机油系统联锁保护1.2.4.1主油泵出口油压低至1.21MPa，交流润滑油泵（TOP）自启动并报警；润滑油压低于0.115MPa，交流润滑油泵（TOP）自启动并报警；1.2.4.2主油泵进口油压低至0.07MPa，启动油泵（MSP）自启动；1.2.4.3轴承润滑油压低于0.10MPa，直流润滑油泵（EOP）自启动；交流润滑油泵（TOP）失电，直流润滑油泵（EOP）自启动；1.2.4.4轴承润滑油压低于0.10MPa时，闭锁盘车投入；1.2.4.5顶轴油压低于3.43MPa时，闭锁盘车投入；1.2.4.5轴承润滑油压低于0.1MPa，报警；1.2.4.6轴承润滑油压低于0.07MPa时，跳机；1.2.4.7顶轴油泵进口油压低于0.039MPa，顶轴油泵自停；1.2.4.8汽机转速＞2500r/min顶轴油泵自停；转速＜2000r/min顶轴油泵自启；1.2.4.9主机油箱油温低于20℃，电加热自投，高于35℃，电加热自停；1.2.4.10EHG油压力低于8.92MPa时，备用EHG油泵自启动；1.2.4.11EHG油压力低于7.55MPa时，汽轮机跳闸；1.2.4.12安全油压低于3.9MPa时，汽轮机跳闸；1.2.4.13EHG油压力低于8.92MPa时，报警；1.2.4.14EHG油温低于32℃，加热器自启，高于37℃，加热器自停；1.2.5低压排汽缸喷水保护联锁1.2.5.1当机组负荷低于15%额定负荷时，则后缸喷水自动全开；301 Q/101-105.13-20081.2.5.2当任一低压缸排汽温度高于47℃时，后缸喷水阀开始开启，至80℃时全开；当低压缸排汽温度降至47℃时，喷水阀全关。1.2.6旁路系统保护高旁喷水出口温度报警 380℃高旁后温度延时5秒旁路入口电动门关＞530℃高旁喷水截止阀联锁关闭1．高旁阀全关2．旁路阀入口电动门全关1.2.7主机盘车装置联锁保护1.2.7.1盘车装置自动啮合条件：a)盘车装置处于“自动”；b)四只主汽门全关；c)汽轮机转速至零，延时30秒d)盘车电机运行，延时10秒。e)盘车装置未啮合到位，延时30秒1.2.7.2盘车电机自启动条件：a)盘车电机联锁开关在“自动”；b)轴承润滑油压＞0.10MPac)各顶轴油压力＞3.43MPa；d)盘车装置处于“自动”；e)四只主汽门全关；f)汽机转速至零，延时30秒。1.2.7.3盘车电机正常停运：a)盘车电机运行b)盘车电机投自动c)汽机转速不为零转速d)盘车装置啮合脱开延时30秒1.2.7.4当发生下列情况之一时，盘车电机跳闸a)任一顶轴油压力＜3.43MPa；b)轴承润滑油压＜0.07MPa；c)盘车电机电气故障；301 Q/101-105.13-20081.2.8通风阀联锁：通风阀电磁阀带电关闭，失电开启。1.2.8.1下列任一条件满足通风阀开启：a)紧急遮断阀动作或两只主遮断电磁阀失电b)预暖结束，高压缸预暖阀全关，开启通风阀c)汽机给定流量（DEH）＜0.5%1.2.8.2下列任一条件满足通风阀关闭：a)汽机未复位且高压缸预暖阀开启b)汽机给定流量（DEH）＞0.5%1.2.9中压转子冷却阀：1.2.9.1汽机复位后，延时5秒，中压转子冷却热再蒸汽电动门开启。1.2.9.2汽机跳闸（安全油压低），延时5秒，中压转子冷却热再蒸汽电动门关闭。1.2.9.3中压转子冷却热再蒸汽电动门故障，中压转子冷却热再蒸汽电动门保持原位.1.2.9.4中压转子冷却热再蒸汽电动门全开，发电机并列，延时5秒，中压转子冷却一抽蒸汽电动门开启。1.2.9.5发电机解列，延时5秒，中压转子冷却一抽蒸汽电动门关闭。1.2.9.6中压转子冷却一抽蒸汽电动门故障，中压转子冷却一抽蒸汽电动门保持原位。1.2.10主油箱电加热投入、停止：1.2.10.1主油箱电加热自动投入条件a)油箱油温低于20℃。b)主油箱油位正常c)MSP、TOP、EOP任一油泵运行1.2.10.2主油箱电加热停止条件a)油箱油温高于35℃。b)电加热器表面温度高于140℃，加热器自动停止；小于100℃加热器自投。c)加热器电气故障。d)MSP、TOP、EOP全部停运。e)主油箱油位低。1.2.11汽机防进水保护1.2.11.1汽轮机负荷低于7％时，下列疏水阀自动开启：主、再蒸汽管道疏水#1-4高压主汽阀上阀座疏水（气动）301 Q/101-105.13-2008#1-4高压调节阀上阀座疏水（气动）一抽逆止门前疏水（气动）二抽逆止门前疏水（气动）高压调节阀后主汽管疏水（电动）中压联合汽阀阀前、后疏水（气动）中压联合汽阀阀前、后疏水（电动）三抽逆止门前疏水（气动）四抽逆止门前疏水（气动）高压内缸疏水（电动）中压缸冷却阀前后疏水（气动）1.2.11.2汽轮机负荷小于30%时，低压段疏水阀(#5、6抽逆止门前疏水阀)自动开启。1.2.12高加水位保护a)高加水位高Ⅰ值（＋160mm），报警；b)高加水位高Ⅱ值（＋210mm），联开高加危急疏水；c)高加水位高Ⅲ值（＋610mm），该列高加解列，高加水侧走旁路，该列高加进汽电动隔离门及逆止门关闭，同时开启进汽管道疏水。d）高加水位低（-50mm），报警，联关疏水阀。1.2.13低加水位保护1.2.13.1＃5、6低加水位保护a)低加水位高Ⅰ值（＋38mm），报警；b)低加水位高Ⅱ值（＋88mm），联开低加危急疏水；c)低加水位高Ⅲ值（＋138mm），低加解列，低加水侧走旁路，低加抽汽电动隔离门及逆止门关闭，同时开启抽汽管道疏水，上一级低加疏水自动切至凝汽器。d)低加水位低Ⅰ值（-38mm），报警。1.2.13.2＃7、8低加水位保护a)低加水位高Ⅰ值（＋40mm），报警；b)＃7A低加水位高Ⅱ值（＋80mm），联关＃6低加至＃7A低加正常疏水，联开＃7A低加危急疏水；c)＃7A低加水位高Ⅲ值（＋120mm），关闭＃7A、#7B、#8A、#8B低加水侧进、出口电动门，开启＃7A、#7B、#8A、#8B低加水侧旁路电动门，＃7A、#7B、#8A、#8B低加全部解列；d)＃8A低加水位高Ⅱ值（＋80mm），联关＃7A低加至＃8A低加正常疏水，联开＃8A低加危急疏水；e)＃8A低加水位高Ⅲ值（＋120mm301 Q/101-105.13-2008），关闭＃7A、#7B、#8A、#8B低加水侧进、出口电动门，开启＃7A、#7B、#8A、#8B低加水侧旁路电动门，＃7A、#7B、#8A、#8B低加全部解列；f)＃7A、＃8A低加水位低Ⅰ值（-40mm），报警。g)＃7A、＃8A低加水位低Ⅱ值（-80mm），报警。h)＃7B、#8B低加水位保护与＃7A、#8A低加水位保护相同；1.2.14除氧器水位及压力保护a)除氧器压力低于0.147MPa时，联动关闭四段抽汽至除氧器电动隔离门，联动开启备用汽源电动门，备用汽源投入（高加投运前切为四段抽汽）；b)除氧器压力高于0.147MPa时，联动关闭备用汽源电动门，联动开启四段抽汽至除氧器电动隔离门；c)除氧器水位高Ⅰ值（＋1230mm），报警；d)除氧器水位高Ⅱ值（＋1430mm），联动开启除氧器事故放水阀；e)除氧器水位高Ⅲ值（＋1630mm），联动关闭四抽至除氧器进汽电动门和逆止门，#３高加至除氧器正常疏水阀联动关闭，联开#3高加至凝汽器疏水阀；f)除氧器水位低Ⅰ值（＋610mm），报警；g)除氧器水位低Ⅱ值（-1500mm），两个模拟量同时达到整定值时，联跳汽泵前置泵及电泵；1.2.15小机主保护1.2.15.1就地停机按钮在小机就地控制面板上手按“紧急停机”按钮，停机电磁阀动作，泄去小机控制油，关闭高低压主汽门和调门停机。1.2.15.2远方停机按钮在控制室操作盘上手按“紧急停机”按钮，停机电磁阀动作，泄去小机控制油，关闭高低压主汽门和调门停机。1.2.15.3当汽动给水泵组发生下列任一异常情况时，保护动作停机：a)排汽真空低至-50kPa；b)小机轴向位移大±0.6mmc)小机超速至5360r/min；d)机前润滑油温高65℃；e)小机润滑油压低0.1MPaa)小机控制油压低于0.25MPa(g)b)小机前、后X、Y轴振125μm；c)主给水泵推力轴承温度高85℃301 Q/101-105.13-2008a)主给水泵轴承温度高85℃b)主给水泵轴承油压低0.08MPa（0.12复位）c)给水泵轴振动高107μmd)主给水泵入口压力低1.10MPae)除氧器水位低低f)前置泵跳闸；g)小机505紧急停机h)锅炉MFTi)手动停机1.2.16汽泵前置泵跳闸保护1.2.16.1前置泵润滑油压低于0.05MPa；1.2.16.2小机跳闸；1.2.16.3前置泵轴承温度高85℃1.2.16.4除氧器水位低Ⅱ值（-1500mm），两个模拟量同时达到整定值时，1.2.16.5前置泵出口流量低于300t/h且主泵给水进出口温差＞15℃，延时15s；1.2.16.6前置泵出口流量低于300t/h且主泵给水进出口温差＞20℃；1.2.16.7前置泵推力轴承温度高85℃；1.2.16.8前置泵轴承振动高165μm1.2.17电动给水泵跳闸保护1.2.17.1主给水泵入口压力低0.8MPa；1.2.17.3润滑油压低于0.1MPa；1.2.17.4电泵入口流量低于跳闸（见附录曲线）；1.2.17.5主给水泵轴承温度高85℃1.2.17.6主给水泵推力轴承温度高85℃1.2.17.7电机轴承温度高95℃1.2.17.8前置泵轴承温度高85℃1.2.17.9前置泵推力轴承温度高85℃1.2.17.10电机线圈温度高140℃1.2.17.11主给水泵轴振高150μm1.2.17.12前置泵轴振高165μm1.2.18小机、电泵油系统联锁保护301 Q/101-105.13-20081.2.18.1小机控制油压低于0.8MPa时，联动备用主油泵；1.2.18.2小机润滑油压低于0.09MPa时，联动直流润滑油泵；1.2.18.3电泵润滑油压低于0.17MPa时，电泵闭锁启动；1.2.18.4电泵润滑油压低于0.13MPa时，AOP启动；1.2.19发电机氢、油、水系统联锁保护1.2.19.1主密封油泵出口母管压力低于0.85MPa，联备用密封油泵；1.2.19.2主密封油泵出口母管压力低于0.85kPa，延时5秒联直流密封油泵1.2.19.3密封油真空箱油位低至低限-75mm时，联停交流密封油泵；1.2.19.4密封油真空箱油位高至高限+75mm时，联停密封油真空泵；1.2.19.5任一主密封油泵启动时，再循环密封油泵联启；1.2.19.6两台主密封油泵均停运，再循环密封油泵联停；1.2.19.7定子水冷泵出口压力低于0.88MPa时，联备用泵；1.2.19.8出现下列任一情况时报警：a)发电机主密封油泵A、B电气故障；b)发电机主密封油泵出口压力低于0.85MPac)发电机密封油真空箱油位高；d)发电机密封油真空箱油位低；e)发电机密封油膨胀箱液位高800mm；f)发电机密封油真空箱真空低-88kPa；g)发电机密封油氢差压低36kPa；h)发电机油水检测器液位高800cc(A)；i)发电机油水检测器液位高800cc(B)；j)发电机直流密封油泵电气故障；k)发电机直流密封油泵自动故障；l)发电机密封油真空泵电气故障；m)发电机再循环密封油泵电气故障；n)发电机内H2压力高（＞560kPa）；o)发电机内H2压力低（≤480kPa）；p)发电机H2纯度低（≤90％）；q)发电机内氢气温度高（＞51℃）；r)发电机密封油滤网差压高＞110kPa。301 Q/101-105.13-2008a)系统AC电源故障；b)系统DC电源故障。1.2.19.8发生下列任一情况时报警：a)发电机定子入口冷却水压力低（0.18MPa）；b)发电机定子冷却水泵出口压力低880kPa；c)发电机定子冷却水入口温度高＞50℃；d)发电机定子冷却水出口温度高＞72℃；e)发电机定子冷却水箱水位高+100mm；f)发电机定子冷却水箱水位低-100mm；g)发电机定子冷却水入口流量低＜1606L/min；h)发电机定子冷却水泵电气故障；a)系统DC电源故障；b)系统AC电源故障。c)定子冷却水滤网差压高＞55kPa。.1.2.20汽机其它联锁保护1.2.20.1凝泵、凝泵电机轴承振动高7mm/s，高高11mm/s报警；1.2.20.2凝结水泵出口母管压力低于2.7MPa，备用凝结水泵联动；1.2.20.3开式泵出口母管压力低于0.2MPa，备用开式泵联动1.2.20.4闭式泵出口母管压力低于0.3MPa，备用闭式泵联动；1.2.20.5凝汽器真空低于-87.5kPa，备用真空泵联动1.2.20.6凝汽器热井水位高1450mm报警；1.2.20.7凝汽器热井水位低600mm报警；1.2.20.8循泵、辅助循环水泵联锁保护a)运行循环水泵电气故障跳闸，联启备用循环水泵；b)循泵出口母管压力小于0.14MPa，备用循泵联动；c)运行循环水泵出口蝶阀未全开则98S后循泵跳闸；d)运行辅助循环水泵出口电动门全关则120S后辅助循泵跳闸；e)循环水泵停运指令发出后，出口蝶阀到0度时停泵，若未关到0度则继续运行（辅助循环水泵相同）；f)循环水泵、辅助循泵推力轴承、导向轴承温度高75℃报警，高高80℃紧急手动停泵；g)循环水泵电机线圈温度高85℃报警，高高115℃紧急手动停泵；电机轴承温度高90℃301 Q/101-105.13-2008报警，高高95℃紧急手动停泵；定子温度高125℃报警，130℃跳闸。a)循环水泵蝶阀油泵站动力油压力低于4MPa，油泵自启动；高于16MPa，油泵自停运；b)循环水泵入口滤网前后差压高260mm，清污机自启动；80mm清污机自停。c)循泵吸水井水位低于7.35米报警，闭锁循泵启动。1.2.20.9辅汽压力高于1.34MPa报警，压力低与等于0.6MPa报警。1.2.20.10四抽压力大于等于0.196MPa，联开四抽至除氧器电动门；压力小于0.196MPa，联关四抽至除氧器电动门，联开辅汽至除氧器电动门。.1.2.20.11汽机负荷大于等于200MW，联开四抽至除氧器电动门。1.2.20.12综合泵房有关联锁保护a)运行工业水泵电气故障跳闸，联启备用工业水泵；b)运行常规消防水泵电气故障跳闸，联启备用常规柴油消防水泵；c)主厂房内自动消防系统投运时，启动自动电动消防水泵。d)运行自动消防水泵电气故障跳闸，联启自动柴油消防水泵；e)消防工业水池水位低于1.3米，闭锁启动工业水泵。f)工业水母管压力低与等于0.55MPa，联备用泵。高于等于0.7MPa，联停备用泵。g)常规消防水压力低于等于1.0MPa，联一台稳压泵。高于等于1.3MPa，联停一台稳压泵。低于等于0.8MPa，联电动消防泵。h)自喷消防水压力低于等于0.65MPa，联一台稳压泵。高于等于0.85MPa，联停一台稳压泵。低于等于0.5MPa，联电动消防泵。1.3继电保护及自动装置1.3.1一般要求及规定1.3.1.1控制室内应具备一套完整、正确的二次原理图、展开图，并具有一些应设的技术台帐。1.3.1.2继电保护屏前后必须有正确的设备名称，屏上各保护继电器、压板、试验开关、熔断器等均应有正确的标志，投入运行前应检查正确无误。1.3.1.3运行和备用中的设备，其保护及自动装置应投入，禁止无保护的设备投入运行。紧急情况下可停用部分保护，但两种主保护不得同时停用。1.3.1.4继电保护、自动装置及其二次回路的检验应配合主设备停电进行，下列情况经调度员或值长（按管辖范围）同意后，可对不停电设备的继电保护及自动装置进行检查和调试。a)有两种以上的保护；b)以临时保护代替原保护；c)调度员或值长同意退出运行的继电保护及自动装置；301 Q/101-105.13-2008d)事故情况下的检查和调试。1.3.1.5正常情况下，继电保护及自动装置的投入、退出及保护方式的切换，应用专用压板和开关进行，不得随意采用拆接二次线头加临时线的方法进行。1.3.1.6保护跳闸压板投入前，必须先检查保护无动作出口信号等异常情况，再用高内阻电压表测量该跳闸压板两端无异极性电压，然后投入保护跳闸压板。a)使用万用表测量电压前，必须确认选择开关在“电压”档，不得在“电阻”档或“电流”档，以免因内阻小造成保护误动出口。b)测量跳闸压板两端无异极性电压时，可以直接在跳闸压板两端测量，但应注意测量表针不得接触金属外壳，以免可能造成直流系统接地，使保护误动出口。1.3.1.7继电保护及自动装置检修后，必须有明确的书面交待和结论。定值若有变更，变更人应做好明文交待，以保证记录与实际设备整定值相符。无结论者不得投入运行。1.3.1.8在运行中二次电流回路上的测量与试验工作应在其专用电流端子上进行，并做好防止CT二次开路的措施，工作结束后恢复原状。1.3.1.9设备停电检修时，对运行设备有影响的保护应事先停运，设备投入运行及备用前应将保护投入运行。1.3.1.10继电保护及自动装置正常运行的投入和停用由运行人员操作。当保护的投停需动二次线或微机保护中的设置时则由保护人员进行。1.3.1.11禁止在运行中的保护盘及自动装置上做任何振动性质的工作。特殊情况下，必须做好安全措施或停用有关保护。电子设备间严禁使用任何无线电通讯设备。1.3.1.12每班应按下列项目对继电保护及自动装置进行一次检查：a)每班接班后，应检查继电保护和自动装置无异味、无过热、无异声、无振动、无异常信号。b)检查继电器罩壳及微机保护柜门等完整，无裂纹。c)检查所有户外端子箱密封良好，PT二次开关在投入位置，CT无开路现象。d)装置所属开关、刀闸、保险、试验部件插头、压板等位置应正确。e)继电器接点无抖动、发热、发响现象。f)装置所属各指示灯指示情况及保护的投、停均和当时的实际运行方式相符。g)继电器无动作信号、掉牌及其它异常现象。h)装置内部表计指示应正确。1.3.1.13异常处理a)当系统或设备发生故障时，值班人员应立即查明动作的保护、开关、信号和光字牌，汇报值长，做记录后复归信号，并将动作情况填入“继电保护动作记录簿”。301 Q/101-105.13-2008b)电气设备在运行中发生故障时，值班人员应及时检查保护及自动装置的动作情况，及时汇报值长及中调值班员。同时做好记录，并经第二人复核无误后方可复归信号。c)发生保护动作、开关掉闸时，应嘱令持有工作票的工作班组停止工作，查明原因，以便及时处理。如发现保护误动或信号不正常，应及时通知保护班进行检查，待查出原因处理后，方可投入运行。d)发现装置有起火、冒烟、巨大声响等紧急情况，值班人员先做应急处理，并同时向值长及中调值班人员汇报。1.3.2厂用系统继电保护1.3.2.1低压厂用变压器装有下列保护：a)容量大于2000kVA的变压器配置RCS-9622C型综合保护和测控装置，配有以下保护:1）差动速断保护；2）比率差动保护；3）高压侧过流保护；4）高压侧负序过流保护；5）高压侧接地保护；6）低压侧接地保护；7）线圈温度高保护。b)容量小于2000kVA的变压器配置RCS-9624C型综合保护和测控装置，配有以下保护:1）高压侧过流保护；2）高压侧负序过流保护；3）高压侧接地保护：4）低压侧接地保护；5）线圈温度高保护。以上保护动作跳开高压侧开关，高压侧开关跳闸联跳低压侧开关。厂用干式变冷却风机、测温装置检修或停送干式变温控箱电源前，应短时停用其线温高掉闸保护，以免线温高掉闸保护误动出口。1.3.2.210kV电动机设有下列保护：保护动作跳开本电动机开关。a)功率小于2000kW的电动机装设RCS-9626C电动机保护测控装置，主要有：1）定时限过流保护；2）两段负序过流保护；3）过负荷保护；301 Q/101-105.13-20081）零序过流保护；2）低电压保护。b)吸、送、一次风机、循泵、电泵等大功率电动机装设RCS-9627C保护测控装置，主要有：1）差动速断保护2）比率差动保护；3）过流保护；4）负序过流保护；5）过负荷保护；6）零序过流保护；7）低电压保护。其中电泵配置RCS-9627C、RCS-9626C保护测控装置，并配置过热保护，RCS-9627C仅用差动保护。C)10kV动力设备低电压保护配置情况。(1)电动给水泵、吸风机、锅炉启动循环泵、悬臂斗轮机不装设低电压保护。(2)循环水泵、开式冷却水泵、闭式冷却水泵、汽泵前置泵、凝结水泵、一次风机、送风机、磨煤机、厂用空压机、仪用空压机、脉冲悬浮泵、吸收塔循环泵装设低电压保护，动作压47V，延时9s跳闸。(3)其他10kV动力设备装设低电压保护，动作电压73V，延时0.5s跳闸。1.3.2.3400V保护a)400VPC各段工作、备用、联络开关、MCC馈线开关等配有MIC5.0控制单元。主要有：过流、速断保护。保护动作跳开本开关。b)400VPC各段的框架断路器用于电动机时配有MIC6.0控制单元，主要有：过流、速断、接地保护。保护动作跳开本开关。c)400VPC、MCC各段的塑壳断路器的静止负荷配有电子脱扣器STR22SE、STR23SE，主要有：过流、速断保护。保护动作跳开本开关。d)400VPC、MCC各段的塑壳断路器的电动机配有STR22ME、STR43ME电子脱扣器或MA型热磁脱扣器，主要有：短路保护、过负荷保护、缺相故障保护。保护动作跳开本开关。301 Q/101-105.13-20081.3.3高备变装有下列保护配置#04A高备变保护配置跳闸方式保护功能跳206断路器跳10kVⅠ段7110跳10kVⅡ段7120跳10kVⅠ段8110跳10kVⅡ段8120跳220kV母联210启动冷却器闭锁有载调压启动失灵解除电压闭锁信号备注高备变差动×××××××CT断线报警RC5A、5B屏复合电压过流t×××××××RC5A、5B屏高压侧零序过流t1××RC5A、5B屏t2××××××RC5A、5B屏分支A零序过流t1×××RC5A、5B屏t2××××××RC5A、5B屏分支B零序过流t1×××RC5A、5B屏t2××××××RC5A、5B屏#7机10kVⅠ段备用分支过流t××RC5A、5B屏#7机10kVⅡ段备用分支过流t××RC5A、5B屏#8机10kVⅠ段备用分支过流t××RC5A、5B屏#8机10kVⅡ段备用分支过流t××RC5A、5B屏高备变过负荷I1××RC5A、5B屏I2×RC5A屏非电量保护跳闸××××××RC5A屏（单套）非电量保护报警×RC5A屏（单套）电缆电流速断××××××RD5屏、双重电缆过流t××××××RD5屏、双重电缆零序过流t××××××RD5屏、双重206断路器失灵t0××RD5屏、双重t1××××××RD5屏、双重t2×RD5屏、双重启动母差失灵备注：301 Q/101-105.13-20081．主变绕组温度高、油位异常、压力突变、压力释放保护压板暂不投用。2．#04B高备变保护同#04A，上表中编号“#7机10kVⅠ段备用分支过流、#7机10kVⅡ段备用分支过流，#8机10kVⅠ段备用分支过流、#8机10kVⅡ段备用分支过流，206”相应改为“#7机10kVⅢ段备用分支过流、#7机10kVⅣ段备用分支过流，#8机10kVⅢ段备用分支过流、#8机10kVⅣ段备用分支过流，207”。保护屏相应为RC6A、6B屏和电缆保护RD6屏。3．206（207）断路器失灵启动母差失灵，其他保护启动失灵是指启动206（207）断路器失灵。4．、高备变保护RET521启动/备用变保护屏A：（启动/备用变保护屏B同，保护编号1改为2）l87-1/SST差动保护l51V-1/SST复合电压过流保护l51N1-1/SST高压侧零序过电流保护l51NA-1/SST低压侧A零序过电流保护l51NB-1/SST低压侧B零序过电流保护l51-1/7A#7机10kVⅠ段备用分支过流保护l51-1/7B#7机10kVⅡ段备用分支过流保护l51-1/8A#8机10kVⅠ段备用分支过流保护l51-1/8B#8机10kVⅡ段备用分支过流保护l51F-1/SST单元件过流启动冷却器、过负荷闭锁有载调压5．高备变电缆保护电缆保护REF541l50-1/L、50-2/L电缆电流速断保护l51-1/L、51-2/L电缆过流保护l51N-1/L、51N-2/L电缆零序过电流保护lBFP-1/L、BFP-2/L220kV断路器失灵保护10kV工作电源进线开关和备用电源进线开关均装设有本分支过流、零序过流、弧光保护，保护动作跳开本分支开关。1.3.4柴油发电机组保护设置1.3.4.1发电机及其馈线保护a)发电机装设差动保护、定时限过电流保护、逆功率和失磁等保护；b)总馈线装设相间短路及过电流保护；c)分支馈线装设过电流保护；d)励磁系统装设整流二极管故障保护及自动电压调整器故障保护。1.3.4.2柴油机保护301 Q/101-105.13-2008a)动作于停机：冷却液温过高（107℃）、润滑油压过低（205kPa）、超速（1770r/min）；b)动作于信号：冷却液温度高（97℃）、润滑油压低（239kPa）、进空气差压高、燃油滤清器差压高。1.3.5发变组保护1.3.5.1发变组配置有下列保护：#7机发变组保护A(B)屏保护配置（发电机部分）跳闸方式保护功能跳5062启动失灵跳5063启动失灵灭磁跳10kV工作进线启动10kV快切关闭主汽门减励磁减出力信号备注发电机差动×××××××CT断线报警100%定子接地t×××××××两部分组成64S1、64S2失磁t1×ד与”功率元件t1×ד与”机端电压低t3×××××ד与”高压侧电压低t2×××××ד与”功率元件负序过流（定时限）t×负序过流（反时限）××××××过激磁（低定值）t××过激磁（高定值、反时限）××××××过电压t×××××××逆功率t1×t2××××××程序跳闸逆功率t1t2××××ד与”主汽门关闭301 Q/101-105.13-2008#7机发变组保护A(B)屏保护配置（发电机部分）跳闸方式保护功能跳5062启动失灵跳5063启动失灵灭磁跳10kV工作进线启动10kV快切关闭主汽门减励磁减出力信号备注失步t1×t2××××××频率异常t1-3×t4××××××突加电压×××转子一点接地t1×t2××××××1(2)PT、3PT断线×1(2)PT断线闭锁相关保护，3PT断线只报警对称过负荷(定时限)t××对称过负荷(反时限)××××××匝间保护×××××××启停机保护××电流速断与零序过压复合电压过流t×××××××复合电压判别由JHY-31实现紧急停机××××××接受外部信号301 Q/101-105.13-2008#7机发变组保护A(B)屏保护配置（高厂变7A部分）跳闸方式保护功能跳5062启动失灵跳5063启动失灵灭磁跳10kVⅠ段7101跳10kVⅡ段7102跳10kVⅢ段7103跳10kVⅣ段7104启动10kVⅠ段快切启动10kVⅡ段快切启动10kVⅢ段快切启动10kVⅣ段快切关主汽门闭锁10kVⅠ段快切闭锁10kVⅡ段快切启动高厂变7A冷却器信号7A高厂变差动×××××××××××××7A高厂变高压侧复合电压过流t1×××××××××t2××××××××××××10kVⅠ段工作分支过流t×××10kVⅠ段工作分支零序过流t1××t2××××××××××××10kVⅡ段工作分支过流t×××10kVⅡ段工作分支零序过流t1××t2××××××××××××7A高厂变过流启动风冷×注：7A高厂变高压侧复合电压过流逻辑：10kVⅠ段或10kVⅡ段复合电压动作“与”7A高厂变高压侧过流301 Q/101-105.13-2008#7机发变组保护A(B)屏保护配置（高厂变7B部分）跳闸方式保护功能跳5062启动失灵跳5063启动失灵灭磁跳10kVⅠ段7101跳10kVⅡ段7102跳10kVⅢ段7103跳10kVⅣ段7104启动10kVⅠ段快切启动10kVⅡ段快切启动10kVⅢ段快切启动10kVⅣ段快切关主汽门闭锁10kVⅢ段快切闭锁10kVⅣ段快切启动高厂变7B冷却器信号7B高厂变差动×××××××××××××7B高厂变高压侧复合电压过流t1×××××××××t2××××××××××××10kVⅢ段工作分支过流t×××10kVⅢ段工作分支零序过流t1××t2××××××××××××10kVⅣ段工作分支过流t×××10kVⅣ段工作分支零序过流t1××t2××××××××××××7B高厂变过流启动风冷×注：7B高厂变高压侧复合电压过流逻辑：10kVⅢ段或10kVⅣ段复合电压动作“与”7B高厂变高压侧过流301 Q/101-105.13-2008#7机发变组保护A(B)屏保护配置（主变、励磁变部分）跳闸方式保护功能跳5062启动失灵跳5063启动失灵灭磁跳10kV工作进线启动10kV快切关主汽门启动冷却器闪络启动5062失灵闪络启动5063失灵减励磁信号备注主变差动×××××××CT断线报警主变中性点过流IO1t1×××××××IO2t2××××××5062断路器闪络t1××t2×5063断路器闪络t1××t2×主变过流启动冷却器I×I启风扇，Ⅱ启油泵Ⅱ×励磁变差动×××××××由RET521出口励磁变过流（定时限）t×××××××励磁变过流（反时限）××××××由RET521出口励磁变过负荷（定时限）t××××××××励磁变过负荷（反时限）××××××由RET521出口301 Q/101-105.13-2008#7机发变组保护C屏配置（非电气量保护）跳闸方式保护功能跳断路器5062跳断路器5063灭磁跳10kV工作进线启动10kV快切关闭主汽门信号备注发电机发电机定子断水t×××××××可切换至程序跳闸励磁系统故障×××××××可切换至程序跳闸5063断路器失灵×××××××可切换至只发信5062断路器失灵×××××××可切换至只发信主变温度超高×××××××可切换至只发信绕组温度超高×××××××可切换至只发信重瓦斯×××××××可切换至只发信冷却器全停t×××××××可切换至只发信压力释放×××××××可切换至只发信压力继电器×××××××可切换至只发信温度高×绕组温度高×轻瓦斯×油位异常×励磁变温度超高×××××××可切换至只发信温度高×高厂变温度超高×××××××可切换至只发信绕组温度超高×××××××可切换至只发信重瓦斯×××××××可切换至只发信压力释放×××××××可切换至只发信压力继电器×××××××可切换至只发信温度高×绕组温度高×轻瓦斯×油位异常×301 Q/101-105.13-2008发变组保护屏A各保护装置保护代号说明（发变组保护屏B同，保护编号1改2）：a)1×REG216C＋1×RXBA4+5×BY-21包含下列保护功能1）发电机保护代号保护87-1/G发电机差动保护59NG-1/G发电机匝间保护（负序功率方向闭锁）49-1/G发电机对称过负荷保护(定反时限)46-1/G发电机负序电流保护（定反时限）40-1/G失磁保护32R-1/G发电机逆功率32RP-1/G程序逆功率保护64S1-1/G95％定子接地保护64S2-1/G100％定子接地保护(REX010+REX011叠加低频方波原理)64R-1/G转子一点接地保护(REX010+REX011叠加低频方波原理)51V-1/G发电机复合电压过流保护(复合电压BY-21)81-1/G发电机异常频率保护(时间累计功能)24-1/G发电机过激磁保护59-1/G发电机过电压保护51.27-1/G发电机突加电压保护78-1/G失步保护60-1/GPT断线保护（RXBA4实现）50.59-1/G发电机启停机保护2）UTBprotectionA高压厂变保护87-1/UTAA高厂变差动保护51V-1/UTAA高厂变高压侧复合电压过流保护(BY-21)51NA-1/UTAA高厂变低压侧A零序过电流保护51NB-1/UTAA高厂变低压侧B零序过电流保护51A-1/UTAA高厂变低压侧A过电流保护51B-1/UTAA高厂变低压侧B过电流保护51F-1/UTA元件过流启动冷却器301 Q/101-105.13-20083）UTBprotectionB高压厂变保护：87-1/UTB、51V-1/UTB、51NA-1/UTB、51NB-1/UTB、51A-1/UTB、51B-1/UTB、51F-1/UTBb)1×RET521包含下列保护功能（主变保护）：代号保护87-1/MT主变压器差动保护51N-1/MT主变中性点过流保护46-1/CB1断路器闪络保护51F-1/MT元件过流启动冷却器c)SPAD346C2包含系列功能（励磁变保护）：代号保护87-1/ET励磁变压器差动保护50.51-1/ET励磁变过流保护49-1/ET励磁系统过负荷保护1.3.5.2发变组保护出口动作方式：a)全停：断开发变组500kV侧断路器、断开发电机灭磁开关、断开高压厂用A、B工作变低压侧分支断路器、关闭汽机主汽门、启动失灵保护(非电量保护不启动失灵保护)、启动10kV电源快速切换装置。b)减励磁：降低发电机励磁电流。c)切换10kV电源：10kV母线正常工作电源进线跳闸，备用电源进线合闸。d)程序跳闸：首先关闭汽机主汽门，由程序跳闸逆功率动作除关闭主汽门外,其余出口与全停出口相同。e)信号：发出声光信号。f)电量保护跳500kV断路器，其保护出口应有两付接点去启动断路器失灵保护。非电量保护不启动失灵。以上出口逻辑可由微机保护的跳闸矩阵实现，出口按控制对象区分。如果上述保护出口动作于发变组500kV断路器(2个)，则动作于每个断路器两个跳闸线圈。1.3.5.3发变组保护运行规定a)发变组正常运行中应将发变组全部保护投入运行。b)停机后合环前应解除发变组保护跳发电机主断路器压板。c)机组解列后解除启动快切装置压板，解除启动发电机主断路器失灵保护压板。301 Q/101-105.13-2008a)突加电压和启停机保护压板在机组解列后投入，在发电机定速升压前退出运行。b)机组停运后,将发电机断水保护压板解除，在发电机定速升压前投入。c)机组停运后，没有特别需要的情况，发变组保护装置不需停电。d)一般情况下，做发变组保护传动时，不得投入启动断路器失灵保护压板。e)发电机停机检修时，应将定、转子接地保护注入单元退出运行（将注入单元REX010面板开关切至“DISABLE”位置，检查其指示灯亮），开机前发变组拆除安全措施后投入运行。f)主变、高厂变绕组温度高、压力突变、压力释放保护暂不投用。g)机组跳闸，立即联系保护班人员确认后按发变组保护A、B屏复归按钮，检查关主汽门灯灭（N10跳闸输出灯8）。正常停机后及时按发变组保护A、B屏复归按钮，检查关主汽门灯灭。防止继电器长期带电烧坏。1.3.6SID-2CM型自动同期装置#7、#8机组采用了深圳智能设备开发有限公司生产的SID-2CM同期装置。SID-2C系列微机同期控制器的突出特点是能自动识别差频和同频同期性质，确保以最短的时间和良好的控制品质促成同期条件的实现，并不失时机的捕捉到第一次出现的并网机会。1.3.6.1SID-2CM型自动同期装置面板指示灯的含义：a)指示灯l“频差/功角”及“压差”指示灯在差频并网时越上限为绿色，越下限为红色，如出现同频时频差灯也为红色，不越限时熄灭。同频并网时如果功角或压差越限，指示灯为橙色。l“合闸”指示灯在控制器发出合闸命令期间点亮（红色），点亮时间为断路器合闸时间tk的二倍。b)装置面板面板上方有8个继电器状态指示灯，用以显示相应输出控制继电器状态，降压继电器（绿色）,升压继电器（红色）,减速继电器（绿色），加速继电器（红色），合闸继电器（红色），报警继电器（黄色），合闸闭锁继电器（黄色）,功角越限继电器（黄色）。c)液晶显示器状态显示行最下一行为，其左右两端可能出现如下提示信息：l电压高：指待并侧的电压高于系统侧电压，并超过允许压差。l电压低：指待并侧的电压低于系统侧电压，并超过允许压差。l频率高：指待并侧的频率高于系统侧频率,且频差超过允许频差。l频率低：指待并侧的频率低于系统侧频率,且频差超过允许频差。l同频：指差频并网时待并侧的频率与系统侧的频率一致或极相近。l待并侧低压闭锁：待并侧电压低于闭锁电压时引起控制器闭锁。l系统侧低压闭锁：系统侧电压低于闭锁电压时引起控制器闭锁。301 Q/101-105.13-2008l发电机过电压：发电机电压超过过电压保护值,此时控制器持续进行降压控制。l功角大：同频并网时功角超过允许功角，不满足并网条件。l压差大：同频并网时压差超过允许压差，不满足并网条件。1.3.6.2同期装置工作步骤：a)DCS选择并列点并保持；b)若欲使同期装置做“单侧无压”合闸操作，则DCS将相应的开入量接通并保持，若此次操作是同期操作，则跳过此步；c)DCS控制“同期装置上电”；d)DCS启动同期工作；e)同期装置工作并合闸；f)DCS控制“同期装置退电”；g)DCS退出“并列点选择”、“单侧无压”确认信号。1.3.6.3同期装置运行注意事项a)机组正常运行中装置送电备用，运行人员应定期进行检查。b)在按下装置面板上的复位键后，装置的程序将复位。正在同期过程中，按下该按钮将会导致本次命令丢失，因此，在正常情况下不应使用该键。c)正常运行时同期闭锁继电器旁路压板应取下，发变组停机并串时应装上同期屏停机并串第一个开关同期闭锁继电器旁路压板。1.3.7故障录波装置#7、8机各设一套山大电力WDGL-Ⅳ/F发电机-变压器组故障录波装置屏，另设一套山大电力WDGL-IV/B起动/备用变压器故障录波装置屏。装置的工作电源：AC220V（由UPS提供）DC110V（由直流屏提供）录波器启动方式包括：模拟量启动、开关量启动、手动启动。录波数据输出方式：录波结束后，录波数据自动转存于后台机的硬盘保存，且能自动完成故障报告打印。主要录波分析内容：发电机交流电压、电流、中性点电压，励磁交、直流电压和电流，主变器交流电压、电流，高压厂用变及起动/备用变压器交流电压、电流及机组保护和安全自动装置的动作情况。301 Q/101-105.13-20081.3.7.1WDGL-Ⅳ型故障录波器面板指示灯及按键说明：正常运行时，值班人员应定期对故障录波器进行检查。正常时“+5V”、“+24V”和各运行指示灯亮，其余灯应熄灭。a)电源板：“+5V”和“+24V”分别为+5V、+24V电源监视灯。b)装置信号板：l录波启动:模拟量输入超过定值时或开关量发生变位时，装置启动，灯亮，并一直保持，待按“信号复位”键时熄灭。l自检异常:自检出错时,该灯亮。l内存记录:当前置机内存有数据时，该灯亮。l试验启动按钮:手动启动一次录波。l信号复位按钮：用于继电器输出信号复位。c)管理板：lCPU1运行：管理板DSP运行指示灯。lCPU2运行：管理板单片机运行指示灯。l通讯发送：管理CPU向后台机发送数据指示灯。l通讯接收：管理CPU接收后台机数据指示灯。l系统复位：前置机复位。l开关屏蔽：屏蔽开关量启动。l定值写入：修改定值时，先将该键按下，“定值写入”指示灯亮，定值方能写入前置机。定值修改完成以后，将该键恢复原位，“定值写入”指示灯熄灭，否则将屏蔽所有启动量。d)智能AD板：运行：智能AD工作指示灯，正常运行状态灯亮。1.3.7.2WDGL-Ⅳ型故障录波器的投停：a)投入：合上直流电源、交流电源开关，保护人员对装置进行启动设置。b)退出：拉开上述电源开关。1.3.8厂用电微机监测管理系统（ECS）四期工程厂用电系统配置了南瑞继保公司的RCS-9700系列厂用微机监测管理系统，厂用微机监测管理系统实现对主厂房及辅助厂房10kV开关柜、400/230VPC各段中各个回路的有关参数的实时收集、传送、计算、分析、打印以及历史数据的储存，并与电厂DCS、SIS以及10kV、400/230V动力中心（PC）开关柜各个回路即时通信，实现对厂用微机监测管理系统的管理、监测、以及数据存储等功能。301 Q/101-105.13-2008系统采用分层、分布、开放式网络结构，系统分上位机系统层、通讯管理层、现场保护测控单元层三层。1.3.8.1厂用微机监测管理系统的结构a)现场保护测控单元层南瑞继保RCS-9600C系列10kV综合保护测控装置，包括电动机微机综合保护测控装置、电动机微机差动保护测控装置、变压器综合保护测控装置、变压器差动保护测控装置、线路综合保护测控装置、PT综合保护测控装置等。每台保护测控装置具有快速100M双以太网接口，采用双网通讯方式经通信管理单元与系统层的100M以太网相连。苏州万龙公司ST400/ST500系列380V综合保护测控装置，包括PC进线、联络、PT回路等配有ST400III型智能配电监控仪，完成对以上回路的开关量及模拟量的监测及与上层的通信。容量小于90kW的电动机，配有ST503型数字式电动机综合保护装置，完成对电动机回路的开关量及模拟量的监测及与上层的通信。ST400IIIST503型数字式电动机综合保护装置与通讯管理单元采用双RS-485现场总线方式进行连接。现场保护测控单元层完成对厂用电系统各个回路的数字量、模拟量的采集、汇总，并将通信管理层需要的有关信号送往通信管理层。同时可接受通信管理层对各个回路设备的参数的整定。b)通信管理层通信管理单元采用双机双网冗余方式配置。通信管理层连接上位机系统层和现场保护测控单元层，通信管理层主设备——通信管理单元将现场保护测控层10kV、380V系统设备数据、信息收集、分析、处理后向上位机系统层主站传送和交换数据、信息。另一方面接收DCS或后台机下达的命令并转发现场保护测控单元层系列单元，完成对厂用电系统各开关设备的参数整定，实现遥调功能。通信管理层与上位机系统层主站采用100M以太网连接。c)上位机系统层上位机系统层设备系统由工程师维护后台机、打印机及网络设备组成，完成对厂用电系统的模拟量、交流量、开关量、脉冲量、数码量、温度量，保护信息等的数据采集、计算、判别、报警、保护，事件顺序记录（SOE），报表统计，曲线分析，并根据需要向现场保护测控单元层发布命令实现对电气设备的控制和调节。通信主控单元RCS-9698D实现公用DCS以及厂级SIS系统的通信链接和数据交换，整个厂用电微机综合保护及监测管理系统设2套RCS－9698D及2套网络交换机RCS－9882，实现与＃7机组DCS、＃8机组DCS，公用DCS和SIS系统的双网冗余通信，GPS对时装置RCS-9785及光纤对时扩展装置RCS-9884为整个管理系统提供卫星对时信号，确保全站系统始终保持统一的时间。RCS9881光纤以太网交换机实现整个系统的以太网光纤介质互联，确保通信长距离传输的可靠性、安全性和稳定性。1.3.8.2厂用微机监测管理系统功能及工作范围301 Q/101-105.13-2008厂用微机监测管理系统完成对四期厂用电系统主要参数的采集，分析，数据存储以及厂用电系统的管理、监测、报表打印等功能。同时通过厂用电通信管理系统可以以通信方式与DCS、SIS实现数据交换。a)厂用通信管理单元主要工作范围如下：l主厂房10kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段：包括各个段10kV进线、电动机、变压器馈线以及PT回路的数据采集及分析；l主厂房400VPC汽机、锅炉、保安、公用、照明、检修段：包括各个段进线、母联、电动机、馈线以及PT回路的数据采集及分析。主厂房设备主要与DCS实现数据通信。l输煤10kV以及辅助厂房400VPC各段：包括各个段进线、母联、重要电动机、馈线以及PT回路的数据采集及分析。辅助厂房设备主要SIS实现数据通信。b)厂用微机监测管理系统的功能：l实时数据采集与处理l数据库的建立与维护l控制操作l报警处理l事件顺序记录和事故追忆功能l画面生成、显示和打印l在线计算及制表l时钟同步l系统的自诊断和自恢复l与其它智能设备的接口l运行管理功能l控制功能l管理功能l防误闭锁功能l事故信号的远程复归功能l维护功能l在失去工作电源时信息不丢失l保护定值远方查看及整定功能301 Q/101-105.13-20081.3.8.3厂用电微机监测管理系统的巡回检查a)运行人员每班对厂用电微机监测管理装置检查一次，监控系统有异常时应增加巡视次数。巡视中发现的问题，应及时通知检修人员处理。b)检查间隔层测控装置运行是否有异常现象，各指示灯应正常，发现异常应立即通知检修人员，并作好记录。c)检查间隔层测控装置上各把手位置是否正确，正常运行时开关“远方/遥控/就地”切换把手应在“远方”位置。d)检查鼠标、键盘工作正常，操作员工作站上画面、曲线、参数显示正常。e)检查操作员画面的一次设备开关、刀闸、接地刀闸的位置指示与现场实际位置是否相符。f)检查操作员工面中的电流、电压、有功、无功、温度是否正确，检查模拟量是否实时刷新。1.3.8.4厂用电微机监测管理系统运行规定a)正常运行中厂用电微机监测管理系统应投入运行。b)操作员站主机和从机互为备用，在确有需要时，联系检修人员可短暂退出一台。c)厂用电微机监测管理系统的主要功能为监视和测量，本身还具有控制功能。在正常运行中，厂用电系统的控制应通过DCS进行，在DCS系统故障时，厂用电微机监测管理系统可作为DCS系统的紧急后备操作手段。1.3.9厂用电切换装置1.3.9.11000MW机组10kV段母线安装一套南京东大集团电力自动化研究所生产的MFC2000-2型微机厂用电快速切换装置。MFC2000-2型微机厂用电快速切换装置采用两片INTEL80C196KCCPU，主CPU完成开关量输入检测、逻辑、切换等主要功能，辅CPU完成显示、通信、打印等辅助功能。主CPU用其高速输入口测量频率、相角，在电压周波的每一过零点，可立即计算出该电压最新时刻的频率，任一时刻可计算出两电压间的相差，做到瞬时检频检相。装置在切换时间上具有快速切换、同期捕捉切换、残压切换等功能，快切不成功时自动转入同期捕捉和残压方式。在切换方式上可实现正常手动切换、事故切换、不正常切换以及并联切换、串联切换、同时切换功能。1.3.9.2MFC2000-2型微机厂用电快速切换装置的切换功能a）正常切换正常切换由手动启动，在DCS系统或装置面板上均可进行。正常切换是双向的，可以由工作电源切向备用电源，也可以由备用电源切向工作电源。正常切换有以下几种：1)并联切换l301 Q/101-105.13-2008并联自动：手动启动，在并联切换条件满足时，装置先合备用(工作)开关，经一定延时后自动跳开工作(备用)开关，如在这段延时内刚合上的备用(工作)开关被跳开,则装置不再自动跳工作(备用)开关。若装置启动后并联条件不满足，装置将闭锁发信，等待复归。l并联半自动：手动启动，在并联切换条件满足时，合上备用(工作)开关，而跳开工作(备用)开关的操作由人工完成，若在规定时间内操作人员仍未拉开工作(备用）开关，装置将发出告警信号。若装置启动后并联切换条件不满足，装置将闭锁发信，等待复归。2）正常同时切换：手动启动，先发跳工作(备用)开关命令，在切换条件满足时，发合备用(工作)开关命令。b）事故切换事故切换由保护启动，单向，只能由工作电源切向备用电源。事故切换有两种方式：1)串联切换：保护启动，先跳工作开关，在确认工作开关已跳开且切换条件满足时，合上备用开关。2)事故同时切换：保护启动，先发跳工作开关命令，在切换条件满足时，发合备用开关命令。c）不正常情况切换：不正常切换由装置检测到不正常情况后自行启动，单向，只能由工作电源切向备用电源。不正常情况指以下两种情况：1)低电压启动：厂用母线三相电压均低于整定值，时间超过整定延时，则根据选择方式进行串联或同时切换。2)工作电源开关误跳：因各种原因造成工作电源开关误跳开，即在切换条件满足时合上备用电源开关。1.3.9.3MFC2000-2型微机厂用电快速切换装置面板有关指示灯a）“运行”灯：指示工作电源开关合分状态，灯亮表示开关在合。b）“备用”灯：指示备用电源开关的合分状态，灯亮表示开关在合。c）“动作”灯：表示装置曾经被启动，尚未复归。d）“闭锁”灯：该信号是一个总的信号，表示装置因某种原因已处于闭锁状态。此时需结合光字牌或面板液晶显示，查明原因。1.3.9.4MFC2000-2型微机厂用电快速切换装置具有以下闭锁报警和故障处理功能：a）保护闭锁：某些保护(如分支过流)动作时，闭锁本装置。b）出口闭锁：当装置内部软压板或控制台闭锁开关闭锁装置的跳合闸出口时，装置发出口闭锁信号。出口闭锁可往复投退，不必经手动复归。301 Q/101-105.13-2008c）开关位置异常：当正常监测发现工作、备用开关不是一个在合一个在打开(工作开关误跳除外)位置时，将闭锁出口，并发此信号，等待复归。切换过程中如发现一定时间内该跳的开关未跳开或该合的开关未合上，装置将根据不同的切换方式分别处理(如在同时切换中，若该跳的开关未跳开，将造成两电源并列，装置将执行去耦合功能，跳开刚合上的开关)，并给出位置异常闭锁信号。d）后备电源失电：当两电源一电源工作而另一电源失电，将无法进行切换操作，装置将给出报警信号并进入等待复归状态。考虑到备用段PT的检修情况，可将此功能进行投退。但退出后，后备失电的情况下，装置只能实现残压切换。e）PT断线：厂用母线PT一相或两相断线，装置将闭锁报警并等待复归。f）装置异常：装置投入后即始终对CPU、RAM、EPROM、EEPROM、AD等重要部件进行自检，一旦有故障，装置将闭锁报警并等待复归。g）装置失电：装置开关电源输出的+5V、±15V、±24V直流电源任一路失电，装置将立即报警。h）等待复归：在下列情况下，装置将自动闭锁，进入等待复归状态，只能手动复归解除，如闭锁或故障仍存在，则复归不掉。此状态下不影响外部操作及启动信号。l进行了一次切换操作；l发生闭锁(出口闭锁除外)信号后（出口闭锁由人工投退）。l发生故障情况后(电压消失除外)。1.3.9.5MFC2000-2型微机厂用电快速切换装置投退操作步骤a）投入运行步骤1)检查MFC2000-2型微机厂用电快速切换装置处于良好备用状态。2)检查装置各压板均在断开位置。3)合上装置直流电源开关1K、2K。4)合上装置打印机交流电源开关3A。5)按“复归”按钮1A、2A，复归装置。6)检查装置无异常信号，各指示灯指示正确。7)装上装置跳合开关的各出口压板。8)在DCS系统上解除装置出口闭锁。b）退出运行步骤1)在DCS系统上投入装置出口闭锁。2)取下装置跳合开关的各出口压板。3）断开装置交、直流电源开关3A、1K、2K。1.3.9.61000MW机组10kV厂用电切换步骤（通过DCS进行操作，备用(工作)→工作(备用)切换，并联自动方式)：a）确认方式设置中将控制方式选为“远方”，将远方并联切换方式设置为“自动”。b）检查DCS系统上装置出口闭锁确已解除。301 Q/101-105.13-2008c)复归装置(如果此时装置处于闭锁状态）。d)确认装置无闭锁。e)点击DCS系统快切装置切换按钮。f)装置将自动合上工作(备用）开关、断开备用(工作）开关。g)“切换完毕”、“装置闭锁”灯亮，切换完成。h)复归装置闭锁信号。1.3.9.7MFC2000-2型微机厂用电快速切换装置运行规定：a)机组正常运行时，应将切换装置投入运行。在机组停运切换厂用电后，只需在DCS系统中投入装置出口闭锁即可，无需停用装置电源。机组停运后，解除切换装置相应的跳运行开关压板。需要退出快切装置的情况按照1.3.10.3执行。b)10kV厂用电正常情况下的切换操作，应通过DCS系统进行。使用方式为“并联、自动”。在机组事故情况下，发电机主开关已跳开而厂用电未切换时，应手动拉开工作开关，由切换装置自动投入备用开关。c)切换装置切换方式的设定，应由保护人员进行，运行人员负责核对检查。d)装置有数据记录或装置出现异常切换后时，运行人员应记录装置面板指示，必要时打印追忆录波数据，以供事故分析或记录残压曲线。e)装置的低压减载功能暂不投入运行。f)装置出现紊乱情况时，可按“复位”键进行复位。1.3.10400VPC母线备用电源自投装置电除尘400VPC母线配置施耐德公司BA型备用电源自投装置。1.3.10.1电除尘400VPC正常运行方式为工作电源合闸，备用开关在断。当工作电源开关跳开后，BA型备用电源自投装置启动，自动合上备用电源开关；当工作电源恢复时，经一定延时备用电源开关跳闸，工作电源合闸。1.3.10.2BA型备用电源自投装置四位置旋钮开关：a)自动方式：自动方式：正常情况下BA型备用电源自投装置方式开关应投入自动方式。当正常电源失电，备用电源正常时，自动切换到备用电源运行；当工作电源恢复时，经一定延时备用电源开关跳闸，工作电源合闸。b)强制电源R：当备用电源自投装置方式开关投入R时，如果备用电源开关分闸、工作电源投入时，将自动跳开工作电源开关，合上备用电源开关。c)强制电源N：当备用电源自投装置方式开关投入N时，如果工作电源开关分闸、备用电源投入时，将自动跳开备用电源开关，合上工作电源开关。301 Q/101-105.13-2008a)手动停止STOPMANU：当备用电源自投装置方式开关投入STOPMANU时，工作电源开关、备用电源开关都将跳闸，自投装置停用。1.3.10.3备用电源自投装置在下列情况下应停用：a)备用电源自投回路故障或有工作时；b)工作变压器停电前；c)备用变压器停电前；d)备用电源无电压时。1.3.10.4BA型备用电源自投装置运行规定：a)电除尘400VPC正常运行方式为工作电源合闸，备用开关在断开备用位置。当工作电源失去时，BA型备用电源自投装置启动，自动合上备用电源开关。正常运行时，应将备用电源自投装置投入运行，控制方式为自动方式。b)备用电源自投装置参数的设定应由检修人员进行。c)在工作电源故障失去时，应自动切换到备用电源运行，运行人员应检查备用电源自投装置动作情况是否正常。d)正常情况下，电除尘400VPC母线切换操作采用短时停电的方式进行倒换，切换前应通知灰水值班人员调整运行方式。e)在电除尘400VPC母线由备用电源供电时，应拉开另一段备用电源自投装置Q2小开关。1.3.11双电源自动切换装置1.3.11.1ASCOATS进线双投转换开关400V保安PC段、主厂房双电源MCC采用ASCO7000系列进线双投转换开关，实现双路电源的不间断切换。a)ASCOATS进线双投转换开关操作面板指示灯1）NormalSourceAccepted：工作电源正常；2）EmergencySourceAccepted：备用电源正常；电源正常的条件：l每相电压大于所设定的电源接受点设定值；l每相电压低于电压跳脱设定值且超过额定值电压的2％；l电源频率大于频率接受点设定值；l频率低于频率跳脱设定值且超过额定频率的2％；l相序与设定的参考相序符合；l相间不平衡电压小于不平衡接受点设定值。301 Q/101-105.13-20083）TransferSwitchConnectedToNormal：工作电源运行；4）TransferSwitchConnectedToEmergency：备用电源运行；5）ExtendedParallelTime：过并联超时故障，此时将闭锁任何切换；6）FailureToSynchronize：同期失败（相位差、频率差和电压差超限）；b)ASCOATS进线双投转换开关操作面板操作按钮及开关1）TransferControl：切换控制开关；lTransferTest：切换测试位置。当转换切换控制开关到切换测试位置时，控制器自动切换到备用电源运行，当切换测试模式被取消时（自动或人为强制），控制器自动切换回工作电源运行。lRetransferDelayBypass：取消测试切回工作电源开关的延时。当转换切换控制开关到此位置时，控制器自动切回工作电源运行，取消切换延时。2）TSLockedOut：切换开关锁定复位。当发生过并联超时故障，将闭锁任何切换，按下此按钮将复位过并联超时报警，解除切换闭锁；3）ClosedTransitionBypass：旁路闭路式切换按钮。按下此按钮将取消未完成的闭路切换，根据设定情况进行开路式切换或延时式切换。4）AlarmReset：报警复位按钮。1.3.11.2施耐德WATSN进线双投转换开关循环水泵房MCC采用WATSNB型进线双投转换开关。开关具有延时功能，具有电源电压、欠压、过压、失压、断相检测功能，切换方式为自投自复。有自动方式、手柄方式和手动遥控方式三种操作方式。a)施耐德WATSNB型进线双投转换开关操作面板指示灯l工作电源正常：电源指示灯常亮表示工作电源正常，灯闪表示工作电源故障。l备用电源正常；电源指示灯常亮表示备用电源正常，灯闪表示工作电源故障l工作电源合闸；l备用电源合闸；l工作电源跳闸；l备用电源跳闸；l自动：灯亮时表示装置处于自动方式，灯灭表示装置处于手动遥控方式。l过流脱扣故障：NB或RB灯亮，排除故障后需用手柄或手动借助外力使断路器再扣。b)施耐德WATSNB型进线双投转换开关操作面板按钮作用l复位键：控制器复位开关。用手柄操作后如欲恢复正常方式，需将自动/手动切换开关置于自动位，并按复位按钮。301 Q/101-105.13-2008l键：在运行状态时控制器自动(对应自动灯)／手动遥控方式转换键；在设置方式时确认键(自动存储设置数据，同时进入下一项设置)。l▲键：在手动遥控方式时工作电源运行；在设置方式递增键(数据自动递增)。l▼键：在手动遥控方式时备用电源运行；在设置方式递减键(数据自动递减)。lOFF键：在手动遥控方式当无NB/RB（工作、备用电源过流）报警时，使N/R开关置OFF（双分）。1.3.11.3脱硫保安MCC段采用DPT/SE630（lsomaxS3-S5)双电源自动切换装置。（一）控制器面板1、四位置旋钮控制开关：1)自动模式：“自动（AUTO）位置”，自投自复，正常工作在自动模式。当正常电源失电、缺相，备用电源正常时，自动切换到备用电源运行；当工作电源恢复时，经一定延时备用电源开关跳闸，工作电源合闸。2)正常供电模式：“正常（NET）位置”，备用电源投入时，将自动跳开备用电源开关，合上工作电源开关（不论是否有电），如果正常电源缺相或失压则自动trip,可按RESET或切至OFF位置复位。3)关断模式：“关断（OFF）位置”，将跳开在合闸位的断路器。4)应急供电模式：“应急（EMER）位置”，工作电源投入时，将自动跳开工作电源开关，如备用电源正常则合上备用电源开关。如果备用电源缺相或失压则自动trip,可按RESET或切至OFF位置复位。2、控制面板上断路器状态指示：ON、OFF和缺相、脱扣、报警。3、时间延时调整按钮：1)t1：从正常供电失压起到正常断路器断开的延时时间。2)t2：从正常断路器断开且备用电源正常到备用断路器闭合的延时时间。3)t3：从正常供电恢复正常时起到备用断路器断开的延时时间。4)t4：从备用断路器断开时起到正常断路器闭合的延时时间。（二）DPT/SE双电源自动切换装置运行规定：1.正常时检查两断路器在AUTO位，严禁切至MANUUAL位。脱硫PC段来为正常电源，主厂房保安PCB段来为备用电源。2.设定开关在“运行（RUN）”位置，控制开关在自动模式，控制箱内控制开关Q61/1、Q61/2在合良好，1-6QF小开关在合良好。3.两路电源电压指示应正常，各指示灯显示正确。装置自带的UPS工作灯亮，输入输出插座确已插好，母线停电时按OFF键关闭UPS。4.双电源自动切换装置参数的设定应由检修人员进行。301 Q/101-105.13-20085.在正常电源故障失去时，应自动切换到备用电源运行，运行人员应检查装置动作情况是否正常。6.任何情况下，脱硫保安MCC段母线必须采用短时停电的方式进行倒换，切换前应通知脱硫值班人员调整运行方式。7.脱硫保安MCC段两电源进线断路器无明显断开点，必须将脱硫PC段和主厂房保安PCB段来的电源开关拖出后才能允许检修工作。1.3.11.4进线双投转换开关运行规定a）正常运行时，对于双电源MCC，上一级PC段工作、备用电源开关应在合闸状态。b）进线双投转换开关参数的设定，应由检修人员进行。c）在工作电源故障跳闸情况时，应自动切换到备用电源运行，运行人员应检查进线双投转换开关动作情况是否正常。d）对于双电源MCC，在工作电源停电时，应采用手动切换瞬时停电的方式进行，即手动拉开上级PC段开关，由进线双投转换开关自动切换进行；在工作电源恢复供电时应送上工作电源开关，由进线双投转换开关自动切换进行。e）对于保安PC段，在工作电源开关需要停电时，应首先启动柴油机，待柴油机出口电压正常后，投入“禁止切换至工作开关”按钮，将ASCOATS进线双投转换开关操作面板“TransferControl”切换控制开关切至“TransferTest”切换测试位置，检查ASCOATS进线双投转换开关切换至备用电源开关运行正常，拉开锅炉PC段至保安段电源开关。在工作电源恢复时，合上锅炉PC段至保安段电源开关，解除“禁止切换至工作开关”按钮，检查ASCOATS进线双投转换开关自动切换正常。f）进行启动柴油机试验时，待柴油机出口电压正常后，投入“禁止切换至工作开关”按钮，将ASCOATS进线双投转换开关操作面板“TransferControl”切换控制开关切至“TransferTest”切换测试位置，检查ASCOATS进线双投转换开关切换至备用电源开关运行正常，经一定延时后解除“禁止切换至工作开关”按钮，检查ASCOATS进线双投转换开关自动切换正常。2机组试验原则2.1检修后的检查验收：2.1.1机组A级、B级检修后，有关设备系统的变更应有设备异动报告和检修交待。2.1.2运行人员应在各系统、设备试运转时参加验收工作，在验收时应对设备进行详细的检查，完成验收工作后，方可办理工作票终结手续，并作好记录。2.1.3在验收中发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，应及时向检修工作负责人提出。设备缺陷在投运之前必须消除，并将缺陷情况输入缺陷管理微机备案。2.1.4为检修工作而采取的临时设施应拆除，原设施已恢复。现场整洁，各通道畅通无阻301 Q/101-105.13-2008，栏杆完整，照明良好，保温齐全，各支吊架完整牢固。2.1.5机组本体部分、各辅助系统、设备完整，设备内部无杂物。2.1.6管道阀门连接良好，阀门开、关灵活，手轮完整，标示牌齐全，并有符合《电力工业技术管理法规》所规定的漆色及流向标志。2.1.7各看火孔、人孔门、检查孔开关灵活，关闭后严密性能良好。2.1.8集控室控制盘、就地控制盘、柜等齐全完整，各指示灯指示正确，可以投用；声光报警装置完好。各操作盘上的仪表、键盘、操作手柄、按钮等完整好用；LCD显示器清晰，室内有可靠的事故照明。2.2试验总则2.2.1机组A级、B级检修后，必须先进行主辅设备的保护、联锁试验，试验合格后才允许设备试转和投入运行。2.2.2进行各项试验时，要根据试验措施要求，严格按规定执行。2.2.3临故修或设备系统检修、保护和联锁的元器件及回路检修时，必须进行相应的试验且合格，其它保护联锁只进行投停检查。2.2.4有近控、远控的电动门、气动门、伺服机构，远控、近控都要试验，并记录开、关时间。对已投入运行的系统及承受压力的电动门、调节门不可进行试验。2.2.5设备试验方法分静态、动态两种：静态试验时，10kV辅助设备仅送试验电源，400V低压设备根据设备情况送试验电源或动力电源；动态试验时，操作、动力电源均送上。动态试验必需在静态试验合格后方可进行。2.2.6机组、设备联锁保护试验前，热工人员需强制满足有关条件。进行设备联锁试验前，应先进行就地及集控室手动启停试验并确认合格。2.2.7各联锁、保护试验动作及声光报警应正常，各灯光指示、画面状态显示正确。2.2.8机组正常运行中的定期试验，应选择机组运行稳定时进行，并严格按操作票执行。运行中设备的试验，应做好局部隔离措施，不得影响运行设备的安全。对于试验中可能造成的后果，应做好事故预想。2.2.9试验后应恢复强制条件，并可靠投入相应的保护联锁，不得随意改动，否则应经过规定的审批手续。2.2.10试验结束，做好系统及设备的恢复工作，校核保护值正确，分析试验结果，做好详细记录。2.2.11试验结束后，各设备应停动力电源。不停电应做好防止误启动措施，需启动的设备开关应切至“远方”位置。3机组试验301 Q/101-105.13-20083.1电动门、风门、调节门及挡板试验机组冷态启动前一天应对主要电动门、风门、调节门及挡板进行开关试验。3.1.1试验注意事项a)已投入运行的系统及承受压力的电动门、调节门不进行试验；b)有就地、远控的设备，对就地、远控都要试验。试验时，就地、远控均应有人监视，电动门应记录开关全程时间、圈数（关闭后，如有手操的一般不大于1／2圈）；c)电动机、伺服机良好、无磨擦和异常声音，各连杆和销子牢固可靠，无松动及弯曲现象。3.1.2试验方法a)联系热工人员送上各电动门、调节门、风门及挡板伺服机电源，并参加试验；b)检查各阀门、挡板伺服切换把手所在位置（手动或电动）；c)对所有电动门、调节门进行开关试验，开度指示与实际开度应相符，红、绿灯指示正确；d)近控、手操应开关灵活；e)远控试验时，限位开关应动作正常，有“停”按钮的阀门、风门还应试验停止正常；f)气动装置应动作灵活，进汽压力正常，无泄漏及其它异常现象，带“三断自锁”的还应做“三断自锁”试验，且试验良好。3.2辅机联锁试验3.2.1通则a)机组检修后或联锁装置检修后，为保证其可靠和准确，均应做一次鉴定性试验；b)试验时要求电气、热控人员一同参加，试验前各辅机电源开关送至试验位置，各风门和调节装置送操作控制电源；c)辅机静态试验是检验其保护回路是否工作正常，确有必要时才进行辅机的动态试验，并且不宜多次或反复进行；d)联锁试验应先局部后整体分阶段进行，最后做事故按钮停止辅机试验。3.2.2试验的原则性要求a)按启动条件，在缺少任一条件的情况下不能启动；b)在全部条件具备的条件下应能启动；c)按跳闸条件进行逐一试验时，该辅机应能跳闸。3.2.3联锁试验项目运行人员要配合热工人员做各程序启停的模拟试验，证实启停正确，步序完好。a)送风机及其油系统启动闭锁、跳闸、联动试验。b)吸风机及其冷却风系统启动闭锁、跳闸、联动试验。301 Q/101-105.13-2008a)一次风机及其油系统启动闭锁、跳闸、联动试验。b)磨煤机及其油系统启动闭锁、跳闸、联动试验。c)锅炉保护跳闸试验。d)空预器启动闭锁、跳闸、联动试验。e)运行人员要配合热工人员进行锅炉保护值模拟试验和负荷能力联锁、火检联锁试验。f)火检风机联锁试验。g)密封风机联锁试验。h)锅炉循环泵、启动系统调节阀及隔离阀的联锁试验。i)锅炉燃油系统联锁试验.4锅炉典型试验4.1锅炉水压试验4.1.1水压试验条件锅炉除一般六年进行一次水压试验外，锅炉受压元件经重大修理或改造后的锅炉投运前，应进行锅炉超水压试验。4.1.1.1锅炉A级、B级检修或因受热面泄漏检修后的锅炉一般做额定工作压力下的水压试验。4.1.1.2超压试验一般两次A级检修进行一次；根据设备具体技术状况，经上级主管锅炉压力容器安全监督部门同意，可适当延长或缩短超压试验间隔时间；超压试验可结合A级检修进行，列入A级检修的特殊项目。遇有下列情况之一时，应进行锅炉超水压试验：a）停用一年以上的锅炉恢复运行时。b）锅炉改造、受压元件经A级检修或更换后，如水冷壁管更换50%以上，过热器管、再热器或省煤器等部件成组更换及汽水分离器、储水罐进行了重大修理时。c）锅炉严重超压达1.25倍工作压力及以上时。d）锅炉严重缺水后受热面大面积变形时。e）根据运行情况，对设备安全可靠性有怀疑时。4.1.2锅炉水压试验压力规定(单位：MPa)一般情况下，水压试验压力为额定工作压力；锅炉超压试验的压力按制造厂规定执行，过热器、汽水分离器、储水罐、水冷壁、省煤器作为一个整体以省煤器进口设计压力（33.3MPa.g）的1.1倍（即36.63MPa.g）作水压试验；再热系统以再热器进口工作压力（4.99MPa.g）的1.5倍（即7.49MPa.g）单独进行水压试验。4.1.3锅炉水压试验范围4.1.3.1锅炉本体的一次汽系统水压试验为主给水管、省煤器、水冷壁和过热器，301 Q/101-105.13-2008自省煤器进口至过热器出口水压试验堵板前。4.1.3.2再热器部分水压试验和超压水压试验均为自冷段再热器进口管道水压试验堵阀到热段再热器出口管道水压试验堵阀。4.1.4水压试验的要求4.1.4.1工作压力水压试验的要求a）水压试验应在锅炉承压部件检修（安装）完毕，汽水分离器、储水罐、联箱的孔门封闭严密，汽水管道及其阀门附件连接完好、堵板拆除后进行。b）水压试验用水必须进行水处理，用除盐水或冷凝水，氯离子含量应小于25ppm。c）水压试验的水温按制造厂规定数值控制，一般在20℃～70℃。d）水压试验时升压速度应缓慢，压力从零升至工作压力时升压速度应≤0.294MPa/min，降压速度不大于0.3MPa/min。e）水压试验合格标准：1）停止上水后（在给水门不漏的条件下）5min压力下降值：主蒸汽系统不大于0.5MPa，再热蒸汽系统不大于0.25MPa。2）承压部件无漏水及湿润现象。3）承压部件无残余变形。4.1.4.2超水压试验的要求a）超压水压试验压力按制造厂规定执行，过热器、汽水分离器、储水罐、水冷壁、省煤器作为一个整体以省煤器进口设计压力（33.3MPa.g）的1.1倍（即36.63MPa.g）作水压试验；再热系统以再热器进口工作压力（4.99MPa.g）的1.5倍（即7.49MPa.g）单独进行水压试验。b）水压试验的水温按制造厂规定数值控制，一般在20℃～70℃。c）当压力上升到省煤器进口设计压力（33.3MPa.g）时，暂停升压，检查无泄漏和异常情况后，继续升压至超水压试验压力（36.63MPa.g），升压速度应＜0.098MPa/min。并在此压力下保持20分钟。水压合格后，疏水泄压。泄压速度控制在≈0.3MPa/min，压力降至0.098～0.196MPa.g时，开启各放空气阀和疏水阀。d）超水压试验合格标准：承压部件无泄漏及湿润现象，承压部件无残余变形。e）水压试验用水应采用除盐水，氯离子含量小于25ppm。f）水压试验完毕，疏掉可疏水部件的全部储水，拆掉安全阀堵头和弹簧吊架及碟簧吊架的销子。4.1.5锅炉水压试验前的准备和检查4.1.5.1检查与锅炉水压试验有关的汽水系统检修工作已结束，工作票已终结。4.1.5.2301 Q/101-105.13-2008水压试验前应将主蒸汽、再热蒸汽管道和下水连接管道、过渡段水冷壁连接管道、启动系统连接管道、集箱等各管道上的恒力弹簧吊架、可变弹簧吊架、炉顶恒力及可变弹簧吊架以及碟簧吊架用插销或定位片予以临时固定，暂当刚性吊架用，水压后应拆除。4.1.5.3水压试验的顺序，应先做再热蒸汽系统，后做锅炉一次汽系统。4.1.5.4锅炉各阀门的水压试验，应先做二次门，后做一次门。4.1.5.5水压试验前必须进行安全检查：a）所有外来的材料及工具均已清除；b）炉里面无人；c）压力表均已校准，压力传送管均正确连接，压力表前阀门处于打开位置；d）所有安全阀（除了PCV阀）必须装上堵头隔离；e）BCP仅泵壳部分参加水压试验，且必须装上水压试验专用的堵板；f）设计中未考虑到水压试验压力的其它部件要隔离；g）所有阀门应调节自如，且正确安装就位；h）361阀可不参加水压试验。4.1.5.6水压试验压力以就地压力表的指示为准，使用两块经校验合格的压力表，压力表精度0.5级，并进行校对。LCD上过热器出口或再热器进、出口压力的显示都已经校验正确并投入运行。4.1.5.7所需通讯工具准备齐全。4.1.5.8进行水压试验时PCV阀仍置“自动”位置。当进行超压水压试验时，PCV阀则均应置“手动”位置；各安全门的弹簧则应全部锁定，以防超压水压试验时PCV阀或安全门动作。4.1.5.9检查锅炉汽水系统与汽轮机确以隔绝，汽轮机主汽门后疏水门，中压主汽门上下阀座疏水应打开。4.1.5.10水压试验时环境温度一般应在5℃以上，否则应有可靠的防冻措施。4.1.5.11水压试验用水应采用除盐水，其水质符合要求。4.1.5.12锅炉进水温度一般在20℃～70℃。冬季应适当提高温度。4.1.5.13在锅炉进水前，应检查汽水系统阀门处于正确状态。4.1.5.14再热器冷段入口水压用堵板和热段出口再热蒸汽管道上的水压用堵板确已安装完毕，再热器出口管道水压试验用堵板前放水门确已关闭。4.1.6水压试验操作方法4.1.6.1水压试验按先低压后高压的顺序进行，先进行再热器系统的水压试验，然后进行省煤器、水冷壁和过热器系统的水压试验。4.1.6.2对锅炉汽水系统检查后，启动电动给水泵向锅炉进水。进水流量冬季不大于60t/h，其它季节不大于120t/h。锅炉进水后对锅炉各放水门疏水门排放15min301 Q/101-105.13-2008关闭。在锅炉继续进水过程中检查各空气门，待空气门有水连续流出后，逐只关闭各空气门。开始关闭空气门时，应注意调整进水流量，防止锅炉升压过快。4.1.6.3再热器水压试验时，利用再热器系统专门设计的水压试验用接头或再热器减温水调门给再热系统充水升压。4.1.6.4过热器水压试验时，对过热器系统上满水，利用电泵或专用柱塞泵打压。4.1.6.5上水温度与贮水罐和汽水分离器的壁温差≤28℃，泵压期间应保持贮水罐和汽水分离器的壁温≥20℃。水压试验时升压速度应缓慢，压力从零升至工作压力时升压速度应≤0.294MPa/min，达到工作压力后升压速度应＜0.098MPa/min。4.1.6.6当试验压力升至3.6MPa及26.15MPa时，停止升压并分别进行一次全面检查，经确认无泄漏和异常现象后方可继续升压，当压力升至36.63MPa时，稳压20分钟，开启疏水门以≈0.3MPa/min的降压速度降压。当降至工作压力或设计压力时进行全面检查，经检查各处无破裂变形和渗漏，即可认为水压合格，然后缓慢降压，并作好记录。4.1.6.7再热器水压试验时，升压时应缓慢，当水压上升到工作压力（4.99MPa.g）后停止升压保持压力稳定，对再热器系统进行全面检查，管路无漏水和异常现象时再升压至水压试验压力（7.49MPa.g），并在该压力下保持20分钟，水压合格后，疏水泄压。泄压速度控制在≈0.3MPa/min，待过热器系统水压结束后，再拆除再热器进口和出口的水压堵阀中的垫板、阀瓣、支撑挡板、压杆。4.1.6.8省煤器、水冷壁和过热器系统水压试验结束后，泄压速度控制在≈0.3MPa/min，压力降至0.098～0.196MPa.g时，开启各放空气阀和疏水阀。。4.1.6.9如锅炉在短期内不投入运行，当降压至0.5MPa时，关闭各空气门和疏水门停止泄压，进行充氮保护，或采取其它停炉保养措施。4.1.7锅炉水压试验的注意事项4.1.7.1水压试验必须统一指挥，升压和降压时要得到现场指挥的许可方能进行。4.1.7.2要有专人负责升压，严防超压。压力要以就地压力表指示为准，控制室内专人监视LCD压力。上下经常联系，当上下压力指示差别大时，应由热工人员校核确定。4.1.7.3压力升降要均匀平稳，严格控制升压速度，防止超过规定压力。调节进水量应缓慢均匀，以防发生水冲击。4.1.7.4升压过程中不得冲洗压力表管和取样管。4.1.7.5在进行省煤器、水冷壁及过热器水压试验过程中，应严密监视再热器压力情况，防止再热器起压、超压，并加强汽轮机缸温监视。301 Q/101-105.13-20084.1.7.6防止超压可以采取下列措施：a)降低电泵转速；b)关小上水调门直至全关；c)开启过、再热器集箱疏水门；d)停止电泵运行。4.2锅炉安全阀校验4.2.1安全阀校验原则4.2.1.1在机组A级检修或安全阀检修后均应对安全阀动作值进行校验。安全阀还应定期拉试，一般每年不少于一次。4.2.1.2安全阀校验工作应由锅炉检修负责人主持，检修人员负责校验，运行人员负责操作。4.2.1.3安全阀校验必须有完善的技术、组织措施。4.2.1.4安全阀校验的顺序为先高压、后低压，依次对屏过入口、过热器出口安全阀、再热器进出口安全阀逐一进行校验。一经校验合格就应加锁或加铅封，运行中不允许将安全阀解列。4.2.2安全阀校验必备条件4.2.2.1锅炉检修工作已结束，锅炉点火前的检查调试工作结束，过热器及再热器就地压力表、LCD内压力指示正确，锅炉疏、放水阀灵活好用，对锅炉本体和辅助设备进行启动前检查，确认已符合启动要求。4.2.2.2校验现场与集控室之间已设置通讯联络工具。4.2.2.3汽轮机旁路系统和真空系统能正常投运，凝汽器真空正常。4.2.3安全阀动作整定值安装位置阀门数量阀门型号整定压力MPa.g回座比温度℃单只排放量t/h高过出口21753WF30.854%605246屏过进口61753WD324%461335PCV41538VC27.53%605153高再出口11707RWF5.74%603206高再出口11707RWF5.854%603211低再进口11705RWB6.04%356269低再进口11705RWB6.104%356273低再进口61705RWB6.154%3562754.2.4利用液压校验装置进行安全阀校验4.2.4.1按照升温升压曲线，将过热器压力升至80%301 Q/101-105.13-2008的安全阀最低整定压力（24MPa.g），稳定机组负荷进行整定。PCV阀控制开关应置于“手动”位置。4.2.4.2待过热器出口安全阀校验结束后，将PCV阀控制开关置于“自动”位置，校验PCV阀。4.2.4.3再热器安全阀校验时，可在汽机不冲转条件下进行定跎调整。4.2.5锅炉安全阀校验注意事项4.2.5.1安全阀校验时，应加强对汽温、汽压的监视。4.2.5.2安全阀校验后，其起座压力、回座压力，应做好详细记录。4.2.5.3在锅炉运行中不得任意提高安全阀起座压力或使用压紧装置将安全阀压死。4.2.5.4安全阀校验过程中，如出现异常情况，应立即停止校验工作。5汽轮机典型试验5.1汽轮机高中压主汽门、调节汽门活动试验5.1.1活动试验条件a)所有主汽阀全开；b)机组负荷稳定在500～750MW之间；5.1.2高压主汽阀全关闭试验a)检查#1高压主汽门处于全开状态。b)按下阀门试验画面上MSV-1试验按钮并执行。c)就地观察阀门的实际动作，检查试验画面上“TEST”、“FULLCLOSE”、“FULLOPEN”灯亮。确认MSV-1匀速平稳地移动到10%开度的位置。d)当阀门到达10%开启位置时，MSV-1电磁阀通电，MSV-1被迅速关闭，就地检查MSV-1全关。e)检查试验画面上“TEST”、“FULLCLOSE”灯亮，“FULLOPEN”灯灭。f)点击“UNLOCK”并执行，MSV-1开始开启。“UNLOCK”、“FULLCLOSE”、“FULLOPEN”灯亮。g)电磁快关阀失电，开启信号输入伺服阀观察MSV-1阀能平稳匀速地开启。h)MSV-1完全开启，“UNLOCK”、“FULLOPEN”灯亮，“FULLCLOSE”、“TEST”灯灭。i)依次重复上面步骤，对其它主汽阀进行试验。j)试验周期每周一次。5.1.3高压主汽门活动试验a)检查#1高压主汽门处于全开位置。b)按下阀门试验画面上MSV-1试验按钮并执行。c)就地观察阀门的实际动作，检查试验画面上“TEST”、“FULLCLOSE”、“FULLOPEN”灯亮。稍微关闭后，点击“UNLOCK”并执行，MSV-1开始开启。“TEST”、“UNLOCK”、“FULL301 Q/101-105.13-2008CLOSE”、“FULLOPEN”灯亮。d)MSV-1完全开启，“UNLOCK”、“FULLOPEN”灯亮，“FULLCLOSE”、“TEST”灯灭。e)依次重复上面1-4步骤，用#2高压主汽门活动试验按钮及绿灯/红灯显示，对#2高压主汽门进行活动试验。e)试验周期每天一次。5.1.4高调门全行程活动试验四个调节阀试验装置都是电气联锁的，因此试验时不能同时关闭两个阀，在试验之前，机组的负荷应减少到满负荷的75%，以防机组负荷在试验时发生波动。在75%MCR工况负荷时，CV-4基本处于全关位置，因此在试验CV-1、2和3的过程中，CV-4阀的行程在其全行程范围内变化。a)检查主机在750MW以下负荷运行稳定。b)检查“负荷设定”在“AUTO”位置。c)检查“汽机主控”为“AUTO”。d)按下阀门试验画面上CV-1试验按钮并执行。e)检查试验画面上CV-1位返指示正常。f)在#1高调门关至约10%开度时，电磁快动阀带电，使#1高调门快速关闭至全关,此过程中注意检查#4高调门开启正常。g)就地确认#1高调门全关后，点击“UNLOCK”并执行，CV-1开始开启。h)电磁快动阀失电，开启信号输入伺服阀，#1高调门平稳地慢慢开启至试验前位置。i)试验过程中，其它调门改变位置以维持机组负荷不变,此过程中注意#4高调门关闭情况。j)按同样方法逐一试验#2、#3高调门。k)试验周期每周一次。无需对CV-4阀门进行试验，因为在试验CV-1到CV-3的过程中，CV-4阀的行程会发生平稳的变化。5.1.5中联门(CRV)全行程关闭试验中联门(CRV)的试验装置是电气联锁的，不能同时关闭。a)检查主机运行稳定，机组负荷低于750MW。b)检查#1中压主汽门、调门处于全开状态。c)点击阀门试验画面的CRV-1“TEST”按钮并执行，ICV-1开始关闭，“TEST”、“FULLCLOSE”、“FULLOPEN”灯亮。d)确认ICV-1行程匀速平稳地关闭到10%的位置。e)当阀门关闭到10%的位置时，ICV-1的电磁阀快速关闭阀通电，ICV-1阀被快速关闭。301 Q/101-105.13-2008a)调节阀被完全关闭时，RSV-1的试验电磁阀通电，自动关闭RSV-1。b)RSV-1平稳匀速地关闭到10%的位置。c)当阀移到10%开启位置时，RSV-1的电磁快速关闭阀通电，并快速地关闭RSV-1阀。d)就地确认RSV-1阀全关，检查试验画面上“TEST”、“FULLCLOSE”灯亮，“FULLOPEN”灯灭。e)点击阀门试验画面的“UNLOCK”按钮并执行，确认RSV-1阀开始开启，“UNLOCK”、“FULLCLOSE”、“FULLOPEN”灯亮。f)当RSV-1阀位置达到100%开启位置时，自动开启ICV-1阀。g)确认CRV-1全开，“UNLOCK”、“FULLOPEN”灯亮，“FULLCLOSE”、“TEST”灯灭。h)依次重复上述步骤试验CRV-2阀。i)试验周期每周一次。5.1.6中调门活动试验a)检查主机运行稳定，机组负荷低于750MW。b)检查#1中联门处于全开状态。c)点击阀门试验画面的CRV-1“TEST”按钮并执行，ICV-1开始关闭，“TEST”、“FULLCLOSE”、“FULLOPEN”灯亮。d)ICV-1稍微关闭后，点击阀门试验画面的“UNLOCK”按钮并执行，确认ICV-1阀开始开启，注意检查#1中调门平稳开启至全开，“UNLOCK”、“FULLOPEN”灯亮，“FULLCLOSE”、“TEST”灯灭。。e)以同样方法试验#2中调门。f)试验周期每天一次。5.2汽机主跳闸电磁阀动作试验5.2.1定期试验的目的确保主遮断电磁阀能正常工作，试验过程能够在机组带负荷正常运行状态下完成。5.2.2在进行试验前检查A、B主跳闸电磁阀“ENERGIZE”灯皆亮，有一个不亮，禁止试验。5.2.3按下Ａ主跳闸电磁阀“TEST”按钮并执行，检查Ａ主跳闸电磁阀“ENERGIZE”灯灭，就地仔细倾听确认电磁阀动作。5.2.4按下Ａ主跳闸电磁阀“UNLOCK”按钮并执行，检查Ａ主跳闸电磁阀“ENERGIZE”灯亮。注意该灯不灭亮，禁止继续试验，否则会造成汽机跳闸。5.2.5重复以上步骤进行B主遮断电磁阀试验301 Q/101-105.13-20085.2.6不要同时试验A和B阀，联锁会阻止这种情况发生。但当联锁失败时，两个主遮断电磁阀都同时失电，此时机组会立即跳闸。5.2.7试验周期每周一次。5.3喷油跳闸试验5.3.1试验前确保所有的按钮指示灯亮。5.3.2确保汽轮机运行正常.5.3.3在汽轮机安全装置画面上点击“LOCKOUTTEST”按钮，点击“TEST”并执行。5.3.4确认“LOCKOUTTEST”按钮下方“TEST”灯亮，“RESET”灯灭，“LOCKOUT”灯亮并报警。5.3.5就地检查锁定阀已锁定。注意：如果以上提示信号没有出现，不要进行试验。5.3.6按下“OILTRIP”下的“TRIP”按钮并执行,检查并确认“OILTRIP”下的“OILTRIP”灯和“INTRIP”灯亮,表明危急遮断器和机械遮断阀已被成功操作并且现在可以开始复位。就地检查机械跳闸阀动作正常。5.3.7按下“OILTRIP”下的“RESET”按钮并执行,。检查并确认“OILTRIP”下的“RESET”灯亮。5.3.8检查机械跳闸阀复位。“RESET”灯亮10秒后，锁定电磁阀自动复位。“LOCKOUT”灯灭，报警复位。5.3.9试验结束。5.3.10试验周期每周一次。5.4汽机后备超速保护（BUG）回路试验5.4.1联系热工人员到现场。5.4.2由热工人员点击BUG回路A试验按钮，确认A回路“TESTA”、”OPERATEA”灯先亮后灭。5.4.3依照上述方法对BUG三个回路逐一试验。5.4.4试验时一定注意，不得同时按下三个回路中的任两个试验按钮，且试验后，任一“OPERATE”灯不灭，不得继续试验，由热工人员检查处理。5.4.5试验周期每周一次.5.5汽机后备超速保护试验5.5.1确认后备超速保护跳闸值正确,启动喷油试验,确认跳闸系统功能正常.5.5.2进行后备超速保护通道检查试验.确认BUG回路正常.5.5.3在进行上述检查后,根据下列程序进行操作.5.5.4按下闭锁阀试验按钮,检查闭锁信号指示灯亮.5.5.5按下超速试验按钮转速增加,开始进行超速保护试验.5.5.6达到超速保护动作值,确认高压主汽门,高压调汽门,中联门,抽汽逆止门关闭.301 Q/101-105.13-20085.5.7记录跳闸转速.5.5.8当转速到达实际转速.按下复位按钮,检查上述阀门开启5.5.9恢复正常转速.5.5.10试验周期12-24个月.5.6汽机抽汽逆止门活动试验5.6.1检查主机运行稳定。5.6.2检查试验抽汽逆止门处于全开状态。5.6.3就地扳动抽汽逆止门空气试验阀。5.6.4检查确认抽汽逆止门开始关闭，稍微活动关闭后松开空气试验阀。5.6.5检查确认试验抽汽逆止门重新至全开位置。5.6.6以同样的试验程序逐一对各抽汽逆止门进行活动试验。5.6.7试验周期每天一次5.7汽机功率负荷不平衡继电器（PLU）回路试验5.7.1联系热工人员到现场。5.7.2由热工人员按下PLU回路A试验按钮，确认回路“TESTA”、“OPERATEA”灯先亮后灭。5.7.3依照上述方法对PLU三个回路逐一试验。5.7.4试验时一定注意，不得同时按下三个回路中的任两个试验按钮，且试验后，任一“OPERATED”灯不灭，不得继续试验，由热工人员检查处理。5.7.5试验周期每周一次.5.8TOPEOP和MSP低油压试验5.8.1确认润滑油系统工作正常，TOP在“自动”方式。5.8.2选择交流油泵联锁1“开始试验”。5.8.3检查并确认TOP自启动并运转良好，主机润滑油压正常。5.8.4选择交流油泵联锁1“试验结束”。5.8.5检查TOP停运。5.8.6按照同样方法对交流油泵联锁2进行试验。5.8.7检查EOP在“自动”方式。5.8.8选择直流油泵联锁“开始试验”5.8.9检查EOP启动而且运行正常，主机润滑油压正常。5.8.10选择直流油泵联锁“试验结束”。5.8.11检查EOP自动停运。301 Q/101-105.13-20085.8.12检查MSP在“自动”方式。5.8.13选择启动油泵联锁“开始试验”。5.8.14检查MSP启动而且运行正常，主机润滑油压正常。5.8.15选择直流油泵联锁“试验结束”。5.8.16检查EOP自动停运。5.8.17试验周期每周一次5.9机组定速后试验机组首次启动或大修后的所有静止试验项目及其准备工作全部完成后，就可冲转汽轮机。在机组定速3000r/min时至少需作下列试验项目：5.9.1检查调节系统各部套是否动作正常。5.9.2检查系统有无泄漏。5.9.3做打闸试验(分别完成下述打闸试验)：5.9.3.1机头手拉机头手动停机机构。5.9.3.2集控室停机按钮。5.9.3.3汽机保护（ETS）停机。5.9.4做电气各项试验。5.9.5主汽门、调门严密性试验。5.10主汽门、调门严密性试验5.10.1机组定速3000r/min,主汽压为50%额定蒸汽压力以上，关闭所有主汽门,经过一段时间后,其转速应低于(P/P0×1000)r/min。其中:P─实际进汽压力Po─额定蒸汽压力5.10.2转速满足要求后,打闸停机。重新挂闸,升速,定速3000r/min,关闭所有调节汽门,其转速经过一段时间后应低于(P/P0×1000)r/min。5.11汽机真空严密性试验5.11.1联系值长，维持机组负荷在800MW以上，保持运行工况稳定，通知各有关人员到位。5.11.2全停真空泵，检查真空泵入口门联关。5.11.3真空泵入口门关闭30秒后开始记录，每分钟记录一次真空读数。5.11.4记录8min后启动真空泵。5.11.5取后5分钟平均值算出真空平均下降速度。5.11.6真空严密性评价标准如下：优：0.133kPa/分（1mmHg/分）。良：0.266kPa/分（2mmHg/分）。301 Q/101-105.13-2008合格：0.399kPa/分（3mmHg/分）。5.11.7试验时，如真空下降至-87.5KPa，应立即停止试验，启动真空泵，恢复正常运行方式。5.12注油升速试验如果注油升速试验动作转速高于96%额定转速（2880r/min），此时应停机重新调整到96%额定转速或再低些。5.12.1将汽机转速升到2700r/min。5.12.2按下“LOCKOUTTEST”按钮，点击“TEST”并执行。检查“LOCKOUT”灯亮。按下“OILTRIP”按钮点击“TRIP”并执行。检查“INTRIP”指示灯亮。5.12.3如果汽机在2700r/min跳闸,停机调整危急保安器。5.12.4慢慢手动增加汽轮机转速。5.12.5当转速达到油跳闸转速,检查“OILTRIP”灯亮,最小转速油跳闸试验成功。5.12.6点击“OILTRIP”按钮，按下“RESET”并执行，检查“INRESET”灯亮然后熄灭，同时“RESET”灯亮。“RESET”灯亮10秒后，锁定电磁阀自动复位。5.13汽机超速试验5.13.1按照正常停机程序汽轮机减负荷。5.13.2启动TOP、MSP油泵，检查运转正常。5.13.3汽轮机打闸停机，将HIACS控制方式切至“MONITOR”，旁路投入自动，设定主汽压5-6MPa，温度350-400℃。5.13.4汽轮机复位，将负荷限制器升至高限。5.13.5选择目标转速3000r/min，升速率300r/min/m，转速升至3000r/min。5.13.6超速试验时，蒸汽参数规定如下：主汽压力：不得高于5～6MPa主汽温度：350～400℃以上。凝汽器压力应在0.0147MPa，排汽温度应在80℃以下，否则应投入低压缸喷水，以保持上述温度。5.13.7将TSI超速保护值由3300r/min改为3330r/min。5.13.8转速至3000r/min后，将锁定电磁阀锁定，先进行假超速试验（超速但不跳闸）。5.13.9按下“OVERSPEEDTEST”按钮，DEH将转速目标值设为3330r/min，将升速率设置为10～15r/min/s，直至机械跳闸阀动作，记录动作转速值。若转速超过危急保安器动作值而未动作，立即手按“ALLVALVESCLOSED”按钮或打闸停机。5.13.10转速降至3000r/min后复位油跳闸电磁阀，机械跳闸阀复位10301 Q/101-105.13-2008s后，锁定电磁阀应自动复位，否则手动复位。5.13.11确认锁定电磁阀复位后，按以上步骤进行汽轮机的实际超速试验，同时记录实际动作转速值。汽轮机转速上升到危急保安器动作值，危急保安器动作，汽轮机跳闸，关闭主汽门、调门。5.13.12如果汽轮机转速上升到危急保安器动作值而危急保安器未动作，立即手动紧急停机。5.13.13危急保安器超速脱扣试验应在同一情况下试验两次，两次动作转速差不应超过18r/min。5.13.14试验规定及注意事项5.13.14.1汽机初次启动、大修或连续运行6～12个月及危急保安器检修后，必须进行超速试验，以确证危急保安器动作正确。5.13.14.2试验必须由总工程师主持，在汽机专业技术人员指导下进行。5.13.14.3试验必须在高中压主汽门、调门关闭试验、集控室手动“紧急停机按钮”试验、就地手动脱扣试验、后备超速保护试验和注油试验进行完毕且动作正常后进行。5.13.14.4机组冷态启动过程中的超速试验应在机组带25％额定负荷下至少运行3～4小时后方可进行。5.13.14.5试验过程中，轴承进油温度应保持在40～45℃之间。5.13.14.6超速试验过程中，必须由专人严密监视机组的振动情况，并与指挥人保持密切联系，若振动增大，未查明原因之前，不得继续作超速试验，振动异常应立即打闸停机。5.13.14.7超速试验升速前不得再作喷油试验。5.13.14.8每次提升转速在3200r/min以上的高速区停留时间不得超过1min。5.13.14.9当转速提升到3330r/min危急遮断器仍不动作时，打闸停机，在查明原因并采取正确处理措施之后，才能继续作超速试验。5.13.14.10超速试验过程的转速监视，由与TSI电气超速保护数字转速表相当精度的数字转速表显示，其它的数字转速表仅供参考。5.13.14.11超速试验的全过程应控制在30min以内完成。5.13.14.12试验前应配备足够的试验人员、试验仪表及工具。5.13.14.13试验过程中，就地手动跳闸手柄必须有专人负责，前箱处应装设转速表。5.13.14.14试验时，应严密监视机组转速、振动、轴向位移、低压缸排汽温度等参数变化。5.13.14.15试验前应投入有关记录仪及打印机，连续打印机组转速、振动、低压缸排汽温度等参数。5.13.15禁止作超速试验的情况5.13.15.1机组经长期运行后准备停机，其健康状况不明时，严禁作超速试验。5.13.15.2严禁在大修之前作超速试验。5.13.15.3301 Q/101-105.13-2008禁止在额定参数或接近额定参数下作超速试验。如一定要在高参数下作超速试验时，应投入DEH的阀位限制功能和负荷限制功能。5.13.15.4调节保安系统、调速汽门、主汽门或抽汽逆止门有卡涩现象。5.13.15.5各调速汽门、主汽门或抽汽逆止门严密性不合格。5.13.15.6轴承振动超过规定值或机组有其他异常情况。5.13.16应作超速试验的情况5.13.16.1汽轮机安装完毕，首次起动时；5.13.16.2机组经过大修后，首次起动时；5.13.17.3危急遮断器解体复装以后；5.13.17.4在前箱内作过任何影响危急遮断器动作转速整定值的检修以后。5.13.17.5停机一个月以上，再次启动时；5.13.17.6甩负荷试验之前。6发电机大修后典型试验6.1在不同转速下测量发电机转子绕组交流阻抗及功率损耗6.1.1提起发电机励磁碳刷。6.1.2控制汽轮机升速,由试验测量人员测量转子绝缘电阻，并分别在0、500、1000、1500、2000、2500、3000r/min时连续测量转子交流阻抗及功耗。6.2发变组短路特性试验（根据需要进行）6.2.1在主变高压侧连接短路线。6.2.2发电机负载情况下，调节器切换为手动方式，同时改为三机模式；使发电机定子电流升至5000A，(在增加励磁的过程中监视发变组差动保护不平衡电流，发现异常中止试验。)由试验测量人员测发变组差动保护、励磁变差动保护CT相位及不平衡电压测量。6.2.3合上灭磁开关，缓缓升压至定子电流达到额定值，再缓缓降至零位，录取发电机的短路特性曲线。注意：在升压和降压过程中，调节励磁只能向一个方向调节，严禁反复调节。6.2.4录取发电机的三相稳定短路特性曲线，与以前测得的数据比较，其差别应在测量误差范围内。6.3发电机空载特性试验发电机空载情况下，由调节器手动方式缓缓升压，升压至1.05Ue后再缓缓降压至零，录取发电机空载特性曲线并测量发电机出口电压相位是否正确。注意：在升压和降压过程中，只能向一个方向调节。6.4测轴电压和残压6.4.1将汽侧轴瓦上油膜短接接地,用高内阻电压表测量转子两电压和励端轴瓦绝缘座上的电压。轴电压测量要求：301 Q/101-105.13-20086.4.1.1用高内阻电压表测量发电机轴电压,若轴承绝缘良好,转子两端轴上的电压一般应等于轴承与机座间的电压。6.4.1.2汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V。6.4.1.3测量时采用高内阻（不小于100kΩ/V）的交流电压表。6.4.2在发电机PT一次侧测量发电机残压。6.5假并试验（以#7机组为例）6.5.1检查5063、5062断路器、50632及50621隔离开关在断开位置。6.5.2检查50636隔离开关在合位置。6.5.3将发电机电压升至额定值。6.5.4进行5063断路器自动准同期试验。6.5.5进行5062断路器自动准同期试验。6.6主厂房10kV厂用电切换试验6.6.1发电机并网后且机组运行稳定后进行10kV厂用电切换试验。6.6.2试验步骤6.6.2.1主厂房10kV厂用电手动切换试验。6.6.2.2工作电源开关误跳试验：拉开10kV工作电源开关，检查备用电源开关自投良好。6.6.2.3分支过流闭锁快切装置试验：由保护班分别短接ABB发变组保护工作分支过流、零序过流保护出口接点，检查快切装置保护闭锁信号发出。301 Q/101-105.13-2008第六章机组事故处理1事故处理原则1.1在值长统一指挥下，迅速处理故障。有关领导协助处理事故时，所下操作命令必须通过值长下达。单元长受值长的调度指挥，值长不在时，单元长行使事故处理指挥权力。1.2事故处理遵循“保人身、保设备、保电网”的原则。事故处理人员应根据事故象征，迅速确认设备发生的故障性质、原因，消除对人身、设备的威胁，必要时应解列或停运故障设备。1.3确保厂用电系统及其所带负荷用户的供电，如厂用电失去，要确保保安电源安全停机，并尽快恢复厂用电系统供电。1.4迅速查清事故原因，及时采取正确的措施，消除故障，同时应注意保持非故障设备的连续运行。如故障原因不明或故障未消除禁止恢复故障设备运行。1.5在处理事故时，应尽量缩小事故范围，隔离故障设备，有效地防止事故扩大。1.6事故处理时头脑要镇静，分析要周密，判断要正确，处理要果断，行动要迅速。必须执行重复命令制度，命令执行后，应向发令人汇报。1.7事故处理过程中应迅速、正确地执行上级命令，如认为上级命令有错误，应申明理由拒绝执行，如上级坚持，应执行并做好记录，如执行后会对人身、设备、系统造成危害，应申明理由拒绝执行，并汇报有关领导。1.8事故情况下，运行人员必须坚守岗位，如事故发生在交接班期间，应延缓交接班，无关人员应远离故障现场，协助人员必须在统一指挥下进行。1.9事故处理完毕，应将发生事故的时间、现象、原因、运行方式及处理情况如实、详细地记录，并对发生的事故进行分析。2事故停机及停炉2.1汽轮机紧急停机条件。汽轮机遇有下列情况之一时，应破坏真空紧急停机：2.1.1汽轮机转速超过危急保安器动作转速而危急保安器拒动或达到电气超速保护值而保护不动作。2.1.2汽轮机发生水冲击。2.1.3机组突然发生剧烈振动达保护动作值而保护未动作或机组内部有明显的金属撞击声。2.1.4汽轮机任一轴承断油，或#1~4轴承任一轴承金属温度达115℃或#5~8轴承任一轴承金属温度达107℃，或其回油温度达75℃。2.1.5轴承或端部轴封摩擦冒火时。2.1.6主油箱油位急剧下降至-150mm以下。2.1.7发电机冒烟、冒火。2.1.8机组周围或油系统着火，无法很快扑灭并已严重威胁人身或设备安全。385 Q/101-105.13-20082.1.9厂用电全部失去。2.1.10发电机氢气冷却系统发生火灾。2.1.11密封油系统油氢差压失去，发电机密封瓦处大量漏氢。2.1.12循环水中断，不能立即恢复。2.1.13轴承润滑油压下降至0.07MPa，而保护不动作。2.1.14凝汽器真空急剧下降到─76.0kPa，而保护未动作。2.1.15轴向位移达极限值(+0.8mm/-1.28mm)2.2汽轮机故障停机条件。汽轮机遇到下列情况之一时，应进行故障停机：2.2.1汽轮机中速暖机前轴承振动超过0.03mm或正常运行中轴承振动突然增加0.05mm。2.2.2汽机启动过程中，通过临界转速时轴承振动超过0.1mm或相对轴承振动超过0.25mm。2.2.3汽轮机缸温差超过50℃。2.2.4主、再热蒸汽温度超过规定值，而在规定时间内不能恢复正常。2.2.5主、再热汽温低至低限值或在10分钟内急剧下降50℃。2.2.6真空缓慢下降，虽减负荷至0，但仍不能维持。2.2.7差胀超限。2.2.8低压缸Ａ或Ｂ排汽温度大于80℃，经处理无效，继续上升至107℃时而保护不动作。2.2.9两台EHG油泵运行，但EHG油压仍低于8.92MPa，经处理后仍不能恢复正常。2.2.10发电机定子冷却水导电度达9.9μs/cm或定子断水而保护不动作，或发电机定子线圈漏水，无法处理。2.2.11汽轮机主油泵工作严重失常。2.2.12主汽管道、高压给水管道或其它汽、水、油管道破裂，无法维持机组正常运行时。2.2.13DEH、TSI系统故障，致使一些重要参数无法监控，不能维持机组运行时。2.2.14高压缸排汽室内壁金属温度大于432℃，而保护不动作。2.2.15发电机氢气或密封油系统发生泄漏，无法维持机组正常运行时。2.2.16高、中压主汽门或调节汽门门杆卡涩，无法活动。2.3紧急停机操作及处理2.3.1在集控室手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机手动脱扣手柄，确认锅炉MFT,发电机解列，汽轮机转速下降；检查确认高中压主汽门、调门、各级抽汽逆止门关闭，检查通风阀开启。2.3.2检查汽机本体及主再热汽管道、抽汽管道疏水门联锁开启，厂用电切换成功。2.3.3手动启动主机TOP、MSP油泵，检查润滑油压正常，调整润滑油温正常。2.3.4停运真空泵，当汽轮机转速降至2300385 Q/101-105.13-2008r/min时，关闭至凝汽器所有疏水，开启真空破坏门（故障停机此项酌情处理）。2.3.5开启真空破坏门后，应及时将电泵、汽泵密封水回水切换至外排凝坑，避免真空低时回水不畅。2.3.6真空到0，停运轴封汽及其减温水。2.3.7转速至0，检查盘车自动投入正常；若自投不成功，应手动投入，记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。2.3.8停机过程中应注意机组的振动、润滑油温、密封油氢差压正常。2.3.9运行人员应到现场仔细倾听机组内部声音，当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时，严禁立即再次启动机组。2.3.10其它操作与正常停机相同。2.4手动紧急停炉条件。遇有下列情况之一时，应紧急停炉：2.4.1主蒸汽管道、再热蒸汽管道、给水管道等严重爆破，无法维持锅炉正常上水时。2.4.2炉膛、烟道内发生爆燃使主要设备损坏时或尾部烟道发生二次燃烧时，使空预器出口烟温上升至250℃时。2.4.3锅炉压力超限，所有安全阀拒动时。2.4.4DAS系统异常，无法进行监视时。2.4.5仪用气源失去，无法对机组阀门设备进行控制操作。2.4.6出现MFT保护动作条件，MFT拒动时。2.5故障停炉条件。遇有下列情况之一时，应请示值长停止锅炉运行：2.5.1锅炉给水、蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效时。2.5.2锅炉承压部件泄漏时，运行中无法处理（依具体情况，具体部位决定是否申请停炉）。2.5.3锅炉结焦严重，经多方处理难以维持正常运行时。2.5.4锅炉烟道堵灰严重，经采取措施仍无法维持炉膛正常负压时。2.5.5汽温和受热面壁温严重超温，经多方调整无法降低时。2.5.6PCV阀和锅炉安全阀存在严重缺陷，不能正常动作时。2.6紧急停炉的处理2.6.1MFT动作，将自动进行紧急停炉，否则应手动MFT。2.6.2检查下列联动动作应正常，否则立即手动操作：2.6.2.1所有磨煤机、给煤机、一次风机、密封风机、给水泵跳闸。燃油跳闸阀关闭，切断进入锅炉的一切燃料。2.6.2.2所有油枪电磁阀关闭，油枪吹扫闭锁。385 Q/101-105.13-20082.6.2.3磨煤机一次风关断挡板、分离器出口挡板关闭。2.6.2.4过热器、再热器减温水门均关闭。2.6.2.5MFT时自动强制执行下列操作：汽机主控强切手动。机组控制方式强制切换到“手动方式”。过热器喷水调节阀强制关。再热器喷水调节阀强制关。过热器和再热器烟气挡板控制站强制手动。送风机强制保持送风机叶片在上一次位置，引风机叶片控制在自动状态（5分钟后，送风机叶片控制强制释放）。风箱入口挡板控制强制保持（5分钟后释放）。2.6.2.6闭锁吹灰。若发生MFT时锅炉正吹灰，则吹灰中止。就地确认吹灰器退出。2.6.2.7跳闸汽轮机，发电机解列。2.6.2.8跳闸电除尘器。2.6.2.9锅炉强制通风吹扫五分钟。2.6.3若因炉管爆破停炉，保留一台吸风机运行，维持炉膛微负压，待炉内蒸汽基本消失后停止吸风机。若因尾部烟道二次燃烧停炉，严禁通风，投入蒸汽吹灰进行灭火。2.6.4其它操作按正常停炉及相关事故处理规定进行。并将事故原因、处理经过，立即汇报值长，并详细纪录。3厂用电全部失去3.1现象3.1.1锅炉MFT，汽机跳闸，发电机解列；报警响，各相应光字牌亮。3.1.2各段厂用母线电压到零，其电源开关均为绿灯亮。3.1.3所有运行的交流辅助设备停运，备用交流辅助设备不联动；电动门操作不动。3.1.4各直流设备联动。3.1.5交流照明灯灭，直流照明灯亮，控制室变暗。3.2原因3.2.1发电机解列，10kV各段工作电源失去，备用电源均未自投成功，或高备变故障跳闸，保安电源均未自投成功。3.3处理3.3.1385 Q/101-105.13-2008确认主机、小机直流油泵、直流密封油泵均已启动，否则可手动多次强合直至启动。检查主机润滑油压、油氢差压正常。3.3.2检查确认所有循环水泵出口蝶阀确已关闭，否则就地手动关闭。蝶阀在开状态，控制电源失电时，手动捅1YV，蝶阀关（面对油位计，左手边为2YV，右手边为1YV）。3.3.3手动开启凝汽器真空破坏门，关闭至凝汽器所有疏水。投入空预器气动马达，（四期厂用电全失去时联系锅炉队手动盘转）。关闭炉前燃油跳闸阀手动门和回油手动门。3.3.4通知各外围岗位进行厂用电失去的相应处理。通知空压机值班员开启所有临机供电的空压机。复归各跳闸设备，解除备用设备联锁。3.3.5立即对保安电源进行下列检查、操作：3.3.5.1检查柴油发电机自启动成功，否则手启，投入保安电源，恢复保安母线电源。3.3.5.2保安母线电源恢复后，逐步恢复机、炉各段保安MCC电源和交流事故照明。3.3.6保安电源恢复后，进行下列工作：3.3.6.1启动主机MSP、TOP油泵、顶轴油泵、交流密封油泵、小机交流油泵、交流火检风机，检查运行正常。停运有关直流设备。3.3.6.2投入各辅助设备润滑油系统，检查运行正常。3.3.6.3关闭汽泵、电泵出口门，检查泵不倒转。3.3.6.4检查确认高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门已关闭，关闭有关电动门；检查V.V阀开启。打开炉侧有关疏水。3.3.6.5检查调整所有停运制粉系统的风门、挡板位置正确。过热器、再热器减温水阀关闭。3.3.6.6主机转速至零投入盘车运行。如在投盘车前转子已静止，应先手动翻转转子180O，停留一段时间后再投入连续盘车。3.3.6.7检查UPS电源切换正常。检查110V、220V直流系统充电装置自启动正常。3.3.7拉开10kV各段所有合闸开关。检查10kV备用电源自投不成功原因，缺陷消除后，恢复10kV各段电源和低厂变运行。3.3.8逐级恢复厂用电，启动空预器电动马达运行，根据机组情况逐步恢复各系统。3.3.9若低压缸排汽温度大于50℃，应先启动凝泵，启动一台真空泵，保持凝汽器-20kPa的微真空，若循环水全失去，待排汽温度小于50℃后，方可投入循环水系统。3.3.10根据分离器、储水罐壁温差情况，请示总工锅炉上水，保持储水罐水位和除氧器水温正常。3.3.11逐步进行恢复机组运行的其它操作。4仪用压缩空气失去4.1现象4.1.1仪用气压力低报警。385 Q/101-105.13-20084.1.2气动调节门调节失灵，有关水位、温度无法自动调整。4.1.3个别气动调节门位置发生变化，或全开或全关。4.2原因4.2.1运行仪用空压机全部跳闸，备用空压机未投入。4.2.2仪用气管道严重泄漏，气压维持不住。4.2.3总气源门被误关。4.2.4空压机电源失去。4.3处理4.3.1立即联系灰水运行值班员，增大运行空压机的出力，启动备用空压机，对压缩空气系统全面检查、调整。4.3.2全面检查系统有无严重泄漏点，并设法隔离。4.3.3气压恢复前，就地手动调整一些重要调门或旁路手动门，保证除氧器、凝汽器水位、主机润滑油温等重要参数正常。4.3.4对其它一些气动阀门、风门、挡板等，能做手动调整的可做相应手动处理。4.3.5严密监视机组运行工况，当无法维持机组运行时，紧急停炉、停机。4.3.6停炉、停机后仍应就地操作相应的气动阀门、风门、挡板，防止设备损坏。5RUNBACK5.1现象（自动RB）5.1.1有重要辅助设备跳闸报警，跳闸辅助设备所控制的参数发生波动。5.1.2运行磨煤机跳闸按RB程序执行。5.1.3机组负荷快速下降至目标负荷并稳定。5.1.4主蒸汽流量、给水流量、汽压大幅度下降。5.2原因5.2.1两台吸风机运行时，其中一台吸风机故障跳闸，在协调CCS方式下，且机组负荷＞520MW时，将产生吸风机跳闸的RB。5.2.2两台送风机运行时，其中一台送风机故障跳闸，在协调CCS方式下，且机组负荷＞520MW时，将产生送风机跳闸的RB。5.2.3两台一次风机运行时，其中一台一次风机故障跳闸，在协调CCS方式下，且机组负荷＞520MW时，将产生一次风机跳闸的RB。5.2.4给水泵A、B运行时，其中一台跳闸，在协调CCS方式下，且机组负荷＞520MW，将产生给水泵A或B跳闸的RB。385 Q/101-105.13-20085.3处理5.3.1RB发生，检查协调自动执行情况，如RB自动执行正常要密切监视协调的工作情况，不得解除协调进行手动调整。如果RB自动执行不正常，应立即解除协调，切除部分磨煤机（按自动RB动作顺序），投入油枪稳燃，保留3台磨煤机运行，维持500MW负荷稳定，调整给水流量保障主、再热器沿程温度正常。5.3.2一台给水泵跳闸，电泵联启后要立即调整转速手动调整上水。注意监视运行小机自动调节正常。如果电泵启动不成功，应检查运行的给水泵自动调整正常，四抽压力不足应检查冷段汽源投入运行。5.3.3一台送风机跳闸立即将运行送风机出力加到最大，检查跳闸送风机出口烟气挡板关闭严密。5.3.4一台吸风机跳闸立即将运行引风机出力加到最大，检查跳闸吸风机出口烟气挡板、入口烟气挡板关闭严密。5.3.5一台一次风机跳闸立即将运行一次风机加到最大，检查跳闸一次风机出口挡板关闭严密，关闭一次风机联络挡板。5.3.6锅炉燃烧不稳，应立即投油助燃。调整燃料量、给水量、风量确保机组稳定运行。联系检修人员查找RB原因，消除故障后恢复机组正常运行。6给水流量突降或中断6.1现象：6.1.1给水压力、给水流量迅速下降并报警。6.1.2主汽压力、主汽流量及机组功率下降。6.1.3各段受热面工质温度迅速上升。6.1.4当汽机部分主汽门关闭时，锅炉各段压力及温度迅速上升，PCV和安全阀有可能动作。6.1.5当给水流量低于极限值或全部中断时，锅炉MFT。6.2原因：6.2.1给水泵故障，备用给水泵未能投入运行。6.2.2给水系统、高加故障或有关阀门被误关。6.2.3给水自动故障，给水流量被减少。6.2.4运行中A、B小机的汽源压力波动或中断。6.2.5给水管道泄漏或爆破。6.2.6由于机组负荷骤减造成给水泵A、B的出力下降。6.3处理：6.3.1给水泵故障，备用给水泵未能投运时，应立即手操启动备用给水泵。385 Q/101-105.13-20086.3.2有关阀门被误关时，应设法手动开启。6.3.3给水自动装置不正常时，应立即手动维持给水流量正常。6.3.4当给水流量≥573t/h时，应紧急减少燃料量，使燃料量与给水流量相适应，并检查风量自动正常；控制锅炉的汽压、汽温正常，并应设法提高给水流量，尽快恢复机组正常出力。6.3.5当给水流量≤510t/h在20s内不能增加至＞510t/h时，将MFT；若MFT未动作时，应立即手动MFT。6.3.6当给水流量≤382t/h在2s内不能增大至＞382t/h时也将MFT；若MFT未动作时，应立即手动MFT。6.3.7锅炉MFT后上水时，应根据分离器储水罐壁温情况严格控制给水流量。7高加解列7.1现象：7.1.1高加解列信号报警。7.1.2给水温度大幅度下降。7.1.3省煤器进出口、螺旋水冷壁进出口温度逐渐下降。7.1.4高加汽侧停用时，机组负荷将有所上升。7.1.5高加汽水管道或阀门爆破时，给水压力将下降。7.2原因：7.2.1高加水侧严重泄漏或爆破，造成高水位保护动作而紧急停用。7.2.2高加汽水管道、阀门爆破而紧急停用高加。7.2.3高加保护装置误动作。7.3处理：7.3.1检查相应一、二、三段抽汽电动及逆止阀联动关闭，高加水侧旁路阀自动打开，高加进、出口电动阀自动关闭，高加事故疏水阀自动开启，高加至除氧器疏水阀关闭。7.3.2给水自动控制不正常时，应即手动控制给水流量，当水冷壁出口温度变化时，根据给水温度下降值，迅速调整燃料与给水的比例（减少给水流量或增加燃料量），维持中间点温度正常，并相应调整减温水，维持主蒸汽温度正常，严密监视锅炉受热面各部壁温防止超温。7.3.3高加汽、水管道、阀门泄漏爆破时，将造成给水压力、大幅度下降，应设法消除漏点，维持机组运行；漏点运行中无法消除的应紧急停机。8空预器故障8.1现象8.1.1空预器故障跳闸报警。385 Q/101-105.13-20088.1.2空预器电流摆动或不正常的增大。8.1.3轴承温度不正常的升高。8.1.4转动部分有剧烈的摩擦撞击声。8.1.5跳闸空预器电流到零并报警。8.1.6单侧空预器跳闸时，延时5min联跳同侧吸、送风机，RB保护动作。8.1.7跳闸侧排烟温度急剧升高，一次风温、二次风温下降。8.1.8两台空预器故障跳闸延时10S，则MFT动作。8.2原因8.2.1空预器导向轴承、推力轴承损坏。8.2.2转子与外壳碰撞或有杂物。8.2.3电机或减速器故障。8.2.4电气保护动作。8.2.5空预器处发生再燃烧。8.2.6就地控制盘事故停机按钮误动，空预器事故停机报警发出。8.3处理8.3.1单侧空预器主电机故障跳闸，检查气动马达自启动成功，监视气动马达运行情况。否则，若跳闸前主电机无超电流现象，应立即强合一次，成功则继续运行，强合不成功或启动后电流超限，立即停止。查明故障原因，消除故障后，停止气动马达，恢复主电机运行。8.3.2若空预器停转信号发出，气动马达不联启，应检查气动马达气源正常。若空预器事故停机报警发出，可能闭锁气动马达联启，此时应将跳闸空预器变频器电源拉开，检查气动马达联启正常。若气动马达也不能正常运行，空预器停转，应立即联系锅炉检修人员手动盘车，延时5min联跳同侧吸、送风机，RB保护动作，按相关规定处理。8.3.3处理过程中应注意保持燃烧、汽温、给水流量、主汽压力正常。8.3.4经处理无效使空预器出口烟温上升至250℃时，汇报值长，按紧急停炉处理。8.3.5两台空预器停转后经10S延时MFT保护动作，紧急停止锅炉运行，否则手动MFT。9吸风机故障跳闸9.1现象9.1.1跳闸吸风机电流到零并报警。9.1.2锅炉汽温、汽压下降。9.1.3炉膛冒正压，炉膛压力大幅波动。9.1.4单侧吸风机故障跳闸联跳同侧送风机，RB保护动作。385 Q/101-105.13-20089.1.5两台吸风机故障跳闸，锅炉MFT动作紧急停止锅炉运行。9.2原因9.2.1同侧空预器跳闸（对侧在运行）。9.2.2同侧送风机跳闸。9.2.3吸风机轴承温度过高。9.2.4吸风机轴承振动大。9.2.5吸风机电机轴承温度过高。9.2.6吸风机电机电气保护跳闸。9.2.7吸风机热工保护跳闸（两台电机油泵全停且油压低，延时5S）9.2.8锅炉MFT后吹扫5min且炉膛压力≤-3kPa。9.3处理9.3.1立即增加运行吸风机出力，维持炉膛负压正常，注意电流不得超限，根据风量带负荷。9.3.2单侧吸风机跳闸时检查RB自动动作正常。9.3.3RB动作时检查机炉协调控制系统正常，紧急减负荷至500MW。9.3.4RB自动执行不正常时，应解除自动，手动执行RB，调整汽温、汽压、给水流量、燃烧稳定，必要时投油助燃。9.3.5MFT动作按其操作执行。9.3.6查明原因，故障消除后恢复运行。10送风机故障跳闸10.1现象10.1.1跳闸送风机电流到零并报警。10.1.2锅炉汽温、汽压下降。10.1.3炉膛负压增大，炉膛压力大幅波动。10.1.4送风机出口风压降低，送风量减少。10.1.5单台送风机故障跳闸联跳同侧吸风机，RB保护动作。10.1.6两台送风机故障跳闸，MFT动作紧急停止锅炉运行。10.2原因10.2.1两侧空预器均跳闸5分钟。10.2.2同侧吸风机跳闸。10.2.3送风机轴承温度过高。10.2.4送风机轴承振动大。385 Q/101-105.13-200810.2.5送风机电机轴承温度过高。10.2.6送风机电机电气保护跳闸。10.2.7送风机热工保护跳闸（电机油站油压低低，延时5S）10.3处理10.3.1立即增加运行风机出力，维持炉膛负压正常，烟气氧量正常，注意风机电流不得超限，根据风量带负荷。10.3.2RB动作，否则应手动减燃料。10.3.3RB动作时检查机炉协调控制系统正常，紧急减负荷至500MW。10.3.4RB自动执行不正常时，应解除自动，手动执行RB，调整汽温、汽压、给水流量，燃烧稳定，必要时投油助燃。10.3.5调整运行吸风机静叶、送风机动叶，控制炉膛负压正常。10.3.6当炉膛总风量＜30%BMCRMFT动作按其操作执行。10.3.7查明原因，故障消除后恢复其运行。11一次风机故障跳闸11.1现象11.1.1跳闸一次风机电流到零并报警。11.1.2锅炉汽温、汽压下降。11.1.3炉膛负压增大。11.1.4一次风机出口风压降低，磨煤机通风量减少。11.1.5单台一次风机故障跳闸，RB保护动作。11.1.6两台一次风机故障跳闸且燃油跳闸阀关闭或无油枪运行，延时3S，锅炉MFT保护动作。11.2原因11.2.1MFT动作。11.2.2一次风机电机电气保护跳闸。11.2.3一次风机轴承温度过高。11.2.4一次风机轴承振动大。11.2.5一次风机电机轴承温度过高。11.2.6一次风机热工保护动作。（电机油压低低，延时5S）11.3处理11.3.1增加运行一次风机出力，注意风机电流不得超限。11.3.2关闭跳闸侧空预器出口一次风挡板，关闭一次风机联络挡板，维持一次风母管压力。385 Q/101-105.13-200811.3.3单侧一次风机跳闸时检查RB自动动作正常。11.3.4RB动作时检查机炉协调控制系统正常，紧急减负荷至500MW。11.3.5RB自动执行不正常时，应解除自动，手动执行RB，调整汽温、汽压、给水流量、燃烧稳定，必要时投油助燃。11.3.6调整运行吸风机、送风机，控制炉膛负压正常。11.3.7MFT动作按其操作执行。11.3.8查明原因，故障消除后恢复其运行。12吸、送风机、一次风机喘振12.1现象12.1.1风机失速报警发出。12.1.2炉膛负压或风量大幅度波动，风机动叶（静叶）投自动时，另一侧风机动叶（静叶）自动调节频繁，炉内燃烧不稳。12.1.3喘振风机电流大幅度晃动，就地检查异音严重。12.2原因12.2.1受热面、空预器严重积灰或烟气系统挡板误关，引起系统阻力增大，造成风机动叶（静叶）开度与进入的风量、烟气量不相适应，使风机进入失速区。12.2.2操作风机动叶（静叶）时，幅度过大使风机进入失速区。12.2.3动叶（静叶）调节特性变差，使并列运行的二台风机发生“抢风”或自动控制失灵使其中一台风机进入失速区。12.2.4机组在高负荷时，吹灰器投入运行，或送风量过大。12.2.5并列运行的一台风机动叶（静叶）卡涩等原因，造成两台风机出力偏差大。12.3处理12.3.1如自动调节不正常时立即将风机动叶（静叶）控制置于手动方式，关小另一台未失速风机的动叶（静叶），适当关小失速风机的动叶（静叶），同时协调调节吸、送风机，维持炉膛负压在允许范围内。12.3.2若风机并列操作中发生喘振，应停止并列，尽快关小失速风机动叶（静叶），查明原因消除后，再进行并列操作。12.3.3若因风烟系统的风门、挡板被误关引起风机喘振，应立即打开，同时调整动叶（静叶）开度。若风门、挡板故障，立即降低锅炉负荷，联系检修处理。若为吹灰引起，立即停止。12.3.4经上述处理喘振消失，则稳定运行工况，进一步查找原因并采取相应的措施后，方可逐步增加风机的负荷；经上述处理后无效或已严重威胁设备的安全时，应立即停止该风机运行。385 Q/101-105.13-200813锅炉受热面泄漏13.1现象13.1.1炉膛或烟道内爆管附近有异音。13.1.2泄漏严重时，给水流量虽远大于蒸汽流量仍难以维持主汽压力、机组负荷。13.1.3水冷壁泄漏时，炉膛压力升高，炉墙不严密处有蒸汽冒出。13.1.4省煤器泄漏时，空预器入口烟温异常，省煤器下灰斗有水流出。13.1.5过热器、再热器泄漏时，压力下降，爆破点前汽温下降，爆破点后汽温上升或减温水量增大。13.1.6吸风机静叶开大，电流上升，空预器入口烟温降低。13.2原因13.2.1给水、炉水品质不合格使管内结垢超温，蒸汽品质长期不合格，造成腐蚀、结垢，传热恶化。13.2.2管材质量不合格，安装工艺不良。13.2.3长期飞灰磨损。13.2.4受热面超温烧坏。13.2.5吹灰器退不出，长期定点吹刷。13.2.6管内有异物，水循环不良。13.3处理13.3.1加大给水量，维持给水量大于最小给水流量，汇报值长，申请停炉。13.3.2降低锅炉负荷，适当降低过热器压力，保证各段受热面壁温不超温。13.3.3维持主、再热汽温度、炉膛压力及风机电流等参数在正常范围内。13.3.4泄漏严重给水流量无法维持时，达到保护动作值紧急停炉。13.3.5停炉后，应立即停运全部给水泵，停止上水。13.3.6炉膛吹扫结束后，保留一台吸风机维持炉膛负压正常，待蒸汽消失后，停止吸风机保持自然通风。14锅炉尾部烟道二次燃烧14.1现象14.1.1空预器进、出口烟温升高，排烟温度升高，烟压异常，氧量变小。热点探测装置报警。14.1.2空预器电流摆动大，轴承、外壳温度升高，严重时发生卡涩。14.1.3热一次、二次风温升高。14.1.4炉膛压力波动，吸风机静叶自动开大，吸风机电流上升。14.1.5再热器侧发生再燃烧时，再热汽温不正常地升高，烟气挡板自动关小。过热器侧发生再燃烧时，分隔屏入口汽温升高，一级喷水量增大。385 Q/101-105.13-200814.2原因14.2.1锅炉启动（停运）过程中，煤、油混燃时间太长，使尾部受热面、空预器波形板积存燃料。14.2.2锅炉低负荷运行时间过长，使尾部烟道内积存可燃物。14.2.3煤粉过粗或燃烧调整不当，使未燃尽的煤粉进入锅炉尾部烟道。14.2.4吹灰器故障，长期投运不正常。14.3处理14.3.1空预器入口烟温不正常升高时，应分析原因并采取相应调整措施，同时对烟道及空预器受热面进行吹灰。14.3.2经处理无效使空预器出口烟温上升至250℃时，汇报值长，按紧急停炉处理。14.3.3停炉后，停吸、送风机，炉膛严禁通风，投入相应吹灰器进行灭火。14.3.4空预器燃烧严重时，投入水冲洗进行灭火。灭火期间，保持空预器运转，严禁打开空预器人孔门观察。14.3.5确认着火已熄灭，接值长命令后，进行通风、吹扫，准备恢复。15汽压异常变化15.1现象15.1.1各主、再热蒸汽压力过高或过低。15.1.2机组负荷有变化。15.1.3主机轴向位移、差胀等有变化。15.1.4锅炉超压至PCV阀动作压力，PCV阀开启。15.1.5锅炉超压达安全阀动作压力，安全阀启座。15.2原因15.2.1负荷变化剧烈，机组负荷控制失灵，汽机调门异常动作。15.2.2启停制粉系统或给煤机、磨煤机，燃烧器工作不正常时。15.2.3燃烧不稳。15.2.4自动控制系统失灵，给水自动控制失灵。15.2.5煤质变化。15.2.6过热器、主蒸汽管疏水开关。15.2.7减温水流量变化。15.3处理15.3.1如果汽压异常是由于自动控制或给水自动造成，解除有关自动，手动调节。15.3.2当汽压急剧升高，来不及调节时，可开启过热器疏水门或PCV阀，以尽快降压。385 Q/101-105.13-200815.3.3锅炉压力升高至安全阀动作压力时，安全阀动作。如果压力降至安全阀回座压力，安全阀回座，锅炉可以继续运行；如果锅炉安全阀动作后无法使其回座或压力超限至安全阀动作压力，所有安全阀拒动时，应紧急停炉。15.3.4压力异常变化时，要分析原因，针对性地进行处理。16主蒸汽温度异常16.1现象16.1.1主蒸汽温度高于608℃或温度低于586℃报警。16.1.2过热器各段汽温不正常地升高或降低。16.1.3若蒸汽带水，机组会发生水冲击。16.2原因16.2.1给水控制系统故障，燃料与给水的比例失调。16.2.2一、二级减温水门故障。16.2.3燃烧调整不当，火焰中心过高或过低。16.2.4风量配合不当，炉底水封破坏；煤质差、煤粉细度过粗，使燃烧不正常。16.2.5高加解列。16.2.6炉膛严重结焦。16.2.7过热器进口段泄漏、爆破，使出口汽温升高。16.2.8屏过进口安全门因故障而起座，使屏过和高过出口汽温升高。16.2.9过热器侧烟气挡板开度不正常。16.3处理16.3.1给水控制系统故障时，应手动调整燃料与给水的比例，使主蒸汽温度恢复正常。16.3.2减温水门故障时，应设法手动增、减减温水。16.3.3燃烧不正常时，及时调整风量和燃烧。16.3.4过热器结焦时，应加强吹灰，判断为锅炉受热面污染严重时，应增加炉膛吹灰次数。16.3.5过热器泄漏、爆破时，及时降低主蒸汽温度，并按过热器损坏处理。16.3.6屏过进口安全门起座时，应即降压或设法使其回座，减少对汽温的影响。16.3.7加强对汽轮机膨胀、胀差、轴向位移，轴振及轴瓦温度的监视。16.3.8汽机侧主汽温度仍继续升高到一定程度，视情况可故障停机。17再热蒸汽温度异常17.1现象17.1.1再蒸汽温度高于608℃或温度低于586℃报警。385 Q/101-105.13-200817.1.2再热器各段汽温不正常地升高或降低。17.1.3主机轴向位移、差胀等有异常变化。17.2原因17.2.1再热调温挡板的控制系统或再热减温水的控制系统故障。17.2.2燃烧调整不当，火焰中心过高或过低。17.2.3风量配合不当，炉底水封破坏；煤质差、煤粉细度过粗，使燃烧不正常。17.2.4再热器部位结焦严重，使汽温下降或升高。17.2.5再热器进口段泄漏、爆破，使出口汽温升高。17.2.6再热器进口安全门因故障而起座，使再热汽温度升高。17.2.7再热调温挡板或再热减温水门故障。17.3处理17.3.1再热调温挡板或再热减温水的控制系统故障时，应即手动调整再热调温挡板或手动增减再热减温水。17.3.2调整燃烧，使配风正常和火焰中心合适。17.3.3再热器结渣时，应加强吹灰，使汽温恢复正常。17.3.4再热器泄漏、爆破时，迅速采取降温措施，按再热器损坏时的处理方法处理。17.3.5再热器进口安全门起座时，应即降压或设法使其回座，减少对汽温的影响。17.3.6再热调温挡板或再热减温水门故障时，也应设法手动调整或就地近控手动操作。17.3.7汽机侧再热蒸汽温度严重异常，应故障停机。18制粉系统故障18.1磨煤机异常18.1.1现象18.1.1.1磨煤机大瓦温度高。18.1.1.2磨内发生爆炸，系统泄漏。18.1.1.3磨煤机料位指示异常。18.1.1.4磨煤机满煤。18.1.1.5磨煤机两端出粉温度偏差大。18.1.1.6磨煤机润滑油压低。18.1.1.7磨煤机大牙轮喷油装置故障报警。18.1.1.8磨煤机风量指示异常。18.1.2原因385 Q/101-105.13-200818.1.2.1磨煤机大瓦冷却水系统故障或严重漏风。18.1.2.2运行中操作调整不当，磨煤机空磨，内部过热。或原煤内混进易燃易爆物品，引起磨内爆炸。18.1.2.3料位测量管漏气或堵塞。18.1.2.4煤湿，料位指示不准，运行调整不当造成满磨。18.1.2.5磨煤机单侧给煤或一端给煤机皮带打滑，造成给煤侧温度低，或给煤量多的一侧温度低，另一侧温度高。18.1.2.6润滑油系统故障，或油中进粉，油滤网差压大。18.1.2.7喷油脂用完或控制系统故障。18.1.2.8一次风量测量管线堵塞。18.1.3处理18.1.3.1检查磨煤机大瓦冷却水系统正常，适当降低出粉温度，必要时启动顶轴油泵，联系检修人员浇油。当瓦温升至60℃时应停磨。18.1.3.2磨煤机内部爆炸，各参数均会发生波动。若爆炸引起制粉系统泄漏，不严重时可抽空后停磨，严重时应紧急跳磨。内部着火，投入消防水灭火。18.1.3.3料位指示不准时，应进行测量管线吹扫。吹扫无效，若仅一侧指示不准，可参考另一侧料位保持运行；料位指示均不准时，原则上应停磨。若不能停，应根据风煤配比增减磨煤机负荷。经常至就地倾听磨煤机运转声音，严防满磨和空磨。18.1.3.4燃用湿煤时，料位波动大，此时磨煤机不宜投入料位自动，应保持低料位运行，且应适当提高出口风温。18.1.3.5在原煤湿度不大于10%时，可采用单进双出运行方式，但两侧出口温差不准超过10℃，不宜长期运行。磨煤机负荷不要过高，料位尽量不要投自动，出口风温可适当提高，不至造成给煤侧温度过低。18.1.3.6油滤网差压高时，应及时切换清理。18.1.3.7大牙轮喷油装置故障及时联系检修人员处理。18.1.3.8发现运行磨煤机风量逐渐降低各挡板开度均正常时，应联系检修人员吹扫风量测量管线。吹扫时，应解除所有运行磨煤机容量风挡板“自动”。18.2磨煤机堵煤18.2.1现象：18.2.1.1磨煤机筒体内的钢球声音变小。18.2.1.2磨煤机入口压力不正常升高，磨煤机出力下降。385 Q/101-105.13-200818.2.1.3螺旋输送器处有异音。18.2.1.4磨煤机电流逐渐下降。18.2.2原因：18.2.2.1给煤量过大，煤位过高。18.2.2.2短时间大量原煤异物进入。18.2.2.3原煤过湿阻塞入口。18.2.2.4分离器出粉不畅。18.2.2.5分离器回粉锁气器堵塞。18.2.3处理：18.2.3.1立即停止给煤机。18.2.3.2增加磨煤机筒体通风量，逐步使料位正常，注意监视负荷风端部温度变化情况，有条件时对该磨煤机吹空，联系检修检查积粉情况。18.2.3.3如煤位还不能正常，停止磨煤机。18.2.3.4检查分离器回粉锁气器是否正常，及时联系检修处理。18.2.3.5如不能吹空，停止磨煤机后，联系检修清理磨煤机筒体内的多余的煤。18.3磨煤机轴瓦温度高18.3.1现象18.3.1.1磨煤机轴瓦温度高。18.3.1.2润滑油箱温度高。18.3.2原因18.3.2.1密封风压力低，煤粉进入轴瓦。18.3.2.2磨煤机过负荷。18.3.2.3润滑油流量或压力过低。18.3.2.4润滑油冷却水中断，油温高。18.3.2.5润滑油质劣化。18.3.3处理18.3.3.1调整润滑油系统的运行参数。18.3.3.2调整密封风压，防止油中进粉。18.3.3.3降低磨煤机出力。18.3.3.4适当降低磨煤机出口温度。18.3.3.5检查化验润滑油质，视情况更换润滑油。385 Q/101-105.13-200818.3.3.6严密监视轴瓦温度，如持续上升联系检修处理，如超过规定值，立即停止磨煤机。18.4制粉系统的自燃与爆破18.4.1现象：18.4.1.1磨煤机分离器出口温度急剧上升。18.4.1.2磨煤机爆炸时有巨响。18.4.1.3一次风压和磨煤机差压剧烈波动，筒体温度急剧升高。18.4.2原因：18.4.2.1制粉系统内积煤或积粉。18.4.2.2磨煤机断煤或出口温度过高。18.4.2.3煤粉过细，水分过低。18.4.2.4煤种挥发份过高。18.4.2.5煤中含有易燃易爆物。18.4.2.6有外来火源。18.4.3处理：18.4.3.1发现磨煤机着火、爆炸时，应紧急停止磨煤机。18.4.3.2关闭分离器出口挡板、容量风、旁路风、冷热风挡板，关闭给煤机上煤闸板门、下煤闸板门。18.4.3.3稳定锅炉燃烧。18.4.3.4首先投入惰性蒸汽进行灭火；如灭火不成功，可进行消防水灭火，注意应开启着火部位的消防水阀门。18.4.3.5灭火无效或故障进一步扩大时，可以考虑停运一次风机、密封风机，甚至停炉，根据现场实际进行灭火。18.4.3.6故障设备恢复运行前，应由检修人员对设备内部进行清理检查，确认火源已消除，各部件完整无损，方可投入运行。19锅炉循环泵事故处理19.1锅炉循环泵高压冷却系统出现泄漏的处理锅炉循环泵电机腔室内上部介质温度设有温度高保护。锅炉循环泵高压冷却系统出现泄漏，将可能使输送介质从热的泵中进入电机，这可能损坏电机绕组绝缘，发生短路，造成电机损坏，轴承也会损坏。如输送介质温度≥95℃，一旦高压冷却系统发现泄漏，要立即采取下述补救措施：19.1.1立即停止锅炉循环泵。385 Q/101-105.13-200819.1.2关闭锅炉循环泵进、出口门，关闭暖管暖阀电动门和最小流量阀，开启锅炉循环泵疏水阀泄压。19.2锅炉循环泵压力/流量下降的处理19.2.1检查电机的转向是否正确。19.2.2检查锅炉循环泵进、出口门、最小流量阀位置正确。19.2.3检查锅炉循环泵入口滤网是否堵塞。19.2.4检查泵出口压力是否正常。19.2.5检查泵是否工作在泵的特性曲线之外。19.2.6检查叶轮密封的间隙是否加大。19.3电机内上部介质温度高19.3.1现象：19.3.1.1电机内上部介质温度高＞60℃报警。19.3.1.2电机内上部介质温度＞65℃，电机跳闸。19.3.2处理：19.3.2.1电机腔室内上部介质温度异常升高，同时电机监控装置也作出反应，应立即找出原因,并尽快降低电机腔室内水温至正常值40～50℃。19.3.2.2检查低压冷却水回路有无异常。冷却水压力、温度、流量是否正常，管路有无泄漏、堵塞。19.3.2.3检查泵和高压冷却器之间法兰连接是否有漏泄现象。19.3.2.4发现设备异常，及时联系检修消除缺陷。19.3.2.5若电机内上部介质温度＞65℃，应紧急停运处理。19.4锅炉循环泵出现异常噪音和振动19.4.1现象：19.4.1.1锅炉循环泵运行声音异常偏高，可能发出间断的响声。19.4.1.2泵体出现轻微的振动。19.4.2处理：19.4.2.1储水箱水位指示正常，储水罐内水温是否异常升高、储水罐内压力降是否过快现象。19.4.2.2检查泵的转动方向是否正确，应使泵正方向旋转。19.4.2.3检查泵出口阀、最小流量阀、过冷水阀、暖泵阀的位置正确。19.4.2.4检查管线联接方式是否正确。19.4.2.5系统支吊装置正常，没有受阻现象，系统不存在较大的应力和张力。19.4.2.6将泵的有关数据与检测结构进行比较，查找原因。19.5锅炉循环泵电机电流增大或波动：385 Q/101-105.13-200819.5.1现象：19.5.1.1锅炉循环泵异音，可能有卡涩现象。19.5.1.2锅炉循环泵振动增大。19.5.2处理：如电气监控装置尚未使锅炉循环泵跳闸时，必须停止锅炉循环泵，然后进行下列检查：19.5.2.1电机的转向是否正确。19.5.2.2将实际值和规定的数据进行比较，检查有无异常。19.5.2.3检查锅炉循环泵进口的过滤器是否堵塞。19.5.2.4检查是否由于锅炉循环泵的进出口阻力增大而使泵过负荷。19.5.2.5检查径向轴承、推力轴承是否发生磨损。19.5.2.6检查是否由于电机轴的不平衡而使叶轮卡住。20DCS故障的紧急处理措施20.1DCS配置情况：DROPNo.控制功能DROPNo.控制功能1MCS启动给水控制18SCS吹灰2MCS汽温控制19SCS汽机主汽3MCS风量控制20SCS小汽机A4MCS燃料控制121SCS小汽机B5MCS燃料控制222SCS电泵及凝结水B6MCS汽机控制123凝结水A7MCS汽机控制224SCS汽机油及辅汽8FSSS公用25SCS发电机油水系统9FSSSA磨油26凝水精处理系统10FSSSB磨油27循环水系统11FSSSC磨油28电气发变组12FSSSD磨油29厂用电A13FSSSE磨油30厂用电B14FSSSF磨油31空压机及燃油泵房15SCS炉汽水32凝水精处理公用系统16SCS风烟A33电气高备变17SCS风烟B34电气公用段385 Q/101-105.13-200820.2运行人员需加强对DCS系统的监视检查，特别是发现CPU状态、网络状态、电源等故障时，运行人员应及时做好相应对策，并联系检修人员及时处理。20.3当全部操作员站出现故障时（“黑屏”或“死机”），应紧急停机、停炉处理。20.4当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务（此时应停止重大操作），同时联系热工人员排除故障。20.5当系统中的个别控制器或相应电源故障时，系统将自动切换到备用的控制器进行控制：—如果切换成功，运行人员应该加强监视，同时通知热工人员处理，此时需停止与该控制器有关的重大操作。—如果切换不成功，系统中的主、备用控制器都故障（死机）时，此时控制器的输出将保持在其最终运行时的状态，数据不刷新。运行人员应将各控制系统全部切到手动，并维持机组运行状态，同时运行人员要根据控制器的控制功能做好事故预想，对就地重要设备进行检查、监视，并联系热工人员进行处理。20.6通讯网络故障：—当任一主控状态的fanout交换机故障时，此时该交换机下的各控制器将进行切换，切换到备用交换机下的各站运行，此时运行人员要密切监视机组的运行状态。同时通知热工人员检查处理。当任一根交换机故障时，此时从理论上不影响系统的运行，运行人员需要加强监视，并通知热工人员进行处理。—当两台根交换机同时故障，或当两台互为主、备的fanout交换机同时故障时，如果此时仅是轻微故障，数据刷新正常，运行人员需进行现场重要设备的巡回检查，并密切监视机组的运行状态。同时联系热工人员处理。如果此时数据不刷新，则进行紧急停机、停炉处理。—当#7机组的两台根交换机同时故障或当两台core交换机都故障时，此时公用系统的状态无法进行传输（从#7机到#8机），凝结水精处理公用系统与仪用压缩空压机系统应该从就地进行操作与监视。21汽轮机水冲击21.1现象（水冲击是汽机的恶性事故之一，下列现象不一定同时出现，处理时应慎重。）21.1.1主蒸汽或再热蒸汽温度急剧下降，主蒸汽管道阀门密封圈、轴封、汽缸结合面等处冒出白色湿蒸汽或溅出水滴。21.1.2机组负荷骤降。21.1.3汽轮机内部、主、再热蒸汽管及抽汽管、旁路系统蒸汽管内有水击声。21.1.4缸温急剧下降，差胀、轴向位移有明显变化，推力瓦温度及回油温度升高。21.1.5机组振动增加，严重时发生强烈振动。385 Q/101-105.13-200821.2原因21.2.1汽温自动调节失灵或主再热汽减温水门严重内漏，造成主、再热蒸汽温度急剧下降。21.2.2运行中电泵突然启动，减温水压力突升，减温水调门调整不及时。21.2.3高低压加热器、除氧器满水，汽机防进水保护拒动或抽汽逆止门关闭不严。21.2.4启、停机过程和低负荷时，汽机各有关蒸汽管道疏水不畅。21.2.5轴封系统疏水不良或减温水调节阀严重内漏。21.3处理21.3.1确认水冲击时，必须迅速破坏真空紧急停机。21.3.2汽机水冲击时，应尽快切断有关汽、水源，加强主、再热汽管、本体抽汽管道、轴封汽母管等有关系统的疏水。21.3.3如因加热器、除氧器满水引起，应立即隔离故障加热器或开启除氧器事故放水，同时加强抽汽管道疏水。21.3.4轴封系统减温水调节阀严重内漏，应关严减温水隔离阀，停机处理。21.4汽机水冲击事故处理的注意事项：21.4.1停机过程中，应严密监视推力瓦温度及回油温度、轴向位移、上下缸温差、各汽缸缸胀、机组的振动情况等。21.4.2必须准确记录惰走时间、大轴弯曲值，仔细倾听汽轮机内声音，以确定机组是否可以重新启动。21.4.3若惰走时间明显缩短，轴向位移、推力瓦温度、振动、大轴弯曲值超限或机内有异常声音，应及时汇报有关领导，以决定是否揭缸检查。21.4.4投盘车时，要特别注意盘车电流是否异常增大、晃动，严禁强行盘车。21.4.5汽机水冲击紧急停机后，必须连续盘车24小时以上，偏心度、汽缸温差等控制参数正常后方可重新启动。22循环水泵故障22.1循环水泵入口滤网差压高22.1.1现象22.1.1.1滤网表面脏污，循泵吸水井水位低；22.1.1.2循泵吸水井水位过低时，循泵电机电流波动，出口水压波动。严重时将发生循泵汽蚀；22.1.2原因22.1.2.1循环水水质差；22.1.2.2滤网清污机故障、效果差或未按规定投运；385 Q/101-105.13-200822.1.2.3有较大杂物堵塞。22.1.3处理22.1.3.1联系检修处理清污机，尽快投运；22.1.3.2若滤网差压继续增大，应严密监视循泵工作情况，发现循泵发生汽蚀时应立即启动备用循泵，停运该循泵；22.1.3.3若滤网差压达到1000mm时，应启动备用循泵，停运该循泵；22.1.3.4若循环水质差，联系化学加药处理。22.2循环水泵轴承温度高22.2.1现象22.2.1.1循泵温度检测仪显示温度升高；22.2.1.2就地轴承油色异常，且有可能发生乳化现象；22.2.2原因22.2.2.1循泵润滑油油质差，油位低；22.2.2.2循泵冷却水系统异常，冷却水量低；22.2.2.3循泵温度检测仪温度测点故障；22.2.2.4循泵过负荷，振动大，或轴承损坏。22.2.3处理22.2.3.1循泵温度异常时，应对比其它温度测点，若为测点故障，则应联系热工处理，否则按以下规定处理；22.2.3.2若为单一轴承温度高，则应检查该轴承油位、油色是否正常，该冷却水门位置是否正确；22.2.3.3若所有轴承温度均升高，则应检查冷却水系统总门，确认位置是否正常；22.2.3.4若推力轴承温度高，应检查循泵电流情况，严禁超负荷运行；22.2.3.5任一轴承温度达到80℃时，立即紧急手动停运该循泵，汇报单元长。22.3循环水泵倒转22.3.1现象22.3.1.1循环水母管压力降低，倒转循泵出口压力有指示。22.3.1.2就地循泵反向转动。22.3.1.3倒转严重时，循泵入口吸水井水位升高。22.3.2原因22.3.2.1循泵未运行时，出口蝶阀开启。22.3.2.2循泵电机电源在试验位置时启动循泵，出口蝶阀开启。385 Q/101-105.13-200822.3.2.3循泵电机相序接反，启动后倒转。22.3.3处理22.3.3.1若倒转循泵蝶阀控制站未失电，立即将蝶阀控制方式切至“就地”，手动关闭蝶阀。若已失电，应立即就地按1YV电磁阀，使蝶阀关闭，并尽快恢复控制电源（注意恢复控制电源后，立即再给蝶阀一个关指令）。22.3.3.2若因循泵在试验位置启动而导致蝶阀开启，应立即停止试验，关闭蝶阀。22.3.3.3若为电机相序接反，应立即停运，联系检修处理。22.4其他故障22.4.1电机上下轴承油位降低时，应检查放油门是否关严，油管路是否有泄漏，并及时补油。22.4.2电机上下轴承油位升高时，应检查油质是否乳化或是否有白色泡沫，从而判断是否有水进入油中，必要时停泵处理。22.4.3泵组振动异常增大时应检查电机电流，倾听泵内声音，若出口压力、循泵电流晃动大，应检查循泵吸水井水位是否过低，入口滤网是否堵塞。若循泵电机电流增大，母管压力降低，应检查循泵出口蝶阀是否下滑或关闭，若发现下滑应重开一次，开不起来，联系检修处理。22.4.4循泵电机线圈温度高时，联系检修检查通风道有无堵塞。22.4.5循坑水位高时，及时启动排污泵，并查出水源，严防淹没蝶阀控制部分。23闭式冷却水系统事故处理23.1运行泵故障跳闸23.1.1现象23.1.1.1闭冷水泵故障报警，运行泵电机电流到零23.1.1.2闭冷水泵出口母管压力降低23.1.2原因23.1.2.1运行泵电机轴承温度高、线圈温度高或电源故障。23.1.2.2闭式水箱水位低低。23.1.3处理23.1.3.1运行泵跳闸，备用泵应自启动，否则应手动启动。23.1.3.2检查泵出口母管压力应维持正常。23.1.3.3检查泵组跳闸原因，有异常联系检修处理。23.2膨胀水箱水位低。23.2.1现象23.2.1.1水位降至低值时，联锁开启水箱补水阀385 Q/101-105.13-200823.2.1.2闭冷水膨胀箱水位低报警23.2.2原因23.2.2.1水位自动调节失灵23.2.2.2凝结水压力低23.2.2.3闭冷水系统泄漏严重23.2.3处理23.2.3.1如水位自动调节失灵应手动调节水箱水位正常。23.2.3.2如闭冷水系统泄漏，则设法隔离泄漏点，如因泄漏而压力维持不住；可酌情降负荷，减少闭冷水用户，同时严密监视各用户温度。23.2.3.3如凝结水压力低，则启动凝输泵向闭冷水膨胀水箱补水。23.3膨胀水箱水位高23.3.1现象23.3.1.1水箱水位升至高水位，则联锁关闭水位调节阀。23.3.1.2闭冷水膨胀水箱液位高报警23.3.2原因23.3.2.1膨胀水箱水位开关自动调节失灵23.3.2.2闭冷水系统流量波动大23.3.3处理23.3.3.1如水位调节动作异常，则手动调节水箱水位正常。23.3.3.2如水位上升过快，则可打开膨胀水箱底部放水阀放水。23.3.3.3待水位正常后关闭。23.4闭式水母管压力低23.4.1原因23.4.1.1泵入口滤网堵或进、出口阀位置不正常。23.4.1.2运行泵组异常，出力降低。23.4.1.3闭冷水系统泄漏。23.4.2处理23.4.2.1备用泵启动后，检查出口母管压力应恢复正常。23.4.2.2检查滤网压差，如压差增大，则联系清洗，或更换滤网。23.4.2.3全面检查闭冷水系统，如有泄漏，则设法隔离泄漏点。23.4.2.4如两台泵运行，而出口母管压力仍持续下降，无法处理时则申请故障停机。385 Q/101-105.13-200823.4.2.5如热交换器泄漏，则切换热交换器。24凝结水系统事故处理24.1凝结水泵跳闸24.1.1现象24.1.1.1LCD报警，电流到零，备用凝结水泵联启。24.1.1.2凝结水母管流量骤降，出口压力稍降。24.1.1.3凝汽器热井水位上升，除氧器液位下降。24.1.2处理24.1.2.1首先应确认备用凝结水泵自启，否则手启。24.1.2.2调整凝汽器水位和除氧器水位至正常值。24.1.2.3如备用泵启动不成功，检查无保护动作信号测量绝缘合格后，方可强行再启动一次跳闸泵。强起不成功应根据当前负荷考虑是否降负荷处理。24.1.2.4查明跳闸原因，联系检修处理。25氢气系统异常和事故处理25.1发电机运行时，机内氢气纯度低至96％，应进行排补氢。排污时应确认排污口附近无动火工作。操作应缓慢，以防产生静电引起爆炸起火。25.2氢气冷却器一台故障停运，机组负荷减至80％，严密监视发电机定子铁芯及线圈温度。25.3氢气纯度仪故障时，应立即通知检修处理并联系化学每四小时取样分析氢气纯度一次，直到氢气纯度仪修复并能正常投用为止。25.4当氢系统爆炸或冒烟着火无法扑灭时，应紧急停机并排氢。紧急排氢时操作如下25.4.1全关补氢一次、二次阀。25.4.2全开排氢一次、二次阀，二氧化碳置换排放阀，气体置换排放总阀。25.4.3当机内氢气压力降到0.02～0.03MPa时，打开充CO2一次、二次阀，然后升高压力到0.1～0.2MPa时，在尽可能短时间内注入CO2。25.4.4排氢过程中，停止氢冷器运行。25.5发电机氢冷器泄漏和水侧堵塞25.5.1发电机氢冷器泄漏时，如氢气压力大于冷却水压力，氢气漏向闭式水，机内压力下降较快，同时从闭式水系统中能放出较多气体，应申请停机切断闭式水，放水排氢处理。25.5.2若闭式水压力大于氢气压力，则冷式水漏向发电机内，氢气系统油水检漏计报警，则应就地检查确认。判断是定子冷却水系统漏水还是氢冷却器漏水（根据压力差判断），并联系检修处理。25.6385 Q/101-105.13-2008运行中氢冷系统堵塞或其它原因需要停止一组（最多二组）氢冷器时，监视发电机内各点温度不超限。25.7氢压降低25.7.1现象25.7.1.1氢压指示下降或报警。25.7.1.2补氢量增加。25.7.2原因25.7.2.1补氢调节阀失灵或供氢系统压力下降。25.7.2.2密封油压力降低。25.7.2.3氢冷器出口氢气温度突降。25.7.2.4氢气系统泄漏或误操作。25.7.2.5表计失灵。25.7.3处理25.7.3.1如密封油中断，应紧急停机并排氢。25.7.3.2发现氢压降低，应核对就地表计，确认氢压下降，必须立即查明原因予以处理，并增加补氢量以维持发电机内额定氢压，同时加强对氢气纯度及发电机铁芯、线圈温度的监视。发现氢压降低时，应及时调整发电机定子进水压力，控制机内氢气压力大于定子绕组进水压力0.04MPa以上。25.7.3.3检查氢温自动调节是否正常，如失灵应切至手动调节。25.7.3.4若氢冷系统泄漏，应查出泄漏点。同时做好防火防爆的安全措施，查漏时，应用检漏计或肥皂水。25.7.3.5管子破裂、阀门法兰、发电机各测量引线处泄漏等引起漏氢。在不影响机组正常运行的前提下设法处理，不能处理时停机处理。25.7.3.6发电机密封瓦或出线套管损坏，应迅速汇报值长，停机处理。25.7.3.7误操作或排氢阀未关严，立即纠正误操作，关严排氢阀，同时补氢至正常氢压。25.7.3.8怀疑发电机定子线圈或氢冷器泄漏时，应立即报告值长，必要时停机处理。25.7.3.9氢气泄漏到厂房内，应立即开启有关区域门窗，加强通风换气，禁止一切动火工作。25.7.3.10若氢压下降无法维持额定值，应根据定子铁芯温度情况，联系值长相应降低机组负荷直至停机。25.7.3.11密封油压低，无法维持正常油氢差压。设法将其调整至正常或增开备用泵，若密封油压无法提高，则降低氢压运行。油氢差压调阀故障，可开启旁路阀手动调节油氢差压。25.8氢温升高或降低。25.8.1现象385 Q/101-105.13-200825.8.1.1氢温指示升高或降低。25.8.1.2氢温高或低报警。25.8.1.3定子铁芯温度升高或降低。25.8.2原因25.8.2.1氢温自动调节失灵。25.8.2.2闭冷水压力、温度变化。25.8.2.3机组负荷突增或突降。25.8.2.4表计失灵。25.8.3处理25.8.3.1发现氢温升高或降低，应查明原因设法消除，恢复正常运行。25.8.3.2检查氢温自动调节情况，若失灵应切至手动调节或用旁路阀调节。25.8.3.3检查闭式水压力及温度情况，并保持在正常范围。25.8.3.4加强对机组振动的监视，必要时降机组负荷运行。25.8.3.5加强对氢压及定子铁芯温度的监视，若氢温升高，应视铁芯温度情况，联系值长，联系检修处理。25.9发电机漏氢报警处理a)通过发电机漏氢监测装置检查报警通道，结合发电机补氢量分析漏氢情况。b)当内冷水箱内的含氢量达到1%时，，应立即检查内冷水箱顶部是否出现氢气。当内冷水箱内的含氢量达到3%时，在120h内缺陷未能消除或含氢量升至20%时，应停机处理。同时监视发电机内冷水压变化情况，若发现氢压降低和内冷水压升高的现象同时发生，应降低负荷，一旦判定机内漏水，应立即停机处理。c)当封闭母线内含氢量超过1%时，应立即停机查漏。d)当发电机密封油系统或主油箱内氢气体积含量超过1%时应停机查漏。26定子冷却水系统故障26.1定子冷却水压力低，检查运行泵工作情况，切泵处理。26.2水箱水位低，应补水至正常水位。26.3系统管道、阀门、水冷器、法兰等泄漏，应设法隔离并联系检修处理。26.4若系统放水门被误开，关闭误开门。26.5当线圈入口水压低0.24MPa或定子冷却水流量低82.62t/h或出水温度异常高76℃,发电机断水保护动作。如果发电机保护不动作，应立即手动解列停机。26.6385 Q/101-105.13-2008运行中定子内冷水电导率突然增大时，应检查该系统的冷却器是否漏水，离子交换器是否失效。如属前者，应切换冷备用却器。如属后者，应将离子交换器加以隔离，进行处理。与此同时，应一面排污，一面补充合格的除盐水，以降低电导率。达到9.9μs／cm时应停机处理。26.7在相同流量下，定子进水压力比原始值高10％时的检查处理：26.7.1根据发电机定子线圈温度、线圈出水温度、温差变化情况，结合发电机定子水系统运行方式的变化判别发电机定子绕组是否堵塞或内部结垢。26.7.2定子内冷水进水压力升高时，应严格控制发电机机内氢气压力，保证发电机机内氢气压力高于定子进水压力。26.7.3应严密监视发电机定子绕组水支路出水温度、温差和定子绕组层间温度、温差变化情况，根据温度、温差情况适当降低发电机负荷、发电机定子进水流量，控制发电机温度不超过限制值。当发电机温度、温差无法控制超出停机限值时，停机处理。26.8发电机进水温度高于50℃发电机冷却水进水温度高50℃发出报警信号。此时若出水温度及定子线圈温度未超出定值时，可不降低发电机出力，查明原因并做必要的处理。当出水温度大于72℃时报警信号发出，此时应降低发电机出力；当出水温度大于76℃时，启动断水保护。26.9停运的定子水冷泵出口逆止门不严，导致定子水母管压力降低时，应及时启动该泵或关闭该泵出口手动门。27EHG油系统故障27.1常见故障27.1.1油压晃动。27.1.2油压下降。27.1.3油箱油位降低。27.1.4油管道泄漏。27.1.5油温异常。27.1.6油质不合格。27.2故障处理27.2.1EHG油压晃动时，应立即检查运行油泵工作情况，过压阀是否动作，油箱油位是否正常，检查备用油泵出口逆止阀工作情况。油泵工作不正常应切换油泵。27.2.2油压下降，可能为油泵工作不正常、系统泄漏、滤网堵塞或过压阀动作所致，应分别情况进行处理。27.2.2.1油泵工作不正常应切换至备用油泵运行。385 Q/101-105.13-200827.2.2.2发现油系统泄漏，应在尽量保持EHG油压不低的前提下，隔离泄漏点，并及时联系检修补油；若漏油严重不能隔离时，应故障停机。27.2.2.3若为滤网差压高或过压阀动作，应隔离处理。27.2.2.4当油压降至8.92MPa时，备用泵自启动，否则手动启动；当油压降至7.55MPa时，保护动作停机，否则手动停机。27.2.3油箱油位下降到-100mm时，发出报警，必须及时补油。油位降低一般为油管路漏油或冷油器泄漏引起，应设法隔离；无法隔离造成油位继续下降且无法维持时，停机处理。27.2.4油温异常时，应检查加热器的投停情况，就地检查冷却水、调阀工作情况，冷油器的投入情况。27.2.5油质不合格时，应联系检修滤油，检查系统各滤网，必要时更换。28主机润滑油系统故障28.1常见故障28.1.1润滑油压力下降。28.1.2润滑油温异常升高。28.1.3主油箱油位下降。28.1.4润滑油品质不合格。28.1.5油管道泄漏。28.2润滑油压力下降28.2.1现象28.2.1.1各就地表计、LCD显示润滑油压力下降。28.2.1.2各轴承温度及回油温度可能会升高或报警。28.2.1.3润滑油压低至0.115MPa时报警，同时TOP自启动。28.2.1.4润滑油压继续降低至0.1MPa时报警，EOP自启动。28.2.2原因及处理28.2.2.1主油泵或油涡轮泵工作失常，应启动TOP，主油泵工作严重失常，应故障停机。28.2.2.2润滑油供油管路泄漏，应设法堵漏并联系检修处理，严密监视主油箱油位，必要时应进行补油。28.2.2.3润滑油压降至0.1MPa时EOP自启动，若润滑油压继续降至0.07MPa，应紧急停机。28.2.2.4TOP、EOP出口逆止门不严时，汇报值长，联系检修处理。28.2.2.5安全阀误动时，应调整至正常。385 Q/101-105.13-200828.2.2.6润滑油压下降时，应立即检查各轴承温度、回油温度及回油窥视窗的油流情况。28.2.2.7轴承温度高，按本规程有关规定处理；28.2.2.8发现轴承断油应紧急停机；28.2.2.9润滑油压降低时，应注意密封油真空箱油位。28.3润滑油温高28.3.1现象28.3.1.1冷油器出口温度高；28.3.1.2各轴承温度及其回油温度高或报警。28.3.2原因及处理28.3.2.1冷油器冷却水量少或冷却水温高；应增加冷却水量或降低冷却水温。28.3.2.2冷油器脏污，切换至备用冷油器运行，同时联系检修处理。28.3.2.3润滑油温自动调节失灵，应切换至手动调节。28.3.2.4主油箱电加热器误投，应立即停止电加热器工作。28.2.2.5机组振动大，轴承工作异常，轴封漏汽大等均会导致油温升高。确定原因进行相应处理。28.4主油箱油位下降的原因及处理28.4.1润滑油管路破裂而跑油，设法隔离堵漏并联系检修处理，同时及时补油。油管路破裂严重，分别情况进行减负荷停机或紧急停机。停机时应确保惰走所需油量。28.4.2密封油系统故障跑油，按密封油系统故障处理部分规定进行处理。28.4.3冷油器泄漏。应切换至备用冷油器，隔离处理。28.4.4油净化装置故障跑油，应立即关闭装置进油门，停运油净化装置。28.4.5主油箱油位缓慢下降至-100mm，应及时补油，若来不及补油，主油箱油位急剧下降至－150mm，则紧急停机。28.5润滑油品质不合格的原因及处理28.5.1新机组或检修后，因油系统清理不彻底致使机械杂质或水带入。应加强油净化或换油。28.5.2运行中，冷却水压高于润滑油压而冷油器同时泄漏时致使油中含水量增加。此时应切换冷油器运行，同时加强滤油。28.5.3轴封供汽压力高而使油中含水量增多。此时应在不影响凝器真空的前提下，适当调低轴封供汽压力和调高轴加负压。28.5.4油系统中有过热点，油质老化。应加强滤油或换油。消除过热点。29密封油系统异常和事故处理29.1常见故障385 Q/101-105.13-200829.1.1密封油压力降低。29.1.2油箱油位异常。29.1.3运行主密封油泵跳闸。29.2密封油压力降低29.2.1现象：29.2.1.1密封油压力指示下降、报警。29.2.1.2油—氢差压指示减小、报警。29.2.2原因：29.2.2.1密封油泵故障。29.2.2.2密封油差压调节阀故障。29.2.2.3密封油滤网脏堵。29.2.3处理：29.2.3.1发现密封油压力下降，应立即核对就地压力表计确认油压是否下降，并查明原因，必要时将泵切换至备用交流密封油泵运行，尽快恢复系统正常运行。29.2.3.2在两台交流密封油泵故障的情况下，可启动直流密封油泵，但必须作好以下工作：a)直流密封油泵运行，当氢气纯度明显下降时，每8小时对发电机进行排补氢工作。排氢通过密封油扩大槽上的管路排放阀缓慢进行，以保证发电机内氢气高纯度，并注意油氢差压调节正常。b)直流密封油泵运行，且估计12小时内交流密封油泵不能恢复运行，则应停运密封油再循环泵及密封油真空泵，关闭真空油箱进油阀及密封油真空泵进口阀，将真空油箱破坏真空后退出运行。29.2.3.3当各密封油泵均发生故障时，发电机应紧急停机并排氢直至润滑油压能对机内氢气进行密封。29.2.3.4当汽机润滑油至密封油供油停止时，应注意监视各油箱油位及油氢差压应正常，密封油真空箱真空应正常，监视发电机内氢压并及时补氢。29.2.3.5油氢差压调节阀故障时，应联系检修进行重新调整，期间可利用油氢差压调节旁路阀进行调整差压在正常范围内。29.2.3.6密封油压力低是由于密封油滤网差压高引起的，应及时切换滤网，并做好隔离工作通知检修清洗。29.3油箱油位异常29.3.1现象：29.3.1.1就地观察密封油真空箱、扩大槽、浮子油箱油位指示上升或下降。29.3.1.2密封油真空箱、扩大槽油位监视报警。385 Q/101-105.13-200829.3.2原因：29.3.2.1真空油箱浮球阀动作失灵或管道脏堵。29.3.2.2发电机密封瓦间隙非正常增加会导致真空箱油位始终处于低位运行。29.3.2.3浮子油箱浮球阀动作失灵或管道脏堵。29.3.3处理：29.3.3.1密封油真空箱油位高时，可关闭真空箱进油门，待油位下降后再开启，如此活动浮球阀，以恢复浮球阀的控制。29.3.3.2真空油箱油位低，且不能恢复时，应将密封油真空泵、再循环泵、交流密封油泵停运，改用直流密封油泵运行，退出真空箱运行，通知检修处理。期间应每8小时对发电机进行排补氢的工作，以维持发电机内氢气纯度。29.3.3.3密封油扩大槽油位高时，应用浮子油箱旁路门进行调整，并联系检修用橡皮锤对浮子阀箱进行振打。此时应注意油水监视器内是否有油并及时排放。29.3.3.4浮子油箱油位过低，应检查浮子油箱旁路阀关闭。浮子油箱浮球阀故障，可将浮子油箱隔离走旁路，待排尽浮子油箱内的存油及气体后交检修处理。期间应注意发电机内氢气压力，如氢压下降过快，应采取相应补救措施，或降低机组出力运行。如发生发电机大量漏氢不能抑制时，应紧急停机。29.4运行主密封油泵跳闸29.4.1运行主密封油泵跳闸时，应立即确认备用主密封油泵自启动，否则应立即手动启动，并注意监视密封油压正常。29.4.2立即检查跳闸密封油泵故障原因，并设法尽快恢复备用。30汽机叶片断落30.1现象30.1.1汽缸内有金属撞击声。30.1.2机组剧烈振动。30.1.3轴向位移、差胀异常变化，推力瓦温度及回油温度升高。30.1.4抽汽压力发生不正常变化。30.1.5若为低压缸叶片断裂，断叶进入凝汽器打破不锈钢管，将使凝结水导电度、硬度等增加，热井水位异常升高。30.2处理30.2.1确认叶片断裂，机组剧烈振动，应紧急停机。30.2.2凝汽器水位升高，应通过#5低加出口门前放水维持正常水位。385 Q/101-105.13-200830.3为防止汽机叶片断裂，运行中应注意：30.3.1保持机组在许可周波范围内运行。30.3.2保持机组蒸汽参数正常。30.3.3保证加热器、除氧器运行正常，有关疏水畅通。30.3.4保持机组正常出力，严禁超限运行。30.3.5加强汽水品质监督，防止叶片结垢腐蚀。31主机轴向位移异常31.1现象31.1.1LCD及记录仪显示轴向位移超限。31.1.2推力轴承及其回油温度异常升高，机组可能振动增大。31.1.3推力轴承及其回油温度异常升高，机组可能振动增大。31.2原因31.2.1机组过负荷或机组负荷、蒸汽流量突变。31.2.2同一负荷，蒸汽参数偏低，或抽汽工况突变。31.2.3汽机发生水冲击。31.2.4推力瓦磨损。31.2.5叶片结垢严重。31.2.6叶片断裂。31.2.7凝器真空低。31.2.8机组轴向振动异常。31.2.9再热器安全阀误动或起座后不回座。31.3处理31.3.1运行中发现轴向位移异常时，应立即检查推力瓦温度是否升高，汽轮机内是否有异音，润滑油压、油温是否正常，机组振动是否正常，蒸汽参数、凝汽器真空是否正常等。31.3.2若为上述参数异常引起，应调整各参数至正常。31.3.3汇报值长，适当降低机组负荷，使轴向位移及回油温度、推力轴承温度恢复正常。31.3.4若为叶片断裂或汽机水冲击引起，立即紧急停机。31.3.5推力轴承及其回油温度上升到极限值而保护不动作时，应紧急停机。32汽机轴承温度高32.1现象32.1.1LCD显示轴承温度高或报警。385 Q/101-105.13-200832.1.2就地轴承回油温度计指示高。32.1.3机组振动可能增大。32.2原因32.2.1冷油器冷却水系统故障，润滑油温高。32.2.2润滑油压低或油质不合格。32.2.3轴承进、回油不畅。32.2.4机组强烈振动。32.2.5轴承损坏。32.2.6轴封漏汽过大。32.2.7机组过负荷，抽汽系统、真空系统运行不正常时，推力轴承温度及回油温度均会升高。32.3处理32.3.1发现轴承温度及回油温度比正常值高时，应立即核对下列参数并及时进行现场检查：32.3.1.1同一轴承温度LCD显示和就地回油温度是否均升高；32.3.1.2各轴承温度均升高时，一般是润滑油温高、润滑油压低或机组转速升高、机组振动大等引起，应立即调整至正常；32.3.1.3检查轴承回油窥视窗油流情况，就地仔细倾听轴承内部声音。32.3.2调节润滑油温、润滑油压至正常值。32.3.3若油质不合格，应加强滤油或换油，油质严重老化时应请示停机处理。32.3.4推力轴承过负荷引起温度升高时，应调整机组负荷。32.3.5若轴封漏汽量大，应在保证凝汽器真空的前提下，适当降低轴封汽压力。32.3.6#1～4轴承任一轴承金属温度达115℃或#5～8轴承任一轴承金属温度达107℃，或其回油温度达75℃，或推力轴承≥85℃，经处理无效应故障停机。33机组负荷晃动33.1原因33.1.1电力系统冲击、振荡。33.1.2发电机失步。33.1.3控制回路故障。33.1.4EHG油压波动。33.2处理33.2.1根据LCD显示，有关仪表指示、外部象征，迅速查明原因。33.2.2若电力系统发生振荡，应迅速按值长的命令执行相关操作。385 Q/101-105.13-200833.2.3发电机失步，应降低发电机有功，手动增加励磁。33.2.4若由于电网周波变化引起机组负荷突变，应严格控制机组出力，不得超出力运行。34机组甩负荷34.1现象34.1.1机组负荷突降，就地声音突变，轴向位移变化。34.1.2蒸汽压力升高，锅炉安全阀可能动作。34.1.3各段抽汽压力下降。34.1.4机组甩负荷，达到功率负荷不平衡继电器及加速继电器动作条件时，PLU、ACC动作。34.1.5发生“RUNBACK”工况时，锅炉侧相关联锁动作。34.2原因34.2.1电力系统发生故障，送电线路跳闸。34.2.2机组保护动作。34.2.3调速系统故障，调门误关，或主要辅助设备跳闸。34.3处理34.3.1密切监视主、再汽参数的变化，锅炉尽可能维持正常参数。34.3.2全面检查机组运行情况，尽快查明原因并作相应处理；若无明显故障，立即汇报值长并做好升负荷的准备。34.3.3若为调速系统故障，运行中无法处理应停机处理。34.3.4检查汽泵运行情况及给水自动调节情况，若给水自动调节不能满足锅炉需要时，解除主给水及小机自动，注意给水泵最小流量阀动作情况。34.3.5注意厂用电运行情况；注意凝汽器真空及低压缸排汽温度；监视调整好凝汽器、除氧器、加热器水位；维持辅汽母管压力正常。34.3.6注意除氧器压力和轴封供汽情况。34.3.7若系机组保护误动，应立即汇报值长并迅速执行值长命令。35凝汽器真空下降35.1现象35.1.1LCD、就地各凝汽器真空指示下降。35.1.2排汽温度升高，凝结水温度升高。35.1.3机组在同一负荷下，蒸汽流量增加，调节级压力升高。35.1.4真空降至－87.5kPa，报警发出。35.2原因385 Q/101-105.13-200835.2.1循环水泵工作失常或跳闸，循泵出口蝶阀开度减小或全关，凝汽器循环水进、出水阀误关等致使循环水量减少或中断。35.2.2凝汽器不锈钢管脏污。35.2.3真空泵工作不正常或跳闸；真空泵冷却装置故障或热交换器脏污。35.2.4真空破坏阀误开或未关严，真空系统管道和其它设备系统损坏或泄漏，真空系统阀门水封失去。35.2.5轴封供汽压力明显降低，轴加水位及负压异常。35.2.6凝汽器热井水位过高。35.2.7小机真空系统泄漏。35.2.8大、小机低压缸防爆门破裂。35.3处理35.3.1发现凝汽器真空下降，应迅速核对各真空表指示，对比排汽温度上升情况，确认真空下降。35.3.2对循环水系统进行下列检查：a)循环水压力是否正常，若压力低检查循环水系统是否泄漏和堵塞；b)检查吸水井水位是否正常，若水位低应及时清洗循泵入口滤网，并检查凉水塔水位是否正及时补水；c)检查循环水温度是否升高；d)若凝汽器进水压力增大，出口水温升高，则管系脏污，此时应对凝器进行清洗；e)检查循环水泵运行是否正常，否则启动备用泵。35.3.3对真空系统进行下列检查并做相应的隔离处理：a)真空泵、真空泵冷却装置工作是否正常；b)真空系统是否有泄漏点；c)检查真空系统管道及低加连续放气管道是否损坏；d)真空破坏门是否严密关闭，密封水是否正常；e)轴封供汽压力是否正常；检查轴封进汽阀、分流阀、泄载阀是否正常，轴加水封是否正常，轴加故障或轴加负压低，可启动备用风机；f)检查小机排汽系统是否正常，必要时可启动电泵，停小机，关闭排汽蝶阀。35.3.4检查凝泵密封水是否正常，盘根是否漏空；凝汽器水位是否过高。35.3.5凝器真空下降至-87.5kPa，备用真空泵自启，否则手动投入，真空如继续下降，应减负荷。若真空降至-76.0kPa，跳机保护应动作，否则，手动打闸停机。35.3.6真空下降过程中，应密切注意低压缸排汽温度，当排汽温度升高到47℃385 Q/101-105.13-2008时，低压缸喷水开始投入，到80℃喷水阀全开，继续上升到107℃时，跳机保护动作停机。36机组振动大36.1现象36.1.1TSI各轴承振动指示大，就地实测大。36.1.2轴承手感振动明显，机组声音异常。36.1.3各轴承温度有所升高。36.2原因36.2.1润滑油压、油温异常或油膜振荡。36.2.2机组暖机不充分，缸体膨胀不畅或疏水不良。36.2.3大轴弯曲。36.2.4运行参数、工况剧变，使轴向推力异常变化。36.2.5断叶片或汽机内部机械零件损坏、脱落。36.2.6主机轴承损坏。36.2.7汽机进冷汽、冷水或水冲击。36.2.8真空下降引起汽轮机大轴中心线偏移或末级叶片振动。36.2.9开停机中，机组转速在临界转速区内。36.2.10发电机方面的原因造成的机组振动，如磁场不平衡等。36.3处理36.3.1机组振动异常增大至保护动作值时汽机应跳闸，否则手动停机。36.3.2检查润滑油压、油温是否正常，轴承金属温度及回油温是否正常，不正常则应进行调整。36.3.3若为水冲击造成振动，应隔绝冷汽、冷水源，加强本体疏水。36.3.4若由于发电机引起的振动，应降低机组负荷进行观察处理。37辅助设备故障37.1发生下列情况之一时，应紧急停止转动设备运行37.1.1设备发生强烈振动，动静摩擦。37.1.2清楚地听到设备内部有金属摩擦声。37.1.3电机冒烟、着火。37.1.4轴承断油或冒烟。37.1.5发生危及设备及人身安全运行的其它故障。37.2下列情况下，应先启动备用辅助设备，然后停运故障设备：37.2.1设备异音。385 Q/101-105.13-200837.2.2电机电流异常增大，绝缘有焦糊味或电机线圈温度超限。37.2.3电机发生两相运行。37.2.4运行泵发生汽化。37.2.5轴承温度超限。37.2.6大型电机风冷系统故障。37.2.7盘根发热、冒烟或大量漏油、漏水调整无效。37.2.8发生威胁辅助设备安全运行的其它情况。37.3电机在启动时，发生下述异常应立即停止：37.3.1启动后电流长时间不返回。37.3.2开关合上后，电机不转且发出嗡嗡声。37.3.3电机内出现火花或冒烟。37.3.4设备出现异常振动，连接管道、法兰等处严重泄漏。37.4辅助设备振动大37.4.1现象37.4.1.1就地测量、远方指示振动值均大，相应辅助设备振动高可能出现报警，有振动保护的达动作值时辅助设备跳闸。37.4.1.2就地倾听一般有异音，轴承温度可能升高。37.4.1.3吸、送风机、一次风机因喘振或水泵因汽化造成振动大时，就地有较大异音。37.4.2原因37.4.2.1联轴器对中不合要求或联轴器损坏。37.4.2.2转子中心不正。37.4.2.3轴承安装间隙过大或轴承损坏。37.4.2.4地脚螺丝松动或机械连接部分松动。37.4.2.5风机喘振或水泵汽化。37.4.3处理37.4.3.1转子中心不正的要重新找正。37.4.3.2检查轴承是否损坏；地脚螺丝或机械连接部分松动紧固。37.4.3.3发生喘振或汽化时要立即进行有效调整。37.4.3.4对无振动保护的设备，振动异常增大达限值时应停运。37.4.3.5辅助设备振动超过下表数值应视为振动大：额定转速(r/min)7600300015001000£750385 Q/101-105.13-2008振动值(双振幅μm)40508510012038汽泵反转38.1象征38.1.1小机转速降至零后又回升，就地检查转子转动，泵内有不正常声音；“泵倒转”报警。38.1.2汽泵出口压力低，入口压力高。38.1.3轴承振动大。38.1.4轴向位移反方向增大。38.1.5前置泵出口压力高。38.1.6除氧器压力、水位上升。38.2处理38.2.1发现汽泵反转后，立即关闭汽泵出口电动门，若发现该汽泵出口电动门卡涩或失电应立即手动关闭。38.2.2停运运行小机和电泵，关闭其出口电动门。38.2.3关闭省煤器入口主给水电动门和旁路电动门，截断锅炉上水。38.2.4关闭反转汽泵中间抽头门，将汽泵最小流量阀强制打开。38.2.5反转汽泵前置泵入口电动门不能关闭。38.2.6要注意小机润滑油系统运行正常。39周波不正常39.1低周波运行对于低压缸末两级叶片有共振断裂的危险，应尽可能避免低周波运行。39.2系统出现低周波时，应根据值长命令，立即快速增带机组负荷。39.3检查主蒸汽参数、真空、轴向位移、推力轴承金属温度、振动、润滑油压等运行参数不得超过限值，否则作相应的处理。39.4注意各辅助设备的运行情况，因低周波造成辅助设备出力不足，出现异常情况时作相应处理。40电动机故障40.1电动机故障停运条件。发生下列情况之一，应立即停止电动机的运行：40.1.1危及人身安全时；40.1.2电动机及所属的电气设备冒烟着火；40.1.3所带机械设备损坏，无法运行时；40.1.4发生强烈振动或内部发生冲击，定、转子摩擦；40.1.5电动机转速急剧下降，电流升高或到零；40.1.6电动机温度及轴承温度急剧上升，超过允许值；385 Q/101-105.13-200840.1.7发生危及电动机安全运行的水淹、火灾等。40.2电动机故障停运条件。发生下列情况，对于重要的厂用电动机，可先启动备用设备，然后再停运：40.2.1电动机有不正常的声音或绝缘有烧焦气味；40.2.2电动机内或启动调节装置内出现火花或冒烟；40.2.3同样负荷下电流超过正常运行数值；40.2.4电动机的电缆引线严重过热；40.2.5大型电动机冷却系统发生故障；40.2.6电动机三相不平衡电流超过10%以上。40.3如已跳闸的电动机影响机组出力或安全运行，且没有备用或不能迅速启动备用电动机时，允许将已跳闸的电动机进行一次重合，但下列情况除外：40.3.1在电动机启动调节装置或电源电缆上有明显的短路或损坏现象；40.3.2发生需要立即停机的人身事故；40.3.3电动机所带动机械损坏；40.3.4保护动作跳闸的电动机。40.4重要电动机失去电压或电压下降时，在1分钟内禁止手动切除重要的厂用电动机。40.5电动机运行中自动跳闸40.5.1原因40.5.1.1定子线圈匝间或相间短路。40.5.1.2动力电缆故障。40.5.1.3所带机械卡死。40.5.1.4电压降低。40.5.1.5继电保护动作或人员误操作。40.5.2处理40.5.2.1启动备用设备。40.5.2.2若无备用设备，应尽快检查，无问题后方可再次启动，确认误动时可立即启动。40.5.2.3若在启动时跳闸，未查明原因不得再次启动。40.5.2.4应对跳闸电动机进行下列检查：a）何种保护动作；b）电动机线圈及电缆是否有短路、接地、断线现象；c）所带机械是否卡死，保险是否熔断，联锁回路是否良好；385 Q/101-105.13-2008d）开关机构是否良好，电源开关和刀闸是否合好；e）测量电动机绝缘电阻（包括电缆）是否良好。40.6电动机冒烟着火，有焦臭味40.6.1原因40.6.1.1由于轴承中心不正或轴瓦磨损，使定、转子相碰。40.6.1.2定子线圈绝缘受潮、污秽、老化，发生相间短路或接地故障。40.6.1.3鼠笼条开焊或断裂。40.6.2处理40.6.2.1立即拉开电动机电源开关。40.6.2.2用干粉灭火器、1211灭火器、二氧化碳灭火器或雾状喷水。严禁使用大股水流、砂子或泡沫灭火。40.6.2.3对电动机进行详细检查。40.7电动机剧烈振动40.7.1原因40.7.1.1电动机和所带设备中心不一致，大轴弯曲，机械损坏。40.7.1.2机组轴承损坏或平衡块位移失去平衡。40.7.1.3定、转子摩擦或风扇脱落。40.7.1.4转子鼠笼条开焊或断裂。40.7.1.5机械振动，底脚螺丝松动。40.7.2处理40.7.2.1启动备用电机。40.7.2.2若无备用电机，应降低电动机负荷，查看振动是否减轻或消除，否则应联系检修处理。40.8电动机温度异常升高，应进行下列检查：40.8.1电压是否低于规定值，电流是否超过规定值；40.8.2检查冷却空气是否超过35℃，冷却系统是否堵塞，风扇是否运转正常；40.8.3三相电流是否平衡，有无超过规定值；40.8.4所带机械是否有卡涩现象，引起过负荷。41厂用电系统故障41.110kVⅠ（Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ）段工作电源开关跳闸41.1.1象征41.1.1.1事故音响发出，故障录波器动作；385 Q/101-105.13-200841.1.1.2工作电源开关跳闸，跳闸段工作电源电流表指示到零；41.1.1.3LCD上显示报警；41.1.1.4厂用电快切装置“装置闭锁信号”、“切换失败”信号可能发出，若因“工作分支过流”、“工作分支零序过流”、“弧光保护”动作，闭锁厂用电快切。41.1.2处理41.1.2.1检查备用电源是否自投。41.1.2.2如果母线失电，应检查无“10kV母线工作电源进线分支过流”、“10kV母线备用电源进线分支过流”、“10kV母线工作电源进线分支零序过流”、“10kV母线备用电源进线分支零序过流”、“弧光保护”动作信号时，可用备用电源开关对失电母线强送电一次，不成功不得再送。41.1.2.3如果母线失电，应将该段负荷切至另一路电源供电。41.1.2.4对失电母线测量绝缘，通知检修处理缺陷。故障消除后，用高备变对母线送电，并按照值长命令逐步恢复负荷。41.210kVⅠ（Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ）段备用电源开关跳闸41.2.1象征41.2.1.1事故音响发出；故障录波器动作。41.2.1.2备用电源开关跳闸，跳闸段备用电源电流表指示到零。41.2.1.3LCD上显示报警。41.2.2处理41.2.2.1检查母线跳闸原因。若无“10kV母线备用电源进线分支过流”、“10kV母线备用电源进线分支零序过流”、“弧光保护”信号，可用备用电源进线开关对失电母线强送电一次，不成功不得再送。41.2.2.2如果母线失电，应将该段负荷切至另一路电源供电。41.2.2.3对失电母线测量绝缘，通知检修处理缺陷。故障消除后，用备用进线开关对母线送电，并逐步恢复负荷。41.310kV母线PT保险熔断41.3.1象征警铃响，10kV“电压回路断线”信号发出，“PT故障”灯亮，母线电压指示异常，快切“装置闭锁”信号发。41.3.2处理41.3.2.1将厂用快切装置出口闭锁开关切至闭锁位置；41.3.2.2联系检修人员将该段电动机保护的低电压保护全部退出；385 Q/101-105.13-200841.3.2.3拉开PT二次直流开关；41.3.2.4拉开PT二次交流开关；41.3.2.5将PT小车拉至检修位置；41.3.2.6更换PT保险；41.3.2.7将PT小车推至工作位置；41.3.2.8合上PT二次交流开关；41.3.2.9合上PT二次直流开关；41.3.2.10复归厂用快切装置闭锁信号；41.3.2.11联系检修人员将该段电动机保护的低电压保护投入；41.3.2.12解除厂用电快切装置出口闭锁。41.4高备变#04A故障41.4.1象征41.4.1.1事故音响发出。高备变故障录波器动作；41.4.1.2#04A高备变相应保护动作信号发出；41.4.1.3#04A高备变高、低压侧开关跳闸，绿灯亮；41.4.1.410kVⅠ、Ⅱ段母线备用进线电压表指示到零，备用进线电流表指示到零；41.4.1.5LCD上显示报警。41.4.2处理41.4.2.1检查确认220kV206断路器确已断开；41.4.2.2将7110、7120、8110、8120开关拉至“试验/隔离”位置；41.4.2.3解除#04A高备变保护出口跳母联断路器压板、解除启动断路器失灵保护压板；41.4.2.4对#04A高备变做安全措施，交检修处理。41.5400V厂用电源工作开关跳闸41.5.1电除尘变故障使400V厂用电源中断时，若开关未自投，应查明工作开关确已拉开，且工作开关、备用开关无任何保护动作时，测量失电母线绝缘正常后，用备用开关恢复失电母线供电。将故障低厂变隔离做好安全措施，联系检修处理。41.5.2其它低厂变故障使400V厂用电源中断时，应查明工作开关确已断开。在工作开关无任何保护动作时，测量失电母线绝缘正常后，手动合上联络电源开关，恢复400V动力运行。将故障低厂变隔离做好安全措施，联系检修处理。41.6汽机400VPCA段母线PT保险熔断41.6.1象征385 Q/101-105.13-2008集控室发出“汽机400VPCA段母线PT断线”信号发出。母线电压表指示降低。41.6.2处理41.6.2.1断开汽机400VPCA段母线低电压保护联片；41.6.2.2拉开汽机400VPCA段母线PT二次直流开关5DK；41.6.2.3拉开汽机400VPCA段母线PT二次交流开关1～4DK；41.6.2.4更换汽机400VPCA段母线PT熔断的一次保险；41.6.2.5合上汽机400VPCA段母线PT二次交流开关1～4DK；41.6.2.6合上汽机400VPCA段母线PT二次直流开关5DK41.6.2.7装上汽机400VPCA段母线低电压保护联片；41.7干式变超温41.7.1立即就地对干式变进行检查。检查其温度及气味是否异常，冷却风机是否自启。41.7.2将相应400V母线倒至另一台变压器供电。母线倒换正常后，立即停止故障变压器运行，联系检修处理。41.7.3如变压器超温跳闸，应立即检查联络开关自投良好，否则手动合上联络开关，恢复400V母线供电。41.7.4变压器温度达140℃时报警，如温度达150℃则跳闸。运行人员在检查的同时尽可能将故障变所带重要负荷切至备用负荷运行。42直流系统故障42.1直流母线7A电压高或低42.1.1象征42.1.1.1报警窗“直流母线电压异常7A故障”信号发出；42.1.1.27A母线监察装置电压异常报警信号发出。42.1.2处理42.1.2.1检查母线电压值，判断电压监察装置动作是否正确；42.1.2.2调节充电器输出，调整母线电压和蓄电池电流；42.1.2.3若充电器故障，可倒至另一组充电器运行。42.2直流系统接地42.2.1象征：42.2.1.1相应的直流母线绝缘故障信号发出；42.2.1.2相应的母线及直流分屏监察装置报警显示“绝缘降低”。42.2.2处理：直流接地后，运行人员应立即进行查找；385 Q/101-105.13-200842.2.2.1利用母线及直流分屏微机绝缘监测装置检测各支路绝缘情况，判断接地极、接地程度和接地支路，汇报单元长、值长。42.2.2.2检查有无启动动力，查找该动力直流系统是否接地。42.2.2.3热工电源由热工人员试拉。对断电跳闸或异常动作的设备，禁止试拉，若必须试拉，应由热工人员写出防范措施，经总工批准后执行。禁止其它任何非热工专业人员采用瞬时停电的方法对热工电源进行试拉。42.2.2.4如系保护用直流电源接地，由保护人员查找、处理。42.2.2.5若检测各支路绝缘良好，应采用停用蓄电池阻、倒换充电器或停用母线的方法进一步查找接地，必要时也可以试停接地故障检测装置。42.2.2.6严禁使用拉合直流支路的方法查找接地。42.2.2.7查找直流接地时应注意：a)如用其它方法确实无法查到接地点，如必须将直流电源瞬时停电试拉时，必须经总工批准。b)根据负荷性质试拉，先负荷后电源；并停用可能误动的保护。c)主要设备保护电源试拉，经总工批准，解除保护。d)试拉回路前应与有关值班人员联系好，在倒直流母线或拉回路时，必须在该段无动力负荷的情况下进行。e)试拉回路后，不论设备是否接地，均应在最短时间内尽快恢复供电。f)试拉回路过程中，遇有故障发生，应立即恢复供电。42.3110VDC系统充电器熔丝熔断42.3.1象征集控室“110VDC系统熔断器熔断”信号发出。42.3.2处理42.3.2.1检查故障充电器的报警信号；42.3.2.2将负荷切换至另一充电器运行，停用故障充电器；42.3.2.3检查有关熔断器，查出并排除故障点；42.3.2.4故障消除后，恢复原运行方式。42.4直流母线电压消失42.4.1象征42.4.1.1“直流母线电压异常”信号发出；42.4.1.2失压母线电压指示到零；42.4.1.3充电器跳闸；385 Q/101-105.13-200842.4.1.4失压母线负荷指示灯熄灭。42.4.2处理42.4.2.1检查蓄电池、充电器保险是否熔断；42.4.2.2拉开失压母线所有刀闸，检查母线；42.4.2.3如母线有明显故障，将全部负荷切换至正常母线；42.4.2.4停用故障母线充电器和蓄电池；42.4.2.5查出故障点交检修处理。42.5蓄电池着火42.5.1拉开蓄电池出口刀闸。42.5.2调整充电器，维持母线电压。42.5.3通知消防部门。42.5.4用二氧化碳或四氯化碳灭火器灭火。灭火时应戴防毒面具。43发电机异常运行及事故处理43.1发电机非正常运行方式43.1.1发电机在事故情况下允许短时间定子过负荷运行，同时也允许转子绕组有一定的过负荷，过负荷次数每年不得超过两次。正常运行中定子或转子绕组温度较高时，应适当限制短时过负荷的倍数和时间。允许的定子电流和持续时间如下：允许持续时间（s）102030405060定子额定电流%217169150139132127允许过电流时间与过电流倍数可用下式计算：（I22－1）*ｔ＝37.5s，式中：I22为定子过电流的标么值，ｔ为持续时间，适用范围10～60s。43.1.2当电机的定子电流过负荷运行时，应首先检查发电机的功率因子和电压，并记录过负荷的大小及时间，在允许的持续时间内，用减少励磁电流的方法，降低定子电流到正常值。但不得使电压过低。如果减少励磁电流不能使定子电流降低到正常值时，则必须降低发电机的有功负荷。43.1.3发电机正常运行时应保持定子电流三相平衡，发电机允许在三相电流不平衡情况下运行，但负序电流I2与额定电流IN之比不允许超过6%，即稳态：I2/IN≤6%；短时间允许的不平衡电流值按下式计算，即：暂态：（I2/IN）2t≤6秒，且最大一相电流不超过额定值。如果运行中发现发电机三相不平衡电流超过定值，应首先检查是否由于表计或仪用互感器回路故障引起。如果不是由于表计或回路问题引起的，应降低发电机定子电流，使其不超过定值，同时严密监视发电机各部温度。如果发现温度异常升高，不平衡电流增大应紧急停机。43.1.4一组氢气冷却器退出运行，发电机允许带80％额定负荷连续运行。385 Q/101-105.13-200843.1.5发电机氢气压力降低时，应严格控制发电机各部温度不得超过制造厂家规定。43.1.6当发电机电压变化范围不超过±5%（27kV）范围内和频率变化在-5％～3％时，发电机允许连续输出额定功率，但每年不超过10次，每次不超过8小时。43.1.7发电机的进相运行43.1.7.1发电机具有进相运行的能力，在发电机的P-Q曲线和发电机的V型曲线运行，发电机可以在进相0.95功率因数下，带额定容量长期连续运行。43.1.7.2发电机进相运行的条件：发电机可按下列进相运行条件规定进相运行：a）发电机运行工况正常，定、转子冷却方式符合规定，冷却介质温度、流量在额定范围内。b）发电机自动励磁调节装置良好，运行正常，过励限制、低励限制、电压/频率限制、失磁保护满足进相运行的要求且投入正常。c）发电机的端电压不低于24.3kV，10kV厂用母线电压不低于9.5kV，400V母线电压不低于361V。d）发电机机定子线圈、铁芯、端部构件温度在允许范围内。43.1.7.3发电机进相运行深度规定a）在减少发电机无功接近进相试验值时，操作一定要缓慢；严禁超过其进相试验值运行。b）发电机在不同负荷下可吸收系统无功限值见下表。机组负荷值（MW）无功限值（MVar）#7机组750-142.0550-202.6#8机组510-15243.1.7.4发电机进相运行期间的监视项目：a）发电机端电压、厂用母线电压不低于进相运行规定值。发电机运行工况应符合容量曲线。b）发电机冷却水系统的压力、流量、温度正常；氢气压力、纯度及冷、热氢温度正常。c）发电机定子线圈、定子铁芯温度正常，各部温度、温差或温升不超过规定值，并每小时详细记录检查一次。d）进相运行应保证发电机的静态稳定性，功角不超过70度。e）注意各辅机电流的增大。43.1.7.5发电机进相运行期间的异常处理a）发电机进相运行期间，若发生振荡或失步，应立即增加发电机无功，减少发电机有功，稳定发电机运行。如果采取措施后，三分钟振荡仍未消失，且失步保护未动，应根据调度命令尽快选择电压高电流低的瞬间解列发电机。385 Q/101-105.13-2008b）发电机进相运行期间，若发生异常如发电机各部件温度升高过快或超过规定值或温差大超限等，应立即停止进相运行，恢复正常方式；如发电机温度达到规定停机值，立即解列停机。43.2发电机绝缘过热监测装置报警后的处理43.2.1首先联系检修人员确认监测装置的报警是否正确，同时检查发电机局部放电监测装置参数的变化，加强发电机参数的监视。43.2.2检查接到监测装置的管道上的滤油器是否有过量的积油。43.2.3查阅发电机绝缘过热监测装置打印输出曲线，若曲线符合发电机故障特征曲线(电流小于75％，过滤器投入后电流值恢复到75％以上，过滤器切除，电流又小于75％)，则判断发电机内部异常，应立即取样进行色谱分析；否则，属监测装置本身误动，通知检修处理。43.2.4在判断为机内异常情况后，联系检修人员将监测装置内的取样管取出进行试验分析。与此，检查定子绕组层间温度、温差、定子绕组引水管出水温度、温差、冷氢及热氢的温度的变化。严密监视发电机振动变化情况，当发电机振动超过规定值时，应解列停机。43.2.5如果同时出现定子铁芯温度超限或温度比正常时有明显的增加时，应分析定子铁芯有无过热的问题。43.2.6如果发电机定子绕组层间温差（最高值与平均值之差）达5℃或定子绕组引水管出水温差达8℃时，应加强监视汇报上级领导，根据情况减负荷，通知检修检查。如果出水温差或绕组层间温差在同一时期达到跳闸值时，则应先解列再作检查。43.3发电机1PT二次电压消失43.3.1象征43.3.1.1发电机有无功、定子电压指示降低或到零，发电机频率指示异常。故障录波器动作。43.3.1.2发变组A屏PT断线、“AVRPT故障”信号发出。43.3.1.3若自动电压调节器运行在Ⅰ通道自动，自动电压调节器由Ⅰ通道自动切至Ⅱ通道自动运行。43.3.2处理43.3.2.1立即解除锅炉、汽机自动，调整参数正常。检查自动电压调节器由Ⅰ通道自动切至Ⅱ通道自动运行稳定。43.3.2.2停用发变组A屏失磁保护、发电机逆功率、程序逆功率保护、95％定子接地保护、发电机复合电压过流保护、发电机异常频率保护、发电机过激磁保护、发电机过电压保护、失步保护、发电机起停机保护、突加电压、匝间保护。通过定子电流、主变高压侧电压、励磁电压等其它表计加强监视，加强对机炉参数的调整，稳定负荷运行。43.3.2.3检查1PT一、二次回路。如保险熔断，更换保险。如二次自动开关跳闸，检查无明显故障，立即试送一次。385 Q/101-105.13-200843.3.2.4试送成功后，复归自动电压调节器报警信号，检查自动电压调节器Ⅰ通道备用跟踪良好。43.3.2.5PT恢复运行后，将上述保护投入运行。43.4发电机2PT二次电压消失43.4.1象征发变组B屏PT断线信号。故障录波器动作。43.4.2处理43.4.2.1停用发变组B屏失磁保护、发电机逆功率、程序逆功率保护、95％定子接地保护、发电机复合电压过流保护、发电机异常频率保护、发电机过激磁保护、发电机过电压保护、失步保护、发电机起停机保护、突加电压、匝间保护。43.4.2.2检查2PT一、二次回路，如二次自动开关跳闸，检查无明显故障，立即试送一次。如保险熔断，立即更换。43.4.2.3PT恢复运行后，将上述保护投入运行。43.5发电机3PT二次电压消失43.5.1象征“AVRPT故障”信号发出；若自动电压调节器运行在Ⅱ通道自动，自动电压调节器由Ⅱ通道自动切至Ⅰ通道自动运行。故障录波器动作。43.5.2处理43.5.2.1检查自动电压调节器由Ⅱ通道自动切至Ⅰ通道自动运行稳定。43.5.2.2停用发变组A、B屏匝间保护。43.5.2.3检查3PT一、二次回路。如保险熔断，立即更换。如二次自动开关跳闸，检查无明显故障，立即试送一次。43.5.2.4试送成功后，复归自动电压调节器报警信号。43.5.2.5PT恢复运行后，将上述保护投入运行。43.6发电机定子接地43.6.1象征“发电机定子接地”信号发出。故障录波器动作。43.6.2处理43.6.2.1如保护动作发电机跳闸，按主断路器跳闸处理。43.6.2.2如发电机未跳闸，应检查发电机有无漏水，发电机PT有无故障，全面核对表计，如判明系发电机定子接地，应尽快停机处理。43.7发电机转子接地385 Q/101-105.13-200843.7.1象征“发电机转子接地”信号发出。故障录波器动作。43.7.2处理43.7.2.1如保护动作发电机跳闸，按主断路器跳闸处理。43.7.2.2如发电机未跳闸，应全面核对表计，查明故障与性质，如判明发电机转子接地，应停机处理。43.8发电机变成同步电动机运行43.8.1象征43.8.1.1有功表指示零值以下。43.8.1.2无功表指示升高。43.8.1.3定子电流降低，电压升高。43.8.1.4转子电压、电流不变。43.8.1.5“发电机逆功率跳闸”信号发出。故障录波器动作。43.8.2处理43.8.2.1当发电机保护动作跳闸时，发电机跳闸。43.8.2.2保护未动作时，汇报值长，根据汽机情况停机。43.9发电机失磁43.9.1象征43.9.1.1转子电压、电流近于零。43.9.1.2定子电压降低，电流显著增加。43.9.1.3有功负荷摆动并降低，无功负荷指示零值以下。43.9.1.4“失磁保护动作”信号发出。故障录波器动作。43.9.2处理43.9.2.1发电机失去励磁后，发电机失磁保护动作跳闸。如果失磁保护拒动或开关未跳时，则应立即停机。43.9.2.2发电机解列后应对励磁回路进行详细检查，无问题应迅速将发电机并入系统。43.10发电机振荡和失去同步43.10.1原因43.10.1.1由于系统故障引起。43.10.1.2发电机失磁或欠磁引起。43.10.1.3人员误操作或保护误动引起。385 Q/101-105.13-200843.10.2象征43.10.2.1定子电流表指针往复摆动，通常电流超过定值。43.10.2.2定子电压表指针剧烈摆动，通常电压指示降低。43.10.2.3有、无功功率表指针剧烈摆动。43.10.2.4转子电流表指针在正常值附近摆动。43.10.2.5发电机发出有节奏的响声，且与表计摆动合拍。43.10.2.6如发电机和系统同步振荡，发电机表计与系统表计摆动一致，如发电机与系统发生振荡，发电机表计和系统表计摆动相反，失步保护动作停机，故障录波器动作。43.10.3处理43.10.3.1降低发电机有功。43.10.3.2手动励磁时，增加发电机励磁电流。当采用自动励磁时，严禁干扰励磁调节器动作。43.10.3.3如果振荡原因是由于发电机误并列引起，立即将发电机解列。43.10.3.4如果发电机和系统发生振荡，失步保护未动作，应立即将发电机解列。43.10.3.5如果振荡原因由系统引起，应增加发电机励磁电流，维持系统电压，根据中调及值长命令处理。43.11发电机主断路器跳闸43.11.1检查厂用电切换是否正常，如果厂用工作电源确已跳开，备用电源未自投，且无“10kV母线工作电源进线分支过流”、“10kV母线备用电源进线分支过流”、“10kV母线工作电源进线分支零序过流”、“10kV母线备用电源进线分支零序过流”、“弧光保护动作”信号发出应强送备用电源一次，以确保厂用电。43.11.2检查何种保护动作，判断故障性质，通知检修人员。43.11.3如果为人员误动，可不经检查发电机，依值长命令将发电机升压并列。43.11.4故障消除各方面无问题后，方可将发电机重新并入电网。43.12发电机主断路器非全相运行43.12.1每一主断路器设有非全相保护。43.12.2正常运行时，其中一断路器发生非全相运行，“发变组断路器非全相”信号发出，如非全相运行保护已动作三相跳闸，应不再重合，通知检修设法处理。43.12.3解列停机时，发变组断路器拒动造成非全相运行时，不拉灭磁开关，汽机不关主汽门，保持3000r/min，尽快将发变组重新与系统同期并列，通知检修设法处理。43.12.4如主汽门已关闭或发变组无法与系统同期并列，应通知网控将拒动断路器的所有相邻断路器拉开。385 Q/101-105.13-200843.12.5线路单相故障使主断路器单相跳闸，此时运行人员不应干涉重合闸动作。43.13发电机温度高或定子绕组、出水温差高：43.13.1发电机定子绕组层间温差（最高值与平均值之差）达5℃或定子绕组引水管出水温差达8℃时，应加强监视汇报上级领导，根据情况减负荷，通知检修检查。43.13.2发电机定子绕组层间温差达到7℃或定子绕组引水管出水温差达12℃，或任一发电机定子绕组层间测温元件温度超过90℃或定子绕组引水管出水温度85℃时，在确认测温元件正确后，应立即解列停机。43.13.3当发电机的温度（定子绕组和铁芯的温度、冷却介质的温度或温升）与正常值有较大偏差时，应立即检查仪表指示有无不正常的运行情况（如当定子绕组温度高报警或发现温度不正常升高时，应立即核对对应绕组出水温度是否也有不正常的升高。若有时，则认为是绕组内有堵塞现象），同时检查冷却器的阀门是否全开及冷却系统是否正常。如果发电机的过热是由于内冷水中断或内冷水量减少引起，应立即恢复供水。如果无法恢复，汇报值长，根据情况减负荷或停机处理。43.14发电机升不起电压43.14.1检查发电机定子电压表计是否正常，励磁电压以及励磁电流表指示是否正常。43.14.2检查发电机灭磁开关、工作励磁刀闸是否合闸良好，发电机是否起励，起励电源是否正常。43.14.3检查发电机PT二次自动开关接触是否良好，一次保险是否正常。43.14.4调节器是否正常，调节器直流电源是否良好。43.14.5检查励磁变运行是否良好。43.14.6检查发电机碳刷接触是否良好。43.14.7检查整流柜工作是否正常。43.15发电机着火或机内氢气爆炸43.15.1立即解列停机。43.15.2立即进行紧急排氢。43.15.3通知消防部门。43.15.4用四氯化碳灭火器、二氧化碳灭火器、1211灭火器进行灭火。43.15.5保持盘车及水冷系统继续运行。43.15.6对发电机进行隔离，保护事故现场，分析着火原因。43.16发电机滑环碳刷发生火花43.16.1原因43.16.1.1使用的碳刷牌号不符合要求，或不同牌号的碳刷用在同一集电环上。43.16.1.2碳刷压力不均匀，或不符合要求。385 Q/101-105.13-200843.16.1.1碳刷磨至极限线以下。43.16.1.2碳刷接触面不清洁，个别或全部碳刷出现火花。43.16.1.3碳刷和刷辫、刷辫和刷架间的连接松动，发生局部火花。43.16.1.4碳刷在刷窝中摇摆或卡涩，火花随负荷而增加。43.16.1.5滑环表面凸凹不平。43.16.1.6碳刷间负荷分配不均匀或弹簧发热变软、失去弹性。43.16.1.7刷架的位置不对或刷盒与集电环的间隙不符合规定。43.16.2处理43.16.2.1检查碳刷牌号，必须使用厂家指定或经试验适用的同一牌号的碳刷。43.16.2.2检查碳刷压力，并进行调整。各碳刷压力应均匀，其差别不应超过10%。43.16.2.3碳刷磨损至极限线以下时必须及时更换。43.16.2.4若碳刷接触面不清洁，用干净帆布擦去碳刷接触面的污垢。43.16.2.5检查碳刷和刷辫、刷辫和刷架间的连接情况，并进行紧固。43.16.2.6检查碳刷在刷窝内能否上下自如地活动，更换摇摆和卡涩的碳刷。43.16.2.7若滑环表面凸凹不平，联系检修处理。43.16.2.8用钳型电流表测量各碳刷的电流分配情况，对负荷过重、过轻的碳刷及时调整处理。43.16.2.9减发电机有、无功负荷可缓解冒火。冒火形成环火时，应立即解列发电机，紧急停机。43.17发电机紧急停运条件a）发电机着火或发电机内氢气爆炸。b）危及人身安全。c）发电机滑环碳刷严重冒火，且无法处理。d）发电机滑环冒烟着火。e）发电机断水，保护未动。f）发电机漏水且伴随有定、转子接地。g）发电机大量漏水。h）发电机发生剧烈振动。i）发电机定子温度急剧升高。j）发电机密封油系统故障，油氢差压维持不住，发电机大量漏氢。k）发电机定子绕组层间温差达到7℃或定子绕组引水管出水温差达12℃，或任一发电机定子绕组层间测温元件温度超过90℃或定子绕组引水管出水温度85℃时，在确认测温元件正确后，应立即解列停机。385 Q/101-105.13-200844励磁系统故障44.1一般处理原则44.1.1调节器故障报警发出后，应首先检查就地调节柜报警显示和A10(A20)通道模块前面上的报警，并根据报警显示查找故障原因。44.1.2正常运行时，调节器应工作在任一通道“自动”模式，“手动”模式和备用通道应跟踪正常；若调节器单通道运行或运行在“手动”模式，必须有专人连续监视调整发电机励磁，并尽快消除故障，恢复正常运行。44.1.3调节器工作通道“自动方式”出现故障时，若备用通道“自动方式”无故障，则自动切换至备用通道“自动方式”。否则切换至工作通道“手动方式”。发生PT回路断线、过流一段报警、V/Hz故障、励磁丢失等故障时，也将引起通道或自动、手动方式切换。44.1.4励磁系统自动切至另一通道运行后，运行人员应根据就地控制盘显示的故障信息，判断故障原因，进行相应处理，并及时联系检修人员。44.1.5调节器强励动作时，运行人员在20秒内不得进行手动调整。强励动作结束后，调节器由“自动”模式自动切为“手动”模式运行，此时应手动调整励磁电流不超过额定值。若强励20s后未自动切换至“手动”模式，应立即进行手动切换，并加强监视。44.1.6励磁调节器投入时,在机端电压低于90%额定电压的情况下,严禁将调节器由手动方式向自动方式切换，以防调节器强励动作。44.2励磁系统典型报警及处理：报警代码显示信息象征及可能原因处理1控制板COB电源故障控制单元板故障。测量单元板故障。联系电气检修人员检查处理。2瞬时励磁过流（Inst.exc.Overcurren）励磁回路短路.励磁电流高于设定的最大电流值。查明原因处理后，复归报警系统，重新启动机组。若为励磁回路短路跳闸，隔离后由检修处理。3反时限过流（OC2inversetime）由于励磁电流过大或励磁回路出现短路。如果调节器由自动方式紧急切换到手动方式，则复位报警，并调整发电机励磁电流正常。如果调节器运行在“手动通道”385 Q/101-105.13-2008以高励磁电流运行，则复位报警并重新启动机组。如调节器运行在自动通道跳闸，则检查励磁限制器的功能和在A10架上的励磁电流传感电路。若因励磁回路短路跳闸，查出故障点，交检修处理。5失磁跳闸(Lossofexc.Trip)通道故障14出现后，2秒内没有切换到备用通道。查明原因处理后，复归报警系统，重新启动机组。6励磁变温度高跳闸（Trafotemp.trip）励磁电流太高。励磁变冷却太差。励磁变内部故障。如果跳闸原因为励磁电流太高或励磁变冷却效果太差，按“报警复位”按钮，并重新启动机组。如励磁变故障，应隔离后由检修人员处理。14励磁通道丢失（Lossofexc.Channel）低励限制器故障。此时应自动切换到备用通道。检查调节器已切换到备用通道运行正常。联系电气检修人员检查处理。28启励超时（Fieldflashfault）在励磁投入后无电流或电流太低。整流柜没有正确地转换励磁电流。没有产生足够的发电机电压。启励开关启励后没有断开。发电机定子接地。如果没有其它发变组保护动作信号，再一次启动励磁，并检查启励的动作情况以及励磁电流和发电机的电压。若启励仍不成功，联系检修处理。30励磁回路过电压(Exiterovervoltage)同步或异步操作故障。发变组发生短路。在过电压保护的一次侧，励磁回路断开。查明原因处理后，复归报警系统，重新启动机组。若为发变组回路短路跳闸，隔离后由检修处理。385 Q/101-105.13-2008过电压保护误动作。43三台整流柜故障（Converterfailure）检查故障功率柜报警指示，故障原因。查明原因处理后，复归报警系统，重新启动机组。46V/Hz故障（V/Hzfault）V/Hz故障后自动切换到备用通道。检查调节器切换到备用通道运行正常。联系电气检修人员检查处理。103励磁变温度报警(Trafotemp.Alarm）励磁电流太高。励磁变冷却太差。励磁变内部故障。检查励磁变油温表计指示是否正确。检查励磁变是否过电流，过励限制器是否动作。检查励磁变冷却情况和环境温度。检查励磁变是否内部故障，瓦斯第一级报警是否动作。106OC1报警（OC1inversetime）励磁电流太高。过励限制器未正确动作。检查调节器已切换到备用通道或手动模式。联系电气检修人员检查处理。113备用通道ARCnet障（STBYARCnetfault）两通道间的串行通讯连接中断。任一通道电源消失。联系电气检修人员检查处理。检查两通道间的串行通讯连接。检查其它的故障和报警是否引起通讯中断。更换COB板。120发电机出口1、3PT都断线（MachinePT.fail）检查调节器已紧急切换到手动模式运行正常。发电机出口1、3PT一次保险熔断。发电机出口1、3PT二次小开关跳开。1、2PT动态故障监视器的设定值太灵敏。联系电气检修人员检查处理。更换发电机出口1、3PT一次保险。合上发电机出口1、3PT二次小开关。重新调整动态1、3PT故障监视器的设定值。恢复正常后，将调节器切至自动模式运行。127FCB故障发变组保护是否动作。385 Q/101-105.13-2008（FCBfailed）合闸指令发出1秒钟内，未收到“灭磁开关闭合”的反馈信号。灭磁开关控制回路是否正常。联系电气检修人员检查处理。检查灭磁开关合闸线圈是否良好。128就地操作面板断线(Paneldisconnected)就地操作面板未连接。若励磁方式在就地方式，则自动切换到远方控制。若在远方方式，则只发信号。联系电气检修人员检查处理。检查就地操作面板H10与COB板的连接。更换就地操作面板H10或COB板。137备用通道跳闸（Standbytrip）双通道系统中，备用通道中产生某种跳闸信号EXC_TRIP。联系电气检修人员检查处理。用就地操作面板选择备用通道并读取故障信息。139励磁调节柜温度（RegulatorCubicleOvertemperature）环境温度过高（≥40℃）。有异物堵塞气流。励磁调节器长期过负荷。＃1整流柜运行异常。测温元件故障。采取降温措施继续稳定运行。降低励磁调节器负荷。更换故障测温元件。141辅助交流电源故障（Aux。ACfail）检查F05保险是否熔断。检查F12、Q05小开关是否跳开。更换F05保险。合上F12、Q05小开关。联系电气检修人员检查处理。142至少一个辅助开关在拉开位置（Auxiliariesoff）至少一个辅助开关未合或运行中跳开。查清原因并处理后恢复该辅助开关运行。143灭磁开关外部跳闸（FCBexternaloff)发变组保护动作跳调节器。查清原因后复位报警。144辅助直流电源故障（Aux.DCfail)直流室励磁调节器直流电源保险熔断或电缆故障。更换保险，合上跳开的直流电源小开关。385 Q/101-105.13-2008直流电源小开关F08、F09跳开。若出现电缆故障等无法恢复联系电气检修人员检查处理。161＃1整流柜故障(Convert1)＃1整流柜退出运行。查明原因后联系电气检修人员检查处理。查清原因并处理后恢复＃1整流柜运行。162＃2整流柜故障(Convert2)＃2整流柜退出运行。查明原因后联系电气检修人员检查处理。查清原因并处理后恢复＃2整流柜运行。163＃3整流柜故障(Convert3)＃3整流柜退出运行。查明原因后联系电气检修人员检查处理。查清原因并处理后恢复＃3整流柜运行。164＃4整流柜故障(Convert4)＃4整流柜退出运行。查明原因后联系电气检修人员检查处理。查清原因并处理后恢复＃4整流柜运行。190单台整流柜冷却风机跳闸（Coolingtrip）整流柜冷却风机电源小开关跳开。风机故障。联系电气检修人员检查处理。查清原因后恢复该整流柜运行。197单台整流柜故障（ConvertFailLevel1）单台整流柜故障退出运行。查清原因后恢复故障整流柜运行。198两台整流柜故障（ConvertFailLevel2）两台整流柜故障退出运行。查清原因后恢复故障整流柜运行。45变压器故障变压器内部故障跳闸后应尽快切除油泵，避免故障中产生的杂物进入变压器非故障区。45.1变压器出现下列情况时，允许联系后停用：45.1.1声音持续异常且有增大趋势时。45.1.2变压器故障预测装置报警或分解的气体含量曲线异常时。45.1.3盘根向外突出，且严重漏油。385 Q/101-105.13-200845.1.4套管损坏，渗油，有放电现象和痕迹时。45.1.5绝缘油变成深暗、浑浊，粘度、酸度、灰分增加时。45.1.6各引线端子松动，发热变色时。45.1.7负荷、周围环境温度及冷却条件不变，而变压器油和线圈温度异常升高时。45.1.8有载调压装置失灵，将分接头调至终端且手动无法调回原处时。45.1.9所有主保护退出运行时。45.2变压器温度升高，并超出允许值时，应进行下列检查：45.2.1核对温度表指示是否正常。45.2.2检查变压器冷却装置的运行情况和变压器室通风情况。45.2.3若为冷却装置故障，应降低变压器的负荷，使变压器油温降至允许值。45.2.4当确认变压器油温为不正常升高时，应立即停止该变压器运行。45.3变压器油温虽在允许的最高值内，但比同样负荷及冷却条件下温度升高10℃以上时，应视为异常升高。造成温度异常升高的原因有下列几种：45.3.1分接头开关接触不良。45.3.2内部各接头发热。45.3.3线圈匝间短路。45.3.4铁芯硅钢片间存在短路或涡流等不正常的现象。45.3.5冷却器工作异常等。45.4变压器油位比当时油温应有的油位显著下降时应查明原因，并通知检修加油。加油时重瓦斯保护应由跳闸改为信号，禁止从变压器下部补油。变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。45.5变压器发生下列情况之一，保护未动作跳闸时，应立即停止变压器的运行a)变压器内部有不均匀的噪声和爆炸声。b)套管炸裂、闪络放电。c)变压器冒烟着火，压力释放阀动作。d)引线端子熔化。e)变压器大量漏油且无法消除。f)变压器绝缘油变色严重，且油内出现碳质g)变压器在正常负荷及冷却条件下，上层油温或线圈温度超过极限值，并急剧上升。h)变压器过励磁达极限值，且保护未动作跳闸。i)发生危及变压器安全的故障，而变压器有关保护拒动。385 Q/101-105.13-2008a)变压器附近设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁。b)发生人身触电而又无法脱离电源。c)干式变压器有放电声并有异臭味。45.6差动保护动作的处理45.6.1检查保护范围内所有电气设备有无短路、闪络及损坏痕迹。45.6.2检查变压器是否喷油，油温油色是否正常。45.6.3断开变压器各侧刀闸，测量其绝缘电阻，并通知检修测量其直流电阻，确定变压器内部是否故障。45.6.4经以上检查及试验未发现异常，应对差动保护直流回路进行检查，如系差动保护误动，应迅速查明原因，消除后将变压器投入运行。如属保护缺陷暂时无法消除，经值长同意后可以解除差动保护，将变压器投入运行，但瓦斯保护必须投跳闸。45.7瓦斯保护动作45.7.1轻瓦斯保护动作45.7.1.1动作原因a)在滤油、加油过程中，空气进入变压器内部。b)温度下降，使油位过低。c)变压器内部故障，分解出少量气体。d)瓦斯保护二次回路故障。45.7.1.2处理a)汇报值长，检查变压器油位是否正常，是否漏油。b)检查变压器是否有放电声和异常声音。c)检查瓦斯继电器内部是否有气体，若有气体应取样分析，观察气体颜色。并做放气试验，取样时应按“安规”要求执行。d)若动作原因是油内有空气，应将空气放出，并准确记录信号动作时间，如相邻间隔动作时间缩短，应请示总工，依值长令，将重瓦斯保护改为信号或倒至备用变压器运行。45.7.2重瓦斯保护动作45.7.2.1重瓦斯保护投至信号位置而出现“重瓦斯动作”信号时，应立即倒至备用变压器运行，在“重瓦斯动作”信号出现的同时，发现变压器电流不正常，应立即停止变压器的运行。45.7.2.2重瓦斯保护跳闸的处理a)检查上层油温、油位是否正常，防爆管和其它部分是否喷油。b)如重瓦斯跳闸及轻瓦斯发信号时，应检查瓦斯继电器的动作情况，需进行气体油质分析385 Q/101-105.13-2008，不经试验检查不准将变压器投入运行。c)经检查分析确认变压器无异常时，应对瓦斯保护回路进行检查，确系瓦斯保护误动作，应将瓦斯保护投信号，变压器方可投入运行。瓦斯保护经保护班检查无异常后方可投入运行。45.7.3瓦斯继电器内部气体分析确认45.7.3.1无色、无味、不可燃气体，为变压器内部有空气。45.7.3.2白色或青灰色带有臭味气体，为变压器纸质绝缘材料故障。45.7.3.3黄色不易燃气体，为木质材料故障。45.7.3.4黑色易燃气体，为绝缘油内部故障分解出碳化物。45.7.4运行中变压器油色谱分析发现内部潜伏缺陷及对异常情况跟踪监督过程中，如发现下列情况：45.7.4.1总烃含量大于150μL/L、氢气含量大于150μL/L、乙炔含量大于5μL/L（500kV变压器大于1μL/L）时应引起注意。45.7.4.2烃类气体总和的产气速率大于0.5mL/L或相对产气速率大于10％/月则认为设备异常，应申请变压器停运处理。注：总烃含量低的设备不用相对产气速率进行判断。45.8变压器着火45.8.1立即切断电源，使用干粉或CO2灭火器灭火，并通知消防队。在电源未切断的情况下，严禁使用液体灭火。45.8.2停用冷却装置。45.9变压器冷却电源消失45.9.1迅速查明原因，尽快恢复冷却装置运行。45.9.2降低变压器负荷至规定值，监视变压器油温不得超过规定值。45.9.3如电源未能恢复，且变压器上层油温已达到规定值，应停止变压器运行。46配电装置故障46.1SF6开关、空气开关异常运行及事故处理46.1.1断路器拒绝合闸的检查：46.1.1.1合闸控制回路电源是否正常，保险是否正常，保险是否接触良好，回路有无断线，控制电源开关是否掉闸。46.1.1.2控制开关、同期开关接点接触是否良好。46.1.1.3同期时，同期回路工作是否正常，是否因同期闭锁引起。46.1.1.4“远方、就地”选择开关是否与操作相对应。385 Q/101-105.13-200846.1.1.5辅助接点是否接触良好，机构是否损坏或卡住。46.1.1.6是否因液压机构液压异常而引起闭锁。46.1.1.7合闸闭锁继电器接点接触是否良好。46.1.1.8防跳继电器接点接触是否良好。46.1.1.9合闸继电器、合闸线圈是否断线，卡涩或接点接触不良。合闸保险是否熔断。46.1.1.10厂用动力开关是否因热工接点或电气闭锁接点闭锁引起。46.1.2断路器拒绝跳闸时的检查：46.1.2.1跳闸回路是否有电源，保险是否良好，回路有无断线，控制电源开关是否跳闸。46.1.2.2控制开关接点接触是否良好。46.1.2.3方式选择开关是否与操作相对应。46.1.2.4辅助接点是否接触良好，机构是否损坏或卡住。46.1.2.5是否因SF6气压，机构液压储能异常而引起闭锁。46.1.2.6闭锁继电器是否动作，接点接触是否良好。46.1.2.7跳闸继电器，跳闸线圈是否断线，烧伤，卡涩或接点接触不良。46.1.3断路器拒绝跳闸无法消除时的处理：46.1.3.1500kV系统应及时联系中调申请越级断开电源或采取其它可行办法。46.1.3.210kV或400V开关应立即手动打闸。如手动打不掉，应汇报单元长，拉开上一级开关。46.1.3.3凡拒绝跳闸的断路器在未处理之前，严禁重新投入运行。46.1.3.4断路器拒绝跳合闸，如属于设备或本身异常情况，应通知检修进行处理。46.1.4断路器在运行中发生下列现象时，应立即申请停运处理。46.1.4.1液压弹簧储能机构油压降至零，或看不到油位时。46.1.4.2SF6气体泄漏且无法带电补气时。46.1.4.3液压弹簧储能机构真空泵连续运转过长自动闭锁且无法带电处理。46.1.4.4断路器瓷套管严重损坏、放电或漏气时。46.1.4.5各引线、接点松动、过热、发红时。46.1.4.6二次设备损坏，影响断路器正常运行时。46.1.4.7断路器发生火灾或人身触电时，应立即将断路器退出运行。46.1.53AT2/3EI型断路器液压机构正常运行和异常运行情况:46.1.5.1机构的正常油压保持在33.0MPa左右。46.1.5.2当机构压力降至32.0MPa时,油泵自动启动打压,当压力恢复至32.0MPa时,油泵继续运转3秒后停止。如果启动油泵打压时间超过3分钟，将发“打压故障”信号。385 Q/101-105.13-200846.1.5.1当机构压力降至30.80MPa时，闭锁自动重合闸。46.1.5.2当机构压力降至27.80MPa时，闭锁合闸。同时发“机构压力低，闭锁合闸”信号。46.1.5.3当机构压力降至26.30MPa时，闭锁分闸。同时发“总闭锁”信号。46.1.5.4当机构压力突增至35.50MPa时，将发“氮气泄漏”信号；液压储气筒内剩余的氮气可确保“氮气泄漏”信号发出后的3小时内断路器安全分闸。此时，应及时进行处理，如果不能在3小时内故障不能消除时，应及时联系中调，申请将断路器退出运行，3小时后将闭锁断路器分闸。46.1.5.5油泵打压的间隔时间应大于1小时。当间隔时间小于1小时时，表明断路器可能存在外部泄漏或不正常的内部泄漏。46.1.6220kV系统断路器BLG1002A型弹簧储能机构的正常和异常运行情况：46.1.6.1正常运行中，分、合闸弹簧均应处在储能状态，就地弹簧状态指示应在“MAX”位置。46.1.6.2如果合闸弹簧未储能，将发“合闸弹簧未储能”信号。46.1.6.3合闸弹簧未储能时,操作机构的限位开关BW1接点断开,合闸回路不通,断路器拒绝合闸。46.2母线与刀闸46.2.1母线与刀闸过热的处理46.2.1.1当母线与刀闸温度超过70℃时，如能倒换备用设备应倒换备用设备后停止运行。46.2.1.2如无备用设备时，应调整负荷使其温度降至70℃以下。46.2.1.3采取临时降温措施，待负荷允许时，申请停电处理。46.2.2刀闸带负荷拉合闸的处理46.2.2.1带负荷合闸后不得拉开。46.2.2.2带负荷拉闸后，禁止再将刀闸合上。46.3电压互感器和电流互感器46.3.1电压互感器二次电压消失的象征及处理。46.3.1.1象征a)“电压回路断线”信号发出。b)相应的电压表指示到零。c)相应的有功表，无功表指示降低或到零。d)电压监视继电器信号指示灯相应燃亮。e)相应的故障录波器动作。46.3.1.2处理a)判明故障电压互感器并以电流表监视运行。b)385 Q/101-105.13-2008对异常电压互感器二次回路进行检查，有无短路、松动、断线等现象，相应的二次开关及保险是否跳闸或熔断。c)二次开关跳闸或保险熔断可试送一次，不成功应查明原因，并通知检修处理。d)停用有关保护。e)若高压保险熔断，应停电测量绝缘，交检修处理。46.3.2电压互感器本体故障时的处理46.3.2.1象征a)本体有过热现象。b)内部有放电声和不正常的噪音。C)二次开关跳闸或保险送不上。d)二次电压可能升高或降低，接地信号可能发出。46.3.2.2处理a)立即汇报值长，申请停电处理。b)停用故障电压互感器，只能用开关来完成，应申请倒闸操作。c)若电压互感器着火，应立即断开电源，用干式灭火器或砂子灭火。46.3.3电流互感器二次回路开路的处理46.3.3.1象征a)电流互感器本体发出嗡嗡声音。b)开路处发生火花放电。c)相应的电流表、有无功表指示到零。d)相应的保护CT二次回路断线信号发出。46.3.3.2处理a)立即汇报，停用有关保护，通知继电保护人员。b)根据象征对电流互感器二次回路进行检查，寻找开路处。检查时，应做好防触电措施。c)若开路处很明显时，立即穿绝缘靴，带绝缘手套，对开路处进行连通或在开路前端子处短接。d)当判断电流互感器二次端子处开路，如不能进行短接处理，应立即申请中调停电处理。e)短路后本体仍有嗡嗡声，说明内部开路，应申请停电处理。f)凡检查电流互感器回路的工作，必须注意安全，使用合格的绝缘工具。g)若二次开路引起火灾，应先切断电源，后用灭火器灭火，防止火灾蔓延。46.3.4互感器着火的处理46.3.4.1设法用开关切断电源，并迅速用干粉或四氯化碳灭火器灭火。46.3.4.2立即采取防止火灾蔓延措施。385 Q/101-105.13-200846.4电缆46.4.1电缆着火的处理46.4.1.1立即切断电源。46.4.1.2用四氯化碳、二氧化碳或砂子灭火，禁止使用泡沫灭火器或水灭火。46.4.1.3当电缆沟着火时，应将其门、窗及通风设备关闭，待扑灭火后再将其打开排除不良气体。46.4.1.4进入电缆沟灭火人员应戴防毒面具，绝缘手套，穿绝缘靴。46.4.1.5灭火时禁止用手触及不接地金属，电缆钢甲及移动电缆。46.4.2遇有下列情况，应立即切断电源：46.4.2.1电缆爆炸，冒烟着火。46.4.2.2绝缘击穿，接地放电。47汽轮机跳闸后主汽门或调门卡涩47.1象征：47.1.1汽机跳闸。47.1.2高、中压主汽门“关闭”信号未全部发出。47.1.3高、中压调门未全部关到“0”位。47.2处理：47.2.1检查汽轮机转速是否下降，锅炉MFT、发电机解列。47.2.2汽轮机跳闸后，发现汽门卡涩未全部关闭且转速快速下降时按正常停机进行处理。47.2.3汽轮机跳闸后，发现汽门卡涩未全部关闭造成转速升高时，应破坏真空紧急停机。停止真空泵运行，锅炉尽快泄压。停止EH油泵运行。47.2.4汽机跳闸后，如果负荷未到零，汽机仍维持3000r/min，发电机未解列，无逆功率信号，检查汽机侧无明显故障，锅炉未灭火，则尽量降低主、再热汽压，维持最低负荷运行，立即联系检修处理汽门卡涩缺陷；如发电机逆功率，应及时解列发电机，锅炉手动MFT。47.2.5联系检修处理汽门卡涩缺陷，原因查明，缺陷彻底消除后方可重新启动。48火灾48.1运行人员发现在管辖范围内发生火灾时，应做到：48.1.1不得擅离岗位或惊恐乱跑。48.1.2加强机组运行维护，按规程规定处理事故。48.1.3迅速执行上级岗位的正确命令。48.2发生火灾时的处理48.2.1385 Q/101-105.13-2008火警信号发出时，应迅速赶到火灾现场，了解火灾情况，检查消防系统动作正常，正确使用有关灭火器进行灭火。48.2.2电气设备发生火灾时，首先切断电源，然后使用灭火器加以灭火，电气设备附近发生火灾威胁设备安全时，也应停止设备运行，并切断电源。48.2.3火灾尚未威胁机组运行时，应设法不使火势蔓延，搬开火灾现场周围易燃物品，尽快将火扑灭。48.2.4加强运行监视，做好停机准备；当火灾严重威胁机组安全时，应立即紧急停机。48.2.5炉前油系统着火时，对有关管道进行隔绝，采取有效的灭火措施，防止火势蔓延。48.2.6油箱或油箱附近着火严重威胁油箱安全时在破坏真空停机的同时，开启油箱的事故放油门，但必须考虑到机组停转前，润滑油不中断，以免烧坏轴承。48.2.7密封油系统着火无法迅速扑灭，威胁设备安全时，应立即紧急停机，并在惰走过程中，迅速进行排氢，密封油系统应尽量维持到机组停转。48.2.8发电机或氢冷系统发生火灾，应紧急停机，同时向发电机内充CO2进行排H2灭火，水冷系统及主机盘车装置保持运行。48.3灭火方法，使用器材及注意事项48.3.1未浸油类的杂物着火时，可用水、泡沫灭火器、干砂等灭火。48.3.2浸有油类的杂物着火时，应用泡沫灭火器、干砂等灭火。48.3.3油箱和其它容器内的油着火时，可用泡沫灭火器、CO2、CCL4、1211灭火器灭火。必要时可用湿布扑灭或隔绝空气，但禁用干砂和不带喷嘴的水龙头灭火。48.3.4带电设备着火，应在切断电源后用CO2、CCL4、1211、干粉灭火器灭火，不准用泡沫灭火器灭火，电机着火不准用干砂或大股水注入电动机内进行灭火。48.3.5带电设备着火，如不能立即切断电源可用CO2、CCL4灭火器灭火，禁止使用其它非绝缘性的灭火器材。48.3.6蒸汽管道或其它高温部件着火，不准用CO2灭火器灭火，用水也须慎重，以防热应力损坏设备。48.3.7设备的转动部分及调速系统着火，禁止用干砂灭火，同时参照上述有关规定执行。48.3.8氢气系统着火，主要用CO2、1211灭火器灭火。49防止电力生产重大事故措施49.1防止制粉系统爆炸和粉尘爆炸技术措施49.1.1控制磨煤机出口温度不超过71℃，磨出口温度达到75℃时要通入磨煤机充惰蒸汽。49.1.2加强燃用煤种的煤质分析和配煤管理，燃用易自燃的煤种应及早通知运行人员，以便加强监视和检查，发现异常及时处理。385 Q/101-105.13-200849.1.3巡回检查时应注意检查制粉系统的防爆门备用完好。49.1.4在发生给煤机落煤管堵煤、原煤斗蓬煤时，为避免因磨内粉尘达到爆炸极限导致磨煤机爆炸，要根据风煤比曲线及时下调磨煤机总风量。故障情况下紧急停磨，要严密监视磨出口温度，如果偏高，要投入10～15分钟磨煤机充惰蒸汽。49.1.5制粉系统备用时，磨煤机出入口气动隔绝门、热风门要关闭严密。加强制粉系统的定期切换，严格按制粉系统防爆规程中的规定执行，机组正常运行中，备用磨停用一般不允许超过三天。49.1.6磨煤机停运时保持最小风量≥80t/h，吹扫15分钟，吹扫要彻底，将一次风管内残存余粉吹净，防止一次风管道内积粉自燃。49.1.7磨煤机入口气动隔绝门要保证关闭严密；给煤机闸板开关灵活，正常运行时要保证全开，备用时全关。给煤机断煤信号动作要正常。49.1.8消除制粉系统和输煤系统的粉尘泄漏点，降低煤粉浓度。大量放粉或清理煤粉时，应杜绝明火，防止煤尘爆炸。49.1.9加强燃料管理，杜绝易燃易爆物品及其他杂物进入磨内。49.1.10如发生磨内爆炸时，应紧急停止磨煤机运行，严密关闭热风挡板、一次风关断挡板。49.1.11制粉系统附近消防设施应齐全，并备有专用灭火器材，随时保持消防水源充足，水压符合要求。49.2防止锅炉灭火放炮的技术措施49.2.1锅炉启动前，严格按规程规定进行启动前的检查，并符合启动条件。49.2.2锅炉启动前，确认所有联锁保护试验合格。49.2.3锅炉启动时，待吸、送风机启动、风量大于25％额定风量后，方可投入炉前燃油循环。49.2.4锅炉点火前应进行燃油母管泄漏试验，试验不合格应及时查明原因，否则禁止点火。49.2.5锅炉点火初期投油枪时，应在就地和火焰监视电视中观察油枪着火情况，发现油枪未着火但火检信号存在时，应立刻手动停运该油枪，联系检修查明原因，禁止在查明原因之前重复点火。油枪雾化不好时，及时联系检修清理。49.2.6油枪投入运行时应保证燃油压力正常。49.2.7加强煤质监督，加强燃料掺烧混配的管理，运行人员及时准确了解煤质情况，根据煤质变化及时调整锅炉燃烧，确保燃烧稳定。49.2.8机组负荷较低且煤质较差，导致燃烧不稳时，及时投油助燃；锅炉低于不投油最低稳燃负荷时应及时投油稳燃。49.2.9制粉系统启动时，应将所选燃烧器的油枪全部投入。当磨煤机一次风量＞80t/h，磨煤机内有料位指示、燃烧稳定后，方可停止助燃油枪。385 Q/101-105.13-200849.2.10当炉膛已经灭火或已局部灭火而锅炉MFT未动作时，应紧急手动MFT，严禁投助燃油枪。锅炉灭火后，应全面检查所有磨煤机、给煤机、一次风机均跳闸，制粉系统BSOD、PASOD、容量风档板关闭，否则手动停运、关闭。锅炉灭火后要严格执行炉膛吹扫程序，严防锅炉爆燃。重新点火前锅炉吹扫通风量必须大于额定负荷风量的30%，时间不得少于5分钟，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。49.2.11锅炉灭火后如果不立即点火启动，应关闭炉前燃油进油手动门、燃油再循环阀前后手动门，如果停炉时间超过8小时，应关闭所有油枪手动门。49.2.12正常运行中应保证锅炉负压在-100Pa运行，火检冷却风压力正常，防止出现火检探头烧毁、脏污造成失灵、测量管堵塞等问题发生。49.2.13严禁随意退出火检探头或联锁装置，因设备缺陷需退出运行时，应经总工批准，并事先作好安全措施。热工仪表、保护电源应可靠，防止因瞬间失电造成锅炉灭火。49.2.14加强运行监视调整，发现一次风管不畅、送风不正常脉动、制粉系统堵煤、断煤和热控设备失灵等缺陷时，应及时查明原因并联系检修处理或停止相应设备运行。49.2.15磨煤机跳闸后吹扫一次风粉管道时，应将相应油枪投入运行，逐渐开启粉管上的清扫风挡板，吹扫5分钟后关闭清扫风挡板，停止油枪运行。按此方法依次吹扫跳闸磨煤机所有一次风粉管道。49.2.16按定期巡回检查制度对燃油系统全面检查，发现泄漏应及时联系检修消除。49.2.17正常运行中发现油罐油位不明原因降低，应对燃油系统全面检查，消除油枪内漏。49.2.18停运吸、送风机前应关闭炉前燃油系统进油手动门、燃油再循环阀前后手动门。49.2.19运行人员每班不少于3次从看火孔监视炉膛结焦情况，发现锅炉结焦，应及时查明原因并采取相应的调整措施，防止锅炉发生严重结焦事故。49.2.20加强燃烧调整，按规程规定定期投入锅炉吹灰器系统运行，防止炉内结焦、掉焦，造成锅炉灭火。49.2.21锅炉受热面及炉底灰斗处严重结焦，影响锅炉安全运行时，应请示值长停炉处理。49.2.22检修后期，要对燃烧器调节挡板进行严格调整，确保燃烧器配风满足锅炉燃烧要求。49.2.23机组运行过程中，炉膛电视火焰监视和燃烧器火焰检测装置、锅炉灭火保护必须投入，其它保护装置也应投入且显示准确，动作可靠。任何情况下严禁退出锅炉燃烧系统的保护，强行点火。49.2.24定期检查FSSS或BMS工作的可靠性，严防保护误动。每个运行人员应提高对灭火放炮事故破坏性的认识，加强岗位责任制，提高责任感，严格贯彻规章制度，加强业务学习，提高技术水平，防止误判断、误操作。49.3防止锅炉尾部再次燃烧事故的技术措施385 Q/101-105.13-200849.3.1锅炉点火时保证油枪雾化良好49.3.1.1油枪投运后要检查其雾化情况，对雾化不良的油枪应及时解列。49.3.1.2油枪点火不成功要检查燃油速断阀严密关闭，禁止大量未燃油喷入炉膛。49.3.1.3点火结束后，应检查各二次风门在油枪点火位置。位置不正确时要及时联系检修处理。49.3.2空气预热器蒸汽吹灰系统正常投运，吹灰压力和温度在规定值范围内。当机组启动或长时间煤油混烧时，空气预热器应采用连续蒸汽吹灰。49.3.3空气预热器热点探测报警装置可靠投入，当发现报警时，应立即检查确认，同时按照锅炉尾部烟道二次燃烧事故处理的有关规定执行。49.3.4利用停炉机会对空气预热器消防装置进行检查和试验，发现磨损，要及时修补或更换。49.3.5定期对空气预热器在停机状态下进行水冲洗，保持受热面清洁。49.3.6定期检查空气预热器风烟挡板，确保开关灵活且关闭严密。风烟挡板的密封片要定期检查，对磨损严重的要及时更换。49.3.7正常运行中当排烟温度不正常升高时，要检查省煤器和空气预热器处烟气温度的变化，当烟气温度超过250℃时应立即停炉。49.4防止锅炉承压部件爆漏事故的技术措施49.4.1防止锅炉超温超压49.4.1.2锅炉超水压试验和安全阀整定应严格按规程规定执行。49.4.1.3严禁锅炉在安全阀解列的状况下运行。49.4.1.4加强运行操作维护工作，防止锅炉超温超压。在机组正常运行中，要注意烟气挡板的控制，保证末级再热器出口管壁温度低于648℃。49.4.1.4.1锅炉升温升压过程中，过热器、再热器疏水门全部开启，待压力达到规定值时再逐步关闭。49.4.1.4.2锅炉均匀上水，保持省煤器出口水温度低于对应压力下的饱和温度20℃。49.4.1.4.3按规定进行锅炉各部位蒸汽吹灰，保持受热面清洁，避免受热面大面积结焦或结渣。49.4.1.4.4机组启动过程中，要控制炉膛出口烟温小于540℃，烟温探针可靠投入，机组并网后确认炉膛出口烟温大于580℃时烟温探针退出运行。严格控制升温、升压速度，特别是在锅炉启动初期，暖炉时间要适当控制，加强对受热面各部壁温的监视，当壁温接近报警值时，立即停止增加燃料。49.4.1.4.5停炉后要可靠关闭各减温水门，炉膛吹扫后停止吸、送风机的运行，并关闭风门挡板使锅炉自然冷却。385 Q/101-105.13-200849.4.1.4.6机组大小修前要进行过热器和再热器安全门活动试验，如一年无检修，由生技部安排每年拉试一次，确保其能可靠动作。每月9日，进行PCV阀开关试验，确保其能可靠动作。49.4.1.4.7正常运行中认真巡检，发现泄漏要及时汇报。49.4.1.4.8发现受热面有泄漏时，应申请停炉，以避免扩大事故。49.4.1.4.9建立锅炉超温超压台帐，并详细记录锅炉超温超压的原因。49.4.1.4.10发现受热面超温超压要尽快采取措施，如采取措施无效且保护拒动时应执行紧急停炉。49.4.2防止受热面大面积腐蚀。49.4.2.1严格化学监督，锅炉启动时水质不合格不上水；启动过程中水质不合格，严禁进行下一步操作。49.4.2.2凝结水精处理设备严禁退出运行。因凝汽器泄漏导致凝结水质超标时要及时查找、堵漏。按规定进行停炉保养。49.4.2.3停炉时要按要求进行化学加药。停炉时间要适当控制以保证化学药品全部加入，并有充分的循环时间。49.4.2.4停炉放水要采用热炉放水的方法，放水时各空气门、疏水门和放水门应开启到位。49.4.2.5优化锅炉燃烧调整，避免高温腐蚀。49.4.2.6启动过程中严格给水回收标准，不合格的疏水不得回收。正常运行中，大气式疏水扩容器内水质不合格不得回收。49.4.3防止炉外管道爆破。发现炉外管道泄漏要及时汇报。对管系振动、水击等现象要及时分析原因并及时处理。49.4.4防止炉本体和管道膨胀受阻。49.4.4.1锅炉启动和停炉过程中检查、记录炉本体和管道的膨胀情况，发现异常，及时处理。49.4.4.2启动初期保持燃烧均匀，防止因燃烧偏差引起过大的膨胀偏差。49.4.5防止蒸汽吹灰吹损受热面。49.4.5.1定期进行吹灰器的投入和维护，确保能可靠投入，不发生卡涩现象。49.4.5.2当发现有吹灰器卡涩而退不出炉外时，要立即联系检修人员处理，并保持有蒸汽通过吹灰器，防止因停止供汽而使吹灰器烧损。若吹灰器卡在炉内退不出来，经检查确认已烧弯或经处理仍无法退出时，为防止损坏受热面，应关闭该吹灰器汽源手动门，通知灰水运行人员，然后由检修继续处理。49.5防止锅炉油系统火灾爆炸事故的技术措施49.5.1正常巡检中应注意检查锅炉房内的油母管及各支线，检查油系统周围的消防设施齐全且处于良好备用状态。385 Q/101-105.13-200849.5.2燃油系统的设备、管道、阀门、法兰、盘根等应严密不漏油，如有漏油、渗油，必须及时联系检修人员消除漏点，并及时清除积油，严禁漏油渗透至热力管道等热体保温内。49.5.3热力管道保温被渗油后，应打掉并更换新保温。油管道法兰、阀门的周围及下方，如敷设有热力管道或其他热体时，这些热体保温必须齐全，保温外面铁皮应完整。49.5.4油枪投退时，应检查油枪运动不受阻，油枪软管无拉扯与挤压的现象。油枪投运时，应检查油枪雾化良好，燃烧器壳体无积油及向外漏油现象。49.6防止汽轮机超速的技术措施49.6.1在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在规定范围内。49.6.2机组启动时，各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时禁止机组启动和运行。事故情况下，如保护不动作，应手动打闸停机。49.6.3机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组启动。就地转速表应与集控室转速表对应一致，指示正确。机组启动过程中，应严格控制升速率在规定的范围内，若出现转速突升应立即打闸停机。运行中的机组，转速在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。49.6.4透平油和抗燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组启动。49.6.5机组大修后或调速系统检修后，必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静态试验，确认调节系统工作正常。在调节部套存在卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁启动。严禁在非盘车状态下进行汽机调速系统静态试验；严禁在锅炉有压力的情况下进行汽机调速系统静态试验。49.6.6正常停机时，应先检查有功功率是否到零，严禁带负荷解列。49.6.7在机组正常启动过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统。机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。49.6.8在任何情况下绝不可强行挂闸开机。49.6.9汽轮机的抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。抽汽逆止门在机组启动前应进行联锁试验，动作应正常。49.6.10对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。49.6.11坚持按运行规程要求:进行危急保安器的注油试验、升速试验，动作应正常；主汽门、调速汽门严密性试验；高、中压主汽门杆活动试验，动作灵活、无卡涩现象；机组增减负荷时，注意调速汽门动作情况。对主汽门、调速汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。49.6.12危急保安器动作转速一般为额定转速的110%土1%。49.6.13机组大修后、新投产的机组或危急保安器检修后，必须进行危急保安器超速试验并合格。危急保安器超速试验必须在集控室手动“紧急停机按钮”385 Q/101-105.13-2008试验、就地手动脱扣试验、汽门严密性试验、后备超速保护试验和注油试验进行完毕且动作正常后进行。超速试验应进行二次，二次动作转速差不大于18r/min。进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。49.6.14数字式电液控制系统(DEH)应设有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件,严格按照运行规程关于“汽轮机禁止启动的条件”执行。49.6.15电液伺服阀(包括各类型电液转换器)的性能符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。49.6.16严格执行运行操作规程，严防电液伺服阀(包括各类型电液转换器)等部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。49.7防止汽轮机轴系断裂的技术措施49.7.1机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，振动监测保护装置完好，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行瓦振、轴振应达到运行规程规定的优良范围，机组启动时应符合运行规程规定的振动范围，并注意监视变化趋势。异常振动时按运行规程规定处理，严禁振动超限运行或强行冲转。49.7.2运行100kh以上的机组，每隔3-5年应对转子进行一次检查。运行时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰启停频繁的转子，应适当缩短检查周期。49.7.3新机组投产前、已投产机组每次大修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。49.7.4不合格的转子绝不能使用，已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子应进行技术评定，根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施，并报主管部门审批后执行。49.7.5严格按照运行规程关于超速试验的规定进行超速试验：机组冷态启动时应带25%额定负荷连续运行3-4小时解列后立即进行。危急保安器超速试验必须在集控室手动“紧急停机按钮”试验、就地手动脱扣试验、后备超速保护试验、汽门严密性试验和注油试验进行完毕且动作正常后进行；超速试验危急保安器动作转速应在规定范围内，不动作应立即手动脱扣停机。49.7.6新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况，保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松措施。49.7.7新机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向间隙的1/3。49.7.8防止发电机非同期并网。49.7.9建立和完善技术档案。385 Q/101-105.13-200849.7.9.1建立机组试验档案，包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验。49.7.9.2建立机组事故档案。无论大小事故均应建立档案，包括事故名称、性质、原因和防范措施。49.7.9.3建立转子技术档案。l转子原始资料，包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性。l历次转子检修检查资料。l机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态启停次数、启停过程中的汽温汽压负荷变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。49.8防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故的技术措施49.8.1防止汽轮机大轴弯曲。49.8.1.1应具备和熟悉掌握的资料。l转子安装原始弯曲的最大晃动值(双振幅)、最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。l大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值(双振幅)，最高点在圆周方向的位置。l机组正常启动过程中的波德图和实测轴系临界转速。l正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压。l正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。l停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。l通流部分的轴向间隙和径向间隙。l应具有机组在各种状态下的典型启动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。l记录机组启停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态启动或汽缸金属温度低于150℃为止。l系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经上级主管部门批准后再执行。49.8.1.2汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动。l大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。l大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的±0.02mm。l高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃。385 Q/101-105.13-2008l主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。49.8.1.3机组启、停过程操作措施。l机组启动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于2～4h，热态启动不少于4h。若盘车中断应重新计时。l机组启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4h才能再次启动，严禁盲目启动。l停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180°。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。l停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应按规定采用间断手动盘车180°，待盘车正常后及时投入连续盘车。l机组热态启动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。l机组热态启动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。l疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。l停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。l启动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。l汽轮机在热状态下，若主、再蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。49.8.1.4发生下列情况之一，应立即打闸停机。l机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过30μm。l机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过l00μm或相对轴振动值超过260μm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。l机组运行中要求轴承振动不超过30μm或相对轴振动不超过80μ385 Q/101-105.13-2008m，超过时应设法消除，当相对轴振动大于260μm应立即打闸停机;当轴承振动变化±15μm或相对轴振动变化±50μm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加50μm，应立即打闸停机。l高压外缸上、下缸温差超过50℃，高压内缸上、下缸温差超过35℃。l机组正常运行时主、再热蒸汽温度在l0min内突然下降50℃。49.8.1.5应采用良好的保温材料(不宜使用石棉制品)和施工工艺，保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35℃，最大不超过50℃。49.8.1.6疏水系统应保证疏水畅通。导汽管和主汽门前疏水应与调节级疏水隔离，防止汽轮机进水。疏水扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。49.8.1.7减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止门。49.8.1.8门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。49.8.1.9高压加热器应装设危急疏水阀，可远方操作和根据疏水水位自动开启。49.8.1.10高、低压轴封应分别供汽，特别注意高压轴封段供汽管路应有良好的疏水措施。49.8.1.11机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表，应按热工监督条例进行统计考核。49.8.1.12凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。49.8.1.13严格执行运行操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。49.8.2防止汽轮机轴瓦损坏49.8.2.1汽轮机的辅助油泵及其自启动装置，应按运行规程要求定期进行试验，保证处于良好的备用状态。机组启动前辅助油泵必须处于良好的备用状态且能正常联动。机组正常启动和停机前，都必须按要求对辅助设备进行启、停和联锁试验（EH油泵、TOP、MSP油泵、直流油泵、顶轴油泵、盘车电机等），其中一项不合格禁止启动或停运汽轮机，EH油泵、TOP、MSP油泵和直流油泵不能同时有检修工作。机组启动过程中如果EH油泵故障或TOP、MSP油泵故障，应停止机组启动。机组全速并稳定后，停TOP、MSP油泵前，必需检查确认各有关油压在正常范围内，主油泵已工作正常。机组启动升速、停机降速和事故处理过程中，如果EH油泵、TOP、MSP油泵同时故障，应破坏真空，紧急停机，启动顶轴油泵。49.8.2.2油系统进行切换操作(如冷油器、辅助油泵、滤网等)时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。操作完毕应将冷油器和滤网的进出油门上锁。49.8.2.3385 Q/101-105.13-2008机组启动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应及时汇报，并应按规程规定的要求果断处理。密切注意润滑油压的变化，当油压低于规定值时，应启动备用油泵。49.8.2.4在机组启、停过程中应按运行规程规定的转速停、启顶轴油泵，检查各轴承顶轴油压正常。机组运行中，各顶轴油泵应处良好备用状态。49.8.2.5在运行中发生了可能引启轴瓦损坏(如水冲击、瞬时断油等)的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新启动。49.8.2.6油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。机组启动或正常运行时，油箱油位应在运行规程规定的范围内。就地油位计与集控室油位计应基本一致。正常运行中发现油压或油箱油位异常下降时，应尽快查明原因，启动备用油泵维持油压，将油箱油位补至正常，并联系检修处理。若油压或油位维持不住时应停机处理。加强油系统的检查，发现跑油、漏油应及时进行处理，冷油器滤网前后压差大时及时联系检修清理。主机及小机油箱的事故放油门、放水门应关闭严密，并挂“严禁操作”警示牌。机组油净化装置故障报警信号应试验正常；装置投运期间应经常巡视，发现装置故障跑油，应立即隔离并注意主油箱油位，降低时立即补油至正常油位。49.8.2.7油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组启动。主油箱及小机油箱补油时，必须保证油质合格。机组室外储油箱内应存有一定量合格的透平油，净油泵、污油泵应达到良好备用状态，以保证主油箱及小机油箱能及时补油。49.8.2.8应避免机组在振动不合格的情况下运行。49.8.2.9低油压保护、联锁电源必须可靠，正常投入，不得随意解除。润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。润滑油系统应保证供油可靠，顶轴油系统应保证有可靠的油源。49.8.2.10直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，应取消各级熔断器，以防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。49.8.2.11交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放或直流保持措施，同时要保证自投装置动作可靠。49.8.2.12油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设滤网，若装设滤网，必须有防止滤网堵塞和破损的措施。49.8.2.13安装和检修时要彻底清理油系统杂物，并严防检修中遗留杂物堵塞管道。机组启动前和运行中应进一步加强油系统的油务监督工作，对油的各项指标定期化验，及时发现问题、处理问题，确保油系统的各项指标在合格范围以内。应进一步加强机组的运行监督，特别是对轴瓦钨金温度、回油温度、轴振等数据加强监视和记录，发现异常及时分析和处理。运行中应定期对润滑油滤网进行检查和清理，发现破损应及时更换处理。385 Q/101-105.13-200849.8.2.14检修中应注意主油泵出口逆止门的状态，防止停机过程中断油。49.8.2.15严格执行运行操作规程，严防轴瓦断油。汽机油系统切换时，应在监护人监护下，按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压变化，严防切换过程中断油烧瓦。检查密封油系统：若密封油扩大箱浮球阀卡涩，则应立即用旁路门调节，保持旁路门油位计在正常油位，联系检修予以消除；若油管路泄漏，设法隔离，无法消除引启油位急剧下降，则应紧急停机。49.9防止发电机漏氢及氢爆或着火的技术措施49.9.1大修后气密试验不合格的发电机严禁投入运行。49.9.2为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线，在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在适当地点设置排气和加装漏氢监测装置。49.9.3应按时检测氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过1%时，应立即停机查漏消缺。当内冷水箱内的含氢量达到3%时报警，在120h内缺陷未能消除或含氢量升至20%时，应立即停机处理。49.9.4正常运行时发电机内氢气湿度严格控制＜4g/m3，防止机内结露。保证发电机定子冷却水入口温度高于氢冷器出口温度。49.9.5密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙必须调整合格。若发现发电机大轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽，应及时处理。49.9.6坚持巡回检查制度，至少每班检查一次发电机的油水观察窗，发现问题及时处理、汇报。49.9.7对氢气去湿装置和定子冷却水系统的运行加强管理；经常检查和调整轴封，避免油中带水；要保持密封油真空箱的真空度不小于90kpa。49.9.8在发电机附近严禁放置易燃物品。禁止在充氢管线上搭接电焊地线，更严禁用电焊把在充氢管线打火。49.9.9在运行中氢冷发电机及其氢系统范围内动火作业，因按规定办理动火工作票。49.9.10密封油泵的备用泵(直流泵)必须经常处于良好备用状况,保证能随时联动成功。49.9.11在发电机本体及其氢系统上进行检修、试验工作。必须断开氢系统，并与运行氢系统有明显的断开点，充氢侧加装严密的堵板。49.9.12当发电机为氢气冷却运行时，补充空气的管路必须割断，并加严装密的堵板。50防止发电机损坏事故50.1防止定子绕组相间短路。严格控制氢气湿度在规程允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施。50.2防止定、转子水路堵塞、漏水。50.2.1防止水路堵塞过热。385 Q/101-105.13-200850.2.1.1发电机内冷水水质应严格控制规定范围。50.2.1.2加强定子线棒层间温差和定子线棒出水温差的监视，温差控制值按制造厂规定执行。50.3防止转子匝间短路。转子绕组匝间短路在线测装置报警时加强发电机本体各参数监视，及时汇报有关人员，联系检修人员检查。50.4防止漏氢。50.4.1大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。50.4.2定期检测发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过1%时，应停机查漏消缺。当内冷水箱内的含氢量达到3%时报警，在120h内缺陷未能消除或含氢量升至20%时，应停机处理。50.4.3密封油系统油氢差压调节阀必须灵活、可靠，调节特性差时及时联系处理。50.5防止发电机非全相运行。50.6防止发电机非同期并网。50.6.1机组竣工、A修后正式并网前，应进行一次假并列。50.6.2机组竣工、A修后，应核实发电机与系统相序一致。50.6.3机组竣工、A修后应进行发电机空载试验，进行核相。50.6.4发电机并网操作时，严格执行倒闸操作的有关规定，严格执行监护复诵制度，严禁越项、漏项操作。50.6.5运行人员在调整发电机转速时，应设定转速3000±12r/min，否则将闭锁同期操作。50.6.6应严格执行《运行规程》中机组并列操作注意事项，并做好危险点分析。50.6.7备用中的发电机，其出口隔离开关应拉开，厂用分支断路器在试验/隔离位置。50.6.8并列前，在合发变组出口隔离开关之前，应到就地检查出口断路器三相在分闸位置。50.6.9发变组出口断路器及厂用分支开关做分、合闸试验时，要检查出口隔离开关三相在分，且发变组保护装置校验、传动试验良好，发电机突加电压保护应可靠投入。50.6.10同期装置的定值参数要经过认真整定、核算：l测量发电机出口断路器的动作时间，确定适当的合闸导前时间；ll根据主变分接开关位置，以及PT变比确定适当的压差范围；ll确定适当的频差范围。50.6.111000MW机组正常运行时同期闭锁继电器旁路压板应取下。在机组停机并串合第一个断路器时装上同期闭锁继电器旁路压板，第一个断路器合闸后取下同期闭锁继电器旁路压板。50.7防止发电机局部过热。385 Q/101-105.13-2008发电机绝缘过热监测装置报警时，应立即取样进行色谱分析，必要时停机进行消缺处理。50.8防止发电机内遗留金属异物。50.9防止励磁系统故障引起发电机损坏。50.9.1进相运行的发电机，进相深度不超过规定值。50.9.2励磁调节器自动通道故障时应及时修复并投入运行。严禁在手动励磁下长期运行。在手动励磁调节运行期间，调节有功负荷时必须先适当调节无功负荷，以防止发电机失去静态稳定性。51防止电气误操作措施51.1电气操作人员必须经严格的安全知识、电气专业知识和操作技能培训，熟悉设备系统和设备性能及事故处理，经考试合格后，方可上岗。51.2电气操作人员必须严格遵守《电业安全工作规程》、《电气操作票、工作票执行规定》《反违章管理办法》、《集控运行规程》及其它有关规定，严把工作票预收关，确保工作票术语规范，安全措施齐全且符合现场实际。51.3生产现场必须安装电气系统模拟盘。模拟盘系统必须与现场设备一致，模拟盘指示必须与现场设备位置状态相符。51.4各开关室、电气设备标志应正确、规范、齐全、醒目，使用双重编号，标志丢失或设备异动时应及时联系检修人员补做、更换。51.5严格执行风险分析制度，操作前应认真做好操作风险分析及事故预想。51.6监护人和操作人必须精神饱满，思想稳定，精力集中，具备相应的监护资格和操作资格。51.7值班负责人应向操作人和监护人明确交代操作任务、范围、时间、安全措施及被操作设备的状态，操作人和监护人复诵正确后，由操作人根据有关记录，查对模拟盘，根据现场实际，参照典型操作票，逐项填写操作票或打印操作票。51.8操作人填好操作票复审无误并签名后，交给监护人和值班负责人，监护人和值班负责人对照模拟盘进行审核，审核无误后分别在操作票上签名。电气倒闸操作票必须经值长审核无误并签名，签名的每个人都应对操作票的正确性负责。51.9实际操作前必须进行模拟操作，监护人按照操作票中所列项目逐项发布操作口令（检查项目和模拟屏没有的保护装置除外），操作人复诵无误，监护人答“对，执行”后，操作人方可操作模拟系统图版。监护人发布操作口令、操作人复诵操作口令均要求声音洪亮。51.10操作过程中必须认真执行“三核对”，操作人和监护人应同时核对设备名称、编号、位置，并确认实际运行状态与操作票要求一致。51.11操作中，必须按规定正确使用安全防护用品，安全防护用品应具有有效合格标签。51.12严格执行操作监护制度.385 Q/101-105.13-2008操作过程中严禁监护人动手操作，严禁做其他与操作无关的事情，不得再接受其他命令，不得进行技术讲解。重大操作还应执行双重监护制度，同时有关领导必须到场,亲自监督。51.13严禁操作中擅自更改操作票或倒项、越项操作。操作中发生疑问时，必须向值班负责人汇报，弄清情况后再继续进行操作。51.14对于分步操作命令，必须分别填写操作票。51.15对于操作中的检查项目，操作人必须认真检查，确认无误后再复诵，监护人同时也应进行检查，确认无误并听到操作人复诵，在该项目前打“√”。严禁操作项目与检查项目一并打“√”。51.16监护人发出操作口令之前，操作人不得开始操作。51.17刀闸拉开、合上前，必须检查开关三相确已拉开；刀闸拉开、合上后，必须检查操作后位置正确，方可进行下一步操作。51.18全部操作项目完成后，应全面复查被操作设备的状态、表计、及信号指示等是否正常、有无漏项。51.19电气操作人员必须熟悉电气设备防误闭锁装置的原理、性能、结构和操作程序，严格执行防误闭锁装置的管理办法，严禁操作中擅自解除设备防误闭锁装置。防误闭锁装置“万能”钥匙存放在固定位置。运行操作中防误闭锁装置发生异常时，应及时汇报，查明原因，经值长或总工批准后方可进行解锁操作。51.20严格执行停送电联系制度,无停送电联系单不得进行停送电操作,严禁约时停送电.51.21工作结束工作票终结后，属中、地调管辖的安全措施，必须经中、地调批准后方可拆除。装设、拆除接地线或拉合接地刀闸必须严格执行登记制度，并作好记录。51.22严格执行交接班制度，运行方式、异常情况及注意事项交接清楚。并核对模拟图位置指示与现场设备实际状态相符，对操作过的设备系统重点检查。51.23严格执行钥匙借用制度。51.24实行操作确认制，操作过程中，对该项操作任务设立的操作确认点(Q点)，只有在确认人确认签名后，方可进行下一步操作。（确认点见下表）网控部分序号Q（确认）点确认人385 Q/101-105.13-20081拉、合隔离开关前，确认断路器确已拉开值班负责人专工、值长或主任2合接地刀闸或装设接地线前，确认应接地处确无电压。值班负责人专工、值长或主任3断路器送电前，确认接地刀闸确已拉开或接地线确已拆除。值班负责人专工、值长或主任4220kV母线倒排，确认母联断路器控制保险确已取下。值班负责人专工、值长或主任集控部分110kV母线装接地线前，须确认母线确无电压。1低厂变停电装设接地线或合接地刀闸前，确认低厂变高、低压侧确无电压。2400V母线装设接地线前，确认母线无电压。2低厂变送电前，确认低厂变高、低压侧接地线确已拆除或接地刀闸确已拉开。3400V母线送电前，确认接地线确已拆除。4发变组做安全措施前，确认发电机定子绕组确无电压。3发变组恢复备用时，确认发变组安全措施确已拆除4高备变停电做安全措施前，确认其高低压侧确无电压5高备变送电合开关前，确认高备变安全措施确已拆除61010kV母线送电合开关前，确认10kV母线安全措施确已拆除385 Q/101-105.13-20081专工、值长或主任其他1所有装设接地线或合接地刀前，确认确无电压。班长2确认所有接地线或接地刀确已拆除或拉开。班长注：确认人与操作人和监护人负同等的责任。51.25加强业务技术培训和安全思想教育，提高运行人员技术水平和安全意识；组织学习误操作事故范例，吸取经验教训；定期进行反事故演习，提高运行人员的事故应变处理能力。52保厂用电措施1.正常运行方式下的保厂用电措施1.1运行人员严格执行巡回检查制度，并加强对厂用电系统包括备用变压器、保安电源系统、UPS装置、直流系统的巡回检查，发现缺陷及时联系检修人员消除，确保厂用电系统各设备元件保持健康运行状态。1.2定期对备用电源自投装置、双电源切换装置检查校验及维护，所有备用电源自投装置、双电源切换装置均按规定投入。1.3运行人员严格执行保安电源定期试验制度，发现缺陷及时联系检修人员处理。1.4加强操作人员的业务培训，严格执行操作票制度和《邹县发电厂防止电气误操作措施》有关规定，认真执行确认点制度，杜绝误操作事故的发生。1.5厂用电系统应在正常方式运行，因故改为非正常运行方式时，应制定相应的运行措施，并在工作结束后尽快恢复正常运行方式。1.6#7、8机组正常情况下应采用快切装置的“正常并联自动”切换功能进行高压厂用母线的电源切换。2.各种非正常运行方式下的保厂用电措施2.1#04A（#04B）高备变停运期间的保厂用电措施2.1.1停电前应做＃7、8柴油机启动试验，确保保安电源切换试验良好。2.1.2#04A（#04B）高备变停运期间，运行人员应加强对#7、8柴油发电机及#7、8机保安电源系统的检查，确保#7、8机保安电源运行正常，#7、8柴油发电机在良好备用状态。2.1.3#04A（#04B）高备变停运期间，运行人员必须加强设备巡回检查，精心操作、认真监盘，及时发现并联系检修处理设备缺陷，保证设备健康水平，确保#7、8机组安全稳定运行。2.1.4#04A（#04B）高备变停运期间禁止重要辅机切换操作，尽量避免10kV动力启停操作，设备启、停前应征得值长、单元长同意。停止做#7、8机所有与跳机保护有关的试验及定期工作。2.1.5#04A（#04B）高备变停电前应通知网控、化学、中水、空压机、燃油泵房、燃料、灰水、暖通、脱硫值班人员，做好机组跳闸厂用电失去的事故预想。385 Q/101-105.13-20082.1.6#04B高备变停运期间，应随时做好厂用压缩空气向仪用压缩空气供气准备。2.2＃7（#8）机柴油发电机检修期间运行保厂用电操作措施2.2.1#7（#8）机柴油发电机检修期间，运行人员应加强对#7（#8）机保安电源系统的检查，确保#7（#8）机保安电源运行正常。2.2.2#7（#8）机柴油发电机检修期间，应尽量减少保安段所带负荷的启停操作。2.2.3机组运行期间，禁止柴油发电机的检修工作。385
此文档下载收益归作者所有
