王曲主机规程C版

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目录第一篇概述1第1章主设备概述11.1汽轮机11.2锅炉2第2章当设备规范42.2锅炉规范6第二篇机组启动与停止22第1章机组启动总则221*1启^）,昌贝I221.2机组状态规定23第2章机组冷态启动刖检查和准备242.1机组冷态启动前检查242.2机组了步启亨前准备243.1机组各辅助系统的投运263.2机组启动前系统清洗263.3锅炉上水建立启动循环273.4锅炉吹扫、点火、升温升压283.5汽轮机冲转前的高压缸预暖323.6汽机冲转前的高压调门室预暖333.7汽轮机冲转前的检查343.8采用中压缸启动方式冲转343.9汽轮机冲转过程中注意事项373.10机组并网及带初负荷373.11机组升负荷至额定负荷383.12机组冷态启动的其他注意事项40第4章机组热态（温态）启动414.1机组温态启动步骤414.2热态、极热态启动434.3机组热态（温态）启动注意事项43第5章滑参数停机445.1正常停运前的准备445.2滑参数停机445.3正常方式停机475.4停机后的工作475.5正常停运的注意事项47第6章机组停运后的保养506.1锅炉保养506.2汽轮机停运后的保养516.3辅助设备保养方法51第三篇正常运行监视和调整53第1章机组运行调整的通则和目的531.1机组运行调整的通则531.2机组运行调整的任务和目的53第2章机组汽水品质监视542.1汽轮机进口蒸汽品质542.2省煤器进口给水品质54

1第3章锅炉运行及调整553.1锅炉运行553.2机组的负荷调整553.3机组给水调整553.4锅炉燃烧调整573.5汽温调整58第4章汽机运行及调整614.1汽机运行614.2汽机调整62第5章机组运行方式655.1基本模式（BM）655.2炉跟机方式（BF）655.4BF协调655.5TF协调655.6自动发电控制（AGC）655.7子控制回路自动条件665.8协调控制系统操作画面675.9协调控制系统的操作675.10机组正常运行中负荷的调节68第四篇机组保护和试验70第1章机组保护701.2汽机保护动作过程如下：721.4锅炉联锁保护73第2章机组试验762.1机组试验原则762.2机炉电大联锁试验762.3汽机专业典型试验782.4锅炉专业典型试验85第五篇机组事故处理91第1章主设备公用部分911.1事故处理通则911.2机组紧急停运及处理911.3机组申请停运处理941.4机组短时停运后再启动951.5机组甩负荷处理961.6机组运行中发生RB981.8汽水管道水冲击1001.10仪用压缩空气失去1021.11机组控制系统异常及处理103第2章锅炉典型事故处理1072.1锅炉MFT1072.2锅炉RB1072.3锅炉主蒸汽压力低1082.4锅炉主汽压力高1082.5锅炉主蒸汽温度异常109

22.1锅炉再热蒸汽压力低1102.2锅炉再热蒸汽温度异常1102.3水冷壁泄漏1112.4省煤器泄漏1122.11再热器泄漏1132.12尾部烟道―■次燃烧1142.13锅炉结焦1152.14过、再热器超温1162.15给煤机跳闸1162.16磨煤机跳闸1172.17磨煤机堵煤117第3章汽轮机典型事故处理1203.1机组严重超速1203.2汽轮机水冲击1203.3汽轮机断叶片1213.4汽轮发电机组振动大1223.5汽轮发电机组轴承温度高1223.6主机轴向位移异常1233.7主机油系统工作失常1243.8EH油压低1273.9蒸汽参数异常1283.10凝汽器真空下降1293.11机组负荷晃动1323.12闭式冷却水系统故障1333.13开式冷却水系统故障133附录135附录一：机组冷态中压缸启动曲线136附录二：机组冷态启动曲线（72小时停耳）137附录三：机组温态启动曲线（48小时停运）138附录四：机组热态启动曲线（8小时停运）139附录五：机组极热态启动曲线（1小时停运）140附录六：机组正常停运曲线141附录七：机组检修停运曲线142附录八：中压缸极冷态启动曲线143附录九：中压缸冷态启动曲线（停机后72小时）144附录十：中压缸温态启动曲线（停机后48小时）145附录H^一;中压缸热态启动曲线（停机后8小时）146附录十二：中压缸极热态启动曲线（停机后1小时）147附录十三：高压缸极冷态启动曲线148附录十四：高压缸冷态启动曲线（停机72小时后）149附录十五：高压缸温态启动曲线（停机48小时后）150附录十六：高压缸热态启动曲线（停机8小时后）151附录十七：高压缸极热态启动曲线（停机8小时后）152附录十八：汽机正常停机曲线153附录十九：汽机滑参数停机曲线154附录二十：主再热汽温偏差限制155附录二十一：主汽温偏差限制156附录二十二：调汽阀内外壁温偏差限制157附录二十三：中压进汽室内外壁温偏差限制157附录二十四：主汽温度低限制158

3附录二十五：升负荷过程中加速度的计算（1）159附录二十六：升负荷过程中加速度的计算（2）160附录二十七：蒸汽温度与第一级金属温度的匹配161附录二十八：高压缸预暖保持时间曲线162附录二十九：超速试验示意图163附录三十：相应压力下的饱和蒸汽温度对照表164附录三十一：磨煤机运行曲线166附录三十二：氧量控制曲线170

4第一篇概述第1章主设备概述1.1汽轮机1.1.1汽轮机我公司的汽轮机为日立/东方电气集团联合体生产制造的超临界压力、冲动式、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、纯凝汽式汽轮机，型号为：TC4F-40,额定出力600MW,最大连续出力为646.2MW,阀门全开工况出力671.6MW。机组采用复合变压运行方式，汽轮机具有八级非调整回热抽汽，汽轮机的额定转速为3000转/分。1.1.2汽缸1.高中压部分采用高中压合缸、双层缸结构。高中压外缸自中分面分为上半缸和下半缸,高压内缸也是由上半缸和下半缸组成，中压内缸也分为上半缸和下半缸两个部分。2.两个低压缸采用对称双分流结构，中部进汽，在中分面上将汽缸分成上下两个部分。低压缸采用三层缸结构：第一层为安装通流部分组件的内缸；第二层为隔热层：第三层为外缸，用以引导排汽和支撑内缸各组件。低压缸与凝汽器的连接采用不锈钢膨胀节连接方式。1.1.3叶片1.汽轮机为冲动式，高压缸共有8级，中压缸共有6级，低压缸共有2X2X7级，全机结构级共有42级(热力级共21级)。2.高中压静叶型线采用高效的厚加载层流叶型(AVN),动叶采用型损、攻角损失更小的高负荷叶型(HV)。3.低压缸静叶采用高负荷静叶型线(CUC)o末级长叶片采用叉形叶根，具有相当高的强度以抵抗离心力和蒸汽弯应力。1.1.4转子高中压转子和低压转子均为整锻无中心孔的转子，可以提高转子刚度。1.1.5轴承1.支持轴承：汽轮发电机组轴系中，1、2号轴承采用六瓦块可倾式轴承，3、4、5、6、7、8、9号轴承均采用椭圆形轴承，各轴承的设计失稳转速在额定转速125%以上。可倾弧形瓦块带有支持点支撑，在油膜的压力作用下，每个瓦块在支持点上可以单独自动的调整位置，以适应转速、轴承负荷和油温的变化。椭圆轴承采用单侧进油、上瓦开槽式结构。2.推力轴承：2、3号轴承之间设置两个推力盘，其中间设置双面推力轴承。高中压转子推力盘中心即整个汽轮机转子相对于汽缸的膨胀死点。1.1.6汽封1.叶顶汽封：每组密封片上采用不同数量的高齿和低齿，形成迷宫效果以减小叶顶漏汽。2.隔板汽封：考虑到汽缸热变形主要在垂直方向上的，隔板汽封间隙在上下方向的间隙较大，而两侧间隙相对较小。3.轴端汽封：高中压轴端汽封，防止缸内蒸汽外漏入大气，低压缸轴端汽封，防止空气漏入低压缸影响真空。轴封系统采用自密封形式。1.1.7汽机热力系统本机组采用一次中间再热，八段抽汽回热系统。主蒸汽管道采用2—1—2布置，经汽轮机主汽门后进入到四个高压调节门，经过导管进入汽轮机喷嘴膨胀做功。再热蒸汽管道也采用2—1—2

5布置。经汽轮机中压联合汽门分为两路进入汽轮机中压内缸，经过导管进入汽轮机喷嘴膨胀做功。中压缸作功后的蒸汽，经一根连通管分别进入两个低压缸，作功后的乏汽排入双背压凝汽器。回热系统设有八段非调整抽汽，分别供给三台高加、一台除氧器、四台低加，高加疏水逐级自流到除氧器，低加逐级自流到凝汽器。汽轮机回热抽汽点及参数:抽汽级数抽汽点抽汽压力(MPa)抽汽温度(C)抽汽流量(t/h)一段抽汽6级后7.15378.3126.5二段抽汽冷再4.71322.2161.5三段抽汽11级后2.3146675.4四段抽汽14级后1.15366.6109.5五段抽汽16级后0.39623652.7六段抽汽17级后0.213171.253.8七段抽汽18级后0.103104.946.3八段抽汽19级后0.04980.855.1供小机14级后1.15366.6109.91.1.8循环冷却水系统循环水为闭式循环、水塔冷却，其冷却方式可以通过回水门的不同状态来决定，补水来自漳泽水库，经过弱酸加药处理后向水塔补水，水中的悬浮物通过旁流过滤出去，在循环水泵的前池中加入液氯来杀死水中的微生物。为保证凝汽器钛管的清洁，设计了两套胶球清洗装置。发电机氢冷器、定冷水、空压机、小机润滑汕冷却器由开式水系统来提供。闭式水通过闭式水冷却器被开式水冷却，开式水来自循环水管，排水至循环水回水管。1.1.9控制系统汽轮机控制系统采用日立汽轮机厂配套的数字电液DEH控制系统，主要完成汽轮机的挂闸、冲转、并网、负荷控制和危急遮断等功能，DCS由美国霍尼威尔公司提供。1.1.10启动方式汽轮机采用中压缸启动方式，配置40%高压旁路和2X26%的低压旁路系统。1.2锅炉1.1.12.1锅炉是三井巴布科克能源公司(MitsuiBabcockEnergyLimited)生产的超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构口型锅炉。型号为MB-1944-24.7-571/569。1.1.2锅炉燃烧方式为前后墙对冲燃烧，前后墙各布置3层三井巴布科克公司生产的低NOx轴向旋流燃烧器，每层各有5只，共30只。在煤粉燃烧器上方前后墙和侧墙布置一层燃烬风口，前后墙各5只风口，左右侧墙各3只风口，共16只。每只燃烧器配有一只油枪，用于点火和助燃。1.1.3锅炉配有两台高速燃尽风机OFA,从热二次风取风，升压后送至16只燃尽风口。OFA风口包含两股独立的气流：中央部位的气流是非旋转的气流，它直接穿透进入炉膛中心；外圈气流是旋转气流，用于和靠近炉膛水冷壁的上升烟气进行混合。1.1.4锅炉设计煤种为潞安矿常村矿煤，校核煤种1为高质混煤，校核煤种2为低质混煤。点火及助燃油为0

6号柴汕。1.2.5锅炉炉膛水冷壁采用焊接膜式壁，断面尺寸为22187mmX15747mm(宽X深)。下部水冷壁及灰斗采用螺旋管圈，上部水冷壁为垂直管屏。自给水管路出来的水由炉前右侧进入位于尾部竖井烟道下部的省煤器入口集箱，给水流经省煤器受热面吸热后，由省煤器出口集箱引出汇集到下水连接管进入螺旋水冷壁入口集箱，经螺旋水冷壁管、平衡联箱、中间联箱(转换联箱)、垂直水冷壁、垂直水冷壁出口集箱后进入水冷壁出口混合母管，然后引入折焰角入口联箱和水平烟道侧墙入口联箱，经水平烟道进入折焰角出口联箱，然后引入汽水分离器进行汽水分离，从分离器分离出来的水进入储水箱，蒸汽则进入过热器系统。1.2.6锅炉启动系统为带炉水循环泵的启动系统，汽水分离器为内置式。系统配有一台KSB炉水循环泵，4只汽水分离器，一只储水箱。炉水循环泵布置于储水箱底部，储水箱配有大小溢流阀，用于排除启动过程中膨胀的炉水，以及冷态的冲洗。1.2.7锅炉省煤器为单级鳍片非沸腾式，分前后两部分布置于尾部烟道的下部。1.2.8锅炉过热器由顶棚过热器、包墙过热器、一级过热器、屏式过热器和末级过热器组成。顶棚过热器布置于炉顶，包墙过热器布置于尾部烟道顶部、尾部烟道前后墙、两侧墙及中间隔墙，一级过热器布置于尾部双烟道的后部烟道中，屏式过热器布置于炉膛上部，末级过热器布置于折焰角上方的水平烟道中。一级过热器到屏式过热器之间布置一级喷水减温器,屏式过热器到末级过热器之间布置二级减温器，一、二级均为2只。1.2.9锅炉再热器由低温再热器和高温再热器两部分组成。低温再热器布置于尾部双烟道的前部烟道中，高温再热器布置于水平烟道中。低温再热器入口配2只事故喷水减温器。1.2.10主蒸汽温度主要调节手段是通过燃料和给水的匹配调节，喷水减温器调节作为辅助调节手段。再热蒸汽温度正常由尾部烟气挡板调节，紧急情况由喷水减温器调节。1.2.11锅炉制粉系统为配中速MPS磨正压直吹系统，磨煤机为6台，BMCR工况时5台投运，1台备用。每台磨煤机供一层燃烧器。系统配有2台动叶调节轴流式一次风机，2台密封风机。1.2.12锅炉风烟系统配有2台动叶调节轴流式送风机，2台动叶调节轴流式引风机，2台三分仓回转式空气预热器。1.2.13锅炉配置了除尘效率达99.77%以上的静电除尘器以及烟气脱硫装置。1.2.14锅炉最低不投油负荷40%BMCR(268.64MW),本生负荷35%BMCR(235.06MW)。1.2.15锅炉布置40只炉膛吹灰器、54只长伸缩式吹灰器，每台空气预热器的冷端配有1只伸缩式吹灰器。炉膛出口两侧各装设一只烟气温度探针，并设置炉膛监视闭路电视系统。1.2.16锅炉排渣系统采用碎渣机破碎，高压水输送至渣脱水仓的水力除渣方式。系统有两台脱水仓、一台澄清水箱、一台清水水箱。1.2.17磨煤机的石子煤采用和渣系统类似的系统，两台炉石子煤由高压水输送至石子煤脱水仓。系统有两台脱水仓、一台沉淀池、一台储水池。

7第2章主设备规范2.1汽轮机基本性能2.1.1汽机主要技术参数序号项目规范单位1.制造厂日立/东方电气集团联合体2.型式超临界、冲动式、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机3.汽轮机型号TC4F-404.额定功率600MW5.额定主蒸汽压力24.2MPa(a)6.额定主蒸汽温度566℃7.额定高压缸排汽口压力4.71MPa(a)8.额定高压缸排汽口温度322.2℃9.额定再热蒸汽压力4.33MPa(a)10.额定再热蒸汽温度566℃11.主蒸汽额定进汽量1851.683t/h12.再热蒸汽额定进汽量1509.874t/h13.额定排汽压力11.3/12.3KPa(a)14.配汽方式复合配汽（喷嘴调节+节流调节）15.设计冷却水温度20•C16.额定给水温度285.56℃17.额定转速3000rpm18.转向从机头侧看，顺时针方向19.额定热耗率7981kJ/kWh20.给水回热级数8级（3高加+1除氧+4低加）21.低压末级叶片长度1016mm22.汽轮机总效率45.1%

8序号项目规范单位23.通流级数42级局压缸8级中压缸6级低压缸2X2X7级24.临界转速第一临界转速第二临界转速高中压转子1800rpm低压转子A1720rpm低压转子B1750rpm发电机转子9802510rpm25.运行层标高13.8m26.寿命消耗冷态启动0.02%/次温态启动0.008%/次热态启动0.002%/次极热态启动0.001%/次负荷阶跃＞10%额定负荷(THA)0.002%/次27.启动方式中压缸启动28.变压运行负荷范围30%〜90%%29.定压、变压负荷变化率3/5%/min30.最高允许背压值<0.0253MPa(a)31.最高允许排汽温度107℃2.1.2机组主要热力工况及保证值项目50%TGR75%TGRTGRTMCRVWO高加切除出力(MW)300450600646.2671.6600主汽压力(MPa)13.620.124.224.224.224.2

9项目50%TGR75%TGRTGRTMCRVWO高加切除主汽温度（°C）566566566566566566主汽流量（t/h）827.4781251.7881851.6831851.6831944.2671481.101再热器压力（MPa）2.053.034.334.364.564.11再热器温度（℃）566566566566566566排气压力（KPa）4.4/5.44.4/5.411.3/12.34.4/5.44.4/5.44.4/5.4排气温度325.7317.8322.2322.9328.0363.2补水率（%）000300给水温度（C）237.6261.0285.5285.6289.1190.6氢压(MPa)0.4140.4140.4140.4140.4140.414热耗(KJ/KWH)810877467981751375137751发电机功率因素0.900.900.900.900.900.90汽轮机效率（%）44.446.545.147.947.946.42.2锅炉规范2.2.1锅炉主要性能参数荷项||^\单位BMCRTMCRGHR高加切除75%L50%L35%BMCR蒸汽及给水流量发电机负荷MW671.6646.2600600450300235.06过热器出口Kg/s540.19514.47470.25411.53347.83229.97189.05再热器出口Kg/s441.26421.77388.20398.78293.55198.614163.06省煤器进口Kg/s540.19514.47470.25411.53347.83229.97189.05炉水循环泵流量Kg/s0000000过热器一级喷水Kg/s16.2015.4314.1012.3510.446.900过热器二级喷水Kg/s16.2015.4314.1012.3510.446.900

10荷项单位BMCRTMCRGHR高加切除75%L50%L35%BMCR再热器喷水Kg/s0000000蒸汽及水系统压力高过出口压力MPa24.71024.6624.56624.46020.32013.71910.370高过入口（屏过出口）压力MPa25.18024.92724.73720.56913.89110.502屏过入口（一级过出口）压力MPa25.65025.28825.00820.81814.06210.633一级过入口压力MPa25.85925.45025.12720.93314.14310.693分离器出口压力MPa26.10925.65225.22621.08414.25310.770省煤器入口压力MPa27.70827.3926.87426.22222.11815.38211.927再热器出口压力MPa4.5834.384.0174.1063.0071.9921.480再热器入口压力MPa4.7654.554.1804.2753.1392.0901.551蒸汽及水系统压降分离器出口到一级过入口压降MPa0.300.2420.1660.1800.1310.092一级过压降MPa0.1430.1150.0790.0860.0620.044一级过到屏过压降MPa0.090.0730.0500.0540.0390.028屏过压降MPa0.3500.2680.2400.1850.1250.104屏过到高过压降MPa0.0780.0630.0430.0470.0340.024高过压降（到母管）MPa0.4630.3740.2560.2770.2020.142

11荷项单位BMCRTMCRGHR高加切除75%L50%L35%BMCR总的过热器压降MPa1.4241.1350.6180.8290.5930.434主汽管道压降（到汽机）MPa0.600.4560.350.310.210.173省煤器静压降MPa0.2010.2050.2370.2110.2190.223省煤器管排压降MPa0.0150.0120.0080.0090.0070.005省煤器悬吊管压降MPa0.020.0160.on0.0120.0090.006省煤器出口管到水冷壁压降MPa0.030.0240.0170.0180.0130.009省煤器出口管到水冷壁静压MPa0.4630.4720.5520.4870.5080.519冷再汽机到锅炉压降MPa0.0250.0200.0140.0150.0110.008冷再管道压降（锅炉侧）MPa0.0760.0610.0420.0450.0330.023再热器入口到出口压降MPa0.1820.1470.1010.1090.0790.056热再到汽机压降MPa0.1100.0890.0610.0660.0480.034再热器总的压降MPa0.3920.3170.2180.2350.1710.121蒸汽和水温度高过出口℃571571571571571571470高过入口℃528.3528.5440.6528.4533.7440.6屏过出口℃546.7547.5543.5550.5561.3440.6

12荷项g\.单位BMCRTMCRGHR高加切除75%L50%L35%BMCR屏过入口℃465.5462.8448.6450.7429.2342.2一级过出口℃478.1475.7464.7466.2449.6342.2一级过入口℃437.0441.8424.4442.2438.8326.8分离器出口℃426.7430.2413.7426.7416.5317.2过热汽温度左右偏差℃<5<5<5<5<5<5<5再热器进口℃327.0322313.5190.6316.8324.7247.3再热器出口℃569569569569569568.3434.8再热汽温度左右偏差℃<10<10<10<10<10<10<10省煤器进口℃289.1285.6279.4190.6261.0237.6223.2省煤器出口℃318.4306.5309.9243.6294.0274.7247.7过热器减温水℃289.1285.6279.4190.6261.0237.6223.2再热器减温水℃289.1285.6279.4190.6261.0237.6223.2空气流量送风机入口Kg/s486.30428.17439.89315.68264.85231.72二次风空预器入口Kg/s486.30428.17439.89315.68264.85231.72二次风空预器出口Kg/s483.82461.77425.97437.63313.80263.09230.24二次风去燃烧器Kg/s391.75313.65324.70220.55124.4596.78一次风机入口Kg/s159.06146.67148.69128.9791.1967.87一次风空预器入口Kg/s140.29127.90129.92110.2076.4655.16一次风空预Kg/s96.35194.97989,296101.81676.53752.25441.75

13荷项单位BMCRTMCRGHR高加切除75%L50%L35%BMCR器出口一次冷风Kg/s15.64915.32114.3643.07414.2636.4760一次风去磨煤机Kg/s112.0110.3103.66104.8990.8058.7341.75磨煤机密封风Kg/s8.458.458.458.455.073.38给煤机密封风Kg/s1.651.651.651.650.990.66总的燃烧风Kg/s603.634579.815537.578550.840412.497326.122257.437烟气流量炉膛出口Kg/s657.495585.546559.991449.304351.747276.391省煤器出口Kg/s657.495631.60585.546559.991449.304351.747276.391空预器进口Kg/s657.495631.60585.546559.991449.304351.747276.391空预器出口Kg/s696.945620.679635.991476.263379.887298.503空气温度环境温度9.39.39.39.39.39.39.3空预器进口一次风℃20.919.319.319.31818.117.5空预器进口二次风℃16.621923.9430.8833.2439.1853.26空预器出口一次风℃336.1331.1322.8291.7309.4304.4280.6去磨一次风温℃293289282284265274384空预器出口二次风℃351.7346.1336.1305.6318.9310.6284.4烟气温度炉膛出口℃109710511054947800675高过出口℃1015972975877755635

14荷项g\.单位BMCRTMCRGHR高加切除75%L50%L35%BMCR高再入口℃985942945849733617高再出口℃803771774738641518低温再热器进口℃420422424428446317低温再热器出口℃518517517506506374低过入口℃550530523491450366低过出口611583581529464398SH/RHSH/RHSH/RHSH/RHSH/RHSH/RHSH/RH省煤器进口℃501/370488/368477/371463/376431/395343/282省煤器出口℃420/336399/335364/304353/335277/345274/256空预器进口℃395391368341341317264空预器出口（未修正）℃121.7120117.2110.6111.1103.995空预器出口（修正）℃117.2115.6112.8106.7107.298.388.9空气压降空预器一次风压降KPa0.5400.5300.4900.5500.4000.2500.20空预器二次风压降KPa0.940.880.770.770.500.370.28燃烧器阻力（一次/二次）KPa0.80/1.200.646/0.9690.443/0.6650.479/0.7190.349/0.5270.246/0.369烟气压力及压降炉膛设计压力KPa±5.8-----炉膛可承受压力KPa±8.7-一--一炉膛出口压KPa-0.07-0.07-0.07-0.07-0.07-0.07-0.07

15荷项单位BMCRTMCRGHR高加切除75%L50%L35%BMCR力空预器压降KPa0.980.920.810.780.530.360.27电除尘压降KPa0.2100.1700.1160.1260.0920.064炉膛到空预器出口压降KPa0.2290.1850.1270.1370.1000.070锅炉热损失干烟气热损失%4.1493.9143.7013.6123.7673.441燃料中水份引起的热损失%0.2620.2470.2340.2280.2060.177空气中水份热损失%0.0360.0340.0320.0310.0330.030未燃尽碳热损失。。1.5541.5541.5531.5531.5551.556辐射和未计入热损失%0.3500.3500.3500.3500.3500.350锅炉热效率效率（ASMEPTC4.1计算）%效率（低位发热量计算）%93.65093.90294.13094.22694.09094.446保证热效率%-一93.72一--一燃料、热量、炉膛热负荷、燃料量Kg/s63.62561.11456.66258.06043.47830.27022.391磨煤机运行台数台5555532截面热负荷KW/m24254.4703788.8693882.3502907.2832024.0911497.239容积热负荷KW/m380.67871.84973.62255.13138.38328.392

16荷项g\.单位BMCRTMCRGHR高加切除75%L50%L35%BMCR辐射受热面热负荷KW//197.001175.442179.770134.62093.72569.329燃烧器区域面积热负荷MW/m2NOX排放浓度(02=6%)mg/Nm3<650空预出口烟气含尘mg/Nm3风率一次风率%二次风率%氧量炉膛出口%3.403.403.403.405.586.60省煤器出口%3.403.403.403.405.586.60空预器出口%4.524.524.524.526.827.82CG含量炉膛出口%21.8021.8021.8021.8019.4018.26省煤器出口%21.8021.8021.8021.8019.4018.26空预器出口%20.5720.5720.5720.5720.5717.9616.91过剩空气系数炉膛出口—1.191.191.191.191.351.44省煤器出口—1.191.191.191.191.351.44空预器出口—1.271.271.271.271.471.56烟速末级过热器m/s高温再热器m/s

17荷项单位BMCRTMCRGHR高加切除75%L50%L35%BMCR低温过热器m/s低温再热器m/s省煤器m/s14.02.2.2锅炉煤种及灰份分析锅炉煤种分析煤的元素分析和工业分析资料项目符号单位设计煤种校核煤种I校核煤种II全水份Mar%7.965.9310.3空气干燥基水份Mad%0.470.631.2收到基灰份Aar%22.319.5527.3干燥无灰基挥发份Vdaf%14.4215.7412.64收到基碳Car%62.4567.0055.31收到基氢Har%3.093.232.57收到基氧Oar%3.203.063收到基氮Nar%0.650.960.74收到基全硫St.ar%0.350.270.78高位发热量Qgr.v.arkj/kg246002620021650低位发热量Qnet.v.arkj/kg236002524020681焦渣特性CRC434哈氏可磨指数HGI828659冲刷磨损指数Ke0.940.361.34原煤粒径mm〈30〈30W30煤中干燥基游离二氧化硅(Si02)f.d%2.992.952.84收到基固定碳FCar%59.6862.7954.52

18锅炉煤种分析煤的元素分析和工业分析资料项目符号单位设计煤种校核煤种I校核煤种II灰变形温度DTC1450>1500W1250熔软化温度ST•C>1500<1300点熔融温度FT•CW1400灰成份资料项11符号单位设计煤种校核煤种I校核煤种II二氧化硅SiO2%50.4249.5151.28三氧化二铝AI2O3%35.1235.5235.12三氧化二铁Fe203%3.423.353.35氧化钙CaO%3.253.333.28氧化镁MgO%0.390.470.49氧化钾K20%1.010.890.89氧化钠Na?。%0.770.740.72三氧化二硫S2O3%3.343.383.13二氧化钛T1O2%1.010.971.05五氧化二磷P2O5%0.510.560.47飞灰比电阻测试资料测试温度测量电压比电阻Q.cm℃V设计煤种校核煤种I校核煤种II125009.5X10"9.4X10"7.7X10*805002.5X10122.2X10125.6X10'21005003.41X10123.7X10'26.6X1012

19飞灰比电阻测试资料测试温度测量电压比电阻Q.cm℃V设计煤种校核煤种I校核煤种II1205004.02X10124.0X10122.1X10131505004.30X10125.7X10'23.6X10131805003.5X10'25.5X10'23.0X10132.2.3锅炉燃烧用油工业分析序号项目单位数值1油种—。号轻柴油2运动粘度（20℃时）mm2/s3.0-8.03十六烷值不小于504酸度mgKOH/100ml<105硫含量%不大于0.2%6水份—不大于痕迹7机械杂质—无8凝固点℃>09闭口闪点℃不低于5510低位发热值Qnet.arkj/kg418702.2.4锅炉承压部件材质表名称数状管径壁厚设计压力设计温度允许压力材质'iJ'i'l'备注单位mmmmMPa℃MPaASME标准mm主给水管16108130.5340136.7SA106C主给水分支管2406.45530.5340136.7SA106C主给水阀旁路管1323.81130.5340136.7SA106C过冷管1114.32030.5340110.56SA335P12

20名称数量管径壁厚设计压力设计温度允许压力材质iJi'l-备注省煤器入口联箱连接管4323.84430.5340136.7SA106C省煤器入口联箱2323.85830.5340122.8SA106C省煤器（再热器侧）114044.5630.5375122.8SA210C115127省煤器（过热器侧）190044.5630.5375122.8SA210C1151127省煤器吊挂管入口联箱42734530.5340122.8SA106C省煤器悬吊管（再热器侧）190571230.5400106.8SA213T12230省煤器悬吊管（过热器侧）190571230.5400106.8SA213T12230省煤器吊挂管出口小联箱42733730.5340126.2SA106C吊挂管出口小联箱至大联箱连接管82733730.5340136.7SA106C省煤器转换联箱25086730.5340136.7SA106C转换联箱分支下降管2406.45530.5340136.7SA106C省煤器出口下降管15597830.5340136.7SA106C倒暖管133.46.3530.5340110.56省煤器出口分支下降管2406.45530.5340136.7SA106C水冷壁入口分配器25597830.5340136.7SA106C水冷壁入口联箱连接管32114.318.330.5340136.7SA106C水冷壁入口集箱2219.14130.7340136.68SA106C螺旋管水冷壁492386.330.7480100.19SA213T1253水冷壁至平衡联箱连接管49226.77.8230.6400101.27SA106C压力平衡集箱4141.32730.6400101.27SA106C平衡集箱连接管4141.32130.6400101.27SA106C中间混合集箱4219.15230.5415106.06SA335P12中间混合集箱连接管4114.32030.5415106.06SA335P12垂直管屏131631.8730.549093.79SA213T1257.5水冷壁出口联箱52736630.5455102.67SA335P12

21名称数量管径壁厚设计压力设计温度允许压力材质iJi'l-备注后墙水冷壁出口集箱引出管1()168.33530.5450103.17SA335P12前侧墙水冷壁出口集箱引出管26168.33530.5450103.17SA335P12下降管261010029.1450103.17SA335P12折焰角入口组合集箱261010029.1445103.66SA335P12折焰角连接管48141.32429.1445103.66SA335P12折焰角入口集箱162737929.1445103.66SA335P12水平烟道侧墙入口集箱62735629.1445103.66SA335P12折焰角、水平烟道斜坡对流管束38444.56.530.549093.79SA213T1257.5水平烟道两侧墙9244.56.530.549093.79SA213T12115折焰角出口集箱1219.14229.1455102.67SA335P12后水冷壁吊挂管9576.212.5SA213T12水平烟道两侧墙出口集箱22735629.1455102.67SA335P12折焰角出口集箱至汽水分离器连接管24168.32229.1455139.79SA335P91汽水分离器46106829.1455139.79SA335P91高4m储水箱16609729.1455114.03SA335P22高18m分离器至炉顶过热器连接管24219.13628.7455102.7SA335P12炉顶过热器进口联箱22736228.7455102.7SA335P12炉顶过热器旁路管6168.33528.749093.79SA335P12炉顶旁路至侧包覆出口连接管12141.32528.749093.79SA335P12炉顶过热器管19263.58.828.749093.79SA213T12115炉顶过热器出口联箱（烟井包覆进口联箱）1219.16028.749093.79SA335P12烟井顶部包覆管19244.56.228.749093.79SA213T12115烟井后墙包覆管19244.56.228.749093.79SA213T12115

22名称数量管径壁厚设计压力设计温度允许压力材质iJi'l-备注烟井前墙隔栅管190577.928.749093.79SA213T12230185烟井前墙包覆管190577.928.749093.79SA213T12115环形联箱145711028.749093.79SA335P12烟井侧墙包覆管22663.58.828.749093.79SA213T12115侧包覆出口联箱12219.15528.749093.79SA335P12侧包覆至中隔墙入口连接管24168.33028.749093.79SA335P121分隔墙入口联箱12735528.749093.79SA335P12分隔墙隔栅管19066.79.228.749093.79SA213T12230190分隔墙膜式管19066.79.228.749093.79SA213T12115一级过热器入口联箱12736428.449093.79SA335P12一级过热器水平入口段4560578.928.449093.79SA213T12115±79一级过热器水平中间段4560578.928.450085.85SA213T12115179T23转换段95578.928.4514119.3SA213T23230一级过热器水平出口段3040516.528.4514119.3SA213T23230±71.1一级过热器垂直段760516.528.4522112.3SA213T23230175一级过热器出口191接口管95516.528.4515120.9SA213T91230一级过热器出口联箱15087228.4515120.9SA335P91屏过入口大联箱25088528.1476100.6SA335P12屏过入口连接管30168.32828.1476100.6SA335P12屏过入口联箱30219.14728.1476100.6SA335P12一级减温器进口管25086628.4490129.2SA335P91一级减温器25086628.4490129.2SA335P91一级减温器出口管25086628.4476133.5SA335P91屏过入口转换短管72044.57.928.147698.4SA213T22690150屏过入口段72044.57.928.156099.69SA213T91690±51

23名称数量管径壁厚设计压力设计温度允许压力材质iJi'l-备注屏过出口段72044.57.928.162073.16SA213TP347H690152屏过出口转换短管72044.57.928.159074.07SA213T91690153屏过出口联箱302736128.159074.07SA335P91屏过出口连接管30219.13628.157092.44SA335P91屏过出口大联箱25088528.157085.3SA335P91二级减温器25088228.156589.41SA335P91二级减温器出口管25087228.1540111.1SA335P91末级过热器入口大联箱15087227.7540111.1SA335P91末级过热器入口连接管30219.13127.7540111.1SA335P91本级过热器入口联箱302734827.7540111.1SA335P912末级过热器入口段60044.57.927.259074.07SA213T91690±62.3末级过热器出口段60044.58.127.262569.88SA213TP3471I690±62.3末级过热器出口转换管60044.58.527.260065.55SA213T91690±62.3本级过热器出口联箱302736827.760065.55SA335P91本级过热器出口连接管30219.14327.759074.07SA335P91末级过热器出口大联箱150810027.759068.91SA335P91双主汽管237577.527.257680.38SA335P91双主汽管弯头237591.527.257680.38SA335P91主汽管145092.527.257680.38SA335P91主汽管弯头145010827.257680.38SA335P91双冷再管275021.95.7355118.1ASTMA672GrC70C132双冷再管弯头275023.75.7355118.1ASTMA672GrC70C132冷再管1105029.35.7355118.1ASTMA672GrC70C132

24名称数量管径壁厚设计压力设计温度允许压力材质iJi'l-备注冷再管弯头1105032.45.7355118.1ASTMA672GrC70C132冷再入口联箱1711305.7365128.4SA106C冷再水平入口段19063.55.35.739077.52SA192115±87.3冷再水平中间段19063.55.35.744059.12SA192115±87.3冷再水平出口段190574.35.750070.18SA209Tla115179冷再垂直段95574.35.752067.73SA213T12230179热再入口段950574.35.755048.18SA213T22230±79热再中间段1900514.35.761057.36SA213T91230171.1热再出口段950514.35.763563.43SA213TP347H230180热再出口短管950514.35.761553.26SA213T91230180热再出口小联箱48273325.761553.26SA335P91热再出口连接管48219.118.35.760561.45SA335P91热再出口联箱1813655.760561.45SA335P91双热再管2700305.757482.03SA335P91双热再管弯头2700355.757482.03SA335P91执再管1980405.757482.03SA335P91热再管弯头198047.55.757482.03SA335P91

25第二篇机组启动与停止第1章机组启动总则1.1机组启动总则1.1.1新安装以及大、小修后的机组在首次启动前应经过验收，设备变更后应有设备变更报告及书面通知。1.1.2机组在下列情况下禁止启动或并网1.机组主保护有任一项不正常。2.机组主要参数失去监视。3.机组主保护联锁试验不合格。4.主机的EH油及润滑油油质不合格、油温低于27c或油位低。5.机组MCS系统、FSSS系统、DEH系统工作不正常，影响机组正常运行。6.高、低压旁路系统控制装置工作不正常，自动不好用，影响机组正常运行或无法满足机组启动及保护要求。7.任一汽轮机高中压主汽门、高中压调门以及抽汽逆止门卡涩或动作不正常。8.汽轮机转子偏心度》110%。9.汽轮机转子轴向位移超出0.6mm(TB),-1.06mm(GEN)«10.汽轮机高中压缸胀差212.9mm或＜-5.8mm。11.汽轮机低压缸胀差224.5mm或W-4.8mm。12.高、中压缸内壁上下温差》35℃,高、中压外缸上下缸温差》35℃。13.锅炉水压试验不合格。14.汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声。15.仪用空气系统工作不正常，不能提供机组正常用气。16.电除尘或排烟脱硫系统不正常，不能短时修复而影响机组正常运行。17.机组发生跳闸后，原因未查明、缺陷未消除。18.锅炉储水箱水位控制阀门自动不好用不能并网。1.1.3机组启动前，应进行如下试验，并动作正常，方可启动1.执行机构的校验，检查阀门能在规定的时间内开关，动作灵活，调门进行就地与画面开度的核对。2.机电炉大联锁试验。3.MFT跳闸联锁试验。4.0FT跳闸联锁试验.5.主、辅设备保护、联锁试验。6.吹灰系统程序试验。7.油枪投退程序试验。8.水压试验(受热面检修后或大修后)。

261.凝汽器检漏试验。2.发电机气密性试验（大修后）。3.汽轮机主汽门、调门、抽汽逆止门严密性试验4.汽轮机低油压试验5.调节系统的静态试验。1.2机组状态规定1.1.1汽轮机状态规定（根据中压内缸壁温T的高低划分）1.冷态：T<305℃2.温态：305℃WTV420℃3.热态：420℃^T<490℃4.极热态：T2490℃1.1.2锅炉状态规定（根据锅炉启动前主汽压力划分）1.冷态：压力<6.OMPa2.温态：压力6.0〜7.95MPa3.热态：压力7.95〜lOMPa4.极热态：压力>10MPa

27第2章机组冷态启动前检查和准备2.1机组冷态启动前检查2.1.1值长接到机组启动命令后，应通知各岗位及相关人员做好启动前的检查准备工作。2.1.2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、厂级验收合格。临时安全措施拆除，检修交待及设备变动报告齐全。运行人员已对检修交待及设备改动情况了解清楚。2.1.3各处脚手架、临时设施已拆除，楼梯通道畅通。1.1.4厂房内外各处照明良好，事故照明系统正常，随时可以投运。1.1.1值长通知脱硫、除灰、化学、输煤、燃油泵房人员对其所属设备进行启动前全面检查，做好机组启动前各项检查准备工作。1.1.2各主、辅设备联锁、保护试验已完成并合格；各电动、气动、液动阀门（挡板）已调试完毕，开关方向正确，限位开关动作到位。2.1.7确认工业水、消防水、生活水系统均已正常投运。2.1.8确认压缩空气系统工作正常，压缩空气母管压力正常。2.1.9确认化学水处理系统运行正常。已经备有足够、合格的除盐水以及氢气、二氧化碳气体。燃油系统、、化学加药系统、废水处理系统、化验分析系统均已具备投运条件。2.1.10联系仪控、检修人员，确认DCS、BMSxDEH、PLC、旁路控制等系统联锁保护正确，控制系统正常，投运各种测量、指示仪表或变送器，确认各参数显示正确。2.1.11确认各基地式调节装置动作正常，设定值正确无误并投入自动。2.1.12所有就地测量装置一、二次门开启，表计指示正确。2.1.13检修后的辅机已分部试运正常。2.1.14各设备、管道保温完好，现场无杂物。各转机转动部分保护罩壳完好。1.1.11.15各处临时栅栏、标示牌及各种管道上的临时堵板已拆除。2.1.16本体及汽水管道弹簧支吊架完好，无膨胀障碍。2.1.17汽机房排油烟、排氢管道通畅，无堵塞。2.1.18检查锅炉本体膨胀指示仪指示位置正确，指针无变形和卡涩现象。2.1.19检查锅炉区各人孔门、观察门、防爆门等关闭严且完好。2.1.20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。2.1.21检查炉膛、燃烧器、燃烬风口、受热面和冷灰斗无积灰、结焦，渣斗无灰渣堆积。2.1.22所有油枪已清理干净，油雾化器、高能点火器完好，各油枪、高能点火器能自动伸进/退出，无卡涩。2.1.23检查各液动挡板液压油泵启动，且运行正常；气动挡板气源正常。2.1.24各层燃烧器的二次风箱调节挡板动作正常，燃烧器的二次、三次风调节拉杆均配置正确。2.1.25所有安全门完好，起、回座压力校验完毕，记录齐全。2.1.26备好机组启动用工器具、仪表、各种记录图表。2.1.27检查通讯工具齐全，通讯联络畅通。2.2机组冷态启动前准备2.2.1确认所有辅助设备的电源正常。2.2.2确认辅助系统的润滑油正常。

282.2.3确认锅炉各吹灰器及炉膛烟温探针全部退出炉外，处于备用状态。2.2.4确认炉膛火焰电视摄像镜头完好，压缩空气、闭式冷却水投入良好。2.2.5检查确认空预器热端扇型板提升至最大位，热点探测系统投入良好。2.2.6检查炉水循环泵冷却水系统清洗完毕且已经注满合格的除盐水。2.2.7确认输煤系统具备上煤条件。2.2.8除灰、脱硫系统准备好。2.2.9点火前12小时，值长联系投入除尘器加热，点火前2小时投入振打装置。2.2.10点火前2小时，联系投入炉膛水封，渣斗充水。2.2.11按启动检查卡，全面检查确认锅炉下列各系统和有关设备完好，符合启动条件1.炉水系统、启动循环系统、过热器、再热器及其减温水系统。2.风烟系统，制粉系统。3.炉前燃油系统，点火前2小时，联系投入炉前燃油系统，冬季投入伴热系统。4.吹灰蒸汽系统。2.2.12启动锅炉侧以下设备，油系统打循环，冬季检查油系统加热器投入正常1.启动引风机、送风机、一次风机的润滑/液压油系统。2.启动燃烬风机的液压油、润滑油系统及刹车电机。3.启动空预器油系统。4.启动六台磨煤机的油系统。若冬季油温低于10℃,提前3天联系维护对齿轮箱外部加热。5.启动液压挡板油单元。6.启动火检冷却风机。以上各个系统不分先后次序。2.2.13全面确认汽机下列各系统和有关设备完好，符合启动条件1.循环水及开式、闭式冷却水系统。2.主机润滑油及主机EH油系统。3.密封油系统。4.各汽动给水泵以及电泵油系统。5.辅助蒸汽系统。6.高、低旁路油系统。7.凝结水系统。第3章机组冷态启动7.1机组各辅助系统的投运3.1.1投入辅汽系统。1.联系邻炉供汽。2.辅汽系统预暖结束后，投入辅助汽系统运行。3.1.3投入循环水系统，向凝汽器通水。

293.1.4检查凝结水至凝补水箱调门前、后手动门、旁路门和总门关闭，启动凝结水补水泵向闭式冷却水系统、凝结水系统充水。向凝汽器补水至正常水位。3.1.5待闭冷水膨胀水箱水位正常后，投入闭式冷却水系统运行，投入闭冷水热交换器闭式水侧。3.1.6投入开式冷却水系统运行。投入闭冷水热交换器开式水侧。闭式水正常后投入炉水循环泵低压冷却水。3.1.7投入主机润滑油及顶轴油系统运行。并进行下列检查：1.主机油箱油位0mm。2.汽轮机轴承润滑油压大于103KPa。3.汽轮机顶轴油压正常大于3.43MPa。4.汽轮机各轴承回油正常。5.主机润滑油供油温度在27〜40℃之间。3.1.8确认主机润滑油系统、顶轴油系统正常后投入发电机密封油系统运行，完成发电机氢气置换。检查发电机内氢压0.414MPa,氢气纯度大于98%。3.1.9确认下列条件满足投入主机盘车运行（机组冷态启动前应至少盘车8小时）1.汽轮机轴承润滑油压大于103KPa。2.汽轮机顶轴油压大于3.43MPa。3.检查盘车电源正常。4.仪用压缩空气压力正常。3.1.10检查小机油系统具备启动条件，启动小机油系统，运行正常后投入小机盘车。4.1.11检查锅炉疏水、排空手动门位置正确。5.1.12发变组恢复冷备用。6.2机组启动前系统清洗3.2.1凝结水管道冲洗1.启动一台凝泵，检查凝结水再循环系统运行正常。2.精处理走旁路冲洗。3.打开各低加需要冲洗的管路进出口门，打开5号低加出口水侧放水门。4.冲洗15min,联系化学化验水质，水质合格后，关闭放水门，除氧器上水。3.2.2给水箱上水加热1.除氧器见水后，开启除氧器事故放水门，进行清洗（根据需要进行）。2.除氧器上水至2400m。检查辅汽联箱压力大于0.8MPa,开启辅汽供除氧器加热手动门，启动除氧器再循环泵，除氧器加热投自动，监视给水箱温升小于l℃/min。3.注意维持除氧器水位正常，水位高时可以开启除氧器至凝汽器放水门。4.除氧器加热压力最高0.IMPa,注意维持除氧器压力稳定，以免引起除氧器振动。3.2.3投入EH油系统，确认EH油温、油压、油位正常。4.2.4投入旁路油系统，确认旁路油压、油温正常。1.旁路油站运行正常后，联系热工做高低旁快开、快关试验。2.根据需要投入高、低旁自动。3.3锅炉上水建立启动循环

303.3.1锅炉上水前，记录本体和管道膨胀一次。4.3.2以下各排空手动门在锅炉上水前打开，上水结束后关闭1.中间联箱排空一、二次门。2.水冷壁顶部排空一、二次门。3.汽水分离器排空一、二次门。3.3.3检查省煤器排空电动门打开，在点火后检查其关闭。4.3.4检查以下疏水门关闭。1.下水冷壁疏水一次、二次门。2.中间联箱疏水一次、二次门。3.折焰角入口联箱疏水一次、二次门。3.3.5包墙、低过、屏过、高过、再热器系统、主汽管、再热蒸汽管路疏水手动门开启，电动疏水门自动投入。3.3.6开启炉水循环泵出口手动门、储水箱溢流阀手动门，投溢流阀电动门和调门自动。1.3.7除氧器温度大于105'C,满足锅炉上水要求时，启动电泵，使用启调阀给锅炉上水。锅炉上水流量200〜400t/h,当储水箱建立水位后，溢流阀开启，通过锅炉疏水箱排至地沟，进行开式冲洗，炉水铁小于200ug/l时冷态冲洗结束，投精处理运行，锅炉点火。锅炉点火后应进行热态冲洗，从启动分离器放水冲洗，炉水铁小于100ug/l停止启动分离器放水，热态冲洗结束。1.3.8若初次启动或者长期停运后启动，可以把储水箱上满水后，排放一次，重新上水。1.3.9联系化学化验储水箱排水含铁＜500ug/l时，间锅炉疏水箱放水门，J动锅炉疏水同收水泉.水网收个凝汽器，沾洗，此时必须投入精处理装置。检查关闭炉水循环泵电机清洗注水门，检查关闭严密，启动炉水循环泵。3.3.10通知化学投入凝结水精处理。4.3.11在大循环期间，进行轴封系统暖管。3.3.12联系化学化验水质，水质合格后，减小给水流量到3%BMCR(60t/h),停止锅炉疏水回收泵,关闭锅炉疏水回收泵出口门，全开锅炉疏水箱至地沟放水门。3.3.13锅炉水质合格以前，禁止开启凝结水至凝补水箱调门前、后手动门、旁路门和总门。给水水质标准：项目含Fe量导用度Si02PH值给水硬度溶解氧单位ug/1us/cmg/lug/l数值<50<1<309.2〜9.60<303.3.14水质合格后，检查炉水循环泵出口调门自动良好，维持循环流量大于35%BMCR。同时维持给水流量3%BMCR,检查储水箱大小溢流阀自动良好，维持储水箱水位正常。4.3.15炉水循环泵出口调门自动投不上时，应根据储水箱水位控制阀门开度，同时控制给水启调阀控制流量大于35%BMCR。5.3.16通知化学投入加药系统。6.3.17抽真空，送轴封

311.轴封加热器的U型管注水。2.启动轴加风机运行，调整轴加风机入口建立2.45KPa的真空。3.关真空破坏门。4.启动水环真空泵抽真空。5.投入主机轴封系统。6.真空建立后投入低压缸喷水控制门自动。3.3.18检查开启机侧主、再热蒸汽管道疏水和汽机本体疏水。3.4锅炉吹扫、点火、升温升压3.4.1锅炉进行吹扫前的准备工作1.确认机组清洗已经完成，水质合格。2.确认电泵运行正常，锅炉启动循环流量建立（＞35%BMCR）。3.确认锅炉以下挡板均处于“自动”位。RH、SH通道侧出口烟气挡板。4.锅炉炉底渣斗水封系统投入正常。5.启动风烟系统启动顺控，顺控将自动执行如下步序1）启动A、B空预器，并打开空预器的一、二风侧及烟气侧的挡板。2）打开烟风挡板，建立通路。3）启动A引风机。4）启动A送风机。5）启动B引风机。6）启动B送风机。7）启动A燃尽风机主电机，待风机转速起来后，切换到辅电机运行。8）启动B燃尽风机主电机，待风机转速起来后，切换到辅电机运行。9）顺控完成。6.调整炉膛负压在一50Pa。投入炉膛压力控制“自动”。7.当环境温度低于5c决定是否投运暖风器。3.4.2进行炉膛吹扫4.4.2.1锅炉在任何情况下，点火前必须进行炉膛吹扫。5.4.2.2在以下炉膛吹扫条件满足后，锅炉吹扫程序允许启动1.任一送风机运行。2.任一引风机运行。3.炉膛压力大于-2.5KPa。4.炉膛压力小于2.5KPa。5.两台空预器运行。6.电除尘A未运行。7.电除尘B未运行。

321.燃油主关断阀、回油关断阀、试验关断阀关闭或泄漏试验在进行。2.所有燃烧器油阀关闭。3.无磨运行。4.一次风机A停止。5.一次风机B停止。6.所有高能点火器未激励。7.所有火检无火。8.仪用空气压力大于0.45MPa。9.手动MFT未操作。10.禁止所有吹灰器投运。3.4.2.3启动炉膛吹扫程序，BMS调整锅炉风量在25%〜35%BMCR,所有二次风至吹扫位。投入锅炉风量控制“门动”进行炉膛吹扫,吹扫时间为H.5min。3.4.2.4在11.5min炉膛吹扫期间，以上任一条件失去都将发出炉膛吹扫失败，将炉膛吹扫程序复位。此时应查明炉膛吹扫失败原因，做相应处理后重新进行炉膛吹扫。3.4.2.5炉膛吹扫完成后，确认所有二次风挡板均在点火位置，锅炉MFT复位。4.4.2.6在锅炉吹扫过程中进行燃油泄漏试验。5.4.3进行燃油泄漏试验6.4.3.1确认系统满足以下条件1.所有油枪的油角门(OBTV)处于关状态。2.燃油主关断门(FOMSSOV)处于关状态。3.燃油回油关断门(FORFSV)处于关状态。4.燃油泄漏试验未失败。5.燃油泄漏试验未完成。6.,11压力大于1.55MPa。7.炉膛吹扫条件满足。3.4.3.2泄漏试验分为“燃油泄漏试验一”和“燃油泄漏试验二”两阶段顺序进行，步骤如下1.燃油泄漏试验一1）泄漏试验条件后满足，按下“燃油泄漏试验”按钮，泄漏试验一启动。首先关闭燃油系统蓄能器隔离阀，打开燃油供油调节阀，管路充压，同时发出指令保持开启泄漏试验阀（LTIV）Imin,lmin结束后自动关闭泄漏试验隔离门（LTIV）。2）在发出泄漏试验指令lmin结束后，如果油母管压力下降》0.4MPa,则发出报警“燃油泄漏试验一失败”。需要检查油角阀和回油关断门（FORFSV）关闭情况，重新试验。3）发出开启泄漏试验隔离门（LTIV）指令后4min,如果油母管压力21.3MPa,则发出“燃油泄漏试验一成功二2.燃油泄漏试验二1）泄漏试验二在试验一完成后进行，此时炉膛吹扫完成，MFT已复位。燃油泄漏试验阀已关闭。

332）“燃油泄漏试验一成功”后，MFT复位后，发指令开启燃油回油关断门（FORFSV）,泄压10秒，待燃油回油关断门（FORFSV）关闭后进行泄漏试验二。4）泄漏试验二启动后，延时5min,如果油母管压力WO.6MPa,则发出“燃油泄漏试验二成功”。至此，泄漏试验成功，燃油主关断门（FOMSSOV）允许开启。5）若延时5min后，油母管压力＞0.6MPa,则发出报警“燃油泄漏试验二失败”。需要检查燃油主关断门（FOMSSOV）关闭严密情况，联系热工校正行程，重新吹扫、试验。3）泄漏试验完成后，开启燃油主关断门（FOMSSOV）、燃油回油关断门（FORFSV）、燃油系统蓄能器隔离阀。进行炉前油循环。3.4.4投入炉膛烟温探针。4.4.5锅炉点火、升温升压5.4.5.1锅炉点火前准备1.全面检查锅炉各系统阀门状态正确。2.记录锅炉膨胀指示一次。3.确认过热器出DPCV阀手动门开启，压缩空气投入。4.确认各点火器电源均已正常投入。5.确认机组真空已建立。6.将高、低压旁路门及高、低旁减温水投入自动控制。7.确认烟温探针投入。8.确认省煤器排空电动门关闭并已经停电。9.过再热器疏水程控选择冷态启动并投自动。10.检查各油枪的油角门（OBTV）前手动门开启。3.4.5.2炉前燃油压力设定0.8MPa,供油调节阀投自动，燃油主关断阀和回油关断阀联锁投入。检查二次风母管压力正常，二次风门、燃尽风门均在点火位。3.4.5.3锅炉点火1.首先点燃前墙（或后墙）下层中间部位的油枪（B2、B4或F2、F4油枪），检查油枪燃烧状况、火检运行状况良好。按照1支/min的速率将该层油枪对称投入。投油枪过程中应注意燃油压力在正常范围。2.全面检查锅炉风烟、燃油、汽水系统正常。通过调整油压，控制燃油流量5.0t/h。3.油枪的投运应参照以下项目1）严格控制锅炉的升温升压率，视情况投入/切除油枪。2）投入下一只汕枪之前一定要确认油母管压力正常。3）投运油枪时尽量同一层的油枪对称投运，使热负荷分布均匀。3.4.5.4在升压开始阶段，饱和温度在151c以下时，升速率不得超过1.l℃/min。在汽轮机冲转前，饱和温度升高速率不得超过1.5*C/min。3.4.5.5温升趋缓时，再投入下层对侧墙的油枪，油量逐渐增加到10t/h。3.4.5.6屏过内的水未完全蒸发前，炉膛出口烟温不允许超过580℃。3.4.5.7通过调整油压或者油枪的数目控制烟温和升温升压率。3.4.5.8锅炉点火后，投入空预器的连续吹灰，

34并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68.3C.必要时投入暖风器运行。3.4.5.9锅炉点火后，确认高、低旁路控制压力、温度上升率正常，高、低旁减温器及三级减温减压装置均正常投入运行。4.4.5.10大修后、长期停运后或新机组的首次启动，要严密监视锅炉的受热膨胀情况。上水前、点火前、升温升压过程中要记录锅炉膨胀指示，发现问题及时汇报，及时联系处理，方可继续启动工作。5.4.5.11确认以下疏水阀疏水控制回路投自动，且动作正常1.锅炉包墙疏水电动门维持开启，直到汽机并网带负荷。2.低过疏水电动门。其动作过程为主汽压力＞L2MPa关闭，然后每隔20min开启30秒，直到主汽压力＞5.OMPa.3.屏过疏水电动门。其动作过程为主汽压力＞L4MPa关闭，然后每隔15min开启30秒，直到主汽压力＞5.OMPa。4.高过疏水电动门。其动作过程为主汽压力＞L6MPa关闭，然后每隔lOmin开启30秒，直到主汽压力＞5.OMPa.3.4.5.12确认主汽和再热汽疏水控制投自动，对主汽和再热汽管道、旁路管道预暖。1.主汽A、B分支管疏水门。2.主汽A、B分支管暖管门。3.再热蒸汽A、B分支管道疏水。4.高排管道疏水门。5.低旁前管道疏水。3.4.5.13屏过金属温度稳定并有下降趋势时，增投中间2层油枪，控制油量逐步增加燃烧率到15%BMCR（在全部燃油时约15t/h）。监视锅炉各部温升不超限，否则应适当减小燃烧率。3.4.5.14炉膛烟温＞580"C,烟温探针自动退出。3.4.5.15随着蒸发的进行，慢慢开启锅炉给水启调阀，当开度大于15%时，投给水自动控制。3.4.5.16检查二次风温大于160C,一次风温大于200℃,启动一台一次风机。暖一台下层磨煤机。3.4.5.17通知除灰脱硫值班人员做好灰渣、石子煤系统、电除尘系统、脱硫系统的投运准备工作。3.4.5.18磨煤机暖好，启动磨煤机、给煤机，给煤量置最小。燃烧稳定后，退出中间层油枪，控制油压0.6〜0.8MPa,锅炉总燃料量不超过25%。监视锅炉各部温升不超限，否则应适当减小燃烧率。3.4.5.19预计并网前6个小时，用辅汽供汽进行高压缸预暖期间，在用辅汽压力达不到暖缸要求时,影响轴封时，切成冷再供汽进行暖缸，将低旁设定压力0.45MPa；预暖结束逐步提高到0.8MPa»4.4.5.20主汽压力7.95MPa,温度380℃,再热汽压力0.8MPa,温度330℃,汽机冲转。5.5汽轮机冲转前的高压缸预暖机组冷态启动时，调节级后高压缸内壁金属温度不大于150C,汽轮机需进行高压缸预暖。待调节级后高压缸内壁金属温度大于150C时，高压缸预暖完成。6.5.1进行高压缸预暖前确认以下项目1.汽机盘车已经正常投运。2.凝汽器压力不高于13.3KPa。3.高压缸第级内壁金属温度不大于150℃。4.主汽门处于关闭状态，高排逆止门关闭状态，一段抽汽电动门关闭状态。

351.控制一段抽汽电动门前疏水开度，将高压缸内凝结的疏水放掉。2.再热蒸汽压力不高于0.7MPa。温度不低于200℃。3.控制高排后疏水阀，放尽疏水后关闭。4.确认汽机在跳闸状态。5.使用辅汽暖缸时，辅汽压力不高于0.7MPa。温度不低于200C。辅汽系统、轴封系统已经投运，关闭冷再暖缸供汽手动门，开启辅汽供暖缸疏水一次门、辅汽供暖缸疏水二次门。3.5.2高压缸预暖前准备工作1.全开1、2号主汽门下门座疏水门。2.全开中压联合汽门下门座疏水门。3.全开再热冷段的所有疏水门。4.开启暖缸管道疏水阀，全开后保持5min,然后全关。5.全开高调门导汽管疏水门后将其关闭至20%位置。6.记录汽轮机调节阀壳内表面温度。7.通过辅汽供暖缸手动门和冷再供暖缸手动门的切换，来切换暖缸所用汽源。3.5.3高压缸预暖操作1.确认关闭高排逆止门前，高排逆止后气动疏水门投自动。2.将高压缸倒暖门开启至10%位置，确认高排通风门处于关闭位置。此时高压缸预暖蒸汽从再热器冷段管道进入高压缸。3.保持30min后，将高压缸倒暖门开启至30%位置。4.保持20min后，将高压缸倒暖门开启至55%位置。5.当调节级后高压内缸内壁温度达到150℃之后，进行高压缸温度保持。温度保持时间根据“高压缸预暖保持时间曲线”确定。高压缸内压力保持0.39〜0.49MPa,仔细调整倒暖阀和各疏水阀。6.在预暖期间，金属表面温度升高率不应大于金属表面允许的温度。3.5.4高压缸预暖结束后操作1.全开高压调节阀和汽缸之间的疏水阀。2.手动开启高排逆止门前疏水阀。3.预暖阀由55%开度关闭至10%的开度位置保持5min,然后在5min之内逐步关闭预暖阀至完全关闭。4.当高压暖缸阀全关后检查通风阀全开。5.高排逆止门前疏水阀投自动。6.关闭辅汽供暖缸用汽一次门、二次门，检查关闭辅汽供暖缸用汽疏水一次门、二次门。3.5.5高压缸预暖期间的注意事项1.高压缸预暖蒸汽过热度不得低于28℃,预暖蒸汽压力不得高于0.7MPa,否则机组会产生附加的推力。2.在高压缸暖缸期间，通过调整倒暖门、导汽管疏水门、高排逆止门前疏水门来调整汽缸的金属温升率，严格控制金属温升率允许范围内。

361.高压缸预暖时间必须严格按照“高压缸预暖时间曲线”执行。2.汽轮机上下缸金属温差正常，未出现任何报警。3.汽缸膨胀、高低压缸差胀及转子偏心度在允许范围内。4.注意监视盘车运转情况。3.6汽机冲转前的高压调门室预暖在汽轮机冲转前，当调门室内壁或外壁金属温度低于150℃时，必需对高压调门室进行预暖。通过操作1号主汽门的预启阀进行调门室的预暖。3.6.1高压调门室预暖前准备工作1.检查并确认危急遮断门处于跳闸位置，负荷限制设定是关闭位置。2.检查并确认控制EH油压正常。3.确认主蒸汽温度高于2713.6.2高压调门室预暖操作1.开启主汽门的疏水门以及高调门导汽管疏水门。2.在汽机启动画面点击“挂闸”按钮，在操作端上选择“复位”，按“执行”。确认“复位”指示灯亮，汽机挂闸成功。3.点击“阀壳预暖”按钮，在操作端上选择“开”，按“执行”。4.确认1号主汽门“开”灯亮，1号主汽门预启阀缓慢开启，此时对高压调门室进行预暖。5.当调门室内外壁金属温度均上升至180℃以上，且内外壁温差小于50℃时，高压调门室预暖结束。6.高压调门室预暖结束后，点击“阀壳预暖”按钮，在操作端上选择“关”，按“执行”。确认1号主汽门预启阀关闭。3.6.3高压调门室预暖操作中注意事项1.在高压调门室预暖期间要注意监视调门室内外壁金属温差不得大于90℃。2.当调门室内外壁金属温差超过90℃时，按下“1号主汽门CLOSE”按钮，此时“1号主汽门CLOSE”灯亮，确认1号主汽门预启阀关闭。3.当调门室内外壁金属温差小于80C时，按下“1号主汽门预启阀OPEN”按钮，此时“1

37号主汽门OPEN”灯亮，确认1号主汽门开启至预热位置。3.7汽轮机冲转前的检查1.确认主机联锁保护已投入。2.机组辅属设备及系统运行正常，不存在禁止机组启动的条件。3.检查主、再热蒸汽压力、温度满足冲转条件，进入汽轮机的主、再热蒸汽至少有50C以上的过热度。4.确认高中压主汽门、调门关闭，高、低旁路投自动。5.盘车装置运行正常，转子偏心度＜110%原始值，轴向位移无报警，并已连续盘车4小时以上无异常。6.确认汽轮机高压缸第一级金属温度及调门室金属温度均高于150C。7.检查轴封蒸汽母管压力在26〜27KPa之间，轴封汽温与汽缸金属温度相匹配冷态启动轴封供汽温度在200〜250℃。8.轴承润滑油温27℃〜40C,润滑油压0.176MPa左右，主油泵进口油压0.098〜0.147MPa；EH油压11.2MPa,油温小于45℃。9.轴承振动监视装置投入正常。10.发电机密封油系统、定子冷却水系统、氢气冷却系统运行正常。11.汽轮机TSI指示正常。12.根据汽轮机高中压缸第一级金属温度、主再热蒸汽参数查阅汽轮机启动曲线（见附录）,决定升速率、升负荷率、中速暖机时间、定速暖机时间、初负荷及初负荷暖机时间，并做好汽轮机冲转前各参数的记录。13.发变组恢复热备用。3.8采用中压缸启动方式冲转3.8.1中压缸启动冲转参数1.冷态启动（长期停机）：主汽压力：7.95MPa；主汽温度：380℃；再热汽压：0.8MPa：再热汽温：330℃；凝汽器压力：＜18.6KPa；高旁流量：＞140t/h；2.冷态启动（停机72小时）：主汽压力：7.95MPa；主汽温度：380℃；再热汽压：0.8MPa；再热汽温：330℃；凝汽器压力：＜18.6KPa；高旁流量：＞140t/h；3.8.2挂闸1.根据“机组冷态启动曲线一中压缸启动”要求，确认机组满足冷态冲转参数。1）主汽压力7.95MPa,主汽温度380℃。2）再热汽压力0.8MPa,再热汽温度330℃。3）凝汽器压力：＜18.6KPa.

381.在“汽机安全装置显示屏”画面中，用鼠标点击“主复位”按钮，在弹出的操作端中，选择“复位”，按“执行”。“主复位”按钮下的“复位”指示灯亮，表示挂闸成功，检查中压主汽门开启正常。3.8.3选择启动方式在“EHG控制屏”画面中，用鼠标点击“IP/HP启动”按钮，在弹出的操作端中，选择“IP启动”，按“执行”对应的“IP启动”指示灯亮。4.8.4"LLM设定”设置。在“EHG控制屏”画面中，用鼠标点击“LLM设定”按钮，在弹出的操作窗口中，用鼠标点击“t”，将阀位限制值设定为100册也可以点击“、”，在弹出的对话栏里，直接输入100,按“确定”“LLM设定”的R增1灯亮即可。5.8.5设置升速率在“EHG控制屏”画面中，用鼠标点击“加速率设定”按钮，在弹出的操作窗口中，选择所需要的升速率按“执行”。6.8.6设置目标转速在“EHG控制屏”画面中，用鼠标点击“转速设定”按钮，在弹出的操作窗口中，选择所需要的目标转速“转速设定"K200』按“执行"。这时MSV全开，ICV逐渐开启，事故排放门BDV自动关闭；汽机转速以lOOrpm/min速率升至200rpm。7.8.7摩擦检查选择“转速设定”工全阀关闭％确认“全阀关闭”灯亮，MSV全关，#1、#2ICV关闭，事故排放门BDV自动开启；汽机转速逐渐卜降。就地仔细倾听汽轮机磨擦声，摩擦检查期间转子不允许静止，汽轮机转速至lOOrpm时，摩擦检查结束。8.8.8不进行摩擦检查冲转在进行冲转升速前，在DEH站HITASS控制屏上，击出“HITASS模式”选择“自动切除”并“执行，在转速超过300rpm/min后，击出“HITASS模式”选择“自动”并“执行。（其它步序和摩检一样，任何的跨步操作均会导致DEH暖机时间不计时或者其它故障，使程序自动走不下去）9.8.9保持/复位在升速过程中，如需要保持当前阀位，在“EHG控制屏”画面中，用鼠标点击“保持选择”按钮，在弹出的操作端中，选择“设定”，按“执行”；如不需要保持，选择“复位”，按“执行”，汽机按原速率继续升速。如需要降转速，可选择“转速设定”中的“全阀关闭”按钮。10.8.10升速1.选择“转速设定"K15OO2»升速率控制在lOOrpm升速至1500rpm。2.这时检查MSV全开，CV逐渐开启；汽机转速以100rpm/min速率升至400rpm。汽机转速达到400rpm后约Imin,CV阀位保持而ICV逐渐开启，事故排放门BDV自动关闭，汽机转速升高。3.中压缸启动方式下“暖机”自动设定，检查''全阀关闭"灯灭，#1、#2MSV开启，#1~#4CV开启冲转到400rpm山EHG闭锁，然后#1、#2ICV开启冲转到1500rpm进行中速暖机，口标转速“1500rpm”指示灯亮，进行中速暖机。确定暖机时间。4.中压缸启动方式下，机组长期停运后的启动，1500rpm暖机时间240min,暖机结束后以1OOrpm/min升速率升至3000rpm。3.8.11中速暖机时，应进行下列检查和操作1.开启#5、#6低加抽汽逆止门和电动门，低加随机投运。

391.当汽机转速大于盘车转速时，检查并确认盘车装置脱扣，电机自动停止，当盘车装置电机停转后，绿灯亮。2.不允许在临界转速区延长运行时间。汽轮机转速在过临界转速区时应快速而稳定地升速,因此汽轮机在临界转速区不能受EHG程序约束。3.内外壁金属间的温度差应尽可能小，并应低于所规定的允许极限值。4.检行机组汽缸膨胀和胀差。如果胀差指示接近红带区，应降低蒸汽温度、转速或减负荷使胀差减小。如果高中压缸胀差进入红带区，应立即停机并启动盘车装置，带动大轴旋转，致使汽缸和转子温度相匹配。如果低压汽轮机胀差进入橙带区，不用停机而是采取其它措施直到胀差指示低于橙带区。因为机组在橙带区跳闸可能引起转子伸长从而使胀差指示进入红带区。5.振动检查。检查并确认汽轮机监控仪表（TSI）中测振探头在工作正常，如存在振动超标应立即停机。6.监听摩擦声。如发生严重的摩擦，应立即停机并调查原因。7.凝汽器排汽压力检查。在机组转速达1500rpm时，机组的排汽压力应小于12KPa,在正常运行和具有正常真空度时，低压缸排汽温度在并网前不应超过80℃。8.轴承油温。在达到并网转速时，轴承的进油温度不低于38℃。9.中速暖机结束，“1500rpm”指示灯灭，设置目标转速M3000rpmw,10.中速暖机结束后按“暖机”按钮复位，检查并确认，VV阀全开。3.8.12汽轮机继续升速1.选择“转速设定”《3000》。检查ICV继续开启，转速升高，（30001］升速率控制在lOOrpm。2.在升速过程中如果选择“保持选择"K保持2,“复位”变为“设定”，汽机转速保持在当前转速。3.在升速过程中如果选择“保持选择"K复位L“设定”变为“复位”，汽机以原速率升速。4.在转速3000rpm时选择“暖机”工复位》，“暖机”R复位》灯亮，CV逐渐关小至全关，机组转速由ICV控制在3000rpm。3.8.13在机组升速过程中和3000rpm定速后应进行如下检查和操作1.汽轮机转速2500rpm时，检查顶轴油泵自停，否则手动停止，并将顶轴油泵选择“自动启动”模式。2.在机组定速后并网试验前，在下述情况进行注油试验。1）在最近一次停机时，用超速法做过危急遮断器试验。2）定期操作试验一览表中没有规定做危急遮断器超速试验。3）危急遮断器没有被调整过或未工作过。3.在机组定速后并网试验前，下述情况进行超速试验。1）在最近一次停机时，没有用超速法做过危急遮断器试验。2）定期操作试验一览表中要求进行危急遮断器检查。4.在机组定速后并网试验前，如危急遮断器已工作过或已被调整过，应先做注油试验再做超速试验。5.在汽轮机达到额定转速后，停运启动汕泵（MSP）和交流油泵（TOP）并选择“自动起动”模式。上述油泵停运后，检查并确认轴承供油压力正常而且绿灯亮。6.在暖机过程中，应监视高、中压缸的排汽金属温度，控制高压排汽缸金属温度在250C左右。中速暖机的目标值:中压缸内缸壁进汽部分达320C,高压缸调节级内壁温度达320C,

40相应此时中压缸排汽达240℃,且高中压缸膨胀＞8mm,暖机结束。1.机组定速后投入发电机氢冷器。2.汽轮机转速升到3000rpm,设定暖机时间：暖机80min。3.长期停运冷态启动并网高缸切换结束后的参数：主汽压力：7.95MPa主汽温度：385℃再热汽压力：0.8MPa再热汽温度：365℃主汽流量：240t/h再热汽流量：240t/h负荷点：8%额定3.9汽轮机冲转过程中注意事项1.机组启动过程中耍检查各辅助设备运行正常，没有限制机组启动的条件。2.在整个机组启动冲转过程中必须保证进入汽轮机的主蒸汽、再热蒸汽至小有50'C以上的过热度，且与进汽区汽缸金属温度相匹配。3.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200〜250℃。4.检查主机润滑油压力0.176MPa,轴承进油温度38℃〜46℃,顶轴油压力16MPa。抗燃油压力11.2MPa,抗燃油温度40℃〜45℃,检查各轴承回油温度小于65C。5.检查发电机氢油水系统运行正常，氢压力0.41MPa,密封油氢油差压0.056MPa,定子冷却水压力0.196MPa,6.冷态启动冲转后保持主汽温度大于335℃,温升率0.125℃/min。7.检查各加热器、除氧器、凝汽器水位正常。8.检查汽轮机轴向位移，T.05mme轴向位移＜+0.6；高中低压汽缸膨胀＜50mm；胀差，-5.8〈高中压胀差＜12.8、-4.8〈低压胀差＜+24.5；大轴偏心＜110%原始值。9.检查汽轮机各轴承振动和轴振动正常，轴承振动《0.05mm,轴振动＜0.125mm。10.检查高低旁开度及参数情况。11.检查汽轮机汽缸上下温差、内外温差正常。12.检查高压缸排汽温度正常＜430℃,检查低压缸排汽温度正常，低压缸喷水减温装置投入自动，当排汽缸温度252℃时喷水电磁阀开始打开，到80℃时完全打开。13.锅炉调整燃烧维持主汽压力7.95MPa,主汽及再热汽温度升温率在0.125℃/min。3.10机组并网及带初负荷3.10.1发电机采用自动准同期与系统并列。3.10.2发电机并列后初带2%额定负荷进行暖机，投入氢冷器及氢气干燥装置。3.10.3初负荷暖机期间锅炉注意维持主再热汽参数稳定。3.10.4关闭机前主、再热蒸汽管道疏水。3.10.5检查过热器系统疏水门动作正常。3.10.6初负荷暖机50min。3.11机组升负荷至额定负荷3.11.1机组升负荷的准备工作1.确认小汽机的工作汽源、备用汽源正常，做好启动汽泵前的小汽机暖机工作。

411.确认一次风机启动条件满足，启动另一台一次风机，调整出口风压正常后，投入一次风压控制“自动”。2.暖第二台磨煤机。制粉系统投入应尽量遵循以先底层，后上层，并使燃烧稳定。3.制粉系统投入后应注意监视调整炉膛煤粉燃烧状况，调整煤粉与燃油的燃烧比例。注意监视储水箱水位的变化。4.汽水分离器水箱压力达到4MPa,监视给水调节由差压控制切至电泵转速控制，启调阀全开，给水流量设定值750t/h。5.制粉系统投入后，通知除灰脱硫值班人员，全面检查灰渣、石子煤系统、电除尘系统、脱硫系统，如有异常及时汇报值长。3.11.2升负荷及汽轮机切缸1.机组带初负荷暖机50min后。确认机组旁路控制在自动方式，进行切缸操作。2.设定目标负荷60MW,在汽机控制面板中点击“升负荷”，在操作端上点击“开始”，按“执行”。3.随着机组负荷增加，1、2号中压调节门全开，1、2、3、4号主汽调节门开启，高压缸排汽通风门V.V自动全关，确认高排逆止门自动开启。此时由高压调节门控制机组负荷。切缸完成。3.11.3汽轮机切缸结束后，对•各系统放水门进行检查，关闭不严的手动校严。4.11.4汽轮机切缸过程中需注意事项1.转换期间注意调整好锅炉燃烧以及旁路的运行尽量保持汽轮机进汽参数稳定。2.注意调整主汽温度及高压缸金属温度之间的偏差，要保证高压缸进汽后高压缸缸体以及高压缸第一级处的热应力在允许的较小的范围内。3.在切缸期间要严密监视旁路的动作情况，以保证切缸时高压缸的进汽量。注意监视高压缸排汽温度以及切缸时高排逆止门的开启情况。4.在炉膛出口烟温达到580C时，确认炉膛烟温探针正常退出，否则应手动将其退出。5.切缸结束，从低到高顺序开启汽机抽汽电动门，依次投入高压加热器汽侧运行。3.11.5升负荷至180MW1.启动第二台磨煤机，初始煤量20t/h。2.设定机组升负荷率为3MW/min。3.按照机组冷态启动曲线进行升温、升负荷。随机组负荷升高，检查高低压旁路关闭，转入压力跟踪状态。4.在机组负荷达到90MW后，确认机组以下疏水门正常关闭1）各段抽汽管道疏水门。2）1、2号高压主汽门前疏水。3）1、2号中压主汽门前疏水。4）高排逆止门前疏水门。5）高旁管道疏水门。5.机组负荷90MW时检查中压转子冷却蒸汽阀开启。6.机组负荷至120MW时全开锅炉给水主路电动门，关闭后调阀，完成阀切换。7.在机组负荷120MW时，确认机组以下疏水门正常关闭

421)1、2号高压主汽门上/下门座疏水门。2)1、2号中压主汽门上/下门座疏水门。3)高压调节门导汽管疏水门。1.在机组负荷达到120MW后，冲一台小机，准备给水泵并列。2.当四抽压力达到0.3MPa后，开启四抽至除氧器电动门，切换除氧器加热汽源至四抽。3.在机组负荷达到180MW后，并入一台汽泵运行。确认汽动给水泵各系统运行正常后，进行并泵操作，使一台汽动给水泵与电泵并列运行。并泵操作期间要严密注意锅炉给水量要保持稳定。4.主汽流量在30%BMCR以上时，逐渐投入过热器减温水。5.在机组负荷达到180MW后，暖投第三套磨制粉系统。根据燃烧情况，可以退出上层投运磨的油枪，保留下两层油枪，投待启动磨煤机的油枪。注意调整燃烧保持主再热汽温、汽压稳定。6.新机组或机组大修后的首次启动，应在180MW负荷下稳定运行3〜4小时，然后发电机解列做主机超速试验。3.11.6升负荷至210MW1.设定机组升负荷率3MW/min,设定目标负荷210MW,按“执行”。2.在机组负荷达到210MW后，投入第二台汽泵并列运行。退出电泵运行，恢复电泵至热备用，投电泵辅助油泵至“自动”。3.11.7升负荷至额定负荷1.设定机组升负荷率为5MW/min,视具体情况设定目标负荷，按“执行”。2.240MW〜270MW后，停止锅炉启动循环泵运行，投入启动系统倒暖，启动系统保持热备用。3.炉水循环泵停运，检查过冷水电动门关闭，否则立即手动关闭。4.负荷＞270M肌如果炉内燃烧稳定，可以退出油枪。锅炉最小不投油负荷为40%BMCR。5.油枪全部退出后，检查排烟温度大于120C,值长联系投入除尘器运行。6.在机组负荷达到350MW后，视锅炉燃烧运行情况可进行炉膛吹灰。7.视机组负荷情况进一步投运制粉系统。8.机组负荷大于300MW,及早投入协调运行。9.主汽流量在50%BMCR以上时，注意再热汽温调节挡板动作正常，满足再热汽温负荷启动曲线要求。10.在机组负荷达到420MW后，根据需要可做主机真空严密性试验。11.在机组负荷达到540MW后，主汽压力达到额定值，机组转入定压运行。12.对机组汽水系统做全面检查。13.在机组负荷达到满负荷后，全面检查、调整机组各系统，使机组处于正常运行状态。3.11.8机组升负荷过程中注意事项1.燃油期间应注意油燃烧器自动控制正常，避免油燃烧器前油压过高或过低。2.在锅炉转直流运行区域内不得长时间停留或负荷上下波动，以免锅炉运行工况不稳定而造成机组负荷大幅度扰动。3.在整个升负荷过程中，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

43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。汽轮发电机组内应无异常声音。1.在各阶段暖机期间应对机、炉、电各辅机的运行情况进行详细检查。2.注意监视凝汽器、除氧器、高低压加热器的水位变化，及时调整，维持水位在正常范围之内。3.注意监视发电机、励磁机内的风温变化以及发电机内氢压的变化，及时调整冷却水量和密封油压力。3.12机组冷态启动的其他注意事项3.12.1在整个启动过程中严格控制升温率，应加强对锅炉各受热面金属温度的监视，防止超温。避免水冷壁超温MFT。3.12.2监视烟温探针在炉膛出口温度大于580℃,自动退出，否则手动退出。3.12.3在汽水分离器转直流前，严格监视水冷壁入口流量，该流量V612t/h延时20s锅炉将MFT。3.12.4当给水流量大于30%BMCR时，主给水电动门开启，启调阀关闭，给水控制由给水泵转速控制。3.12.5严密监视炉膛负压及燃烧状况，燃烧调整应考虑炉内负荷的均匀性。经常检查预热器烟温、风温，防止空预器和尾部烟道发生二次燃烧。3.12.6在机组启动燃油期间应加强对空预器吹灰，防止空预器产生低温腐蚀及二次燃烧。3.12.7整个机组冷态启动过程中机组点火、升压、冲转、并网、带负荷各阶段的操作，应按照《机组冷态启动曲线》来控制进行。3.12.8在机组冷态启动时，先抽真空，后送汽封。决不允许在主机转子不转时，向汽封送汽。3.12.9汽轮机启动后，要防止主蒸汽、再热蒸汽温度较大幅度波动，严防蒸汽带水。3.12.10整个启动过程中，要注意凝汽器、除氧器、加热器、凝补水箱、定子冷却水箱水位正常，各主油箱、抗燃油箱、密封油箱、给水泵汽轮机油箱油位正常，油温符合要求。3.12.11主机冲转后润滑油温、抗燃油再生投入自动。3.12.12汽轮机升速过程中，应在就地仔细倾听机组磨擦声音，若发现异常，须停机查找原因。3.12.13切缸时，要保证高旁后流量符合切换要求。3.12.14TOP、MSP油泵、顶轴油泵停运后，要及时将其投入备用。3.12.15维持初始负荷直至低压缸排汽口冷却到低于52℃时止。发电机并列前注意低压缸排汽温度不应超过80℃。将低压缸喷水投入自动，当排汽缸温度247℃时喷水电磁阀开始打开，到80℃时完全打开。4.12.16机组运行正常后，及时将轴封分流阀切向#8A低加。5.12.17机组升负荷过程中，及时对发电机补充氢气。6.12.18机组负荷大于30%额定负荷，根据机、炉情况选择控制方式。第4章机组热态（温态）启动4.1机组温态启动步骤4.1.1机组热态（温态）启动前系统检查、辅机启动的操作步骤同冷态启动，其他操作、规定如在热态（温态）启动无特殊说明按冷态启动要求执行、操作。4.1.2机组温态启动和冷态启动的区别

441.机组温态启动时部分辅助系统在运行状态，在机组启动前要全面检查系统运行正常。2.机组温态启动时要进行水质监督，发现水质不正常要采取措施进行处理。3.锅炉上水时要根据水冷壁和汽水分离器内介质温度和金属温度控制上水流量，上水流量控制在200t/h,当汽水分离器前受热面金属温度和水温降温速度不高于2C/min,水冷壁范围内受热面金属温度偏差不超过50c可适当加快上水速度，但不得高于400t/h。4.汽轮机的冲转参数主蒸汽温度高于调节级金属温度30〜100C,再热蒸汽温度高于进汽区金属温度20℃,蒸汽过热度大于50℃。主蒸汽压力和再热蒸汽压力由高旁和低旁自动控制，主蒸汽压力7.95MPa,再热蒸汽压力0.8MPa。热态时，主蒸汽压力lOMPa,再热蒸汽压力0.8MPa。5.蒸汽温度、蒸汽压力、机组负荷启动控制参数参考机组温态启动曲线。6.机组温态启动前，主机在连续盘车状态，如中间因故停止盘车超过2小时，需重新连续盘车4小时。7.点火前建立真空。抽真空时先送轴封蒸汽，再启动真空泵。4.1.3热态和温态启动前的检查与准备参照本篇第2章《机组冷态启动前检查和准备》，但应注意以下事项。1.对已运行的设备系统进行全面检查确认无异常。2.对已投入的系统或已承压的电动门、调节门均不进行开、关试验。4.1.4锅炉温态启动指启动前主汽压力在6.0~7.95MPa«3.1.5温态启动操作1.启动前准备参照本篇第3章《机组冷态启动》。注意全开疏水箱排水至地沟门。2.投入给水箱加热，启动电泵，以200t/h流量上水。3.启动风烟系统；凝汽器建立真空。4.储水箱见水，减小给水流量至60t/h,投入溢流阀自动。5.储水箱水位稳定，启动炉水循环泵，给水投自动，建立水冷壁循环流量。6.炉膛吹扫。吹扫前打开省煤器排空阀。4.1.5.1炉腹吹扫结束，关闭省煤器排空阀并停电，高低旁路投自动。1.投入下层2层油枪，燃油流量10t/h。2.锅炉压力有上升趋势时，投入过热器疏水阀程控。3.储水箱水位稳定后，投入中间2层油枪，油量18t/h。4.二次风温达到投煤条件，启动一次风机，暖下层一台磨煤机。5.检查锅炉各部不超温，汽温、汽压趋于稳定，启动制粉系统，给煤量20t/h。6.撤出中间层油枪，适当增加煤量，总燃料量不超过25%BMCR。7.根据汽机金属温度设定主、再汽温：当汽温、汽压达到冲转条件时，汽机冲转。

454.1.6汽机热态（温态）中压缸冲转参数1.温态启动（停机48小时）：主汽压力：7.95MPa；主汽温度：410℃；再热汽压：0.8MPa；再热汽温：380℃；凝汽器压力：＜18.6KPa；2.热态启动（停机8小时）：高旁流量：>150t/h；主汽压力：10.OMPa；主汽温度：480℃；再热汽压：l.OMPa；再热汽温：450℃；凝汽器压力：V18.6KPa；3.极热态启动（停机1小时）：高旁流量：>190t/h；主汽压力：10.OMPa；主汽温度：500℃；再热汽压：LOMPa；再热汽温：480℃；凝汽器压力：＜18.6KPa；高旁流量：>190t/h；4.1.7汽机冲转（中压缸启动方式）的操作1.温态（停机48小时启动）。启动操作步骤与冷态长期停运相同，以150rpm/min经摩擦检查后直接选择升至3000rpmo暖机18min并网。初始负荷暖机15min,高缸切换结束后的参数：主汽压力：7.95MPa主汽温度：440℃再热汽压力：0.8MPa再热汽温度：410℃主汽流量：250t/h再热汽流量：250t/h负荷点：9%额定2.热态（停机8小时启动）。启动操作步骤与冷态长期停运相同，以300rpm/min经摩擦检查后直接选择升至3000rpmo检查机组各部正常后并网。接带初始负荷正常后升负荷进行高中缸切换。切换结束后的参数：主汽压力：10.OMPa主汽温度：500℃再热汽压力：0.8MPa再热汽温度：475℃主汽流量：300t/h再热汽流量：300t/h负荷点：13%额定3.极热态（停机1小时启动）。启动操作步骤与冷态长期停运相同，以300rpm/min经摩擦检查后直接选择升至3000rpnio检查机组各部正常后并网。接带初始负荷正常后升负荷进行高中缸切换。切换结束后的参数：主汽压力：10.OMPa主汽温度：520℃再热汽压力：0.5MPa再热汽温度：500℃主汽流量：300t/h再热汽流量:300t/h负荷点：14%额定4.1.8并网、升负荷同冷态操作。

464.1.9在30%、50%负荷时各停留lOmin进行检查。检查结束可以根据需要接带目标负荷。4.1.10其他操作同冷态启动。4.2热态、极热态启动4.2.1热态:炉膛吹扫结束后锅炉压力高于7.95MPa；极热态:炉膛吹扫结束后锅炉压力高于lOMPa。4.2.2点火前操作同温态启动。4.2.3建立点火条件后尽快点火，投入上层、中层4层油枪，油量15〜18t/h。4.2.4锅炉压力开始上升时，按照当时主汽压力设定高旁压力定值，旁路投入自动。4.2.5投入过热器疏水程控。4.2.6二次风温达到投煤条件，启动一台一次风机，中层一台磨煤机暖磨。4.2.7储水箱水位稳定、汽温、压力趋稳后，启动制粉系统，撤出上层部分油枪，维持燃料量不超过30%BMCR。4.2.8根据汽机缸温整定主、再汽温；达到冲转参数后即可冲转、并网。4.2.9在30%、50%负荷时各停留lOmin进行检查。检查结束可以根据需要接带目标负荷。4.2.10其他操作同冷态启动。4.3机组热态（温态）启动注意事项4.3.1机组热态（温态）启动采用中压缸冲转，点火后再投入旁路系统。4.3.2机组热态（温态）启动时点火后再打开机前主汽疏水。4.3.3机组热态（温态）启动采用中压缸冲转时，不执行暖机操作，即不执行高调门在400rpM以内的暖机操作。汽轮机状况允许时，可以不进行中速暖机，尽快操作汽轮机冲转、升速、并网，按缸温对应曲线快速带负荷，避免汽缸冷却而产生额外的热应力。4.3.4进入汽轮机的主再热蒸汽至少有50°C的过热度。4.3.5主机润滑油温不低于38℃,否则投用主油箱电加热器。4.3.6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。4.3.7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。4.3.8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惰走时冲转升速。4.3.9汽轮机冲转升速时，应严密监视高中压缸第一级金属温度变化率，高低压胀差、汽缸膨胀变化和机组振动情况。4.3.10吹扫前打开省煤器排空阀，点火时自动关闭。4.3.11炉水循环泵停运，检查过冷水电动门关闭，否则立即手动关闭。第5章滑参数停机4.1正常停运前的准备4.1.1值长和调度联系并明确停机的具体时间，确定停机方式和停机中需要采取的特殊措施。如需要清空原煤仓中的煤，要提前计算好上煤量。4.1.2通知各岗位人员对设备系统进行全面检查，统计机组缺陷，做好停机前的准备工作及工作安排。4.1.3主值应安排各岗位值班人员对所属设备、系统进行一次全面检查。

475.1.4对机组进行全面检查并对机组缺陷进行统计，以便在机组停止后进行处理。5.1.5机组大、小修或停炉时间超过7天，应将所有原煤仓烧空。4.1.6做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备工作，使切换具备条件。5.1.7对炉前燃油系统全面检查一次，确认系统备用良好，燃油储油量能满足停炉的要求。5.1.8检查燃油系统伴热，雾化蒸汽（空气）系统备用良好。油枪试验正常。5.1.9停炉前在机组负荷大于300MW时，对炉膛、受热面和空预器进行一次全面的吹灰。5.1.10仔细检查四管泄漏装置的历史记录值，分析受热面是否存在泄漏。5.1.11对要进行检修的设备，运行值进行详细记录，以便检修后启动对运行参数进行比对。5.1.12分别进行主机交流辅助油泵、主机直流事故油泵、交流启动油泵、顶轴油泵、小汽机直流油泵、盘车电机试转，检查其正常并在自动位备用，若试转不合格，非故障停机条件下应暂缓停机，待缺陷消除后再停机。5.1.13检查确认电泵（电泵）备用良好。5.1.14活动高压主汽门和中联门。5.1.15全面记录一次蒸汽及金属温度，然后从减负荷开始，在减负荷过程，应每隔一小时记录一次。5.2滑参数停机5.2.1机组本体有检修工作时候一般采用滑停方式。使得汽轮机本体温度降低，缩短检修时间。6.2.2机组负荷从600MW〜300MW1.在主控画面上设定目标负荷为300MW,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15MW/min,主汽压变化率不高于0.446MPa/min,缓慢减少锅炉燃烧率，机组负荷随主蒸汽压力的降低而减少。2.负荷510MW,检查主机轴封压力正常并注意轴封汽源切换。3.负荷480MW,根据情况做真空严密性试验。4.投最上层磨对应油枪，停止对应的给煤机运行，停止最上一层煤燃烧器运行（若原煤仓需烧空，则需进行确认及敲打）。调整运行给煤机转速，保持锅炉降负荷率符合停机曲线要求。5.值长联系退出电除尘高压柜。6.降负荷至360M肌投对应油枪，停止第二台给煤机。7.机组负荷300MW维持15min。5.2.3机组负荷从300MW〜204MW1.负荷至300MW,锅炉应视燃烧情况投第一层油枪稳燃，空预器投连续吹灰，将空预器密封间隙自动调节装置提升至最大位。2.根据汽温情况，选择停运第三台制粉系统。其余制粉系统均应提前投油枪稳燃。3.根据烟温情况，退出电除尘。4.在主控画面上设定目标负荷为204MW。5.滑参数停机负荷变化率3MW/min。6.启动电泵，并泵运行正常后，退出一台汽动给水泵。7.检杳储水箱小流量溢流阀在自动位。8.230MW左右，给水流量保持在35%BMCR,注意储水箱的水位，当水位达到2350mm

48时检查炉水循环泵自启动正常。其过冷水调节门、出口调节门动作正常。1.机组负荷204MW维持20min。5.2.4机组负荷从204MW〜150MW1.投入第一层油枪，正常后，逐渐投第二层油枪。2.在主控画面上设定目标负荷为150MW。3.主汽压力变化率不高于0.IMPa/min。4.负荷需求值降至180MW全面检查各系统运行参数、自动控制正常。将机组辅汽切为邻机或启动锅炉供汽，并且确认辅汽系统运行正常，冷再至机组辅汽压力调节门关闭。退出另-台汽动给水泵运行。5.当负荷降至180MW,检查机组低压疏水门应自动打开，若不能自动打开则手动打开。负荷低于180MW,检查主汽压力7.95MPa,机组转入定压运行。6.机组负荷150MW维持120min。5.2.5机组负荷从150MW〜90MW1.联系值长，发电机做好解列准备。2.机组继续降负荷，减少锅炉燃烧量，进行机组降温、降负荷，控制负荷变化率0.95MW/min»3.负荷120MW,除氧器汽源由四抽倒至辅汽联箱。4.2台给煤机煤量减至最小，油压降至0.8MPa,锅炉负荷降至最低。减负荷通过关小汽机调门进行。5.负荷120MW,检查以下汽机高中压疏水门应自动开启。1)1号、2号高压主汽门上/下门座疏水。2)1号、2号中联门门座疏水。3)高调门导汽管疏水。6.继续降低负荷至90MW,随着高缸调门关闭，检查高旁定压开启，减温水、低旁均正常投入。7.负荷90MW,检查以下汽机疏水门应自动开启。1)各段抽汽管道疏水门。2)1、2号高压主汽门前疏水。3)1、2号中压主汽门前疏水。4)高排逆止门前疏水门。5）高旁管道疏水门。8.检查汽机低压缸喷水自动投入，并维持低压缸排汽温度不大于50C。9.负荷至90MW,检查机组高压疏水门应自动打开，否则应手动打开。启动主机交流辅助汕泵、交流启动油泵运行，检查其正常。5.2.6机组负荷到90MW,执行以下停机操作1.查发电机有功功率减到90MW。2.查发电机无功功率减到5MVar。3.汇报网调同意解列机组。

491.机炉做好机组解列的准备。5.2.7汽机手动打闸1.查逆功率保护动作，发电机自动解列。查发电机三相电流全部回零，查发电机出口开关确已断开，三相位置显示正确。2.查厂用6KV母线电压正常。3.查发电机励磁开关Q02确已断开，发电机出口电压下降到零，励磁电压、励磁电流指示为零。4.查高、中压主汽门、调门关闭，各级抽汽逆止门、高排逆止门关闭，BDV及VV阀开启，转速开始下降。注意记录汽机惰走时间。5.2.8锅炉进行以下操作1.逐步停止最后2台制粉系统，吹扫后停止密封风机和一次风机运行。2.退出油枪直到只剩一层油枪。3.退出最后一层的3支油枪，吹打完成后手动MFT。通知检修清理未吹打的油枪。4.确认过热器、再热器减温水隔离门、调节门关闭，高低旁关闭切手动。5.关闭给水电动门、旁路门，停止炉水循环泵。6.锅炉熄火后，送、引风机保持运行，保持30%MCR通风量吹扫5min。停止送风机、弓I风机,检查确认关严锅炉各人孔、看火孔及各烟、风挡板，关闭有关挡板闷炉。5.2.9发电机解列后汽机的操作：1.严禁在2000rpm以上开启真空破坏门。在惰走过程中应注意监视润滑油压力、温度变化应正常。2.根据实际情况，调节或关闭高、低压旁路。3.转速2000rpm,检查顶轴油泵目启动，否则手动启动一台运行，检查顶轴油母管及各轴承顶轴油压力正常。4.检查汽机后缸喷水门动作正常，低压缸排汽温度不大于52℃。5.关闭主蒸汽管道疏水门，待锅炉压力到0后再开启主蒸汽管道疏水门。6.锅炉熄火后，确认旁路系统隔离，无蒸汽及有压疏水进入凝汽器，停真空泵，开高、低压凝汽器真空破坏门。7.凝汽器真空到0,停运轴封系统。8.停EH油泵，根据需要维持EH油循环系统运行。9.联系化学，切除凝结水精处理装置。10.根据闭冷水的温度要求，停运开冷泵。11.停发电机定冷水系统，根据需要进行定冷水反冲洗。12.在无凝结水用户时可以停止凝泵运行。13.汽机低压缸排汽温度低于50℃,且无高温汽水进入凝汽器，闭冷水温度较低或开式水系统停运及其它用户停运后停最后一台循环水泵。14.当满足盘车停运要求后，停盘车装置，待转子静止后，停顶轴油泵。15.发电机的气体置换一般要求在主机连续盘车停止后进行，置换过程中应严密监视密封油各箱体油位的变化，防止发电机进油的发生。16.气体置换结束且汽机盘车停运后，方可停止密封油系统运行。17.停用主机润滑油系统及净油装置。

501.停凝结水输送泵。2.做好停机后各设备的保养及检修隔离工作。5.3正常方式停机5.3.1正常方式停机操作与滑参数停机相同，只是维持较高的蒸汽温度和金属温度，有利于快速启动。5.3.2设定目标负荷300MW,主汽温度不变，负荷变化率15MW/min,减负荷到50%的额定负荷，并选定“进行”。5.3.3机组负荷达300MW时，运行15min,设定目标负荷204MW,开始降负荷，主汽温度变化率0.5℃/min,负荷变化率9MW/min,机组负荷204MW维持20min,减负荷到90MW的额定负荷。5.3.4设定机组负荷90MW,以4.8MW/min负荷变化率，0.2%/min压力变化率，减负荷到90MW。5.3.5汽轮机手动打闸，检查高、中压主汽门、调门关闭，转速开始下降，发电机解列。5.3.6其它操作与滑参数停机操作相同。5.3.7为了保持蒸汽温度，锅炉减少燃料时应根据实际情况切除不同标高的燃烧器。5.4停机后的工作5.4.1锅炉通风冷却。1.锅炉熄火6小时后，打开风烟系统有关挡板，使锅炉自然通风冷却。2.锅炉熄火18小时后，启动引、送风机维持30%MCR风量对锅炉强制通风冷却。3.过热器出口汽压降至0.15MPa,炉水温度小于151C时，打开水冷壁各放水门和省煤器各放水门，锅炉热炉放水。5.4.2空预器入口烟温低于150℃,允许停运空预器。5.4.3炉膛出口烟气温度小于50℃,允许停火检冷却风机。5.4.4过热器出口压力未到0以前，应有专人监视和记录各段壁温。做好停机记录。5.4.5发电机解列后发变组恢复冷备用，500kv开关合环运行。5.5正常停运的注意事项5.5.1机组正常停运应参照《机组正常停运曲线》（见附录）控制整个进程。5.5.2锅炉燃油期间应根据油枪前的燃油压力注意油枪自动投/退正常。避免油燃烧器前油压过高或过低。5.5.3锅炉燃油期间应现场检查确认油燃烧器燃烧稳定。5.5.4磨煤机、油燃烧器停止后应吹扫。6.5.5锅炉在停止过程中空预器应连续吹灰。7.5.6在机组停运过程中及MFT时注意炉膛负压调节正常。8.5.7汽机滑停过程中应注意监视下列项目1.汽缸上下温差、低压缸排汽温度、转子偏心度、各轴承振动、差胀、轴承金属温度等参数。2.定期倾听汽机有无动、静磨擦声。5.5.8注意主机油系统工作正常，氢气没有置换前应注意密封油系统运行正常。5.5.9确认主机惰走时间正常，否则应查找原因。5.5.10机组停运后调整好燃油泵的运行方式。

515.5.11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。5.5.12滑停过程中，应加强对主蒸汽参数的监视，尤其是主蒸汽过热度大于56C,若小于56℃,应立即打闸停机。5.5.13滑停过程中，再热蒸汽温度的下降速度应尽量跟上主蒸汽温度的下降速度，主、再热蒸汽的温度偏差应满足主、再热蒸汽温度偏差曲线的要求，否则应立即打闸停机。5.5.14在机组停机检修的情况下，无特别需要，与汽缸直接相连的疏水门、导汽门疏水在缸温降至打50℃之前不预以开启。5.5.15降负荷过程中注意各水位正常，及时退出高低压加热器运行。给水泵最小流量门可根据负荷情况提前手动打开。5.5.16滑停过程中注意加强机组声音、各轴承振动、轴向位移、差胀、轴承金属的监视。5.5.17汽机跳闸后，检查高中压主汽门、高中压调门、各级抽汽逆止门、抽汽电动门、高排逆止门关闭，V.V门及BDV门开启，中压转子冷却蒸汽阀关闭。5.5.18注意记录转子惰走时间。转子静止后延时30s检查盘车电机自启动，10s后检查确认盘车装置自动啮合，否则手动投入盘车。主机盘车投入后，定时记录转子偏心度及高中压缸胀、差胀、高中压缸第一级温度、轴向位移等。盘车运行期间，严密监视汽缸金属温度变化趋势，杜绝冷汽冷水进入汽轮机。5.5.19盘车装置如因故不能投入，则立即采用手动盘车，每隔15〜20min盘动转子180°,并设法尽快恢复连续盘车运行。如果盘车在运行中跳闸，则应立即试投一次，如投入不成功，并确认是阻力大引起，应改用定期180°的手动盘车，严禁强行投入连续盘车，同时检查汽缸疏水系统，查找原因。5.5.20盘车运行期间，润滑油温应在27〜40℃之间，保持发电机密封油系统运行正常。定时倾听高低压轴封声音。5.5.21盘车应连续运行直至高压缸第一级金属内壁温小于180C,当该处壁温小于120℃时，若发电机已经进行气体置换且密封油系统停运，可停运主机交流润滑油泵。停机后盘车期间禁止检修与汽轮机本体有关的系统，以防冷空气倒入汽缸。1.因盘车装置故障或其它确实需要立即停用盘车的检修工作，中断盘车后，在转子上的相应位置做好记号，并记住停止盘车的时间。2.高压缸第一级内壁温在350C以上时，停盘车不能超过3min,每停Imin,应进行lOmin的连续盘车，直到转子偏心度恢复正常为止。3.高压缸第一级内壁温在220℃以上时，如有紧急工作，每停30min,应盘车180°或连续盘车直至转子偏心度恢复正常为止。4.盘车中断后在可恢复连续盘车前就先转子180。，等待盘车停用时间的一半后再继续连续盘车。此时应特别注意转子的偏心度，盘车电流无过大的升高或晃动。5.在连续盘车期间，汽缸内有明显的金属磨擦声，旦盘车电流大幅度晃动（非盘车装置故障）应立即停止连续盘车，改为手动盘车时行直轴，直至可以恢复使用盘车装置为止。6.若转子卡住，不允许强行盘车。7.顶轴油系统工作失常，盘车转子出现“爬行”现象，虽然增开直流润滑油泵并降低油温（大于27℃）仍不能消除，应停止连续盘车，每隔lOmin转动转子180°以保持转子伸直,直到投有连续盘车面不发生爬行为止。5.5.22停机时间少于6小时需要再次启动的，不必开启主蒸汽管道的疏水，在再次启动冲转前开启，进行3〜5min的疏水。对于机本体及导汽管疏水可在冲转前时行5min的疏水，而这前可以保持关闭状态。

525.5.23停机后，应注意上、下缸温差，主、再热蒸汽管道的上、下温差和容器水位及压力、温度的变化。如出现上、下缸温差急剧增大，应立即查明时水或时冷汽的原因，并予以切断水、汽来源，排除积水。5.5.24锅炉完全不需要上水时，停止除氧器加热，停电泵，保留一台循环水泵。若锅炉已放水炉水循环泵不需要冷却水源时停凝结水泵。5.5.25若锅炉热备用，吹扫后彻底解列炉前燃油系统，停止送、弓I、一次风机，关闭所有挡板闷炉。5.5.26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。5.5.27根据值长命令，采取合适方法进行锅炉保养。5.5.28机组在降有功负荷时，励磁应相应地调整，维持机端电压正常。5.5.29在正常情况下的解列采用先打闸关主汽门，逆功率保护动作将发电机与系统解列。

53第6章机组停运后的保养6.1锅炉保养6.1.1锅炉停用期间应给予保养，保养方式取决于停炉季节和停用时间的长短，在保养方案确认后，应及早做好保养准备，并通知化学人员。机组保养方法有热炉放水、十八胺保养法、氨一联胺保养法等，停炉7天以内采用热炉放水法进行锅炉保养，机组停用7天及以上时，热力系统一般采用加氨一朕胺的保养方法。6.1.2热炉放水法1.锅炉停用后，确认锅炉上水管道已隔绝。2.锅炉降压到0.8MPa左右时，关闭所有烟风道挡板。3.锅炉降压到0.3MPa左右时，全炉放水。4.热炉放水后，应将蒸汽系统疏水门打开，各设备、管道能放尽水的，趁热放掉，自然风干。6.1.3锅炉湿法保养保养期与联胺浓度的规定保养期联胺浓度小于一星期30ppm1〜4星期200ppm5〜10星期50ppmX星期数大于10星期500ppm1.锅炉强冷过程中，当锅炉分离器出口水温达到140〜160C时，化学加药系统联胺罐要由稀联胺罐（0.3%）切为浓联胺罐（60%）。调整锅炉给水流量和联胺泵的冲程，控制联胺浓度上升的速度。2.联胺浓度开始上升后，精处理切至旁路运行。精处理运行时注意其入口联胺浓度不能超过lOppm。3.在监视除氧器的入口的联胺浓度为控制口标浓度的同时，对除氧器的出口、省煤器入口、废液的联胺浓度也应进行监测。4.疼液的联胺浓度上升后，炉水循环回凝汽器，因此应注意不要将系统的联胺浓度升得太昌Io5.确认系统全体检测点的联胺浓度达到目标值。6.快速停运给水系统、凝结水系统、联胺泵，破坏真空、退轴封系统。7.凝结水泵停运后，若联胺泵未及时停止时，凝结水管联氨浓度会局部升高，因此上述系统的停止要及时。8.整个保养期间注意在凝汽器热井水位高时，不能将凝结水排到凝补水箱，以免污染其水质。6.1.4锅炉干法保养1.锅炉停运时间较短时且受热面需检修时，可采取热炉带压放水利用锅炉余热来干燥受热面的方法。2.当锅炉汽水分离器压力＜0.8MPa后，开后受热面放水门带压放水，利用锅炉余热将受热面内的水汽蒸发。在汽水分离器和各受热面联箱处放置吸潮剂。

541.保养期间定期检查、添加或更换吸潮剂。6.1.5再热器一般采用干保养。1.机组跳闸后，保持再热器各疏水门、空气门关闭，保持汽机真空，然后打开中联门前疏水门，对再热器抽真空，使剩余的冷凝水在再热器内闪蒸。2.汽机真空破坏后，开再热器各疏水门、放空气门，用锅炉余热将再热器烘干。6.1.6充氮保养法（适用锅炉短期或中、长期停运）1.按正常冷却方法对锅炉进行冷却，当主汽压力降至0.IMPa时，对锅内充入氮气，充氮过程中将炉水放尽。2.保养期间定期检查锅内氮气压力在0.03MPa左右，并视压力下降情况补充氮气。6.2汽轮机停运后的保养6.2.1保养的目的及要求1.汽轮机设备在停（备）用期间，必须采取有效的防锈措施，避免设备的锈蚀损坏，保证设备的安全经济运行。2.停（备）用设备防锈方法的选择，应根据停用设备所处的状态、停用期限的长短、防锈材料药剂的供应及其质量情况、设备系统的严密程度、周围环境和防锈蚀方法本身的工艺要求等综合因素确定。3.因防锈蚀工作是一项周密细致、涉及面广的技术工作，应加强各专业统一配合提前准备,所需时间应纳入检修计划，药剂应经检验合格。解除防锈蚀养护时应对设备检查记录防锈蚀的效果，并建交设备防锈蚀技术档案。6.2.2干燥剂去湿法本方法适用于周围湿度较低（大气湿度不大于70%）,汽缸内无积水的汽轮机封存保养。停机后先经热风干燥法干燥合格后，汽缸内放入干燥剂。保养期间应经常检查干燥剂吸湿情况，发现失效应及时更换。放入的干燥剂应记录数量，解除保养时必须如数取出。6.3辅助设备保养方法6.3.1辅助设备的短期停用，一般采用湿式保养，如停用时间较长，则采用干式保养。7.3.2高低加保养1.加热器停运时间小于24h,一般无须进行保养，如停用时间不超过一个月，可采用湿式保养，即壳侧充满蒸汽，水侧适当地调节凝结水或给水的PH值；如停用时间超过一个月，应采用干式保养，即放尽汽、水侧的剩水，然后进行充氮，依以下步骤进行1）放水和干燥。每个加热器汽侧都要进行放水，水放完后用鼓风机鼓入干燥的无油热风（60〜80℃）,进行24小时干燥。2）干燥结束后，利用主机真空或外加真空泵对加热器汽侧抽真空，真空建立后关闭所有门门，在操作过程中加热器内部温度不得低于18℃。3）在抽真空处安装真空表，当汽侧建立了1〜20mmHg的真空时，则停止抽真空，检查真空稳定并保持30min以上。4）开始充氮气，充氮压力为P=0.0045T+0.21（P—bar,环境温度T—K）。2.保养注意事项1）充入的N2含氧量不得超过1%。2）充好后作好记录并挂警告牌。3.机组停运后若高、低压加热器没有检修项目时水侧可充联胺溶液保养，联胺溶液保浓度根据机组需停运时间确定（50ppmX星期数）。

556.3.3除氧短期停用，采用维持内部蒸汽压力在0.05MPa左右的湿式保养方法；如长期停用，应放尽剩水，进行充氮并维持除氧器内部压力在0.03~0.05MPa左右的干式保养方法。7.3.4给水供水管道的短期停用一般无须进行保养，如停用时间较长，应放尽内部剩水，保持管道内部干燥，以防锈蚀。8.3.5蒸汽管道停用后，应放尽剩水，保持管道内部干燥，以防锈蚀。9.3.6在冬季机组停运后，应按下列要求认真做好防冻措施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。2.各辅助设备油系统无检修工作时均应保持运行，设备的冷却水保持畅通，若冷却水停用应打开管道放水门，把水放净，无放水门时应联系检修解法兰放水。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。4.所有停运的汽、水系统均应放尽存水。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。6.机、炉房、辅机室的门窗应关闭严密。

56第三篇正常运行监视和调整第1章机组运行调整的通则和目的1.1机组运行调整的通则1.机组运行中要充分利用和发挥自动控制系统的作用，确保设备运行工况的稳定和运行参数的调节质量。在控制系统自动运行时，运行人员要加强画面参数的巡视和运行参数的分析。只有在自动控制系统或测量元件发生故障、机组发生异常，设备的参数超出自动系统的调整范围，设备非正常方式运行超出自动控制系统设计能力才需要解除自动进行手动调整。发现自动控制系统故障后要立即联系热控人员进行处理。2.运行期间要密切注意监视画面上参数的变化，发现参数偏离正常值要及时进行调整，不得使参数超出正常运行调整范围。在参数不严重偏离正常值的情况下尽量保持参数平稳变化，防止大幅度调整造成参数振荡。3.当出现参数报警要认真进行检查、核实、分析并积极进行调整，必要时要联系巡检人员到就地进行核实、检查，禁止不加分析盲目复置报警。4.在机组出现异常，出现较多参数异常和报警要立即组织能够参与异常消除的力量积极进行协作调整。在调整过程中要注意抓住主耍矛盾和重要参数进行调整，待主要参数基本调整正常后再逐一进行其他参数调整。1.2机组运行调整的任务和目的1.满足机组负荷的需要，维持蒸发量在负荷对应范围内。2.调整除氧器水位、凝汽器水位、高低加的水位在正常范围内。3.调整除氧器压力正常范围。4.保证凝结水品质合格。5.按照机组定一滑一定运行曲线维持正常汽压。6.严格按照锅炉的负荷需求调整燃料量及给水量，控制好燃水比，正确投入减温水保证主、再热汽温在正常范围内。7.保证炉水和蒸汽品质合格。8.调整燃烧，减少热损失、提高锅炉的热效率。9.正确调整风烟系统各参数，正确配风，减少结渣的可能。10.启动阶段，利用锅炉的启动系统建立启动流量，在水质合格的情况下回收工质与热量。

57第2章机组汽水品质监视2.1汽轮机进口蒸汽品质序号项目极限目标值备注1阳离子电导率(uS/cm/25*C)<0.30uS/cm<0.15uS/cm0.30pS/cm可以运行2溶解氧(ppb)<7ppb保护给水系统3钠离子(ppb)<3ppb4氯化钠(ppb)<3ppb5二氧化硅(ppb)<20ppb<10ppb6硫酸盐(ppb)<3ppb7铜(ppb)5ppb(W14.7MPa.g)2ppb(>14.7MPa.g)8总有机碳(TOC)(ppb)<100ppb2.2省煤器进口给水品质参数单位AVTCWT导电率(25℃)us/cm0.2max0.15max氧mg/kg0.005max0.03-0.15硅mg/kg0.02max0.01max铁3mg/kg0.01max0.005max铜和锲3mg/kg0.005max0.003maxPH-8.5〜9.528〜9启动/变负荷加权平均铁mg/kg0.Imax0.Imax启动/变负荷加权平均铜和锲mg/kg0.03max0.03max第3章锅炉运行及调整3.1锅炉运行1.监视锅炉主、再热汽温度、压力正常且与机组负荷匹配。

581.监视锅炉给水、减温水流量、温度、压力与机组负荷相匹配，参数稳定。2.监视炉膛负压、烟气氧量在正常范围内，引风机动叶开度、送风机动叶开度指示正确，弓I、送风机电流与风量匹配。3.监视锅炉各受热面金属温度在正常范围内，不超温。4.监视制粉系统出力正常，与机组出力相匹配，磨煤机分离器出口温度，压力在正常范围内，锅炉汽水分离器出口温度正常稳定，煤水比合适。5.监视一次风机运行正常，一次风压在正常范围内、密封风与一次风差压正常。6.通过火焰电视监视锅炉燃烧状况良好。7.监视空预器入、出口一二次风温及烟温正常，空预器压差在正常范围内，锅炉排烟温度在正常范围内。8.锅炉运行的监视与调整,必须保证各参数在允许范围内变化，尽量采用DCS的程控与自动，有利于运行工况的稳定和调节品质的提高。锅炉的运行参数见第一篇第二章锅炉规范。9.锅炉正常运行中，应定期检查备用燃烧器的中心风和风箱二次风门有一定开度，防止烧坏燃烧器。10.磨煤机的运行曲线见附件。11.氧量控制见附件。3.1机组的负荷调整1.在AGC投入的情况下，机组在接受到调度来的负荷指令后，按照设定的升降负荷速率，在机组设定的负荷上、下限内自动进行负荷调整，在协调运行良好的情况下控制系统自动进行燃料量、风量、给水量的调整并协调汽机DEH系统保证主汽压力和机组负荷相适应。2.在AGC未投入，协调系统投入的情况下，运行人员根据值长升降负荷命令手动增减负荷指令由控制系统自动完成负荷改变。3.正常运行中机组负荷一般在300MW…力600MW之间运行，在机组协调解除的情况下调整机组负荷，应注意监视风、煤、水的自动跟踪调节正常。如果加减负荷的幅度超过50MW应分次进行操作，正常运行调整的升降负荷的速率不超过10MW/min；在进行负荷调整前要对画面进行一遍巡视，检查锅炉各运行参数是否正常；机组负荷升至450MW或者每台磨煤机煤量大于13kg/s时，启动第五台磨煤机。机组负荷降低至420MW或者每台磨煤机煤量小于10kg/s时停止一套制粉系统运行；机组调整负荷前值班员要根据当前燃料、风量、给水量初步计算锅炉的煤/风/水比率，根据需要调整的负荷初步计算需要调整的煤/风/水量；锅炉升负荷前要先加风，后加煤，减负荷要先减煤，后减风；负荷调整结束后要根据省煤器后的氧量细调风量，将氧量控制在负荷对应的值；在负荷调整过程中要注意负压自动的跟踪情况；在升负荷前如果受热面温度较高或减温水调门开度较大，可先适当加水后加风、加煤，在减负荷前如果受热面温度较低或减温水调门开度较小，可先适当减水后减风、减煤；在调整负荷的过程中要注意监视汽水分离器后过热度的监视、分析,并以此作为煤/水比调节的超前信号。3.3机组给水调整1转直流前的给水调节1.1转直流前，储水箱的水位和省煤器入口流量是调节的前点。1.2以卜情况容易引起储水箱水位的波动：

591.1渡膨胀时，储水箱水位上升，此时观察大小溢流阀自动参与调节。1.2磨煤机有残粉时，暖磨风量过大时，煤粉燃烧，水位下降。1.3切缸时，汽机调阀开启，先产生虚假水位。高旁关闭时，水位会下降。1.4渡膨胀产生于启动初期，水冷壁中水开始受热初次达到饱和温发产生蒸汽阶段，此时蒸汽会携带大量的水进入分离器，造成贮水箱水位快速升高，锅炉有较大排放量，此过程较短一般在几十秒之内，具体数值及产生时间与锅炉点火前压力、温度，给水温度，投入油枪的数量等有关。此时要坚决排水，减少给水流量效果不大。1.5投退油枪时控制速度，及时控制给水。避免在低水位时连续投入数根油枪。1.6锅炉负荷转直流前，锅炉燃料量增加，力求平缓。启动制粉系统前，确认本磨煤机是否有残粉。当有残粉时，暖磨时，缓慢开启热风挡板，当水位稳定后，方可增加开度。1.7初次起磨时负荷会升的很快，贮水箱水位波动很大，很难控制，此时还是要控制升负荷速度，及时控制给水，及时退掉油枪（尤其是上层汕枪）。提前打开主再热蒸汽减温水手动门，必要时投入减温水控制汽温，防止超温及主机差胀增大。1.8切换给水泵时，保持锅炉负荷稳定，减少扰动。匀速提高待并泵的转速升高压力，在泵出口压力高于母管压力0.5公斤即可推开出口逆止门开始供水，同时减少另一台泵的转速，降低出口流量，两台泵的增减速度要协调，保持稳定的一个给水流量，加减转速，不可太快，太猛使其出口压力激增造成另一台泵出口逆止门关闭给水流量剧减。切换给水泵过程中及时打开再循环阀，时刻注意给水流量的变化，发现异常及时调整。两台汽动给水泵并列运行时尽量保持两台小机转速相同偏差不要太大，电泵和汽泵并列运行时现阶段给水流量保持13：7。1.9锅炉启动初期，电泵在差压控制模式，维持启调阀前后差压大于2MPa,当储水箱压力大于4MPa时，切换至流量控制模式，启调阀维持开度大于70%。1.12大溢流阀在储水箱压力大于4MPa时，切至手动关闭，小溢流阀保持自动。1.13电泵在流量控制模式时，设定给水定值为750t/h,在水质合格后，可以在保证省煤器有一定的冷却流量情况下，降低定值至710t/h,减少热量的排放。1.14汽机冲转前，要控制好锅炉燃烧量。经验数据是：冷态时，高旁开度45〜50%,低旁开度60〜70%左右。1.15冷态点火前，高旁整定如下：最小开度5%,最大阀位25%,冲转压力7.95MPa；低旁设定1.0MP,切缸前降至0.8MPa.1.16切缸时，为了确保水位正常。可以采取以下操作：切缸前，关闭大小溢流阀，过冷水阀手动。当发现分离器水位急剧下降时，开启过冷水阀。待水位正常后，投入大小溢流阀，过冷水阀自动。1.17转直流时，保证磨煤机有3台投入，炉水泵过冷水阀投入自动，炉水泵通过水位自动停止。在转直流时，煤量尽量连续增加，保证平缓通过。如果煤质较差时，可以在制粉总貌画面上，修正一下煤质因子。土按钮每点一下，定值改变0.005。过直流时，尽量避免炉水泵在低水位长期运行。最好控制水位缓慢连续下降，尽量避免水位反复。炉水泵在干/湿转换时，容易汽化。2转直流后的给水调节2.11机组进入直流状态，给水控制与汽温调节和前•阶段控制方式有较大的不同，给水不再控制分离器水位而是和燃料一起控制汽温即水燃比B/G。如果比值B/G保持一定，则过热蒸汽温度基本能保持稳定；反之，比值B/G的变化，则是造成过热汽温波动的基本原因。因此，在直流锅炉中汽温调节主要是通过给水量和燃料量的调整来进行。2.2锅炉负荷，从35%MCR上升至MCR,分离器温度山370℃上升至413℃,升幅43℃。给水由681T/H上升至1944T/H（BMCR工况，额定工况1851T/H）。水燃比因燃料不同、燃烧状况不同、炉膛及受热面脏污程度等不同有较大变化从7.7-8.9。2.3转直流时，保证磨煤机有3台投入，炉水泵过冷水阀投入自动，炉水泵通过水位自动停止。在转直流时，煤量尽量连续增加，保证平缓通过。如果煤质较差时，可以在制粉总貌画面上，修正一下煤质因子。土按钮每点一下，定值改变0.005。过直流时，尽量避免炉水泵在低水位长期运行。最好控制水位缓慢连续下降，尽量避免水位反复。炉水泵在干/湿转换时，容易汽化。

602在一汽一电给水泵运行模式下，在转直流后，设定最小给水流量至680t/h,防止汽泵跳闸后,电泵过出力4蒸汽及水流量与锅炉负荷之间的关系见下表:项目单位BMCRGHR75%BMCR50%BMCR40%BMCR35%BMCR高加切除过热器出口Kg/s540.185470.250347.830229.966216.141189.051411.528再热器出口Kg/s441.259388.201293.548198.614186.614163.062398.779省煤器进口Kg/s507.181442.042326.960216.168209.657189.051386.842过热一级减温水Kg/s16.20214.10410.4356.8993.242012.340过热二级减温水Kg/s16.20214.10410.4356.8993.242012.3403.4锅炉燃烧调整L燃烧调整的目的是为了通过合理配风充分提高燃烧的经济性；使煤粉燃烧稳定，防止喷燃器灭火；在炉膛内形成合理的温度场、适当的煤粉着火点和合理的氧化、还原氛围，防止炉膛和喷燃器结焦和形成受热面热偏差：使煤粉实现分级燃烧，减少NCX排放量。炉膛配风合理，煤粉着火点适中，煤粉燃烧稳定无闪烁。2.就地观察煤粉燃烧时具有金黄色火焰，火焰应均匀地充满炉膛并且无抖动，同一标高燃烧的火焰中心应处于同一高度，运行中的喷燃器着火点适中，喷燃器扩散角适中。在火检显示上观察运行喷燃器火检强度满量程，火检显示无闪烁。在炉膛火焰监视电视上观察火焰充满程度良好，火焰明亮无抖动。3.值班员应积极了解本班煤斗来煤工业分析，以便根据燃料特性及时调整运行工况；当来煤品质偏离设计煤种或阴雨天来煤较湿时，运行人员应做好预想。4.正常运行时，炉膛负压在-70Pa,炉膛上部不向外冒烟；省煤器出口氧量值在风量控制系统中根据负荷自动进行设置，在额定负荷时炉膛的氧量控制在3.50,当氧量控制在手动方式时，要根据机组负荷控制氧量值，在升负荷时先加风后加煤，减负荷时先减煤后减风。锅炉点火期间在30〜40%BMCR负荷前炉膛保持定风量燃烧（保持风量30〜40%不变），30〜40%BMCR负荷后要注意风量和燃料量相匹配，继续升负荷要先加风后加燃料。燃用灰熔点低的煤或煤油混烧时，为防止炉膛结焦，可适当修正提高氧量设定值。5.在对锅炉进行正常监视调整的同时要加强运行参数和受热面金属温度的分析，如果受热面蒸汽温度或一、二级减温水两侧偏差大、各处受热面金属温度偏差大时要及时组织分析并查找原因进行处理。检查制粉系统的运行方式是否合理，运行制粉系统的出力尽量保持相同并保持前、后墙对称运行，在制粉系统检修或其他原因不能保持对称运行时前、后墙运行磨煤机数量不得相差两台以上，禁止喷燃器单侧运行；检查喷燃器的二次风调节挡板和三次风调节挡板调节机构是否有损坏，调节挡板的位置是否正确；检查各运行磨煤机的配煤是否一致，检查各磨煤机的实际给煤量是否均匀；检查和分析喷燃器是否存在结焦和损坏；校对氧量测点是否准确，氧量值是否和对应负荷相适应。6.锅炉的最低不投油稳燃负荷为40%BMCR（对应给水流量216kg/s）,机组负荷低于最低稳燃负荷要投入油枪助燃;机组在运行中要注意对火检强度和火焰监视工业电视的观察分析,当磨煤机运行负荷低于8kg/s、磨煤机启动或停止期间或运行喷燃器火检闪烁、工业电视显示火焰发暗、炉膛负压和氧量摆动大要立即投入油枪进行助燃并立即查找原因进行处理。7.锅炉启动燃油期间要加强就地的巡视检查，油枪火焰正常运行中白亮无闪烁，燃油雾化角正常，油枪火焰尾焰不冒黑烟，油枪头不滴油。

612.为防止燃烧不稳，在锅炉负荷40%以下不得进行炉膛和受热面蒸汽吹灰。3.保证好最佳的一、二次风率，组织良好的炉内燃烧工况，前后墙燃烧器尽量对称投入，减少热偏差。保证锅炉排烟温度在120℃。4.当燃用灰熔点过低或油、煤混烧时，防止结渣，可适当提高氧量值。烟气氧量正常应该控制在3〜6%之内。5.保证受热面的清洁，吹灰器应按要求正常投入，防止积灰和结焦。6.调整燃料量的同时，给水应配合调节，防止燃水比严重失调，造成参数的大幅度波动。7.投入制粉系统之前应正确投入对应的油枪。8.根据负荷、煤质和燃烧情况，设定煤品质参数，调整燃烧器的投停，保持炉膛截面热负荷的均匀性。9.在不启、停磨煤机调整锅炉负荷时，避免负荷风量和给煤量同时变化。10.启停磨煤机过程中，机组负荷增减应主要调整该磨给煤量，其他磨可以微调。需要注意停磨操作时，应保持或增加运行磨的负荷，防止运行磨负荷过低，不能维持自身燃烧器着火。11.经常观察火检运行情况，尤其是启停磨和低负荷期间，及时调整煤粉浓度，保证火检正常，如发现火检故障立即通知检修处理。12.检查炉内燃烧情况，炉内火焰充满度高，煤粉着火距离适中，各段受热面两侧烟温接近，降低排烟损失和飞灰可燃物。13.改变风量、燃料量以适应锅炉负荷的变化，维持适当的风/煤比。14.当机组负荷低于270MW或燃烧不稳时，投油稳定燃烧。15.检查燃烧器和受热面，如有结焦、积灰、堵灰现象，及时采取有效措施。16.燃烧恶化时，停止吹灰工作，适当的投油助燃。3.5汽温调整4.5.1主蒸汽温度调整1.锅炉正常运行时，主蒸汽温度在机组50〜100%BMCR负荷范围内能保持在571C,正常允许运行的温度范围为566〜576℃,两侧蒸汽温度偏差小于5'C。2.主蒸汽系统通过煤量和给水量的平衡调整来达到受热面介质温度的平衡，汽水分离器出口蒸汽温度是煤量和给水量是否匹配的超前控制信号。在锅炉在直流工况以后汽水分离器要保持一定的过热度。主蒸汽一、二级减温水是主汽温度调节的辅助手段，一级减温水用于保证屏式过热器不超温，二级减温水用于对主蒸汽温度的精确调整。在45%〜100%负荷范围内汽水分离器出口蒸汽过热度保持在30〜40℃左右，在屏式过热器出口温度和主蒸汽温度在额定值的情况下一、二级减温水调门开度在40〜60%范围内。如果减温水调门开度超过正常范围可适当修正煤/水比定值，使一、二级减温水有较大的调整范围，防止系统扰动造成主蒸汽温度波动。3.锅炉正常运行中汽水分离器出口蒸汽温度达到饱和值是煤/水比严重失调的现象，要立即针对形成异常的根源进行果断处理（增加热负荷或减水），如果是制粉系统运行方式或炉膛热负荷工况不正常引起，要对煤/水比进行修正。如炉膛工况暂时难以更正，煤/水比修正不能将分离器过热度调整至正常时，要解除给水自动进行手动调整。汽水分离器出现高水位要及时开启储水箱溢流阀排水。4.在•、二级减温水手动调节时要考虑到受热面系统存在较大的热容量，汽温调节存在一定的惯性和延迟，在调整减温水时要注意监视减温器后的介质温度变化，注意不要猛增、猛减，要根据汽温偏离的大小及减温器后温度变化情况平稳地对蒸汽温度进行调节：锅炉低负荷运行时调节减温水要注意，减温后的温度必须保持20℃以上过热度，防止过热器积水。5.

62锅炉运行中在进行负荷调整、启、停制粉系统、投停油枪、炉膛或烟道吹灰等操作以及煤质发生变化时都将对主蒸汽系统产生扰动，在上述情况下要特别注意蒸汽温度的监视和调整。1.高加投停时，受热面工质温度随着给水温度变化逐渐变化，要严密监视给水、省煤器出口、螺旋管出口工质温度的变化情况。待汽水分离器出口蒸汽温度开始变化，通过在协调模式下修正煤/水比或手动调整的情况下维持燃料量不变调整给水量，参照汽水分离器出口蒸汽温度和一、二级减温水门开度控制蒸汽温度在正常范围内。高加投、停后由于机组效率变化，在汽温调整稳定后应注意适当减、增燃料来维持机组要求的负荷。2.在主蒸汽温度调整过程中要加强受热面金属温度监视，蒸汽温度的调整要以金属温度不超限为前提进行调整，金属温度超限必要时要适当降低蒸汽温度或降低机组负荷并积极查找原因进行处理。3.锅炉点火后要密切监视过热器和再热器的金属壁温和出口汽温，具体应注意以下两点：1)出口汽温忽高忽底，说明还有积水，出口汽温稳定上升，说明积水已经消除。2)各受热管的金属壁温在点火后会出现不均匀现象，有的高有的低，这时不应增加燃料，当所有温度均超过该汽压下的饱和温度40C,以及各管间最大温差在50℃以内，才允许增加燃烧强度。9.启动阶段汽温的控制主要依赖于燃烧控制，通过投退油枪的数量及层数、调节油压、减温水、烟气挡板等手段来调节主再热蒸汽温度。10.机组进入直流状态，给水控制与汽温调节和前一阶段控制方式有较大的不同，给水不再控制分离器水位而是和燃料一起控制汽温即水燃比B/G。如果比值B/G保持一定，则过热蒸汽温度基本能保持稳定；反之，比值B/G的变化，则是造成过热汽温波动的基本原因。因此，在直流锅炉中汽温调节主要是通过给水量和燃料量的调整来进行。但在实际运行中，考虑到上述其它因素对过热汽温的影响，要保证B/G比值的精确值是不现实的。特别是在燃用固体燃料的锅炉中，由于不能精确地测定送入锅炉的燃料量，所以仅仅依靠B/G比值来调节过热汽温，则不能完全保证汽温的稳定。一般来说，在汽温调节中，将B/G比值做为过热汽温的一个粗调，然后用过热器喷水减温做为汽温的细调。11.对于直流锅炉来说，在本生负荷以上时，汽水分离器出口汽温是微过热蒸汽，这个区域的汽温变化,可以直接反映出燃料量和给水蒸发量的匹配程度以及过热汽温的变化趋势。所以在直流锅炉的汽温调节中，通常选取汽水分离器出口汽温做为汽温调节回路的前馈信号，并将此点的温度称为中间点温度。该点温度的变化将对锅炉的燃料输入量和给水量进行微调。12.锅炉负荷，从35%MCR1.升至MCR,分离器温眼中3701」升个U3'C,升幅43七水由681T/H上升至1944T/H(BMCR工况，额定工况1851T/H)。水燃比因燃料不同、燃烧状况不同、攵受热面脏污程度等不同有较大变化从7.7-8,9。13.锅炉在转入直流状态后，控制中间点温度。负荷变动过程中，利用机组负荷与主蒸汽流量做为前馈起到粗调整作用，但是当前主蒸汽流量是计算出来的还不是很准确，推荐使用机组负荷，做为前馈粗调整用。一般用机组负荷乘以3.It/MW,得出该负荷大致的给水流量，然后根据分离器出口温度细调整给水流量。调整分离器出口温度时，包括在调节给水时都要兼顾到过热器减温水的用量，保持在一个合适的范围内，留有合理的余度，不可过多也不可太少。同时兼顾的还有再热器温度、水冷壁温等，不可超温，也不可过低。给水投入自动后，可以手动设定分离器增值控制器，数值往大的方向调节，水/燃比减少，相对给水量减少，分离器出口温度上升，反之减少。14.在降负荷过程中分离器温度可一直保持稍高一些，给水可稍欠一点，不可将锅炉蓄热全部用尽。锅炉升降负荷过程中，燃料变化很快锅炉的负荷波动也较大，由于我厂采用MPS中速磨煤机，给煤机的给煤量基本代表锅炉的燃料量，比较适用于直流炉的调节。但在给煤机初始启动时，为了咬煤，一定要手减其他磨煤机，同时增减本给煤机的煤量，否则锅炉负荷过大，汽温和汽压会升高，引起电负荷波动。15.过热器二级减温已可投自动，实际证明效果很好，在手动控制一级减温水时要注意一减后温度不要超过430℃屏过出口温度不要超过530℃,

63一减二减用水量偏差不要太大，左右温度也不要太大，要勤调整。再热器汽温主要靠烟气挡板来调整，烟气挡板调整起来反应相当慢，所以一定要提前调整，主要根据机组负荷变化、分离器出口温度变化、吹灰情况、风量及氧量变化、煤质变化等。必要时及时投入减温水，控制再热器超温，再热器温度不可变化太快，注意低压缸胀差变化情况。在投退高加时要注意它对给水和主再热汽温的影响，尤其在投入1、2号加时不可过快，防止再热器超温。9.机组负荷接近直流负荷时，此时密切监视熠值控制器的设定值在50%左右，因为在给水流量大于750T/H后，焙值调节器参与修正给水流量。防止停炉时，定值设定偏离原点（55%）,造成给水和燃料不匹配，蒸汽温度异常。10.水冷壁温度的监视：直流锅炉水冷壁受热面热偏差，是一个非常敏感的问题，它关系到锅炉的正常启动运行。注意一下几点：1）启动过程中，油枪尽量对称投入。投入制粉时，尽量优化。保证对称投入。2）在保证锅炉燃烧稳定的情况下，尽快断油全烧煤运行，减少炉内热负荷集中。3）提高炉膛火焰中心高度，同时可以减少水冷壁的燃增，以减少水冷壁的热偏差。4）及时投用高加，提高水冷壁进口焰，在控制一定的水冷壁出口焰的情况下，减少水冷壁焙增，提高水冷壁的质量流量，有效防止水冷壁超温。5）直流以后，密切监视水冷壁金属温度，发现有超温趋势，调节熠值，尽量控制螺旋管壁温在410℃以下，垂直管壁温在420C以下。3.5.2再热蒸汽温度调整1.锅炉正常运行时，再热蒸汽温度在机组50〜100%BMCR负荷范围内能保持在569℃,正常运行允许运行的温度范围为564〜574℃,两侧蒸汽温度偏差小于10℃,烟气挡板开度应在40〜75%范围内，事故减温水全关。当蒸汽温度不能保持在正常范围、烟气挡板开度超过正常范围、事故减温水经常有开度时要对系统进行检查分析。检查制粉系统运行方式是否合理：喷燃器执行机构是否损坏，喷燃器配风挡板位置是否正确：喷燃器是否损坏；煤质是否严重偏离设计值：炉膛和喷燃器是否严重结焦：蒸汽吹灰是否正常投入；烟气挡板是否损坏。2.再热蒸汽温度主要通过尾部烟道挡进行调整，当再热器出口温度超过574℃,再热器事故减温水投入参与汽温控制。正常运行中要尽量避免采用事故水进行汽温调整，以免降低机组循环效率。3.在再热蒸汽温度手动调节时要考虑到受热面系统存在较大的热容量，汽温调节存在一定的惯性和延迟，在调整再热蒸汽温度时注意不要猛开、猛关烟气挡板，事故减温水的调节要注意减温器后蒸汽温度的变化，防止再热蒸汽温度振荡过调。锅炉低负荷运行时要尽量避免使用减温水，防止减温水不能及时蒸发造成受热面积水，事故减温水调节时要注意减温后的温度必须保持20℃以上过热度，防止再热器积水。4.锅炉运行中在进行负荷调整、启、停制粉系统、投停油枪、炉膛或烟道吹灰等操作以及煤质发生变化时都将对再蒸汽系统产生扰动，在上述情况下要特别注意蒸汽温度的监视和调整。5.在再热蒸汽温度调整过程中要加强受热血金属温度监视，蒸汽温度的调整耍以金属温度不超限为前提进行调整，金属温度超限必要时要适当降低蒸汽温度或降低机组负荷并积极杳找原因进行处理。第4章汽机运行及调整5.1汽机运行5.1.1汽轮机正常运行的检查和维护工作1.认真监盘及操作、调整，随时注意各参数、各仪表的变化，发现情况及时汇报，并采取措施处理。2.按运行日志要求，定时正确记录，并做好交接班及各项记录。3.定期对设备进行巡回检查，查各参数符合要求，发现问题及时汇报处理。

641.按定期工作制度进行机组设备试验及设备切换。2.注意监视DCS画面无异常报警信号，一有报警发出，应立即检查处理。3.注意监视主汽、再热汽压力、温度、监视段压力、真空、串轴、轴振、润滑油压、油温等主要控制指标。4.经常检查各辅机无异常振动、声音，转机的轴承油质良好，油温、油位正常。5.发现设备缺陷应填写设备缺陷通知单，对•重大设备缺陷，应做好事故预想，布置好预防措施。6.备用设备应处于良好备用状态，并置''联锁自动”位置，备用设备进、出口门应处于相应位置。7.凡是有自动调整装置的应投自动，监视自动动作可靠。出现自动失灵或被调对象停止使用，应切换为手动，并采取相应措施。8.机组保护必须正常、正确投入。9.异常情况下，应加强机组检查。10.定期分析机组经济指标，保证机组在经济工况下运行。1.1.1汽轮机运行参数允许范围4.1.2.1运行压力允许偏差1.汽轮机主汽门前压力在汽机不带负荷时候不大于105%额定压力。瞬时压力超过120%额定压力时间不超过12小时/年。2.汽轮机高排压力不得超过机组在额定功率下运行时的压力的125%。3.再热蒸汽入口的压力不超过额定值115%。4.两个主汽门的压力偏差不准超过6%。5.两个中联门的压力偏差不准超过6机3.1.2.2主蒸汽温度允许偏差1.在任何情况下，主蒸汽温度不得超过额定温度28℃以上。2.正常情况下，高压缸的进汽口处的平均主蒸汽温度在《额定温度+8C可以长期运行3.主蒸汽温度瞬时超过额定温度8℃到14℃之间运行的总时间不超过400小时/年。4.主蒸汽温度超过额定温度14℃〜28℃之间运行的总时间不超过80/年小时。4.1.2.3再热蒸汽温度允许偏差1.在任何情况下，再热蒸汽温度不得超过额定温度28c以上。2.正常情况下，中压缸的进汽口处的平均主蒸汽温度在〈额定温度+8C可以长期运行。3.再热蒸汽温度瞬时超过额定温度8℃到14℃之间运行的总时间不超过400小时/年。4.再热蒸汽温度超过额定温度14C〜28℃之间运行的总时间不超过80小时/年。4.1.2.4两侧主、再热蒸汽分支管温度偏差1.正常运行两支管温度偏差不超过2.两支管温度偏差超过额定温度14℃〜28℃之间运行的总时间不超过400/小时年。4.1.2.5主再汽温偏差限制见附录二十。4.1.2.6启动加速度限制见附录二十五。4.1.2.7启动升负荷限制见附录二十六。

654.1.2.8金属温度限制见附录图二十七。5.1.2.9真空限制。1.机组启动时不大于16.6KPa.abs。2.汽机转速1500rpm时不大于12KPa.abs«3.机组正常运行时50%负荷以下不大于13.3KPa。4.负荷50%以上时候真空不大于18.6KPa.abs.5.真空大于25.3KPa跳机。4.1.2.10排气温度限制正常运行排气温度不大于52℃,排气温度80℃报警，排气温度107℃跳机。5.1.2.11润滑油1.润滑油压盘车时候不小于0.IMPa。油温27C〜40℃。2.正常运行不小于0.18MPa。油温40℃〜50℃。3.轴承润滑油回油温度不大于75℃。4.1.2.12轴承1.轴承振动大于0.125mm报警，轴承振动超过0.200mm跳机。2.推力轴承温度不大于85℃。3.#1〜#2径向轴承温度不大于115℃。4.#3〜#6径向轴承温度不大于107℃。4.2汽机调整5.2.1除氧器水位调整1.除氧器正常水位2400mm范围内，在除氧器冲洗过程中，出现水位过高或过低，应解除除氧器水位自动，参照除氧器水位与正常水位值差值，对应凝结水量和排水量进行手动调整。注意不宜操作幅度过大，造成扰动大而频于调节使水位长时间不稳。在手动调整的过程中还需对应除氧器的进汽压力进行调整，防止除氧器振动、失压或超压。同时应注意凝汽器水位及凝结水泵运行正常，再调整除氧器水位接近正常值2400mm。2.正常运行时原则上应尽量维持除氧器水位自动运行，只有在自动被强制手动或调节品质不好的情况下方可解手动调整。因对主凝结水流量、主给水流量、除氧器水位进行比较,片号虑到高加疏水的流玳（个：除氧器或凝汽器）和腹风播疏水的流心，进行手动调整。在调节过程中应注意与除氧器进汽量（四抽或冷段来汽）的匹配，防止造成除轨器失压或超压，以及凝汽器补水、水位以以异常。在除氧器水位i、「门机械故障无法操作时，可以用其旁路门调整，方法与注意事项同上操作。3.除氧器水位调整门全开，凝结水泵变频器接受除氧器水位调节信号，自动接受单冲量或三冲量控制。4.2.2除氧器压力调整1.启动阶段四段抽汽压力<0.3MPa辅汽供除氧器电动门开启。只有在除氧器投加热与定压运行时，辅汽至除氧器压力调节门才参与调节。2.在除氧器投加热过程中，应根据加热要求的温度、以及辅汽的能力进行手动调节。3.当辅汽供汽温度超过300C时，确认辅汽至除氧器管道疏水门开启，开启辅汽至除氧器电动门，稍开辅汽至除氧器压力调节门，保持除氧器压力不超过0.05MPa。注意供汽管道振动。根据凝结水量，逐渐开大辅汽至除氧器压力调节门，升压至0.IMPa,注意应缓慢提升除氧器压力，

66防止除氧器因汽水压力不匹配而振动，以便均匀加热给水。在除氧器压力0.IMPa稳定后，检查辅汽至除氧器压力调节门“无强制手动信号”后，投入辅汽至除氧器压力调节门自动，监视其自动跟踪进入定压运行状态。1.当四段抽汽压力大于0.3MPa时，四抽供除氧器电动门开启，除氧器滑压运行，除氧器压力随机组负荷的升高而升高。2.除氧器滑压运行应严密监视凝结水量与机组负荷的匹配，防止造成除氧器失压或超压。4.2.3加热器的水位调整1.高低加热器正常水位在±30mm左右，水位高于+38mm时，检查其事故水位调节门应自动开启调节，如没自动开启应手动开启。如正常疏水调整门跟踪不好应解除自动，手动调节。2.在调节过程中应注意机组负荷变化及上下加热器的水位情况，同时应保持上下高加压差不小于0.3MPa,然后进行综合处理并注意除氧器压力、水位或凝汽器水位稳定。调节时应保持加热器水位不低于正常值低限，防止造成对加热器管壁及疏水冷凝区段的冲刷。3.加热器水位超过+88项，应检查保护联锁动作正常，加热器事故解列。检查加热器疏水调门自动调节，维持正常水位，必要可以切手动调节。4.加热器水位手动调节时，在调节水位近正常值时，如无自动强制手动信号且无机械故障的情况下，应及时投入水位自动。4.2.4滑油温度调整1.润滑油箱电加热器当油箱油温低「1()<门.，”殳入，J10IT；02.当润滑油冷却器冷却水入口调门投自动时，润滑油温度设定值投自动，润滑油温的设定值如下：1)当主机盘车运行，润滑油温自动设定38C。2)当汽轮机转速3000rpm时，润滑油温自动设定46℃,汽轮机转速在Orpm—3000rpm范围内，润滑油温自动设定38℃-46c线性变化。3)主开关闭合，润滑油温自动设定46C。3.润滑油温度切手动，设定值可以手动给出。4.手动调节润滑油温，应保持勤调少调勤跟踪的原则，防止使油温度波动过大，造成机组振动、轴承温度过高过大。5.机组润滑油正常温度46C,在调节过程中应注意机组负荷的增减、冷却水温度的高低进行综合调整。6.如在机组负荷、冷却水温度没有变化、冷油器温度调节门开度正常的情况下，油温升高,应检查冷油器水侧进出口压差是否过大，冷却水调门就地状态是否正确，及时切换备用冷油器运行。4.2.5低压缸排气温度控制当低压缸喷水调门投自动时，调门按以下情况自动调节。1.轴加风机停运低压缸喷水调门关闭。2.当汽机负荷小于15%且轴加风机运行时低压缸喷水调门全开。3.当汽机负荷大于15%时,低压缸排汽温度大于47℃低压缸喷水调门开始开启，当排气温度到80℃低压缸喷水调门全开。4.2.6轴封压力控制轴封母管压力由轴封供汽阀（SSFV）、辅助轴封供汽阀（SSAFV）和轴封溢流阀（SPUA）共同调节，这三阀控制过程如下：

671.轴封蒸汽子组启动，辅汽供轴封管道电动门开启，辅汽供轴封调门根据设定压力调节，维持轴封母管压力27KPa。2.轴封蒸汽子组启动，轴封母管压力大于15KPa主汽供轴封管道电动门开启，主汽供轴封调门根据设定压力调节，维持轴封母管压力21KPa。3.盘车、冲转及低负荷阶段，轴封供汽来自辅助汽源，供汽压力维持在27KPa。4.当机组达到60%以上负荷分阶段，高中压缸轴端漏入供汽母管的蒸汽量超过低压缸轴端汽封所需的供汽量。此时，蒸汽母管压力升至30KPa,所有供汽站的调节阀自动关闭，溢流站调节阀自动打开，将多余的蒸汽通过溢流控制站排至凝汽器，至此，汽封系统进入自密封状态，汽封母管压力维持在30KPa,正常运行时应关闭低温辅助汽源上的电动截止阀。5.机组甩负荷阶段，汽封供汽母管压力降至21KPa,主汽供轴封调门开启，维持轴封压力21KPa,6.当三阀切手动时，轴封母管压力可以手动给定。

68第5章机组运行方式单元机组有五种控制方式：基本模式（BM）、炉跟机方式（BF）、机跟炉方式（TF）、BF协调方式、TF协调方式。协调控制系统主要有机组允许出力计算、机组负荷指令形成回路、主汽压力设定值形成回路、汽机主控回路、锅炉主控回路、燃料指令形成回路以及相关逻辑组成。5.1基本模式（BM）5.1.1基本模式是一种比较低级的控制模式，其适用范围：机组启动及低负荷阶段；机组给水控制手动或异常状态。5.1.2控制策略：汽机主控和锅炉主控都在手动运行方式。在该方式下，单元机组的运行由操作员手动操作，机组的目标负荷指令跟踪机组的实发功率，为投入更高级的控制模式做准备。机组功率变化通过手动调整汽机调门控制：主汽压力设定值接受机组滑压曲线设定，实际主汽压力和设定值的偏差做为被调量，山燃料、给水以及旁路系统共同调节。在任何控制模式下，只要给水主控从自动切换为手动，则机组的控制模式都将强制切换为基本模式控制。5.2炉跟机方式（BF）1.控制策略：锅炉主控自动，调节主汽压力；汽机主控手动调节机组功率，主汽压力设定值接受滑压曲线设定，锅炉主控根据实际主汽压力和主汽压力设定值的偏差进行调节。2.适用范围：锅炉运行正常，汽机部分设备工作异常或机组负荷受到限制。4.3机跟炉方式（TF）5.3.1控制策略：汽机主控自动，调节主汽压力；主汽压力接受机组滑压曲线设定；锅炉主控手动调节机组功率，机组功率决定于锅炉所能提供的输出负荷，不接受任何负荷要求指令。5.3.2适用范围：汽机运行正常，锅炉不具备投入自动的条件。5.4BF协调5.4.1控制策略：在该方式下，锅炉主控调节主汽压力，主汽压力设定值接受机组滑压曲线设定；汽机主控即调节机组功率又调节主汽压力，但其调功系数大于调压系数，即调功为主、调压为辅。目标负荷为操作员手动给定，锅炉主控和汽机主控同时接受目标负荷的前馈信号，可以参与电网一次调频。优点是能够快速响应负荷变化要求，缺点是锅炉调节波动较大，对锅炉的动态特性要求较高。5.4.2适用范围：锅炉汽机都运行正常，需要机组参与调峰运行。5.5TF协调5.5.1控制策略：在该方式下，锅炉主控调节机组功率，目标负荷为操作员手动给定；汽机主控即调节主汽压力又调节机组功率，但其调压系数大于调功系统，即调压为主、调功为辅。锅炉主控和汽机主控同时接受目标负荷的前馈信号，可以参与一次调频。优点是机组运行稳定，压力波动小，缺点是调峰能力稍弱。5.5.2适用范围：汽机锅炉都运行正常，带基本负荷；当锅炉运行不稳定或发生异常工况（如RB）时。5.5.3机组正常运行时应尽可能采用机炉协调控制方式。5.6自动发电控制（AGC）5.6.1控制策略：自动发电控制方式的控制策略和机组协调方式的控制策略唯一不同在于目标负荷指令的来源。当在机炉协调控制方式下满足自动发电控制的条件时，可以采用自动发电控制模式，此时机组的目标负荷指令由调度控制系统给定，操作员不能进行干预。当机组投入AGC方式时（CCSRC04投入串级方式），协调控制系统接受到中调来的AGC负荷指令作为机组的目标负荷指令，当机组切除AGC方式时（CCSRC04投入

69手动方式），运行人员可通过控制面板上的增减按钮改变机组目标负荷指令，机组H标负荷指令经过负荷指令高低限值、负荷变化率、辅机运行工况等信号加以处理后生成实际的机组负荷指令设定值。为防止在低负荷阶段产生危险工况，必须对自动发电控制的负荷低限作出限制。5.6.2当机组投入AGC方式时（CCSRC04投入串级方式）时，运行人员可通过操作面板选则是否投入调频功能。当一次调频投入时，一旦网频出现偏差，协调控制系统能适当修正机组负荷指令,利于维持系统频率的稳定。6.6.3自动发电控制模式的投运和退出根据调度的命令执行。5.6子控制回路自动条件5.7.1锅炉主控回路手自动逻辑发生下列情况之一，锅炉主控强制切为手动：1.两台送风机都在手动。2.两台引风机都在手动。3.所有给煤机都在手动。锅炉主控在手动状态时将相应的调节器CCSPID2、CCSPID3都置为手动状态，否则置为串级状态。燃料自动：至少一台磨煤机在自动状态或燃油控制自动或混烧控制。5.7.2汽机主控回路手自动逻辑发生下列情况之一，汽机主控强制切为手动：1.汽机主控调节器PV-SP偏差大2.DEH不在协调方式DEH不在协调方式时，汽机主控输出必须跟踪DEH反馈过来的调门设定值，以保证DEH投入遥控时的无扰切换。5.7.3CCS与AGC接口逻辑下列条件全部满足时，机组具备投入AGC条件，否则强制退出AGC方式：1.机组在协调方式。2.机组无RUNBACK条件存在。3.负荷指令未超出机组允许出力。4.AGC指令与机组实际负荷偏差不大于X（待定）。当下列任一条件存在时，机组负荷指令跟踪机组实际负荷：1.机组不在协调方式。2.机组有RUNBACK条件存在。3.负荷指令超出机组允许出力。另外，还设计有机组的负荷高限值、负荷低限制、最大允许负荷变化率信号、AGC指令越高限、AGC指令越低限等信号送往调度。5.7.4CCS与DEH接口逻辑下列条件全部满足时，机组具备投入DEH遥控条件：1.DEH来负荷参考信号正常。

701.CCS去DEH负荷指令信号正常。2.CCS去DEH负荷指令与DEH来负荷参考偏差不大于X（待定）。3.DEH投入自动（遥控）允许。满足条件后，运行人员通过操作面板向DEH发出DEH投入遥控信号，DEH收到信号好反馈给CCS一个DEH已投入协调方式。4.8协调控制系统操作画面协调控制系统操作画面乂称作机组负荷控制中心，运行人员能够使用键盘、鼠标和负荷管理控制画面实现下列操作和监视：5.8.1AGC/本机自动方式选择：机组负荷控制应以遥调自动方式响应AGC负荷需求指令，以本机自动方式响应运行人员输入的负荷指令。5.8.2一次调频功能的切投选择和指示。5.8.3锅炉主控操作面板。5.8.4汽机主控操作面板。5.8.5机组负荷指令的设定和指示。5.8.6负荷高、低限值的设定和指示。5.8.7负荷变化率的设定和指示。5.8.8负荷指令与实发功率的指示。5.8.9主汽压力及其变化率的设定和指示。5.8.10主汽压力指示。5.8.11锅炉跟随、汽机跟随和协调运行方式的选择和指示。5.8.12DEH遥控方式的切投选择和指示。5.8.13机组RUNBACK指示。5.8.14所有模拟量自动调节系统的手/自动状态和手动原因指示。5.9协调控制系统的操作5.9.1为了适应较大的负荷变动范围，检查给水、汽温、风、磨煤机自动系统投入自动运行状态。6.9.2检查负荷高/低限值、负荷变化率、主汽压力变化率设定是否合适。7.9.3DEH遥控的投入与切除1.按“汽机主控M/A站”上的“遥控”，向DEH发出“遥控请求”信号。此时，DEH上显示“遥控允许”。2.DEH投入遥控状态后，“汽机主控M/A站”上显示“DEH在遥控状态”，此时可以通过“汽机主控M/A站”来操作DEH。3.DEH遥控状态的切除：在DEH上按“CCS切除”按钮，即可切除遥控状态；或者按“汽机主控M/A站”上的“就地”，也可切除遥控状态。5.9.4汽机跟随（TF）投入与切除1.检查DEH投入遥控状态。2.投入：按“汽机主控M/A

71站”上的“自动”，即可投入“汽机跟随”。此时自动调节汽机调门开度，维持主汽压力，1.切除：按“汽机主控M/A站”上的“手动”，即可切除“汽机跟随二5.9.5锅炉跟随（BF）投入与切除1.投入条件：给水、炉膛负压、送风、氧量、燃尽风、给煤机等投入自动。2.投入：按“锅炉主控M/A站”上的“自动”，即可投入“锅炉跟随”。此时通过调节给煤机转速，维持主汽压力。3.切除：按“锅炉主控M/A站”上的“手动”，即可切除“锅炉跟随”。5.9.6BF协调（BFCCS）投入与切除1.投入：同时使“锅炉主控M/A站”和“汽机主控M/A站”投入自动，即投入机炉协调（CCS）自动控制。但此时可能是BF协调方式，也可能是TF协调方式，若不是BF协调方式，进步按一下BF协调按钮，此时即投入BF协调方式。2.切除：在BF协调方式下按一下TF协调按钮，此时即退出BF协调方式。进入TF协调方式。或者''锅炉主控M/A站”和“汽机主控M/A站”任--退出自动，BF协调自动切除。6.9.7TF协调（TFCCS）投入与切除1.投入：同时使“锅炉主控M/A站”和“汽机主控M/A站”投入自动，即投入机炉协调（CCS）自动控制。但此时可能是BF协调方式，也可能是TF协调方式，若不是TF协调方式，进步按一下TF协调按钮，此时即投入TF协调方式。2.切除：在TF协调方式下按一下BF协调按钮，此时即退出TF协调方式。进入BF协调方式。或者''锅炉主控M/A站”和“汽机主控M/A站”任一退出自动，TF协调自动切除。5.9.8AGC的投入切除在协调方式下，可通过操作AGC的投入、切除按钮进行AGC的投入和切除。6.9.9一次调频的投入切除在协调方式下，可通过操作一次调频的投入、切除按钮进行一次调频的投入和切除。7.10机组正常运行中负荷的调节8.10.1基本方式下的负荷调节1.在基本方式下，机组负荷由运行人员手动设定汽机调节器输出来控制，手动调节锅炉燃烧和给水控制主汽压力。2.在BASE方式下进行机组负荷的调节时，应注意负荷以允许的速率变化，并注意机炉间的相互协调，监视主汽压力的变化，及时调整汽机调门的开度，以适应锅炉负荷的变化。5.10.2锅炉跟随方式下的负荷调节锅炉跟随方式下，机组的负荷由运行人员手动改变机组负荷设定值（或汽机调节器）的输出来控制，锅炉主控控制主汽压力。5.10.3汽机跟随方式下的负荷调节机组在TF方式下，机组负荷由操作员手动改变锅炉主控的负荷指令或手动调节燃料和给水量来调节，而主汽压力由汽机主控控制，这时应注意负荷以允许的速率变化，注意主汽压力的变化。5.10.4协调方式下的负荷调节1.协调方式下，机组的目标负荷由运行人员手动设定：1）确认COOR投入灯亮。2）根据机组实际情况设置合适的负荷变化率。

723）在负荷限制块上设定合适的机组最低、最高负荷限值。4）根据调度命令设定机组目标负荷。2.在协调运行方式下，允许机组参与调频，非机炉协调方式或频率信号异常切除调频方式。3.在调频方式下，根据电网频率产生调频功率。5.10.5AGC方式下的负荷调节1.AGC方式下机组的目标负荷由中调遥控设定，负荷变化率可以由运行操作员手动设定或按中调下令设定。2.负荷变化率设定应与机组的实际出力变化能力相符合。3.AGC方式下重点监视机组运行情况，发生大的扰动及时调整或申请退出AGC。

73第四篇机组保护和试验第1章机组保护1.1汽机联锁保护1.1.1机械超速保护当汽轮机转速达到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，关闭高压主汽门和高压调门，检查通风阀开启；关闭中压主汽门和中压调门，开启紧急排放阀；关闭各级抽汽逆止门和高排逆止门而停机。1.1.2就地手动打闸就地打闸手柄位于汽机前箱。操作时，逆时针旋转90度后拉出，通过机械跳闸阀动作泄去ETS油，关闭高压主汽门和高压调门，检查通风阀开启；关闭中压主汽门和中压调门，开启紧急排放阀；关闭各级抽汽逆止门和高排逆止门而停机。1.1.3远方手动打闸集控室DEH盘装设两个远方打闸按钮。需远方打闸操作时，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，检查通风阀开启；关闭中压主汽门和中压调门，开启紧急排放阀；关闭各级抽汽逆止门和高排逆止门而停机。2.1.4电气跳闸保护当机组发生下列异常情况之一时，ETS保护动作，机械跳闸电磁阀和主跳闸电磁阀A及B均动作跳机。1.发电机保护动作，主开关断开。2.除了机械超速和就地打闸以外的其他汽机保护动作。1.1.5推力轴承磨损跳闸。前推力轴承压力＞0.118MPag,3取2跳闸；后推力轴承压力＞0.118MPag,3取2跳闸。1.1.6主蒸汽温度低低(三取二保护)。1.当发电机负荷＞15%,主汽温度LBA27CT001＞54(TC,则LBA27CT002/LBA27CT003任•主汽温度低于高压缸第一级压力对应下的主汽温度，延时2s主汽温度低低保护动作。2.LBA27CT002/LBA27CT003两主汽温度均低于高压缸第一级压力对应下的主汽温度，延时2s主汽温度低低保护动作。3.主汽温度低信号由高压缸第一级压力和主汽温度计算得出，见附录二十四。4.主汽温度LBA27CT001＞540℃,任一主汽温度低于高压缸第一级压力对应下的主汽温度，主汽温度低报警。5.主汽温度LBA27CT001〈31(TC,BTG发主汽温度低报警。6.主汽温度低低约比主汽温度低报警值低1.1.7凝汽器真空1.发电机负荷＜50%,凝汽器任一压力＞13.3KPa(abs),BTG盘报警。2.发电机负荷＞50%,凝汽器任一压力＞18.6KPa(abs),BTG盘报警。3.任一凝汽器压力＞13.3KPa(abs)报警后，该凝汽器压力＞25.3KPa(abs)凝汽器真空低跳机。1.1.8径向轴承振动高高保护1.汽轮机#1一#8任一轴承振动＞0.125mm报警；#9轴承任一轴承盖振动＞0.062mm报警。

741.汽轮机任一轴承振动高报警信号发出后，汽轮机#1—#8任一轴承振动＞0.200mm延时3s汽机跳闸：#9轴承任一轴承盖振动＞0.09mm延时3s汽机跳闸。1.1.9高压旁路阀故障：高压缸启动过程中高旁关断阀和高旁减压阀任-未全关，汽轮机跳闸。1.1.10发电机负荷＞50%高旁减压阀关闭，低旁减压阀开度＞10%,3取2跳机。1.1.11低旁减压阀阀位故障延时跳机。1.1.12主机润滑油压低0.069MPa,3取2跳机。1.1.13EH油压力低V7.55MPa,3取2跳机。1.1.14DEH故障。1.1.15发电机主保护动作（电跳机）。1.1.16锅炉MFT（炉跳机）。1.1.17低压缸排汽温度高（A或B）107℃,3取2跳机。1.1.18任一支持轴承乌金温度2115C,且持续超过2秒。1.1.19高压缸排汽室内壁温度高450℃,3取2跳机。1.1.20DEH后备超速（BUG）保护动作（动作转速＞112%额定转速），3取2跳机。2.1.21加热器RB失败。3.1.22发电机定子冷却水RB失败发电机负荷＞26%下列任一条件满足，触发RB,定冷水RB触发后下述任一条件不满足，或发电机负荷＞26%RB失败跳机。90s内发电机负荷降到26%以下，RB成功。1.发电机定子冷却水出口温度＞74℃时延时1S。2.发电机定子冷却水进口压力＜0.155MPa时延时2s3.发电机进水流量＜905L/min时延时2S。1.1.23加速继电器（ACC）保护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46.88rpm/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3000rpm以下且不再上升时，继电器自动复位，中调门重新开启。2.1.24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。3.1.25低压排汽缸喷水保护轴加风机运行时则低缸喷水自动投入；机组负荷小于15%低压缸喷水全开，当机组负荷大于15%任一低压缸排汽温度高于47℃时，低压缸喷水阀开始开启，至80℃时全开。4.1.26汽机疏水阀联锁汽轮机负荷低于20%时，下列疏水阀自动开启：1.1号高压主汽阀上阀座疏水阀：2.2号高压主汽阀上阀座疏水阀；3.1号高压主汽阀阀体疏水阀；4.2号高压主汽阀阀体疏水阀：5.高压调阀后主汽管疏水阀：

751.1号中压联合阀疏水阀；2.2号中压联合阀疏水阀；汽轮机负荷低于15%时，下列疏水阀自动开启：1.一段抽汽管道疏水阀；2.二段抽汽管道疏水阀；3.三段抽汽管道疏水阀；4.四段抽汽管道疏水阀；5.五段抽汽管道疏水阀；6.六段抽汽管道疏水阀。1.2汽机保护动作过程如下：1.两个高压主汽阀关闭。2.两个中压主汽阀关闭。BDV阀开启。3.抽汽逆止门关闭，高排逆止门关闭。4.高调阀关闭，VV阀开启。5.中调门关闭。1.3汽轮机辅助报警1.3.1汽机轴承润滑油压＜0.103MPag,LCP、DCS、BTG盘报警。1.3.2主油箱压力高＞一0.15KPag,DCS、BTG盘报警。1.3.3汽机冷油器温度。1.主机盘车啮合，润滑油冷油器出口温度＜27℃或者润滑油冷油器出口温度＞40C,LCP、BTG盘报警。2.汽机转速＜2950rpm,润滑油冷油器出口温度V27℃或者润滑油冷油器出口温度＞50℃,LCP、BTG盘报警。3.汽机转速22950rpm,润滑油冷油器出口温度＜40℃或者润滑油冷油器出口温度＞50℃,LCP、BTG盘报警。1.3.4顶轴油滤网差压＞0.24MPag,LCP、DCS画面报警。1.3.5主油箱油位NOL±100mm,DCS、LCP盘报警。1.3.6润滑油就地控制柜失电，DCS画面报警。1.3.7EH油滤网差压压＞0.689MPag,LCP、DCS画面报警。1.3.8EH油箱油位NOL±100mm,DCS、LCP盘报警。1.3.9EH油温高＞65℃;EH油温低V20C,DCS、LCP盘报警。1.3.10EH油压力＞8.92MPag,LCP、DCS画面报警。1.3.11EHC就地控制柜失电，DCS画面报警。1.3.12偏心:正常值XLI,DCS画面报警。

761.3.13高中压胀差＞+12.9mm；＜-5.8mm,DCS画面报警。1.3.14高中压胀差＞+24.5mm：＜-4.8mm,DCS画面报警。1.3.15轴向位移＞+0.6mm：＜—1.08mm,DCS画面报警。1.3.16高中压缸胀＞+6mmDCS画面报警。1.3.17PLU动作，DCS画面报警。1.4.18ACC动作，DCS画面报警。1.5.19轴封压力VO.OIMPagDCS画面报警。1.3.20低压缸排气温度＞80℃,DCS画面报警。1.3.21高排温度＞430℃,DCS画面报警。1.3.22汽机推力轴承温度＞85℃,DCS画面报警。1.3.23汽机#1、#2径向轴承温度＞115C,#3-#9轴承温度DCS＞107℃,DCS画面报警。1.3.24汽机#1一#8径向轴承、推力轴承回油温度＞75℃,#9径向轴承回油温度＞65℃,DCS画面报警。1.3.25DEH监视故障，DCS画面报警。1.3.26HITASS严重故障，DCS画面报警。1.3.27HITASS监视故障，DCS画面报警。1.3.28TSI监视故障，DCS画面报警。1.3.29汽机保护电源失去，DCS画面报警。1.3.30汽机温度监视电源失去，DCS画面报警。1.4锅炉联锁保护1.1.1锅炉MFT联锁保护1.4.1.1锅炉MFT条件，以下任一条件满足1.手动MFT指令，锅炉MFT。2.全炉膛火焰丧失，发5秒脉冲，锅炉MFT。3.炉膛压力高于+2.5KPa时（三选二），锅炉MFT。4.炉膛压力低于-2.5KPa时（三选二），锅炉MFT。5.两台送风机全部跳闸，锅炉MFT。6.两台引风机全部跳闸，锅炉MFT。7.燃料全部中断，发5秒脉冲，锅炉MFT。8.DCS#1电源柜（13CKK10）两路电源均失去（无首出指示）。9.锅炉负荷＞40%BMCR时，汽机跳闸。10.给水流量低低W179.6kg/s时（三选二），锅炉MFT。11.锅炉水冷壁温度超限（前墙482℃,后墙494℃,左墙479℃,右墙479℃）。12.燃油试验完成后，两分钟内没有任何火焰。13.没有投煤粉前，OFT发生。

771.2.锅炉MFT动作，复置锅炉吹力可用信号。锅炉MFT动作，闭锁油枪点火。3.锅炉MFT动作，若风量＜20%BMCR,所有的挡板保持15min后全开。4.锅炉MFT动作，联跳磨煤机、给煤机、分离器变频电机、分离器出口门。5.锅炉MFT动作，联锁关闭汽轮机主汽门。6.锅炉MFT动作，联锁跳闸静电除尘器。7.锅炉MFT动作，联锁关闭油母管燃油快关阀和所有的油角阀。8.锅炉MFT动作，联跳两台一次风机。9.锅炉MFT动作，联跳吹灰器，闭锁吹灰。10.锅炉MFT动作，联动关闭主、再热器减温水阀。11.锅炉MFT动作，联跳两台汽动给水泵。1.4.2OFT联锁保护1.4.2.1锅炉OFT条件，以下任一条件满足1.燃油母管压力低于0.29MPa,延时2s（若燃油母管跳闸阀未关，则延时5秒）。2.主燃油阀故障。3.任•燃烧器油阀关失败。4.雾化蒸汽压力低于0.50MPa延时2秒。5.手动OFT。1.4.2.2OFT联锁对象1.OFT动作后，关闭所有燃烧器油阀、雾化蒸汽阀、吹扫阀，关闭燃油母管跳闸阀、燃油母管再循环阀。1.4.3RB功能联锁保护1.RB触发条件及降负荷率1）两台空预器运行，任一台空预器跳闸，机组快速降负荷至50%BMCR（机组负荷大于50%BMCR时）。降负荷率300MW/min。2）两台引风机运行，任一台引风机跳闸，机组快速降负荷至50%BMCR（机组负荷大于50%BMCR时）。降负荷率300MW/min。3）两台引风机运行，任一台一次风机跳闸，机组快速降负荷至50%BMCR（机组负荷大于50%BMCR时）。降负荷率300MW/min。4）两台送风机运行，任一台送风机跳闸，机组快速降负荷至50%BMCR（机组负荷大于50%BMCR时）。降负荷率300MW/min。5）两台汽动给水泵运行，任一台汽动给水泵跳闸，电泵启动不成功时，机组快速降负荷至50%BMCR（机组负荷大于50%BMCR时）。降负荷率300MW/min。2.RB功能联锁保护动作对象1）机组快速降负荷至50%BMCR。2）锅炉有选择的切除部分制粉系统（若五套制粉系统运行需切除两套）。3）投入相应的油枪稳燃。

781.4.3风烟系统联锁保护1.空预器全部跳闸联锁保护1）锅炉主燃料跳闸（MFT）保护动作。2）延时5min,联跳运行的全部引风机、送风机、磨煤机、给煤机；并联关空预器进口烟气挡板、出口热风门、一次风机出口风门、送风机出口风门（包括联络风门及冷风门）。2.两台空预器运行，一台空气预热器跳闸联锁保护1）锅炉主控选择（RB）保护动作。2）联跳相应一侧的引风机、送风机、一次风机及部分磨煤机和给煤机。若是五套制粉系统运行时，需切除两套。3.引风机运行中全部跳闸，跳闸联锁保护1）锅炉MFT动作。2）联跳全部运行的送风机、一次风机、磨煤机、给煤机。风机的进口导叶停留在跳闸前的位置延时数秒后则全开。3）如果炉膛压力高于设定值，则两台引风机的进口导叶、进出口挡板应自动全开。4）如果炉膛压力低于设定值，则两台送风机的动叶及出口挡板自动全开。5）当炉膛压力在正常范围，则两台引风机的进口导叶、进出口挡板及两台送风机动叶、出口挡板应自动全开。4.两台引风机运行，其中一台引风机运行跳闸，锅炉RB动作。5.送风机运行中全部跳闸联锁保护1）锅炉MFT动作。2）联跳运行送风机，联跳全部运行一次风机、磨煤机、给煤机。所有燃烧器二次风挡板自动全开，风机动叶和出口挡板自动全开。6.两台送风机运行，其中一台送风机跳闸，锅炉RB动作。7.一次风机运行中全部跳闸联锁保护1）联跳全部运行的磨煤机和给煤机。2）联关一次风机出口风门。3）自动调节送风量和引风量，维持炉膛压力。1.4.4锅炉设备的联锁保护定值见附件。第2章机组试验2.1机组试验原则1.机组大小修后，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.进行各项试验时，要根据试验措施要求，严格按规定执行。3.临时故障检修或设备系统检修、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。4.有近控、远控的电动阀、气动阀、伺服机构，远控、近控都要试验，并要做相应的记录。对已投入运行的系统及承受压力的电动阀、调节阀不可试验。5.机组、设备联锁保护试验前，热控人员需强制满足有关条件，并做相应的记录。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。

791.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.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。3.试验结束后热控人员应恢复强制条件，并可靠投入相应的保护联锁，不得随意改动。4.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。5.试验结束后，设备开关应切至“远方”位置。2.2机炉电大联锁试验2.2.1试验目的：检查机、炉、电之间的保护联锁是否正确。2.2.2试验前机组状态：发电机冷备用、锅炉未点火。2.2.3试验前的准备工作：1.启动一台闭式冷却水泵，投入闭冷水系统。2.启动一台润滑油泵，投入润滑油系统。3.启动一台EH油泵，投入EH油系统。4.确认两台空预器已运行或启动两台空预器。5.将两台引风机、两台送风机、两台一次风机和四台磨煤机的开关送至“试验”位置。6.检查通风系统有关风烟挡板送电，各油泵送电，合上两台送、引风机开关。7.检查发电机出口开关、励磁开关、起励开关均在“断开”位置。8.退出两台高厂变6KV联跳压板及跳母线压板。9.通知电气检修人员短接工作励磁刀闸的辅助节点。10.送上发电机出口开关的控制、信号、保护及励磁开关的控制电源，并合上发电机出口开关及励磁开关。11.将6KV两段工作进线开关送至“试验”位置并合上。12.通知热控人员处理好如下信号：1）检查汽机无跳闸信号，否则应将有关保护退出（如定子冷却水流量低保护等），目的是能将汽机复位挂闸；2）将锅炉下列保护信号强置：a）总风量＜20%信号强置为“0”：b）所有燃料丧失信号强置为“0”；c）所有火焰丧失信号强置为“0”；d）锅炉吹扫完成信号强置为“1”。13.在DCS画面将MFT复位，检查光字牌“MFT”信号消失，并将两台一次风机的开关合闸；14.将下列保护投入：1）发变组内部故障；2）“润滑油压力低”的两个保护通道。3）将磨煤机的下列信号强置：

80a）A磨油枪运行信号强置为“1”；b）A磨煤火检信号强置为“1”；c）强置启动A磨：d）按同样的方法强置启动B、C、D、E、F磨煤机。4）将汽机复位挂闸，主汽阀控制油压升至正常值，检查光字牌''主汽阀关闭”信号消失。2.2.4试验操作步骤：1.汽机跳锅炉：1）确认上述准备工作全部完成，并通知各试验人员开始试验；1）关闭任一低油压保护通道的进油门，缓慢开启其试验电磁阀，将试验油压慢慢降低;3）当油压下降到103KPa,检查DCS画面上出现“润滑油压低”的声光报警；4）继续降低油压，当油压下降到69KPa,汽机跳闸，锅炉MFT：2）检查DCS画面上出现“润滑油压低跳机”的声光报警，同时出现“主汽阀关闭”、炉“MFT”、“磨煤机跳闸”、“一次风机A/B跳闸”、“机组故障”信号;3）复位掉牌及闪光。4.电气跳机：1）恢复低油压保护通道的油压，通知热控将“润滑油压力低跳机”信号复位；2）在DCS面面上将MFT复位，确认DCS画面报警菜单“MFT”信号消失；3）将任一6KV两段工作进线开关和励磁开关合闸；4）重新将汽机复位挂闸，主汽阀控制油压升至正常值，检查DCS画面报警菜单“主汽门关闭”信号消失；5）将继电保护室继电器掉牌复位，确认“机组故障”信号消失；6）通知电气检修人员摸拟主保护动作，此时汽机跳闸，锅炉MET,6KV工作进线开关和励磁开关跳闸；7）检查DCS画面报警菜单“发变组内部故障”、炉“MFT”、“主汽阀关”、“单元机组保护动作”报警：8）复位机、炉、电保护掉牌及报警，通知电气检修人员拆除励磁刀闸辅助节点的短接线。5.炉跳机：1）通知热控人员将“发变组内部故障”信号复位，检查该光字牌消失；2）恢复低油压保护通道的油压，通知热控将“润滑油压力低跳机”信号复位；3）在DCS画面上将MFT复位，确认DCS画面报警菜单“MFT”信号消失；4）重新将汽机复位挂闸，主汽阀控制油压升至正常值，检查DCS画面报警菜单“主汽门关闭”信号消失；5）将任一6KV两段工作进线开关和励磁机开关合闸；6）手动停运两台空预器，锅炉MFT,汽机跳闸，发电机跳闸；7）检查“MFT”、“主汽阀关闭”、“6KV四段掉牌未复归”DCS画面报警菜单报警灯亮，复归掉牌及报警。

811.以上保护、信号动作正确，保护联锁试验完毕。2.通知热控人员将因试验所强制的信号和退出的保护全部恢复；运行人员将发变组（包括厂用工作开关）重新恢复到冷备用状态；投入跳母联的保护压板；其它系统根据值长命令保持运行或停运。2.2.5试验过程中的注意事项：进行低油压保护试验时，应确认开启保护通道的试验电磁阀，而不是联锁通道的试验电磁阀，否则会导致备用润滑油泵自启动。3.3汽机专业典型试验2.3.1汽轮机高中压主汽门、调节汽门活动试验1.活动试验条件1）所有主汽阀全开；2）机组负荷稳定在300〜420MW之间；3）机组协调控制在基本方式。2.高压主汽阀全关闭试验1）检查#1高压主汽门处于全开状态。2）按下并保持阀门试验画面上MSVT试验按钮。3）观察阀门的实际移动直到绿灯亮。确认MSVT匀速平稳地移动到10%开度的位置。4）当阀门到达10%开启位置时，MSVT电磁阀通电，MSV-1被迅速关闭。5）按住试验按钮直到红灯亮。6）松开MSV-1试验按钮。7）电磁快关阀失电，开启信号输入伺服阀观察MSV-1阀能平稳匀速地上升到原来位置。8）MSVT已达到完全开启的位置。9）依次重复上面18步骤，用MSV-2试验按钮及绿灯/红灯显示，对MSV-2阀进行试验。10）试验周期每周一次。3.高压主汽门活动试验1）检查#1高压主汽门处于全开位置。2）按下#1高压主汽门活动试验按钮并保持，就地观察主汽门开始关小，控制盘上红绿灯亮。3）稍微关闭后，释放#1高压主汽门活动试验按钮，注意检查主汽门应平稳开启至全开,同时控制盘上绿灯灭。4）依次重复上面『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。5）试验周期每天一次。4.高调门活动试验1）检查主机在420MW以下负荷运行稳定。2）检查“负荷设定”在“AUTO”位置。3）检查“汽机主控”为“AUTO”。4）按下并且保持#1高调门试验按钮。

825）关闭信号输入伺服阀，伺服阀内液压汕外泄。#1高调门逐渐关闭。6）在#1高调门关至约10%开度时，电磁快关阀带电，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。7）在确认#1高调门全关后，松开试验按钮。8）电磁快关阀失电，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。1）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。10）按同样方法逐一试验#2、#3高调门。11）试验周期每周一次。5.中联门（CRV）全行程关闭试验1）检查主机运行稳定，机组负荷低于420MW。2）检查#1中压主汽门、调门处于全开状态。3）按下并保持阀门试验画面的CRVT试验按钮。4）确认阀行程匀速平稳地关闭到10%的位置。5）当阀门关闭到10%的位置时，ICVT的电磁阀快速关闭阀通电，ICV-1阀被快速关闭。6）调节阀被完全关闭时，RSVT的试验电磁阀通电，自动关闭RSVT。7）观察RSVT的实际移动直到只有RSV-1的绿灯亮，确认RSVT阀的行程，平稳匀速地关闭到10%的位置。8）当阀移至U10%位置时，RSV-1的电磁快速关闭阀通电，并快速地关闭RSVT阀。9）确认RSVT阀到达0%位置，放开试验按钮。确认RSVT阀平稳匀速地打开到100%位置。10）当RSV-1阀位置达到100%位置时，自动开启ICV-1阀确认ICV-1匀速平稳地打开。11）当RSV-1和ICVT的指示灯显示阀100%时操纵CRV-2的试验按钮，依次重复步骤1到9试验CRV-2阀。12）试验周期每周一次。6.中调门活动试验1）检查主机运行稳定，机组负荷低于420MW。2）检查#1中联门处于全开状态。3）按下并保持#1中联门活动试验按钮，注意中调门开始关闭。4）稍微关闭后，释放#1中联门活动试验按钮，注意检查#1中调门平稳开启至全开。5）以同样方法试验#2中调门。6）试验周期每天一次。2.3.2汽机主跳闸电磁阀动作试验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。2.在进行试验前应保证所有的按钮和显示灯亮着。3.电磁阀上有一个按扭灯熄灭表明联锁失败，如果此时对与对应的另一个电磁阀进行试验，机组将跳闸。4.确认与该试验有关的指示灯指示正确。

831.按下并保持A主跳闸电磁阀“试验”按钮，检查其上方灯亮，就地仔细倾听确认电磁阀动作。2.释放A主跳闸电磁阀“试验”按钮，检查其上方灯灭。注意该灯不灭时，不能继续试验，否则可能会造成汽机跳闸。3.重复以上2,3,4,5,6步的试验过程进行B主遮断电磁阀试验。4.不要试图同时试验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.试验周期每周一次。2.3.3喷油跳闸试验1.试验前确保所有的按钮指示灯亮。2.确保汽轮机运行正常。3.在汽轮机安全装置显示屏上按下“隔离试验”下的“试验”按钮。4.确认汽轮机机械超速遮断系统更位按钮灯灭和隔离按钮灯亮。5.确认画面上的汽机超速隔离报警已投入。注意：如果以上提示信号没有出现，不要进行试验。6.按下''喷油跳闸”下的“跳闸”按钮，检查并确认“喷油跳闸”下的“喷油跳闸”灯和“跳闸中”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。7.按住并保持“喷油跳闸”下的“复位”按钮。检查并确认“喷油跳闸”下的“复位”灯亮。注意：如果以上反馈信息没接收到，不要进行以下的复位步骤，如果没有以上反馈信息，就表明汽轮机机械遮断阀处在遮断位置，如果试图使隔离阀复位就会导致汽轮机遮断。8.按下“隔离试验”下的“复位”按钮。检查并确认汽机隔离报警报警已复位。继续按住复位按钮直到其显示灯亮并且隔离按钮指示灯熄灭。9.试验结束。10.试验周期每周一次。2.3.4汽机后备超速保护（BUG）回路试验1.联系热工人员到现场。2.由热工人员在电子间HHASS-DEH控制柜上按下BUG回路A试验按钮，确认A回路“操作A”灯亮后，释放试验按钮。3.依照上述方法对BUG三个回路逐一试验。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，且按钮释放后，”操作”灯不灭，不得继续试验，由热工人员检查处理。5.试验周期每周一次。2.3.5汽机后备超速保护试验后备超速保护一般在正常停机时候做，在启动这个试验前汽轮发电机组要根据试验要求进行操作。超速保护动作后，汽轮机所有阀门关闭。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。2.进行后备超速保护通道检查试验，确认BUG回路正常。3.在进行上述检查后，根据下列程序进行操作。4.按下闭锁阀试验按钮，检查闭锁信号指示灯亮。

841.按下超速试验按钮转速增加，开始进行超速保护试验。2.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。3.记录跳闸转速。4.当转速到达正常转速，按下复位按钮，检查上述阀门开启。5.恢复正常转速。6.试验周期12-24个月。2.3.6汽机抽汽逆止门活动试验1.检查主机运行稳定。2.检查试验抽汽逆止门处于全开状态。3.就地扳动抽汽逆止门空气试验阀。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.检查确认试验抽汽逆止门重新至全开位置。6.以同样的试验程序逐一对各抽汽逆止门进行活动试验。7.试验周期每天一次。2.3.7轴电压测量轴电压测量装置防止轴电压过大使汽轮机发生危险，主要产生轴电压的地方有以下3个：发电机转子，励磁系统和汽轮机转子的凝结部分。测量方法如"1.将测量用的伏特表与测量探针连接起来。2.打开控制空气阀使探针接触到转子，记录电压值。3.根据记录曲线，最高电压不超过6V,平均电压不超过IV。4.试验周期每周一次。2.3,8汽机功率负荷不平衡继电器（PLU）回路试验1.联系热工人员到现场。2.由热工人员在电子间HITASS-DEH控制柜上按下PLU回路1试验按钮，确认回路“操作1”灯亮后，释放试验按钮。3.依照上述方法对PLU三个回路逐一试验。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，且按钮释放后，“OPERATED"灯不灭，不得继续试验，由热工人员检查处理。注：当再热器压力与发电机电流之间的偏差超过设定值并且发电机电流的减少超过40%/10ms时，功率一负荷不平衡继电器动作，快速关闭高压和中压调节阀。5.试验周期每周一次。2.3.9主油箱油位计试验1.联系热工解除油箱油位保护。2.手动提升浮动杆到达上止点。3.注意高油位仪限位开关动作并且听到报警声。4.手动压下浮动杆直到下止点。

851.注意低油位仪限位开关动作并且听到报警声。2.试验周期每周一次。2.3.10辅助油泵，事故油泵和交流油泵开启试验1.确认润滑油系统工作处于常规模式，在集控室按住TOP"TEST'按钮，就地试验电磁阀带电开启。2.检查并确认辅助油泵已启动并运转良好。3.试验电磁阀延时关闭，此时辅助油泵不会自动停止。4.通过按“STOP”按钮，手动停止辅助油泵，然后将AUTO/MANUAL模式置于“AUTO”。5.按住事故油泵试验按钮，就地试验电磁阀带电开启。6.检查事故油泵启动而且运行正常。7.试验电磁阀延时关闭。8.按“STOP”按钮，停止事故油泵，将AUTO/MANUAL模式处于“AUTO”。9.按住事故油泵试验按钮，就地试验电磁阀带电开启。10.检查并确认交流油泵已启动并运转良好。11.试验电磁阀延时关闭。12.停止交流油泵电机，然后将AUTO/MANUAL模式置于“AUTO”。13.确认每个被试验的油泵都被停运，并且AUTO/MANUAL模式处于“AUTO”。14.确认所有自动泵启动试验阀都是处于反时针到头位置（开启位置）。15.试验周期每周一次。2.3.11液压油泵自启动试验1.顺时针打开备用液压油泵试验电磁阀。2.检查备用油泵启动且运行正常。3.反向关闭备用泵的试验电磁阀，液压油泵不会自动停止。4.检查控制油压正常。5.停止原来运行泵，投入自动。6.重复试验程序进行另一台泵的试验。7.试验周期每周一次。2.3.12汽机推力轴承磨损探测器试验1.联系热工人员解除推力轴承磨损跳闸回路压板。2.就地按下试验手柄，注意“试验”指示灯亮（黄色）。此灯不亮，不得继续试验。3.缓慢转动试验手柄至试验位置，直至“跳闸”指示灯亮，记录动作时油压。若“跳闸”灯不亮或油压值偏差太大，联系处理。4.试验结束后，将试验手柄转动返回到正常位置，并确认“试验”和“跳闸"灯灭。5.按同样方法试验另一侧。6.试验结束，联系热工人员投入保护回路压板。7.本试验应在机组稳定运行，且给水系统无操作，主汽门、调门无试验时进行。8.试验周期每周一次。2.3.13机组定速后试验

86当机组所有静止试验项目及其准备工作全部完成后，就可冲转机组。在机组定速3000rpm时至少需作下列试验项目：1.检查调节系统各部套是否动作正常。2.检查系统有无泄漏。3.做打闸试验（分别完成下述打闸试验）：1）机头手拉机头手动停机机构。2）集控室停机按钮。3）汽机保护（ETS）停机。4.做电气各项试验。5.汽门严密性试验。2.3.14汽门严密性试验1.机组定速3000rpni,关闭四只主汽门，经过一段时间后，其转速应低于（P/POX1000）rpmo其中：P-实际进汽压力P。一额定蒸汽压力2.转速满足要求后，打闸停机。重新挂闸，升速，定速3000rpm,关闭所有调节汽门，其转速经过一段时间后应低于（P/POX1000）rpm.2.3.15汽机真空严密性试验1.联系值长，维持机组负荷在480MW,保持运行工况稳定，通知各有关人员到位。2.关闭凝汽器抽空气总门（或全停真空泵）。3.每分钟记录一次真空读数。4.3〜5min后开启抽空气总门或启动真空泵。5.取平均值算出真空平均下降速度。6.真空严密性评价标准如下：优:0.133KPa/分(ImrnHg/分)。良：0.266KPa/分(2mmHg/分)。合格：0.399KPa/分(3mmHg/分)。7.试验时，如真空下降至18.6KPa(abs),应立即停止试验，开启凝汽器抽空气总门或启动真空泵。2.3.16汽轮机超速试验1.汽轮机超速试验的目的检杳危急遮断器动作转速为3300—3330rpm2.试验步骤A.最小转速油跳闸试验1)将汽机转速升到2700rpm。2)按下机械超速跳闸系统闭锁按钮。检查闭锁信号灯亮。信号灯不亮不得继续试验。3)如果汽机在2700rpm跳闸，停机调整调速器。4)慢慢手动增加汽轮机转速。

871)当转速达到油跳闸转速，检查机械跳闸阀动作指示灯亮，最小转速油跳闸试验成功。A.超速试验：1)按下试验按钮，汽机转速增加。2)确认跳闸转速，并且下列阀门关闭：a)高压主汽阀，高压调汽阀b)中联门c)抽汽止回阀3)记录跳闸转速。4)当汽机转速降到额定转速时候在UCP盘按下复位按钮，检查下列阀门开启：a)高压主汽阀，高压调汽阀。b)中联门c)抽汽止回阀5)增加负荷限制点到最大。6)根据机组冷/热状态选择升速率。温态：150rpm/min热态：300rpm/min7)选择目标转速3000rpm。8)发电机并网。9)试验规定及注意事项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。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。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。4）试验必须在高中压主汽门，高中压调节汽门严密性试验合格的情况下进行。5）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。6）试验前应配备足够的试验人员、试验仪表及工具。7）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。集控室的停机按钮也要有专人负责操作，随时准备打闸停机。8）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。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。9）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。10）试验过程中，轴承进油温度应保持在40〜45C之间。11）超速试验前不得再作喷油试验。12）当转速提升到3330rpm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

88理措施之后，才能继续作超速试验。13）每次超速在3200rpm以上的高速区停留时间不得超过1min。14）超速试验的全过程应控制在30min以内完成。1)止做超速试验的情况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。2）严禁在大修之前作超速试验。3）禁止在额定参数或接近额定参数下做超速试验。如一定要在高参数下作超速试验时，应投入DEH的阀位限制功能和高负荷限制功能。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）调速汽门、主汽门或抽汽逆止门严密性不合格。6）轴承振动超过规定值或机组有其他异常情况。2)做超速试验的情况1）汽轮机安装完毕，首次启动时。2）机组经过大修后，首次启动时。3）紧急遮断器解体复装以后。4）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）停机一个月以上，再次启动时。6）甩负荷试验之前。2.4锅炉专业典型试验2.4.1安全阀校验2.4.1.1通则1.安全阀的校验周期1）安全阀安装后或解体检修后均应对安全阀的动作值进行校验。2）正常运行时，安全阀的动作值校验周期至少以一年为周期。3）电磁泄放阀应在每次正常停炉后进行一次热控、电气回路的试验，每次大小修停机前进行一次放汽试验。2.安全阀的校验顺序应先进行主蒸汽侧，后进行再热蒸汽侧，先高压再低压逐个进行试验。3.我厂过热汽安全阀校验一般应在机组带75%负荷情况下进行。4.再热器安全门的校验应在机组并网后进行。5.安全阀校验应具备的其它原则条件1）安全阀校验工作由检修负责人主持，检修人员负责校验，运行人员负责配合操作。2）校验安全阀所用的0.5级标准压力表已安装完毕，过热器出口安装量程为40MPa的压力表，再热器入口安装量程范围为8MPa的压力表。3）校验现场与控制室之间已设置通讯工具，确认通讯畅通。2.4.1.2设计参数1.过热器安全阀

89阀门KKS编码阀门位置入口/出口尺寸（mm）阀门型号整定压力（MPa）回座压力（MPa）排放量（kg/s）提升时间（S）HAH51AA191高过出口80X2001743WF27.2026.1273.9410msHAH52AA191高过出口80X2001743WF28.5027.3677.8410msHAH51AA192高过出口80X2001753WF30.0027.7569.2210ms1IAH52AA192出口80X2001753WF30.0027.7569.2210msHAH51AA193高过出口80X2001753WF31.8029.4273.8810msHAH52AA193高过出口80X2001753WF31.8029.4273.8810msHAH51AA194高过出口80X2001753WF31.8029.4273.8810msHAH52AA194高过出口80X2001753WF31.8029.4273.8810ms

90阀门KKS编码阀门位置入口/出口尺寸(mm)阀门型号整定压力(MPa)回座压力(MPa)排放量(kg/s)提升时间(S)I1AH51AA504PCVI65X1003457W26.6025.5444.672sHAH52AA504PCV265X1003457W26.9025.8344.672s1.过热器出口机械式安全阀总排放量：540.185kg/s,占锅炉BMCR蒸发量的100%；过热器出口PCV阀的总排放量：5妹g/s,占锅炉BMCR蒸发量的20%；故过热器出口安全阀的总排放量为：120%。3.再热器安全阀阀门KKS编码阀门位置入口/出口尺寸(mm)阀门型号整定压力(MPa)回座压力(MPa)排放量(kg/s)提升时间(s)HAJ61AA191A侧高再出口150X2001705RWF5.305.0954.4610msHAJ61AA191B侧高再出口150X2001705RWF5.345.1354.8610msHAJ61AA192A侧高再出口150X2001705RWF5.385.1755.2710msHAJ61AA192B侧高再出口150X2001705RWF5.425.2155.6710msHAJ61AA193A侧高再出口150X2001705RWF5.455.2456.0510msHAJ61AA193B侧高再出口150X2001705RWF5.455.2456.0510msHAJ61AA194A侧高再出口150X2001705RWF5.455.2456.0510msHAJ61AA194B侧高再出口150X2001705RWF5.455.2456.0510ms4.再热器出口机械式安全阀总排放量：441.259kg/s,占锅炉BMCR蒸发量的100%。2.4.1.3校验方法1.在整定安全阀前用绳子系在安全阀的手柄上，试拉安全阀一次。2.主汽系统安全门校验，将过热器的汽压升到安全阀起座压力的80%左右，保持压力稳定,调整液压辅助装置压力使安全阀起座，记录就地压力表压力及液压辅助装置压力。3.锅炉按冷态启动步骤及升温升压曲线，将高过出口压力升至安全阀最低整定压力的80%即21.12MPa。4.锅炉冷态启动过程中，要注意开启包墙管过热器疏水和主蒸汽母管疏水。

911.待压力升至最低整定压力的80%即21.12MPa时，用油压助跳辅助装置助跳安全阀。2.计算用油压助跳装置助跳安全阀后座时的液压油的压力。3.若安全阀提前动作，则应降压使安全阀回座，进行调整，直到安全阀起座压力达到设计压力。2.4.1.4注意事项1.带负荷校验安全阀前，安全阀应经过预整定。2.冷态启动时进行安全阀校验时，应监视炉膛出口烟温不高于580℃。3.在锅炉压力低于安全阀最低整定压力的80%时，安全阀的压紧装置应松开，使阀杆能随温度的升高而自由膨胀。4.校验安全阀时，如果安全阀不回座，则采取降压措施或停炉进行处理。5.安全阀校验后，其起跳压力、回座压力、起回座压差、阀瓣开启高度应符合规定，并记下相关数据。2.4.2锅炉工作压力水压试验2.4.2.1锅炉水压试验超压试验一般六年一次，受热面检修后进行工作压力水压试验。另外锅炉受压元件经重大修理（包括大、小修后）或改造后的锅炉投运前，均要进行超水压试验;过热器、汽水分离器、储水罐、水冷壁、省煤器作为一个整体，试验压力以过热器出口设计压力（27.7MPa）的1.5倍（即41.55MPa）作超水压试验。再热器系统水压试验压力以再热器进口工作压力（4.765MPa）的1.5倍（即7.1475MPa）单独进行超水压试验。2.4.2.2工作压力水压试验压力：过热器、汽水分离器、储水罐、水冷壁、省煤器作为一个整体,试验压力27.7MPa。3.4.2.3水压试验范围锅炉本体一次系统自给水操作台至过热器出口水压试验堵板前；再热器系统自冷段再热器进口管道水压用堵阀到热段再热器出口管道水压用堵板前。4.4.2.4水压注意事项1.水压试验用水必须进行处理，用除盐水或冷凝水，水中氯离子含量应小于25mg/L。2.水压试验前应将主蒸汽、再热蒸汽管道和下水连接管道、过度段水冷壁连接管道、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。3.水压试验的顺序，应先做再热汽系统，后做一次系统。4.锅炉各阀门的水压试验，应先做二次门，后做一次门。5.水压试验前必须进行安全检查：1）所有外来的材料及工具均应已清除。2）锅炉内部及附近无人逗留。3）过热汽系统、再热器系统压力表均已校准，压力传送管均正确连接，压力表前一二次阀门处于打开位置。4）所有安全阀必须装上堵头隔离或锁死。5）设计中未考虑到水压试验压力的其他部件或系统要隔离。6）所有阀门应调节自如，且正确安装到位。2.4.2.5水压试验过程

921.按水压试验系统恢复卡，检查系统已经处于正确状态。2.当以上安全工作完成，按下面顺序进行：1）关闭所有人孔门。2）储水箱大流量溢流阀水位自动调节联动条件已经解除。3）关闭所有放水阀及截止阀、疏水阀、储水箱排放阀以及通往任何设计不能承受水压试验压力的仪表和附件的阀门。4）打开系统的排空气阀。5）锅炉检查完毕后，可对锅炉进行上水。6）上水前，水质应经化验合格。7）水压试验应在周围气温高于7℃时进行，低于7℃时必须有防冻措施。8）上水温度高于周围露点温度以防锅炉表面结露，但也不宜温度过高，以防止引起汽化和过大的温度应力，一般取21〜70℃。9）采用电泵给锅炉上水，上水过程中密切监视储水箱水位变化，并检查各部件是否发生泄漏，受热面的膨胀情况是否正常。若发现异常，立即查明原因，并予以消除。10）上水至最高排气阀有水溢出时，关闭所有排气阀。11）再热汽系统通过事故减温水上水。3.升压过程：1）再热器系统水压试验：用户可通过再热器系统专门设计的水压试用验接头给再热器系统充水升压。升压时应缓慢，当水压上升到工作压力（4.765MPa）后,停止升压保持压力稳定，对再热器系统进行全面检查。2）锅炉一次汽系统水压试验：升压时缓慢，升压速度控制在0.3MPa/min,当系统压力达到一次汽系统试验压力的10%,即4.15MPa时，对整个系统进行全面检查，停泵关闭升压泵出口阀门，对系统进行全面检查，若无泄漏和异常现象，则继续升压；若有明显漏点，则处理好后再继续升压。3）当水压上升到一次汽系统工作压力（过热器出口压力）24.7MPa时，检查有无异常；对系统进行全面检查20min。4.泄压过程：1）再热器系统水压试验：泄压速度控制在＜0.3MPa/min,待锅炉本体水压结束后，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。2）锅炉本体水压试验，泄压速度控制在WO.3MPa/min,压力降至0.098〜0.196MPa时,开启各放空气阀和疏水阀。3）水压试验完毕，疏掉可疏水部件的全部储水。4）水压试验完毕，拆除掉安全阀堵头和弹簧吊架的销子。5）恢复储水箱大、小流量溢流阀水位调节条件。5.锅炉水容积:状态省煤器系统分离器/储水罐水冷壁过热器系统再热器系统合计水压试验352065230350700

93正常运行3565//

94第五篇机组事故处理第1章主设备公用部分1.1事故处理通则1.机组发生故障时，各值班员应坚守本岗位，根据故障现象及时分析故障原因，查清故障范围，及时进行处理并向上一级值班员汇报。当故障危及人身或设备安全时，值班员应迅速果断解除人身或设备危险，不要有侥幸心理，要有保人身、保电网、保设备的安全意识，事后立即向上级值班员汇报。2.故障发生时，所有值班员应在值长统一指挥下及时正确地处理故障。值长应及时将故障情况通知非故障机组，使全厂各岗位做好事故预想，并判明故障性质和设备情况以决定机组是否可以再启动恢复运行。3.非当值人员到达故障现场时，未经当值值班员或值长同意，不得私自进行操作或处理。当确定危及人身或设备安全时，处理后应及时报告设备管辖值班员、上一级值班员或值长。4.当发生本规程范围外的特殊故障时，值长及值班员应依据运行知识和经验在保证人身和设备安全的原则下进行及时处理。5.在故障处理过程中，接到命令后应进行复诵，如果不清，应及时问清楚，操作应正确、迅速。操作完成后，应迅速向发令者汇报。值班员接到危及人身或设备安全的操作指令时，应坚决抵制，并报告上级值班员和领导。6.故障处理时，值班员应及时将有关参数、画面和故障打印记录收集备齐，以备故障分析。7.发生事故时，值班员外出检查和寻找故障点时，集控室值班员在未与其取得联系之前，无论情况如何紧急，不允许将被检查的设备强行送电启动。8.当事故危及厂用电时，应在保证人身和设备安全的基础上隔离故障点，尽力设法保住厂用电。9.在交接班期间发生事故时，应停止交接班，由交班者进行处理，接班者可在交班者同意下并由交班值长统一指挥协助处理，事故处理告一段落再进行交接班。10.事故处理过程中，必须遵守有关规定。11.当发生本规程未列举的事故及故障时，值班人员应根据自己的经验作出判断，主动采取对策，迅速进行处理。I.2机组紧急停运及处理1.2.1机组紧急停运条件1.3.1.1锅炉紧急停运条件1.锅炉承压部件、受热面管子和管道爆破难以维持运行。2.所有锅炉给水流量表计损坏，不能正常监视锅炉上水流量。3.炉墙发生裂缝或钢架、钢梁烧红。4.尾部烟道发生二次燃烧或排烟温度超过200℃。5.锅炉压力升高超过设定值（安全门动作值见安全门章节），安全门拒动。6.两台空气预热器故障均不能立即恢复运行。7.高压、中压安全门动作后不回座，造成主、再热器蒸汽压力下降，汽温或各段工质温度变化达到不允许运行时。8.炉膛内或烟道内发生爆炸，使设备遭到严重损坏时。9.DCS系统故障，无法对机组进行控制和监视。

951.厂用电源中断，无法维持机组正常运行。I.MFT保护动作条件满足，MFT拒动。1.2.1.2汽机紧急停运条件（汽轮机遇下列情况之一时，应破坏真空紧急停机）1.汽轮机转速超过正向3300rpm而危急保安器拒动。2.推力轴承磨损超过保护动作值而保护未动。3.汽轮机发生水冲击。4.汽轮机轴承或端部轴封磨擦冒火时。5.机组突然发生剧烈振动达保护动作值0.200mm而保护未动作或汽轮机内部有明显的金属撞击声。6.汽轮机任一支持轴承断油冒烟,或任一支持轴承金属温度达115℃,或其回油温度达75C,推力轴承金属温度达85℃»7.轴承润滑油压下降至0.069MPa,而保护不动作。8.主油箱油位急剧下降至一100mm以下，且补救无效。9.主蒸汽管道、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，威胁机组安全。10.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。1.2.1.3汽轮机故障停机条件（汽轮机遇到下列情况之一时，应进行不破坏真空停机）1.主、再热蒸汽温度超过规定值（主汽门前主汽温度2580C,中压主汽门前再热蒸汽温度》580℃）而在15分钟内不能恢复正常。2.主、再热汽压力超过规定值（主汽压力超过29MPa,再热蒸汽压力超过5MPa）而且在15分钟内不能恢复正常。3.低压缸A或B排汽温度大于80°C,经处理无效，继续上升至107c时而保护不动作。4.两台EH油泵运行，但EH油压仍低于7.8MPa,经处理后仍不能恢复正常。5.发电机定子冷却水导电度达9.9us/cm或定子冷却水中断而保护不动作，或发电机定子线圈漏水，无法处理。6.机组正常运行时，汽轮机主油泵工作严重失常，交流辅助油泵维持运行，无法查明故障原因，应打闸停机。7.DEH、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。8.发电机氧气或密封油系统发生泄漏，无法维持机组正常运行时。9.凝汽器真空急剧下降至25.3KPa,而保护不动作。10.厂用电全部失去，不能恢复。11.汽轮机上、下缸温差大于±50℃,调整无效。12.凝结水管破裂，无法继续运行。13.主汽超压，在一定时间内调整不到正常范围。14.热工仪表电源、控制电源中断，机组无法维持运行。15.发生其它无法维持运行的情况。16.汽轮机旁路故障误开，控制失灵时。1.2.2机组紧急停运处理

961.2.2.1机组保护跳闸或手动打闸均会使机组联锁保护动作。1.2.2.2机组大联锁1.锅炉跳闸后联锁下列设备1）MFT跳闸：关闭燃油供油跳闸门和回油跳闸门，关闭各油枪角门。跳给煤机，关闭给煤机出口闸板。跳磨煤机，关闭磨煤机煤粉出口气动关断挡板，关闭冷热风调节挡板，一次风关断挡板。跳闸一次风机，关闭出口挡板及调节挡板。跳磨煤机密封风机，关出入口挡板。二次风挡板置吹扫位置。2）关过热器减温及再热器事故减温水截止门，关减温水调节门。3）联跳汽轮机。4）联跳吹灰器及电除尘器。5）风道及炉膛压力高II值时，联跳送风机。6）炉膛压力低II值时，联跳引风机。7）引风机入口挡板保持原位。8）脱硫岛退出，动作结果是开旁路烟道挡板，跳闸增压风机。9）冷段至小机供汽电动门关闭。2.汽机跳闸后联锁1）关闭主汽门（MSV1、MSV2）及高压调节门（CV1-CV4）.2）关闭中压主汽门（RSVKRSV2）及中压调节汽门（ICV1,ICV2）O3）排汽通风门VV、事故排汽门BDV开启。4）关闭高排逆止门。5）关闭各段抽汽逆止门、电动门。6）开启机组疏水门（开启高压主汽门上阀座疏水、开启高压主汽门下阀座疏水。开启高压主汽导汽管疏水。开启高排逆止门前疏水。开启中压联合汽门疏水。开启抽汽管道疏水）。7）锅炉负荷小于40%,如果高压旁路门在开启位置，则锅炉MFT不动作（低压旁路门根据压力自动调节开度）。8）若锅炉负荷大于等于40%,则锅炉MFT动作。9）转速下降，交流辅助油泵启动，顶轴油泵启动，盘车启动。10）小机跳闸，电泵联启。3.发变组跳闸后的联锁1）发电机跳闸后通过电气保护跳闸汽轮机，并启动跳闸矩阵，联跳电气设备。2）其他同汽机跳闸。1.2.2机组紧急停机操作1.机、炉、发电机任一紧急停运条件满足，应立即手动按下相应的“紧急跳闸”按钮，通过大联锁使机组停止运行。2.检查锅炉、汽机、发电机联锁动作正确，如锅炉主燃料未跳，应立即手动跳闸。3.检查厂用电系统是否正常，否则应手动补救，设法保住厂用电。

971.检查汽机高压段疏水、中压段疏水、低压段疏水应自动开启，否则应手动开启。2.检查本体疏水扩容器冷却水自动投入正常，否则手动投入。3.按机组跳闸联锁中内容检查跳闸后的其它联锁动作正确，否则立即手动完成，并通知热工专业人员进行处理。4.检查汽机盘车、交流辅助油泵及顶轴油泵自启动，发电机密封油泵正常运行，否则应立即手动启动。检查油压、油温正常，盘车电流正常。5.检查凝汽器、除氧器水位自动调节正常，否则手动调节保持凝汽器、除氧器水位正常。6.检查主机润滑油温、密封油温、发电机风温、内冷水温正常，必要时解列冷却器冷却水。7.快关高、低压旁路门（失去两台循环水泵或机组真空过低时）。8.汽机转速下降后，应打开真空破坏门（需破坏真空时）。9.机组跳闸后，应迅速将轴封倒为辅汽供汽。及时调整轴封供汽压力，真空到0,停用轴封汽，解列轴封加热器。10.注意汽机惰走情况，胀差、振动、轴向位移、缸胀和上下缸温差等，倾听汽轮机内部声音正常。11.发电机内部着火和氢爆炸时，要用二氧化碳灭火，并紧急排氢，转子惰走到近200rpm时,要关闭真空破坏门，建立真空，尽量维持转速，直至火被扑灭。12.立即关闭本机冷段及四抽至辅汽电动门，将除氧器用汽切换为辅汽，并通知邻机保证辅汽压力。13.将励磁调节器自动控制/手动控制方式分别减到最小。14.若引、送风机未跳，应将锅炉总风量调至25〜30%BMC工况的风量，吹扫5min。如风机跳闸，开启风烟挡板自然通风15min后，应启动送、引风机对炉膛进行吹扫。若短时间不点火，吹扫后停送、引风机，保持锅炉在热备用状态。15.检查厂用电系统运行正常。16.检查低压缸喷水正常投入。17.完成机组其它正常停运操作。18.向调度及公司有关领导汇报故障情况。19.将有关曲线、事故记录打印并保存好，在值班日志做好事故记录。20.若单机运行，跳闸后，准备启动炉向辅汽供汽。1.3.机组申请停运处理1.4.1机组申请停运条件1.5.1.1锅炉故障申请停运条件1.受热面管子泄漏严重。2.受热面管子壁温超过材料允许值，经调整无效。3.给水、炉水、蒸汽品质恶化，经调整无效。4.安全门动作不回座，采取措施无效。5.严重结焦、堵灰，不能维持运行。6.汽水管道泄漏，难以维持运行。

981.电除尘故障，除尘效率很低。2.除灰（碎渣机、气力输灰）系统故障，锅炉连续12小时不能排灰。3.发生其它无法维持运行的情况时。1.3.1.2汽机故障申请停运条件1.凝汽器真空下降到18.6KPa,经处理无效。2.主汽管或其它管道破裂无法维持运行。3.汽机上、下缸温差大于土42℃。4.汽机DEH系统失控无法维持运行。5.两台轴加风机均故障，短时无法投入运行时。6.凝汽器泄漏严重，半侧停不下来时。7.辅机故障，无法维持主机运行。8.油系统故障，无法维持运行。9.发生其它无法维持运行的情况。1.3.2机组故障停机处理1.机组任一故障停机条件满足时，值班员应汇报值长申请停机。2.选择适当的停机方式停机。3.停炉过程中，应维持分离器储水箱正常水位。4.为了防止故障进一步扩大，可加快减负荷速度。5.若机组工况恶化，必须加快处理时，可按紧急停机处理。6.完成其它停机操作。1.4机组短时停运后再启动1.4.1机组保护误动或人为误操作等造成机组停运，停运后机组又未发现异常均可立即恢复机组运行。按极热态方式启动。1.4.2跳闸后处理：1.机组跳闸后，主控发出报警，运行人员确认后复位。2.查机组跳闸后联锁动作正确。3.查发电机主开关确已在断位。4.查交流启动油泵MSP、交流辅助油泵TOP、顶轴油泵JOP自启情况，否则应根据汕压手动启动。5.确认厂用电系统运行良好。6.检查汽机所有疏水门打开（确认疏水手动门在开位）。7.手动调节给水控制门保持分离器储水箱水位正常。启动炉水循环泵，进行水循环，尽可能减少锅炉的排放量。8.轴封倒至辅汽供，辅汽由邻机供或联系迅速启动启动炉。9.轴封由辅汽供，辅汽由邻机供或启动炉供给。10.检查除氧器汽源切换正常。

991.查真空、轴封正常，调整凝结器、除氧器水位正常。2.机转速到零，盘车自投正常，否则应手动投入。3.锅炉吹扫条件满足，对锅炉进行吹扫（风量设定25〜30%）。4.机组跳闸原因查明后，复位所有跳闸信号及掉牌。1.4.2跳闸后再启动：1.炉膛吹扫结束，复位锅炉MFT,打开燃油供油跳闸门。2.燃油系统漏泄试验完成后，逐渐投入油枪点火升温，按极热态方式启动时的规定投入空预器吹灰。3.根据汽机金属温度，检查主汽、再热汽温度是否为正匹配，且过热度应大于80〜100℃,如不符合要求应用旁路系统调整汽温。4.检查机侧辅机运行正常。5.查高排逆止门前后疏水门自动开关且动作灵活。6.再热蒸汽减温水不应漏流，否则应将再热器事故减温水手动总门关闭（减温水投用前打开），减温水漏量太大应停机处理。7.根据主汽温度、压力逐渐投入旁路系统并注意减温系统在自动良好，旁路投入后可关闭过热器出口疏水。8.启动一次风机，调节一次风母管压力正常，并准备一台磨组，根据升温升压情况启动磨组，磨组启动后应通知除灰脱硫值班员投入电除尘相应电场。9.检查高旁阀动作正常，开度满足锅炉建立足够的蒸汽流量。10.检查汽机上下缸温差、大轴偏心率、盘车电流正常。11.用中压缸启动方式，高低压旁路自动调节正常。12.汽机冲转条件满足，“快速”冲转到3000rpm。13.按值长令并网，带初始负荷，切缸条件满足后，完成高压缸投入，关闭旁路压力调整门及减温水调整门。14.避免长时间停留在低负荷阶段，尽快带上较高负荷，但在增加锅炉热负荷时，应与蒸汽负荷相匹配，否则将造成锅炉严重超温，过热器或再热器壁温超温严格按极热态方式启动时的规定进行燃烧调整。15.适时投用减温水，锅炉负荷大于15%MCR时，可投用过热器减温水，负荷大于20%MCR时，可投用再热器事故减温水16.按极热态方式启动时的规定投入高、低加。17.根据需要启动汽泵和暖投第二台磨组。18.机组负荷达到40%MCR以上时，根据负荷情况逐步退出油枪，条件允许后投协调。19.若单机运行，跳闸后，准备启动炉向辅汽供汽。20.完成其它启动操作。1.5机组甩负荷处理1.5.1发电机主开关跳闸1.5.1.1现象：1.DCS画面上报警光信号。

1001.机组大联锁动作。2.发电机主开关断开位置信号来。3.发电机有功、无功、定转子电压、电流表计到零。4.灭磁开关跳闸。1.5.1.2处理：1.首先查保护动作情况，判断发电机故障原因并进行处理。2.检查机组大联锁动作情况，汽轮发电机应自动跳闸，如果负荷大于40%BMCR,锅炉联跳。否则应立即打闸，并查厂用电运行是否正常。3.如故障为外部故障，并注意甩负荷机组转速是否正常。及时联系系统准备重新启动机组。4.汽机已跳闸时，查各段抽汽电动门、逆止门关闭，否则立即手动关闭，检查各疏水应自动开启，否则应手动开启。5.查高、低压旁路门是否自动开启，否则应根据需要手动开启，单机运行锅炉灭火时，注意高旁开度，尽可能维持辅汽的供应。及时调整锅炉给水流量，准备机组再次启动。6.将轴封切换为辅汽供。7.锅炉负荷低时，应按情况使用减温水，注意防止发生减温水量过多，而造成水击现象发生。8.停止的小机注意盘车的投入。9.完成机组停运的其他操作。10.检查发电机-变压器组，若无明显故障，机、炉运行良好，立即汇报调度，按值长令并网带负荷。11.锅炉压力恢复后，机组负荷升到30%以上即可投入“机跟随”方式，条件允许后投入“协调”方式。12.若单机运行，跳闸后，准备启动炉向辅汽供汽。1.5.2汽轮机运行中突然跳闸1.5.2.1现象：1.汽机跳闸，发电机保护出口动作，DCS画面上光字牌亮，喇叭响。2.DEH画面，跳闸指示灯亮。3.汽轮机转速下降。4.发电机跳闸，发电机有功、无功、定子电流等表计指示到零。1.5.2.2处理：1.确认主汽门、高压调节门、中压主汽门、中压调节门关闭，确认高排逆止门、各段抽汽电动门、逆止门关闭，转速下降。2.查发电机联跳，厂用电切换正常。3.检查VV阀、BDV阀开启。4.检查低压缸喷水自动投入，否则手动投入。5.查汽机跳闸后联锁动作正确，否则手动完成。6.查交流辅助油泵、启动油泵、顶轴油泵联锁启动情况，否则立即手动启动。7.检查汽机所有疏水门打开，并确认疏水手动门在开位。查本体疏水扩容器减温水投入正常，否则手动投入。8.手动调节给水控制门保持分离器储水箱水位正常。启动炉水循环泵，进行水循环，尽可能

101减少锅炉的排放量。1.关闭四抽及冷段至辅汽供汽电动门。2.将轴封及除氧器用汽切换为辅汽，检查辅汽压力正常。3.若单机运行，跳闸后，准备启动启动炉向辅汽供汽。4.查真空、轴封正常，调整凝结器、除氧器水位正常。5.汽机转速下降后，根据情况需破坏真空时，应先关高、低压旁路门，打开真空破坏门。6.注意汽机惰走情况，加强汽机胀差、振动以及上下缸温差等监视，倾听汽轮机内部声音正常。7.启动电泵。8.注意汽机惰走情况，对机组进行全面检查，跳机原因不消除，禁止再启动，机组不能很快恢复运行时，应机组停止运行步骤进行后续停机处理。9.若汽机确认为保护误动，应立即申请调度，准备重新启动机组，恢复并网运行。1.5.机组运行中发生RB1.6.1RB动作现象1.DCS画面上光字牌发任一“机组负荷能力”报警，2.相应的主要辅机跳闸报警。3.机组负荷指令受RB逻辑联锁控制并进行自动降负荷，条件满足时，发“机组RB动作”信号，自动由“机炉协调”控制切换为“机跟随”方式。1.6.2下列设备跳闸（实际负荷大于RB动作负荷时）机组控制系统发出RB动作信号1.A侧风烟组运行故障。2.B侧风烟组运行故障。3.任意一台汽动给水泵跳闸。4.电泵跳闸。5.定冷水失去。1.6.3机组RB的控制逻辑1.6.3.1当机组负荷在小于300MW,发出故障报警，RB不动作。1.6.3.2如果机组负荷在300〜480MW之间，任一台汽动给水泵运行中跳闸，RB逻辑动作为：1.发出电泵启动信号。2.电泵自启动成功，不发RB信号，机组仍为协调控制。3.可依据机组工况进行给水量调整。保持汽、电泵并列运行。4.锅炉主站指令强制负荷指令W480MW。5.如果电泵未启动，机组发RB信号，机组控制方式切为机跟随。自动按顺序停一台磨组。锅炉主控指令强制将负荷指令减至300MW,300秒后自动释放.1.6.3.3如机组负荷在480〜600MW之间，任一台汽动给水泵运行中跳闸，RB逻辑动作为：1.自动联启电泵。2.电泵自启动成功，不发RB信号，机组仍为协调控制。3.自上向下自动停运磨煤机，投剩余磨组的油枪，保持两台磨煤机运行。4.锅炉主站指令强制至480MW,300秒后释放后由RB指令维持在480MW运行。

1021.如果电泵未启动，机组控制方式切为机跟随。自动按顺序停一台磨组。锅炉主站指令强制将负荷指令减至300MW,300秒后自动释放。1.6.3.4机组负荷在高于300MW负荷，任一侧风烟系统运行中跳闸，RB逻辑动作为：1.锅炉主控指令强制至300MW,释放后由RB指令维持在300MW运行。2.机组发出RB动作信号，自动由“机炉协调”控制切换为“机跟随”方式。3.自动按顺序停运磨煤机组。1.6.3.5机组RB的同时，将以下列方式跳一台磨组：按先前墙后后墙，从上到下，每隔2秒跳闸一台磨煤机。1.6.4处理1.任一汽泵跳闸后应立即检查电泵自启动是否正常，并监视自动并泵程序，必要时进行手动干预。检查机组控制方式切换是否正常，否则立即手动切换。2.检查实际负荷已至RB动作设定值，否则立即手动将机、炉降低机组负荷，至RB要求值。3.密切注意给水量，维持在正常范围内，注意对汽压、汽温的调整。4.检查机组真空、振动、胀差、轴向位移和推力轴承工况的变化。5.调整锅炉燃烧，维持炉膛压力正常，可投部分油枪稳定燃烧。6.调整机组运行工况，使其稳定在新的负荷点上。7.查明RB动作原因，如跳闸设备误动，立即恢复。8.如跳闸设备确有故隙，将其隔离，通知检修处理。9.备故障消除后，尽快恢复机组正常运行方式。1.7高加解列1.8.1高加解列的现象1.发电机有功功率增加。2.调节级压力及其他监视段压力升高。3.高压缸排汽压力及再热热段压力升高，有可能安全门动作。4.给水温度降低，凝结水流量增大。5.当机组负荷100%时高加解列触发RB,1()、内负荷降到95%,如果负荷降不到95%跳机1.7.2发生下列情况高加解列运行1.任意一台高加水位高.值、高加手动解列指令存在时，发出报警信号，解列高加。2.高加系统汽水管道及门破裂，危及人身和设备安全时，应立即解列高加。3.高加水位升高，处理无效，高加满水时，应立即解列高加。4.高加正常疏水门及事故疏水门卡涩，导致高加水位高：值。5.高加水侧泄漏，导致高加水位高二值。1.7.3高加解列的处理:1.关闭一、二、三段抽汽电动及逆止门，并且联动一、二、三段抽汽管道疏水门开启。2.高加事故疏水门自动开启。3.高加水侧旁路门自动打开，高加进、出口电动门自动关闭。4.高加解列时，注意以下几个方面：

103a）监视除氧器水位调节情况。凝结水泵电流变化情况，机组负荷较高时防止凝结水泵过负荷。b）机组负荷调节情况，高压调门在手动时应及时调整，防止机组过负荷或再热器超压现象的发生。c）注意监视机组调节级压力，轴系的串轴、胀差、推力轴承温度、轴承振动等各项参数变化情况。d）机组带满负荷运行时注意燃料量，不能超过机组额定燃料量的10%。e）监视主再热汽温，防止主再热汽温超温。1.8汽水管道水冲击1.8.1汽水管道发生水冲击现象1.汽水管道内部声音异常。2.汽水管道发生振动、晃动，严重时使管道及支吊架开裂，威胁人身及设备安全。1.8.2处理1.发生汽水管道振动时，立即关闭汽水管道供给门门或停止有关设备，待充分疏水或排空气后再投入，严禁强行投入。2.辅助蒸汽投入时要按要求进行预热暖管，并检查疏水情况。3.高压加热器、低压加热器投入时要按要求进行预热暖管，根据抽汽管道上下温度检查疏水情况。4.除氧器加热投入及汽源切换时耍按要求进行预热暖管，投入速度不应过快。投加热时除氧器水位不应过高。5.小机投入时要按要求进行预热暖管，并检查疏水情况。6.高低压旁路投入前应进行预热暖管，并检查疏水情况。旁路切除后应检查减温水门严密关闭。7.机组启停过程中注意监视过热器及再热器减温水门，防止减温水门不关，造成管道水击发生。8.机组启动前要检查锅炉、汽机所由疏水门应按规定开启。9.机组停止后检查锅炉、汽机所有管道疏水均按要求开启。10.轴封汽投入时要按要求进行预热暖管，并检查疏水情况。11.锅炉极热态上水情况下，应及时打开省煤器至分离器排汽门，防止省煤器发生冲击。12.锅炉正常运行要保持锅炉循环泵出口管、储水箱大小流量溢流暖管门开启。1.9厂用电中断1.9.1现象1.锅炉MFT动作，汽机跳闸，发电机跳闸。2.6KV母线低电压报警，各段母线电压表指示下降为零。3.所有运行的交流电动机停止转动，DCS画面上电流指示为零，并有故障报警，主机及小机直流润滑油泵、直流密封油泵自启动。4.正常交流照明熄灭，事故照明灯亮，控制室变暗。5.柴油机发电机组自启动，400V集控保安PC自动切换。1.9.2原因1.启备变未能投入，主变、高厂变故障。

1041.电力系统故障而引起的本厂厂用电中断。1.9.2处理1.确认汽机跳闸后，确认主变出口开关、发电机出口开关和励磁开关，厂用6KV工作电源开关已自动跳开。2.确认汽机转速下降，高压主汽门、高压调节门、中压主汽门，中压调节门关闭，高排逆止门、抽汽逆止门关闭。3.确认锅炉MFT动作，各油枪跳闸、燃油跳闸门自动关闭，磨煤机进口冷、热风挡板关闭。4.确认主机直流事故润滑油泵自动启动，否则应立即手动投入，就地检查正常，润滑汕压力在0.1〜0.18MPa。5.确认直流密封油泵自动启动，否则应立即手动投入,并确认密封油与氢气差压在0.056MPa左右。6.确认小机跳闸，确认小机直流事故油泵自动启动，否则应立即手动投入；确认小机速关门、调门关闭，四抽供汽电动门、冷再供汽电动门、辅汽供汽电动门关闭，转速下降。7.确认保安段上的火检冷却风机运行正常，否则应立即手动启动。8.若备用电源无故障发生，并且厂用母线无故障信号发出，确认6KV母线上所有电动机均跳闸后，复置停止按扭，如线路主变高厂变无故障，可强送一次，强送正常后汇报值长。若线路主变高厂变有故障信号发出时，必须汇报有关领导，并将厂用电倒至启备变。故障消除后经有关人员通知方可倒回高厂变供电。9.汽机跳闸后有关疏水门开启，及时关闭高排逆止门后疏水门前手动门。关闭高排逆止门前疏水门前手动门。关闭两侧热再疏水调节门前手动门。确认主蒸汽疏水气动门及手动门已关闭。关闭主蒸汽分支母管A气动疏水门及手动门、关闭主蒸汽分支母管B气动疏水门及手动门。确认高、低压旁路门已关闭，隔绝疏水进入凝结器。10.保安段母线电压正常，检查UPS、220VDC、110VDC系统正常，电压正常。11.启动主油箱交流排油烟风机。12.启动小机油箱排油烟风机，启动小机盘车电机，就地倾听小机各部分声音正常。13.启动送、引风机、一次风机、磨煤机润滑油泵运行。14.启动主机交流启动润滑油泵运行，确认出口压力正常，停运直流事故润滑油泵运行并投入备用。汽机惰走期间应注意倾听机组各部分声音正常，汽机的高、低压缸差胀、振动、轴向位移、偏心度、盘车电流应正常，并确认各轴承回油温度下降。待汽机转速下降至2000rpm时，确认顶轴汕泵自动启动，转速到零时，盘车自动投入，否则手动投入。如果汽机有异常，破坏真空加速停机，并注意比较惰走时间。15.严密监视汽机润滑油温度，必要时将冷油器投入并列运行，如果润滑油温大于45℃,应停止连续盘车运行，每隔20min手动盘动转子180度。16.汽机轴封汽源由辅助蒸汽供给，真空到零后，打开真空破坏门，关闭主蒸汽、冷再、辅助蒸汽供轴封汽手动门。17.应确认空预器辅助电机自动启动，就地倾听空预器转动正常。必要时，人工手动盘转空预器。18.尽早通知化学将机组的加药系统停运，并且退出取样系统。19.仪用气压力失气后，按控制气源失气有关章节处理。20.在恢复厂用电之前，对动作的保护和报警进行检查和记录，检查所有6KV电机电源开关应该断开，以防来电后自启动和便于厂用电系统的恢复。21.尽早恢复厂用电运行，将6KV母线、400VMCC.PC母线

105恢复正常运行方式，将保安段恢复正常方式，保安段恢复必须采用瞬停方式，保安段瞬停前注意倒换负荷，防止断油、跑氢，检行柴油发电机在空载运行4min后自动停运，将柴油机燃油箱油位补至正常，并投入自动备用状态。1.恢复厂用电电源后，逐步启动闭冷水系统、压缩空气系统、凝结水系统。2.当汽机低压缸排汽温度大于80℃时，待凝结水系统启动后开启水幕喷水及低缸喷水对其冷却，直至低压缸排汽温度小于80℃后方可启动循环水泵。待循环水泵启动后，开启汽机各疏水手动门，各疏水门投入自动。3.启动一台小机交流油泵运行，另一台交流油泵作为备用，停运直流油泵并投入备用。4.启动交流密封油泵运行，停止直流密封油泵并投入备用。5.启动电泵后对锅炉进行热态上水，保证分离器储水箱水位正常。6.逐步启动各系统，做好机组热态启动的准备工作。1.10仪用压缩空气失去1.10.1现象：1.“压缩空气压力低”报警。2.就地表计显示控制气压全面下降。3.气动执行器开关不动或不灵活；锅炉火焰工业电视冷却空气压力低报警；有可能发“仪用压缩空气压力低低”报警，汽轮发电机组跳闸，气关式气动门开启，气开式气动门关闭。机侧：运行真空泵入口蝶门自动关闭，机组真空下降。各段抽汽逆止门自动关闭，高加正常疏水调节门自动关闭。给水泵最小流量再循环自动打开，给水流量下降。汽轮机本体各疏水门自动开启。低加正常疏水门自动关闭。冷再至辅汽调节门自动关闭，将导致辅汽失去汽源。锅炉：各减温水气动门自动关闭，燃油关断门、快关门自动关闭，油枪不能投停，保持原位。1.10.2原因：1.空压机本身缺油及其他机械故障，均不能正常工作。2.空压机动力电源故障及热工控制回路故障，均不能正常工作。3.空压机自启、停装置失灵。4.仪用压缩空气系统管路大量漏泄。5.过滤器严重堵塞。6.空压机冷却水中断，空压机无法正常工作。1.10.3处理：1.正常运行中应做好定期检查及维护工作，保证空压机处于良好的备用状态。2.当仪用压缩空气压力下降到0.6MPa报警，检查备用空压机是否自启动，并立即查明压力低的原因，予以消除。3.当备用空压机已经全部投入运行时，仪用母管压力仍低，应关闭空压机出口母管除油过滤器前电动门，空压机停止向杂用气罐供气。4.仪用压缩空气压力恢复前，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。5.确认该机组控制气源完全失去后，保护不动作应立即手动打闸，进行紧急停炉，争取时间确保机组停运过程中各气动装置正确动作。6.确认锅炉MFT

106后，立即停运二台引风机，确认整个风、烟组（包括送风机、一次风机等）跳闸，风烟组跳闸后，确认各风、烟挡板开启（否则必须到就地人工开启），锅炉进行自然通风。15min后，关闭所有风、烟挡板进行闷炉，按锅炉跳闸进行处理。1.机组跳闸后，立即停运凝汽器真空泵，开启真空破坏门。2.机组跳闸后，必须到就地手动调节主机润滑油、定子冷却水及密封油温度，防止温度调节门失气时主机润滑油温度大幅上升、发电机定子冷却水及密封油温度大幅下降。3.机组跳闸后应关闭主、再热蒸汽管道疏水手动门，防止凝汽器及本体疏水扩容器超温。4.机组停运后，应将过热器喷水各手动隔离门关闭、再热器喷水各手动隔离门关闭后方可启动电泵上水，启动时注意其再循环门、出口流量调节门、润滑油及工作油冷却水回水门失气后的状态。5.控制气源失去后，应注意补水箱压力和水箱水位、凝汽器水位，以及各自补水门失气后动作情况，必要时用旁路门手动调节。检查炉水循环泵闭式冷却水流量正常、凝汽器水幕喷水及汽轮机低压缸喷水压力正常。6.通知化学、除灰脱硫值班员检查控制气源失去后各气动门动作情况。7.机组其它处理参照锅炉MFT后处理方法。1.11机组控制系统异常及处理1.11.1DCS系统故障总的分类包括恶性的系统瘫痪（UPS失电、较多数控制器死机等）、操作员站部分或全部“死机”以及局部系统故障，大多与DCS系统的配置不当有关。1.11.2DCS系统部分操作员站死机故障1.11.2.1现象：1.一台或两台DCS画面出现画面冻结，黑屏或蓝屏：2.其他DCS画面依旧可以进行操作及监视。1.11.2.2处理：1.检查其它操作站是否可以对系统监视及操作。2.立即向值长汇报，在能操作的操作站上对机组进行控制、监视。3.值长立即通知热控人员到现场进行处理。1.11.3DCS系统部分控制器出现工作异常故障2.11.3.1现象：1.在各台DCS画面上均显示几个功能分区块呈现灰色，或离线故障状态。3.DCS画面上有控制器故障报警，电子间可发现控制器死机报警。1.11.3.2处理：1.出现异常立即汇报值长，值长通知热控人员到现场处理。2.停止操作，根据现场情况判断故障控制器对那些系统有影响，如果现场有就地监视及控制方式的辅助系统应立即派专人进行监视及调整，确定系统是否可继续运行。3.现场人员派专人监视出现控制器故障的相关设备和系统，加强就地相关表计监视。4.根据热工专业人员的意见和值长、单元长的指令进行处理。5.重要的控制器或出现较多控制器故障，应采取紧急停机措施。1.11.4DCS系统操作控制网络工作异常2.11.4.1现象：

1071.在各台DCS画面上均显示画面冻结，黑屏或蓝屏。2.有DCS控制系统故障报警。3.所有DCS画面上发舟的控制指令均无效。1.11.4.2处理：1.出现故障立即报告值长，值长应尽快通知热控人员处理。2.可派专人到现场对重要设备及系统就地相关表计监视。3.根据热工专业人员的意见和调试总指挥、值长的指令进行处理。4.在一定时间内如果无法恢复或者机组运行状态恶化立即采取紧急停机措施。1.11.5热工模件工作异常1.11.5.1现象：1.DCS画面上出现通道故障报警。2.故障模件所对应测点监视、控制信号消失，显示为故障状态，对部分设备控制可能有影响。3.电子间控制器柜内可见该模件运行指示灯灭。1.11.5.2处理：1.发现故障，运行人员立即汇报，值长应尽快通知热控人员进行处理处理。2.加强就地相关表计监视。3.根据热工专业人员的意见和值长、单元长的指令进行处理。4.根据情况调整运行方式，以便对故障系统进行必要的监视及调整。5.尽可能联系中调保持机组负荷稳定，保持系统稳定设备稳定运行。6.如果故障模件数量较多，无法保证设备及系统的正常运行，应立即采取紧急停机的措施。1.11.6DCS系统失电1.11.6.1现象：1.DCS系统失电，机组保护动作跳闸，锅炉MFT动作，汽轮发电机跳闸。2.DCS系统发故障报警。3.DCS画面上所有设备、测点均显示故障状态。4.所有设备、门门、挡板均不能控制。1.11.6.2原因：UPS系统故障，造成DCS系统失电。1.11.6.3处理:1.机组自动不跳闸，应立即使用事故按钮进行打闸停机。2.机组跳闸后，注意汽轮机轴系的监视；发电机密封系统的监视。3.机组跳闸后不能停止的设备，立即派人到6KV、400V室开关上就地停止。4.派人到保安段，作好投入润滑油泵，顶轴油泵等准备。5.派人监视NCS系统及DEH系统，防止电气系统故障，防止汽机超速。6.派人到汽机热力配电盘，准备破坏真空，作好切断除氧器加热，辅汽供汽门准备。7.派人员到汽机机头打闸汽机，看转速，听声音，看油压，看小机是否跳闸，否则打闸。

1081.在转子到零时检查就地启动盘车。2.在DCS恢复后，及时启动引送风机，进行锅炉吹扫。1.12火灾1.12.1原因1.汽机油系统、燃油系统漏油。2.制粉系统爆燃或自燃。3.电缆故障或室内配电装置故障。4.变压器或互感器故障。5.氢气系统爆炸着火。6.输煤皮带着火。7.锅炉燃油系统漏泄着火。1.12.2处理1.12.2.1机房着火，但未延及设备时，值班人员应：1.迅速召唤消防人员，报告值长及公司领导。2.消防人员未到之前，应采取紧急措施灭火，着火地点有带电设备时必须先切断电源。3.高温部位着火，禁止用水或泡沫灭火器灭火，禁止用二氧化碳灭火器灭火。1.12.2.2油系统着火禁止用水灭火。1.尽量隔离着火范围并保证机组安全运行。2.火势威胁机组安全时，报告值长，停机处理。3.火势威胁汽机主油箱时，应在机组惰走中放油到地沟，放油速度应保证机组转速到零而油泵仍能上油，然后继续放油。4.润滑油系统漏油着火时，应及时倒直流密封油泵供油。5.密封油系统着火无法迅速扑火，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。6.发电机或氢冷系统发生火灾，应紧急停机，事故排氢，同时向发电机内充CO2进行排H2灭火，水冷系统保持运行。火未扑灭前应尽量维持200rpm转速。1.12.3发生火灾时，值班员必须做到：1.不得擅自离开工作岗位。2.加强监视运行机组。3.准备按值长命令进行停机操作。1.12.4防止火灾事故应遵循下列原则：1.12.4.1防止电缆着火1.对控制室、开关通过的夹层、隧道、穿越楼板、墙壁的电缆孔洞和盘面之间的缝隙必须采用阻燃材料严密封堵。2.电缆竖井、夹层处要定期检查清理，保持清洁不积粉尘、不积水，照明应采用安全电压，禁止堆积杂物，室外电缆沟、竖井的封口应高于地面并封严，以防雨水或废油进入。

1091.厂房内敷设的电缆要组织分区负责，定期清扫积灰、积粉，经过高温管道和油管道附近的电缆要尽可能布置合理，并采用隔热、防火措施。2.新扩建工程设计应有完善的电缆防火措施，施工中要严格按照设计要求完成各项电缆防火措施，并与主体工程同时投产。3.对于新建的600MW机组，应使用阻燃电缆，或在重要回路采用耐火电缆。1.12.4.2防止油系统着火1.定期检查油管道门门、法兰，杜绝滴漏现象。2.严格执行动火制度，开工前必须办理动火工作票，工作负责人必须认真检查动火措施已完全落实后方可开始工作。3.油管道法兰、门门及有可能漏油部位的附近不准有明火，附近的热管道或其它热体保温应完整并包好铁皮，表面温度不得超过50C。4.油系统法兰禁止使用塑料垫或橡皮垫。5.更换油系统部件及清理滤网等工作结束后现场必须清理干净，除去渗油，以防着火。6.油区内严禁吸烟，严禁带火种进入油区。7.如果检修过程中将油漏入保温层，必须将保温层拆除，重新进行保温后，系统才能投入运行。1.12.5灭火方法，使用器材及注意事项1.末浸油类的杂物着火时，可用水、泡沫灭火器、沙子等灭火。2.浸有油类的杂物着火时，应用泡沫灭火器、沙子等灭火。3.油箱或其它容器内的油着火时，可用泡沫灭火器、CO2灭火器、1211灭火器灭火，必要时可用湿布扑灭或隔绝空气，但禁用沙子和不带喷嘴的水龙头灭火。4.带电设备着火，应在切断电源后用CO?、1211、干粉灭火器灭火。不准用泡沫灭火器灭火。电动机着火，不准用沙子或水注入电动机内进行灭火。5.巳带电设备着火，如不能立即切断电源，可用COz。灭火器灭火。禁止使用其它非绝缘性的灭火器材。6.蒸汽管道或其它高温部件着火，不准用C6灭火器灭火，用水也须慎重，以防热应力损坏设备。7.设备的转动部分及调速系统着火，禁止用沙子灭火，同时参照上述有关规定执行。8.抗燃油对人体有腐蚀作用，灭火及其他工作时应特别注意，作好人身防护工作。9.使用消防水对设备进行火火，注意设备的金属温度，防止金属与水急剧变形，而损坏重要设备。10.对于制粉系统内部着火、空预器内部着火首选使用蒸汽进行惰化灭火。第2章锅炉典型事故处理2.1锅炉MFT2.1.1现象1.立屏发事故声、光报警，报警窗口显示MFT原因。2.相应设备、阀门动作；3.汽轮发电机跳闸，机组负荷到0；4.炉膛灭火，火焰监视器看不到火。2.1.2原因

1101.误动MFT按钮。2.煤质较差，未及时助燃。3.机组、设备故障或误操作导致主保护动作。4.机组、设备故障或误操作导致主保护动作。2.1.3处理1.检查所有运行磨煤机、给煤跳闸，运行一次风机跳闸，燃油快速关断阀关闭，一级减温水和二级减温水总门关闭，再热器事故减温水总门关闭，上述设备和阀门不动作要手动将其关闭。2.检查炉膛负压自动跟踪正常，炉膛负压自动跟踪不正常应解除自动，手动进行调整，防止炉膛负压超限引起送、引风机跳闸。3.锅炉主汽压力27MPa,PCV阀不动作，手动起跳PCV阀泄压。4.炉膛吹扫完毕，复位跳闸设备。5.注意监视锅炉排烟温度和热风温度，防止尾部受热面再燃烧。6.配合有关人员查找MFT原因，进行处理后进行再次启动准备。2.2锅炉RB1.2.1现象1.立屏发事故声、光报警，报警窗口显示RB原因。2.故障跳闸设备状态指示闪烁。3.部分制粉系统跳闸。4.机组负荷快速降到300MW。2.2.2原因1.两台汽泵中一台跳闸。2.两台送风中一台跳闸。3.两台引风机中一台跳闸。4.两台一次风机中一台跳闸。2.2.3处理1.RB发生，检查协调自动跟踪情况，如协调跟踪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。如果协调跟踪不正常，应立即解除协调，切除上层磨煤机，保留下层3台磨煤机运行，将运行给煤机转速调整到和300MW负荷相适应，调整给水流量保障主、再热器温度正常。2.一台给水泵跳闸应立即将运行的给水泵出力加到最大，四抽压力不足立即切换到冷段汽源运行。3.•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挡板关闭严密。4.一台引风机跳闸立即将运行引风机出力加到最大，检查跳闸引风机出、入口挡板关闭严密。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和冷风挡板关闭严密。6.系统运行相对稳定后调整燃料量、给水量、风量保证机组在允许的最大出力稳定运行，联系检修人员查找RB原因，消除故障后恢爱机组正常运行。2.3锅炉主蒸汽压力低3.3.1现象

1111.主蒸汽压力偏离当前负荷对应正常值。2.机组负荷可能降低。3.可能来主蒸汽安全门动作信号和报警。4.主蒸汽安全门、高旁就地有泄漏声，高旁减温器后温度高或高旁减温水门开启。5.主蒸汽系统泄漏四管泄漏监测装置来报警，就地可能听到泄漏声。6.主蒸汽流量可能不正常低于给水流量。2.3.2原因1.主蒸汽安全门误动启座或严重内漏造成主蒸汽压力低；2.高旁误开或严重内漏造成主蒸汽压力低；3.高压自动主汽门或高压缸调门故障不正常开大或关小；4.主蒸汽系统严重泄漏。2.3.3处理1.主蒸汽安全门误动启座无法回座，应请示停炉处理；2.高旁误开造成主蒸汽压力低应立即进行手动关闭，手动关闭无效应到就地强制关闭后查找原因进行处理；3.如果高旁就地强制关闭无效或内漏严重无法处理，应请示停炉处理；4.高压自动主汽门或高压缸调门故障不正常开大或关小联系检修进行处理，经处理仍不能恢复正常.，主蒸汽压力高影响机组正常带负荷或可能在额定负荷时造成主蒸汽安全门动作应请示停炉处理；5.主蒸汽系统严重泄漏按“过热器泄漏”进行处理。2.4锅炉主汽压力高2.4.1现象1.主蒸汽压力偏离当前负荷对应正常值。2.主蒸汽温度可能异常。3.PCV阀可能开启。4.安全门部分开启。5.负荷可能升高。2.4.2原因1.汽机调门关闭。2.汽机跳闸，锅炉未跳闸或高旁没有开启。3.RB动作，锅炉燃料动作不正常。4.锅炉给水控制失灵，PCV阀未能动作。2.4.3处理1.监视安全门开启，锅炉压力下降后检查其回座。若PCV没有联开，可以打开PCV阀，进行控制。2.RB动作后，压力过高，可以手动跳闸磨。3.旁路故障，应联系检修处理。2.5锅炉主蒸汽温度异常

1122.5.1现象1.主汽温度高于576（或低于566C,监视器上参数超限变红。2.来主汽温度高或低报警。3.一、二级减温水调节门全开或全关。2.5.2原因1.机组协调故障或手动调节不及时造成煤-水比严重失调。2.炉膛工况发生大幅度扰动，机组协调跟踪质量不好或手动调节不及时。3.给水系统故障，机组协调跟踪质量不好或手动调节不及时。4.炉膛严重结焦或积灰。5.炉膛结焦和积灰严重情况卜进行吹灰。6.煤质严重偏离设计值。7.减温水阀门故障。8.主汽系统受热面或管道严重泄漏。2.5.3处理1.机组协调故障造成煤-水比失调应立即解除协调，根据当前需求负荷决定调整燃料量或给水量。为防止加剧系统扰动，当煤-水比失调后应尽量避免煤和水同时调整。当煤-水比调整相对稳定后再进一步调整负荷。2.炉膛工况发生大幅度扰动（如发生RUNBACK或一台以上制粉系统发生跳闸），控制系统工作在协调状态，主汽温度在自动控制方式，值班员应密切注意协调和自动的工作状况，尽量不要手动干预。当协调和自动工作不正常，值班员应果断的将协调和自动切为手动进行调整。3.当给水系统故障（如一台给水泵跳闸、高加解列），控制系统工作在协调状态，主汽温度在自动控制方式，值班员应密切注意协调和自动的工作状况，尽量不要手动干预。当协调和自动工作不正常，值班员应果断的将协调和自动切为手动进行调整。4.当炉膛严重结焦和积灰造成主汽温度异常应及时进行炉膛和受热面吹灰，当吹灰器不能正常投入或吹灰器投入后仍不能清除结焦和积灰，可对给水控制系统的中间点温度进行修正或将给水控制切为手动控制。如经过吹灰和调整仍不能使主汽温度恢复正常并且受热面金

113属温度存在超温应申请停炉处理。1.如炉膛结焦和积灰严重的情况下进行吹灰，吹灰时应密切监视受热面温度的变化和自动的跟踪情况，必要时可适当降低主汽温度定值，防止主汽温度超温。自动跟踪不正常应将其切为手动进行调整。2.当煤质发生变化时，燃料应提前通知运行部门并根据情况制定相应的燃煤混烧措施和对燃烧情况进行调整。3.减温水阀门故障应将相应的减温水调门自动切换为手动并适当降低主汽温度运行，必要时可对给水控制系统的中间点温度进行修正或将给水控制切为手动控制，适当降低升、降负荷速度，防止主汽超温，及时对故障的减温水阀门进行检修处理。4.主汽系统受热面或管道严重:泄漏应及时停炉处理，在维持运行期间如协调和主汽温度自动不能正常工作，应将其切为手动进行调整并适当降低主汽温度运行。如受热面或管道泄漏严重造成主汽温度和受热面金属温度严重超温经调整无效应立即停止锅炉运行。2.6锅炉再热蒸汽压力低3.6.1现象1.再热蒸汽压力偏离当前负荷对应正常值。2.再热蒸汽温度可能异常。3.机组负荷可能降低。4.可能来再热蒸汽安全门动作信号和报警。5.再热蒸汽安全门、高旁、低旁内漏，就地有泄漏声，减温器后温度高或减温水调门开启。6.再热蒸汽系统泄漏四管泄漏监测装置来报警，就地可能听到泄漏声。2.6.2原因1.再热器安全门误动启座或内漏造成再热器压力低。2.低旁误开或严重内漏造成再热器压力低。3.高旁误开或严重内漏造成再热器压力高。4.中压缸调门或主汽门故障，中压自动主汽门或调门关小或关闭造成再热汽压力高。5.再热蒸汽系统严重泄漏。6.抽汽系统异常。2.6.3处理1.如果安全门动作不回座，应请示停炉处理。2.低旁误开应立即进行手动关闭，手动关闭无效应到就地强制关闭后查找原因进行处理。3.如果低旁就地强制关闭无效或内漏严重:无法处理，应请示停炉处理。4.高旁误开造成再热蒸汽压力高应立即进行手动关闭，手动关闭无效应到就地强制关闭后查找原因进行处理。5.如果高旁就地强制关闭无效或内漏严重无法处理，应请示停炉处理。6.中压缸调门或主汽门故障造成中压自动主汽门或调门关小或关闭应联系检修进行处理，经处理仍不能恢复正常，再热蒸汽压力高影响机组正常带负荷或可能在额定负荷时造成再热蒸汽安全门动作应请示停炉处理。7.再热系统严重泄漏按“再热器泄漏”进行处理。2.7锅炉再热蒸汽温度异常

1142.7.1现象1.再热蒸汽温度高于576℃或低于566c监视器上参数超限。2.来再热蒸汽温度高或低报警。3.烟气调节挡板和烟气挡板故障后，事故减温水没有动作。2.7.2原因1.炉膛工况发生大幅度扰动，再热汽自动跟踪不好或手动调节不及时。2.炉膛严重结焦或积灰。3.炉膛结焦和积灰严重情况下进行吹灰。4.煤质严重偏离设计值。5.烟气挡板或事故减温水阀门故障。6.喷燃器损坏、风门挡板损坏或炉膛配风不合理。2.7.3处理1.炉膛工况发生大幅度扰动（如发生RUNBACK或一台以上制粉系统发生跳闸），再热蒸汽温度在自动控制方式，值班员应密切注意自动的工作状况，尽量不要手动干预。当自动工作正常不正常，值班员应果断的将自动切为手动进行调整。2.当炉膛严重结焦和积灰造成再热蒸汽温度异常应及时进行炉膛和受热面吹灰，当吹灰器不能正常投入或吹灰器投入后仍不能清除结焦和积灰，烟气挡板和事故减温水调门全开或全关经燃烧调整仍不能使再热蒸汽温度恢复正常并且受热血金属温度存在超温应申请停炉处理。3.如炉膛结焦和积灰严重的情况下进行吹灰，吹灰时应密切监视受热面温度的变化和自动的跟踪情况，必要时可适当降低再热蒸汽温度定值，防止再热蒸汽温度超温。自动跟踪不正常应将其切为手动进行调整。4.当煤质发生变化时，燃料应提前通知运行部门并根据情况制定相应的燃煤混烧措施和对燃烧情况进行调整。5.烟气挡板或事故减温水阀门故障应将再热蒸汽温度自动切换为手动并适当降低再热蒸汽温度运行。适当降低升、降负荷速度，防止再热蒸汽超温。及时对故障的烟气挡板、减温水阀门进行检修处理。6.喷燃器损坏、风门挡板损坏或炉膛配风不合理应及时对损坏的喷燃器和风门挡板进行处理，故障设备未处理完之前应适当降低再热蒸汽温度运行，适当降低升、降负荷速度，防止再热蒸汽温度超温。7.配风不合理应对炉膛配风进行调整。2.8水冷壁泄漏3.8.1现象1.四管泄漏检测装置报警。2.就地检查可能听到炉膛内有泄漏声，如果水冷壁炉膛外泄漏能看到泄漏处冒汽、冒水。3.给水流量不正常地大于对应负荷下流量，机组负荷降低。4.泄漏点后温度升高，过热器减温水调节门不正常开大。5.水冷壁严重泄漏可能造成燃烧不稳，引风机电流增大和电除尘器工作不正常，特别严重时可能造成炉膛灭火。6.电除尘可能工作不正常，除灰管道、空预器可能堵灰。2.8.2原因

1151.水冷壁管材质存在缺陷或后期制造、安装对管材产生损伤。2.给水品质长期不合格或局部热负荷过高，使水冷壁管内结垢严重，造成管材腐蚀减薄或超温爆管。3.部分水冷壁管内部存在杂物堵塞、水冷壁管缩孔不当、水冷壁管焊口错位、水动力工况不正常等原因造成管内质量流量低，喷燃器损坏、配风不合理、炉膛严重结焦等原因造成炉膛局部热负荷高，上述原因造成部分水冷壁内工质流量与管外热负荷不相适应，造成管壁超温爆管。4.炉膛内热负荷不均或水动力工况不正常造成水冷壁管间温差过大，炉膛膨胀受阻，锅炉冷却和升温速度过快造成应力撕裂水冷壁管。5.水冷壁吹灰器位置不正确，疏水未疏尽，吹损管壁。6.炉膛内大块焦渣脱落，砸坏水冷壁管或炉膛发生严重爆炸，使水冷壁管损坏。2.8.3处理1.水冷壁泄漏不严重，给水流量能够满足机组负荷需要，各水冷壁金属温度不超温，管间温差在允许范围，注意监视各受热面温度和水冷壁金属温度，及时汇报并密切关注泄漏情况的发展。2.在水冷壁泄漏处增设围栏并悬挂标示牌，防止汽水喷出伤人。3.若泄漏严重，爆破点后工质温度急剧升高或管间温度偏差超过允许值无法维持正常运行时，应立即手动MFT。4.注意电除尘的工作情况，加强巡视检查，防止电除尘电极积灰和灰斗、管道及空预器等堵灰。5.停炉后，应保留送、引风机运行，待不再有汽水喷出后再停止送、引风机运行。2.9省煤器泄漏3.9.1现象1.四管泄漏检测装置报警。2.就地检查可能听到省煤器部位有泄漏声，如果泄漏严重省煤器灰斗不严密处冒汽、冒水。3.省煤器、空预器、电除尘器灰斗、仓泵、输灰管道可能堵灰，空预器可能积灰，电除尘可能工作不正常。4.给水流量不正常地大于对应负荷下流量，机组负荷降低。5.泄漏点后温度升高，减温水调节门不正常开大。2.9.2原因1.省煤器管材质存在缺陷或后期制造、安装对管材产生损伤。2.省煤器防磨瓦安装位置不正确、掉落过多、检修周期过长造成管壁磨损减薄爆管。3.给水品质长期不合格，管材腐蚀减薄造成爆管。4.省煤器处发生再燃烧造成省煤器管超温损坏。5.省煤器吹灰器位置不正确，疏水未疏尽，吹损管壁。2.9.3处理1.省煤器泄漏不严重，给水流量能够满足机组负荷需要，各水冷壁金属温度不超温，注意监视各受热面温度，及时汇报并密切关注泄漏情况的发展。2.在省煤器人孔、灰斗处增设围栏并悬挂标示牌，防止汽水喷出伤人。3.若泄漏严重，爆破点后工质温度急剧升高无法维持正常运行时，应立即手动MFT。4.

116注意监视除灰系统和空预器的工作情况，加强巡视检查，如除灰系统或空预器堵灰严重，电除尘器无法正常工作应请示停炉处理。1.停炉后，应保留送、引风机运行，待不再有汽水喷出后再停止送、引风机运行。2.10过热器泄漏3.10.1现象1.四管泄漏检测装置报警。2.就地检查可能听到过热器部位有泄漏声。3.电除尘可能工作不正常，除灰系统、空预器可能堵灰。4.给水流量不正常地大于对应负荷下流量，机组负荷降低。5.泄漏点后温度升高或减温水调节门不正常开大。2.10.2原因1.过热器管材质存在缺陷或后期制造、安装对管材产生损伤。2.过热器防磨瓦安装位置不正确、掉落过多、检修周期过长造成管壁磨损减薄爆管。3.蒸汽品质长期不合格，管内积盐造成管材长期超温爆管。4.制粉系统运行方式不合理造成炉膛热负荷不均或设计不当、部分吹灰器损坏，管屏积灰不一致、管屏间距支撑或管卡损坏造成管屏或部分管子出列过热器产生热偏差，部分过热器管长期超温爆管。5.过热器管内杂物堵塞或焊口错位造成通流量低，管材超温爆管。6.协调、过热器自动跟踪不良或过热器长期超温运行造成长期超温爆管。7.运行不当造成过热器进水或过热器严重超温造成短期超温爆管。8.过热器吹灰器位置不正确，疏水未疏尽，吹损管壁。2.10.3处理1.过热器泄漏不严重，泄漏点后温度能维持正常运行，应及时汇报并关注泄漏情况的发展，必要时降低机组负荷运行。为防止泄漏点吹损其他管屏或相邻管子流量降低超温损坏应及早安排停炉处理。2.如过热器爆管，泄漏点后温度急剧升高无法维持正常运行或相邻管金属温度严重超过允许温度应立即停炉处理。3.在过热器泄漏不严重维持运行期间，在泄漏点人孔、检查孔处增设围栏并悬挂标示牌，防止蒸汽喷出伤人。4.维持运行期间注意监视除灰系统和空预器的工作情况，加强巡视检查，如除灰系统或空预器堵灰严重，电除尘器无法正常工作应请示停炉处理。5.停炉后，应保留送、引风机运行，待不再有汽水喷出后再停止送、引风机运行。2.11再热器泄漏2.11.1现象四管泄漏检测装置报警。2.地检查可能听到再热器部位有泄漏声。3.电除尘可能工作不正常，除灰系统、空预器可能堵灰。4.机组负荷降低。5.泄漏点后温度升高或烟气挡板开度不正常。

1172.11.2原因1.再热器管材质存在缺陷或后期制造、安装对管材产生损伤。2.再热器防磨瓦安装位置不正确、掉落过多、检修周期过长造成管壁磨损减薄爆管。3.蒸汽品质长期不合格，管内积盐造成管材长期超温爆管。4.制粉系统运行方式不合理或炉膛热负荷不均或设计不当、部分吹灰器损坏管屏积灰不一致、管屏间距支撑或管卡损坏造成管屏或部分管子出列再热器产生热偏差，部分再热器管长期超温爆管。5.再热器管内杂物堵塞或焊口错位造成通流量低，管材超温爆管。6.协调、再热器自动跟踪不良或维持再热器长期超温运行造成长期超温爆管。7.事故减温水使用不当造成再热器进水或再热器严重超温造成短期超温爆管。8.锅炉启动期间再热器干烧，烟气温度超过再热器管材许用温度超温损坏。9.再热器吹灰器位置不正确，疏水未疏尽，吹损管壁。2.11.3处理1.再热器泄漏不严重，泄漏点后温度能维持正常运行，应及时汇报并关注泄漏情况的发展，必要时降低机组负荷运行。为防止泄漏点吹损其他管屏或相邻管子流量降低超温损坏应及早安排停炉处理。2.如再热器爆管，泄漏点后温度急剧升高无法维持正常运行或相邻管金属温度严重超过允许温度应立即停炉处理。3.在再热器泄漏不严重维持运行期间，在泄漏点人孔、检查孔处增设围栏并悬挂标示牌，防止蒸汽喷出伤人。4.维持运行期间注意监视除灰系统和空预器的工作情况，加强巡视检查，如除灰系统或空预器堵灰严重，电除尘器无法正常工作应请示停炉处理。5.停炉后，应保留送、引风机运行，待不再有汽水喷出后再停止送、引风机运行。2.12尾部烟道二次燃烧3.12.1现象1.锅炉空预器入口烟气温度超过405℃或排烟温度急剧升高超过130℃。2.热风温度急剧升高超过正常值。3.空预器二次燃烧有热点监测报警并且空预器入口烟气温度和出口热风温度差降低甚至为负值。4.就地通过空预器的玻璃检查视窗，检查空预器是否着火。5.炉膛负压急剧波动。6.省煤器处再燃烧，省煤器出口给水温度不正常升高。7.再燃烧点附近人孔、检查孔、吹灰孔等不严密处向外冒烟，烟道、省煤器或空预器灰斗、空预器壳体可能会过热烧红，再燃烧点附近有较强热辐射感。2.12.2原因1.磨煤机煤粉细度过粗、煤粉均匀度差、炉膛配风不合理、喷燃器损坏、炉膛氧量维持过低、省煤器和空预器灰斗堵塞发现不及时、省煤器和空预器长期不吹灰等原因长期运行，造成尾部烟道积聚煤粉。2.锅炉启动燃油时间过长并且油枪雾化不好、油枪配风不合理、省煤器和空预器长时间不吹灰等原因等原因造成尾部受热面积聚油垢。

1181.锅炉长时间煤油混烧或部分油枪控制阀内漏发现不及时，炉膛配风不合理、油枪雾化不好、喷燃器损坏、炉膛氧量维持过低。2.尾部烟道人孔、检查孔或烟道不严密，空预器密封装置工作不正常造成尾部烟道漏风严重。3.锅炉停炉前没有进行全面受热面吹灰或炉膛吹扫。4.锅炉烟风挡板关闭不严密，造成停炉后烟道空气流通。2.12.3处理1.锅炉运行中发生尾部烟道二次燃烧应立即停止锅炉运行，立即停止送、引风机运行并关闭所有烟风挡板。2.强制投入再燃烧点区域的蒸汽吹灰器进行灭火。3.如果省煤器处再燃烧，启动电泵以150t/h的流量进行上水冷却。4.如果空预器受热面再燃烧，空预器能正常运行，提升扇形密封板，必要时联系检修缩回所有密封装置，保持空预器正常运行；空预器发生卡涩，主驱动电机和辅助驱动电机跳闸，除提升扇形密封板，必要时联系检修缩回所有密封装置外，投入空气电机或联系检修连续手动盘动空预器转子。投入空预器蒸汽吹灰进行灭火，必要时投入空预器消防水进行灭火。5.当省煤器出口给水温度接近入口温度（省煤器处再燃烧），空预器入口烟气温度、排烟温度、热风温度降低到80℃以下，各人孔和检查孔不再有烟气冒出后停止蒸汽吹灰或消防水。打开人孔和检查孔检查确认再燃烧熄灭后，开启烟道排水门排尽烟道内的积水后开启烟风挡板进行通风冷却。6.炉膛经过全面冷却，进入再燃烧处检查确认设备无损坏，受热面积聚的可燃物彻底清理干净后方可重新启动锅炉。2.13锅炉结焦3.13.1现象1.锅炉水冷壁、喷燃器、冷灰斗等处有焦渣聚集。2.锅炉中间点温度、过热器出口温度、再热器出口温度、过热器减温水调门或再热器温度调整烟气挡板开度不正常。3.喷燃器结焦严簟可能造成燃烧不稳定，炉膛热负荷不均，受热面金属温度偏差增大。4.渣斗出渣量增大，碎渣机负荷增大。5.冷灰斗可能堵渣。2.13.2原因1.燃煤品质发生变化。2.锅炉长时间超出力运行。3.炉膛配风不合理或喷燃器损坏。4.磨煤机出口温度过高、一次风量过低、煤粉调整过细造成着火点提前。5.制粉系统运行方式不合理造成局部热负荷过高。6.运行中氧量设置过低。7.水冷壁吹灰长期不能投入或吹灰参数设置不当。2.13.3处理1.燃煤品质发生变化前，输煤专业通知集控人员，制定相应措施。

1191.锅炉应控制在额定出力以下运行，如果炉膛结焦严重，通过吹灰和调整燃烧仍然不能改善应降低锅炉出力运行。2.调整和保持合理的一、二、三次风配比以维持喷燃器出口的二次风旋流强度，喷燃器损坏或结焦及时处理，防止造成结焦。3.保持正常的磨煤机出口温度、一次风量和煤粉细度，如果喷燃器附近结焦严重可适当降低磨煤机出口温度、适当增加一次风量和适当降低煤粉细度，将着火点适当延后。4.维持正常的制粉系统运行，如部分磨煤机检修不得已非正常方式运行，可视情况调整配风和各磨煤机的负荷分配，如果通过加强吹灰和调整无法解决应降低锅炉出力运行。5.锅炉结焦严重可适当增加喷燃器的配风，降低燃尽风量并增加整体炉膛的过量空气系数运行。6.水冷壁吹灰器应按要求正常投入，炉膛结焦严重时应适当提高吹灰频率。2.14过、再热器超温3.14.1现象1.过、再热器管壁金属温度高于正常值。2.过、再热器管壁金属温度存在偏差。2.14.2原因1.制粉系统运行方式不合理、炉膛热负荷不均或设计不当、部分吹灰器损坏，管屏积灰不一致、管屏间距支撑或管卡损坏造成管屏或部分管子出列、炉膛严重结焦造成过、再热器产生热偏差。2.过、再热器管内结垢造成管壁超温。3.过、再热器管内杂物堵塞或焊口错位造成通流量低。4.协调、过热器、再热器自动跟踪不良或维持过、再热器管内蒸汽温度超温运行造成管壁超温。2.14.3处理1.尽量维持制粉系统正常方式运行，如部分制粉系统检修不能投入运行应通过调整配风和各制粉系统的出力使炉膛热负荷趋于均匀，经过调整仍不能使金属温度将至正常值以下应降低过、再热蒸汽温度运行。2.加强水冷壁、过热器蒸汽吹灰，吹灰器损坏应及时处理投入运行。3.加强化学监督，如锅炉运行时间长，过、再热器管内积盐严重应降低过、再热蒸汽温度运行。尽早安排锅炉酸洗。4.如部分过、再热器管壁超温应适当降低蒸汽温度运行并在锅炉停炉时安排割管检查。5.自动跟踪不良应查找原因对控制参数进行调整和设置，在处理好之前可适当降低机组升、降负荷速度或将自动切换为手动进行操作。2.15给煤机跳闸2.15.1现象1.DCS报警。2.总煤量减少，其他磨煤机燃料量增加。2.15.2原因1.电气故障。2.给煤机出口堵煤引起的跳闸。3.过负荷。

1202.15.3处理1.检查其他磨煤机负荷自动增加，给水匹配，汽温没有大的波动。2.给煤机跳闸后，需要投入本磨油枪助燃，否则跳磨。3.抬升磨辐。4.检查给煤机跳闸原因。如果是误动，立即启动一次。5.短时无法处理，停运本磨，启动备用磨。2.16磨煤机跳闸3.16.1现象1.DCS画面报警。2.给煤量降低，机组负荷降低，给煤机联跳。2.16.2原因1.磨煤机电机电气故障。2.磨保护动作。2.16.3处理1.根据运行磨的台数及各磨出力，降低机组负荷，并投入有关油枪助燃。2.若运行磨有备用出力，增加运行磨的出力，尽量维持负荷。3.监视给水自动跟踪良好，和当前负荷对应，监视分离器出口汽温过热度，如果过热度减少,要手动调节给水，使之和燃料匹配。4.机组各参数稳定后，若运行磨不能维持负荷，立即启动备用磨运行，恢复机组出力。5.查明跳闸磨煤机跳闸原因，检查给煤机联跳，检查一次风关断挡板关闭，启动磨煤机排放顺控，清空磨煤机，使其良好备用。6.除非是磨煤机润滑油站故障跳磨外，其他情况禁止停运润滑油系统。7.若磨煤机着火，按磨煤机着火处理。2.17磨煤机堵煤3.17.1现象1.磨煤机堵煤的现象是：一次风差压高，出口温度下降，分离器出口压力下降，电流升高，一次风量降低。若挡板投自动，挡板开度增加。就地磨煤机振动增大。2.磨煤机初期堵煤时，其它磨煤机出力增加，负荷变化不大，此时磨煤机出口温度缓慢下降。3.磨煤机堵煤严重时，分离器出口压力到零，分离器入口压力到零，混合风母管压力升高，一次风量降至很低，此时有可能•次风量低报警发出或保护动作。4.堵煤严重时机组负荷下降、氧量上升、总煤量上升、过热度下降。2.17.2原因1.给煤量较大，一次风量小，煤粉管道中的一次风速不足以维持煤粉的悬浮，煤粉会在管内沉积，造成煤粉管道的堵塞。2.加载压力控制阀故障，加载压力不够，煤粉较粗，一次风携带不出去。3.原煤较湿，一次风难以干燥。4.三个磨辑不能同步加载，碾磨压力不够。5.

121在磨煤机出口温度低的工况下工作时间较长，煤粉得不到足够的干燥，从而附着在磨煤机与煤粉管道匕造成煤粉管的堵塞。1.石子煤排放不畅，使石子煤在磨煤机的进风室内存积，阻挡一次风通流，容易造成堵煤。2.石子煤排放阀不严，在除石子煤时，高压水返至磨煤机。3.石子煤刮板断裂，石子煤不能及时排除，堆积一定程度堵住一次风喷嘴。2.17.3处理防范措施1.磨煤机堵煤时，应迅速解除本磨煤机自动，手动减给煤机的煤量至最小。否则协调会继续加大煤量，更加剧堵煤程度。加大一次风量及加载压力。2.发现磨煤机堵煤时，若AGC投入，其它磨煤机能够满足负荷时，不用解除AGC。若负荷较高,其它磨煤机已经增到最大，此时要需要迅速通过协调负荷上限降负荷，同时汇报调度。3.磨煤机堵煤严重时，要迅速将给煤机解除自动，手动减煤量至最小或停止给煤机运行。通过AT控制器调节汽温，防止汽温较低。4.下层磨煤机堵煤时，要及时投入油枪，再加大通风。5.严重堵煤后，磨煤机再次启动，要清空磨煤机后再启动。2.18磨煤机返水3.18.1现象1.磨煤机差压增大，分离器出口温度迅速降低，分离器出口压力升高。2.磨煤机电流有小幅度下降后，电流增加。3.其它现象同堵煤。2.18.2原因1.石子煤水力喷射器堵塞，排放石子煤时，石子煤排放阀不严，高压水返到磨煤机。2.磨煤机惰化蒸汽误开等。2.18.3处理防范措施1.石子煤排放时，加强与主控的联系。2.给水手动调节时，调节要谨慎小心，防止顾此失彼。3.磨煤机堵煤后，最好的处理手段是，手动停止给煤机，让虚假的煤量（实际不出粉）不参与计算。4.其它处理情况参考磨煤机堵煤处理。2.18.4危险点控制1.根据磨煤机差压、火检、电机电流、磨煤机出口温度等准确判断哪台磨煤机堵煤。2.确定磨煤机堵煤或进水时严重时，首先解除锅炉主控，投入油枪，停堵煤磨的给煤机，关闭磨煤机冷热一次风门。3.根据运行的磨煤机煤量情况手动增减锅炉主控，注意防止运行磨再次堵煤。4.监视负荷、煤量、给水量匹配情况调整结值调节器，防止汽温、壁温的超限。5.堵煤的磨煤机故障消除以后，恢复时防止磨煤机内残粉快速进入炉膛造成汽温、壁温超温现象发生，应少量开启磨煤机一次风门将残粉带走。6.

122保证石子煤排放时就地有人，并与监盘值班员密切联系，使集控值班员对排放过程有清楚的掌握。

123第3章汽轮机典型事故处理2.1机组严重超速2.1.1现象1.机组突然甩负荷到零，转速超过3000rpm并继续上升，甚至转速超过保护设定值而保护不动作。2.汽轮机声音异常，振动增大。3.DEH电超速、TSI电超速、机械超速保护动作、报警发出。3.1.2原因1.发电机甩负荷。2.DEH系统控制失常。3.汽轮机高、中压主汽门关不严。4.机组跳机时抽汽逆止门、电动门未关或关不严。5.保护装置动作正常，但主汽门、调门或抽汽逆止门卡涩，不能关闭严密。3.1.3处理1.汽机转速超过3330rpm而保护未动作应立即手动紧急停机，并确认高、中压主汽门，高、中压调门，各抽汽逆止门应迅速关闭，BDV阀、VV阀开启。2.汽机跳闸后，检查主汽门、调门和抽汽逆止门应关闭严密。若未关严，应设法关严，破坏凝汽器真空，锅炉泄压。3.确认转速下降，否则停运EH油泵，关闭高、中压主汽门，高、中压调门。设法切断其它汽源。4.只有当超速保安系统各环节部套设备发现无任何明显损坏现象，停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速跳闸保护系统调整合格（包括危急遮断器调整）后，且主汽门、调门、抽汽逆止门等关闭试验合格后，方可重新启动机组。并网前必须进行危急遮断器注油试验,并网后，还须进行危急遮断器升速动作试验，试验合格后，方允许重新并网带负荷。5.若停机过程中，机组差胀、振动或内部有异常声音时，或调节保护系统各环节部套有明显损坏，应查明原因，消除缺陷后，方可重新启动汽轮机，在启动过程中，应加强对机组振动，声音等检查。3.2汽轮机水冲击4.2.1现象1.机组负荷晃动。2.汽轮机上下缸温差增大并报警。3.高、中压主汽门，高、中压调门或任一抽汽电动门、抽汽逆止门门杆冒白汽。4.汽轮机内部、主、再热蒸汽管道、抽汽管道或旁路系统有水击声或产生剧烈振动。5.轴向位移、推力轴承金属温度及推力轴承回油温度急剧升高，汽缸及转子金属温度突然下降，差胀减少并向负方向发展。6.机组声音异常并伴有金属摩擦声或撞击声，振动增大。7.第一级进汽压力摆动增大。8.水冲击是汽轮机的恶性事故之一，以上现象不一定同时出现。3.2.2原因1.汽水分离器满水。

1241.主、再热蒸汽减温水调整不当。2.机组负荷急剧变化，主、再热蒸汽温度急剧降低。3.汽机本体疏水不良。4.蒸汽管道疏水不畅。5.除氧器或高、低加满水。6.轴封蒸汽温度调整不良、疏水不良，轴封带水。3.2.3处理1.确认水冲击时，必须迅速破坏真空紧急停机，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。2.当发现高压主汽门、调门或抽汽电动门、抽汽逆止门门杆冒白汽时，应紧急停机。3.当发现汽轮上下缸温差达40C应及时汇报值长。严密监视主、再热蒸汽汽温，轴向位移、推力轴承金属温度、推力轴承回油温度、胀差及机组振动情况。各参数异常变化时，按本规程的有关规定处理。4.若是加热器或除氧器满水引起的进水应隔离故障的加热器或开启除氧器事故放水，并加强抽汽管道疏水门。5.调整汽水分离器水位和主、再热气温正常。6.当汽轮机因水冲击而停机后，应先进行手动盘车，检查机组无异常后，方可投入连续盘车。7.汽轮机因水冲击紧急停机过程中，若伴有轴向位移大报警或跳闸信号，则停机后应由检修进行推力轴承解体检查，否则禁止启动汽轮机。8.汽轮机紧急停机过程中，若惰走时间明显缩短，且伴有金属碰撞声，则汽轮机应揭缸检查，否则禁止启动汽轮机。9.汽机进水紧急停机后24小时内禁止启动，汽机再启动时确认上、下缸温差应小于规定值。10.如果转子被卡住，应设法每小时将机组盘车一次，当转子转动自如时，应继续谨慎的连续盘车。3.3汽轮机断叶片4.3.1现象：1.汽轮机内部有明显的金属摩擦声2.机组振动增大3.某监视段压力异常，轴向位移，推力轴承金属温度异常变化3.3.2处理：1.汽轮机叶片在运行中损坏或断落，不一定同时出现上述全部现象，但出现下列现象之一时,应立即破坏真空紧急停机。1)汽轮机内部有明显的金属摩擦声；2)机组发生强烈振动；2.正常运行中如发现调节级压力或某一段抽汽压力以及抽汽压差异常变化时，应立即进行综合分析，如伴随相同工况下负荷下降，轴向位移，推力瓦块温度有明显变化或相应轴承的振动明显增大时，应尽快申请减负荷停机。3.汽轮机低压叶片断裂打破凝汽器钛管，使凝结水硬度、导电率上升，但机组无异音，振动无明显增大，应按以下方法进行处理：1)如凝结水硬度上升较小，未超标，应汇报值长对凝汽器半边隔离堵漏；

1253.4汽轮发电机组振动大3.4.1现象1.TSI各轴承振动指示大，就地实测也大；2.轴承手感振动明显，机组声音异常；3.各轴承温度会有所升高。3.4.2原因1.润滑油压、油温异常或油膜振荡；2.机组暖机不充分，缸体膨胀不畅或疏水不良；3.大轴弯曲；4.运行参数、工况剧变，使轴向推力异常变化；5.断叶片或汽机内部机械零件损坏，脱落：6.主机轴承损坏；7.汽机进冷汽、冷水或水冲击；8.真空下降引起汽机轴中心线偏移或末级叶片振动；9.开停机中，机组转速在临界转速区内；10.发电机方面的原因造成的机组振动，如磁场不平衡。3.4.3处理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；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：3.若为水冲击造成振动，应隔绝冷汽、冷水源，加强本体疏水；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。3.5汽轮发电机组轴承温度高4.5.1现象：1.一个或数个轴承金属温度升高；2.一个或数个轴承回汕温度升高。3.5.2原因：1.润滑油温度升高或压力降低，油质不合格；2.轴承内有杂物或进出口堵塞；3.轴承动静部分摩擦；4.轴封漏汽过大。3.5.3处理：1.当轴承回油温度升高2〜3C,应全面检查：1)该轴承的金属温度：2）其它各轴承的金属温度及回油温度；3）润滑油压及油温；

1264）各轴承振动情况；5）轴封供汽压力；6）轴封冷却器内真空。1.若轴承内有杂物或进出口堵塞，使轴承金属温度，回油温度升高，应汇报值长，启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵，适当提高润滑油压。经采取措施仍无效，并继续升高到规定值时，应破坏真空紧急停机。2.润滑油温升高，使各轴承金属温度、回油温度升高时应立即直明温度升高的原因，如冷却水中断或冷却水压力降低，应尽快恢复正常；如滤水器堵塞，应立即清洗；如调节门失灵,应立即联系热工处理，如冷却水门误关，应立即开启；若加热器误投，应立即停运。3.润滑油压降低应立即启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵，并寻找原因，予以处理。4.轴封压力升高或轴封冷却器真空降低，应尽快查明原因，予以处理。5.当汽轮机#1一#2轴承金属温度达到115℃,#3-#9轴承金属温度达到107℃,推力轴承金属温度达到85℃,或任意轴承回油温度达到75℃时，应立即破坏真空紧急停机。3.6主机轴向位移异常3.6.1现象：1.轴向位移指示增大2.BTG盘“汽机轴位移大”声光报警信号发3.推力轴承金属温度升高4.机组振动可能增大5.调节级压力，监视段压力升高1.6.2原因：1.进汽参数低，蒸汽流量大，汽轮机叶片过负荷。2.汽轮机通流部分严重结垢或叶片脱落。3.汽轮机发生水冲击。4.推力轴承断油，推力瓦块磨损。5.加热器故障切除。6.凝汽器真空下降。7.平衡鼓汽封片磨损。2.6.3处理：3.发现轴向位移增大，应立即检查下列各项：1）机组负荷：2）主再热蒸汽参数；3）凝汽器真空；4）调节级压力及各监视段压力；5）推力瓦块各金属温度及回油温度；6）胀差；7）振动；8）机组内部声音；

1271.由于主蒸汽、再热蒸汽参数降低，引起机组过负荷时，应汇报值长、通知锅炉提高蒸汽参数，应适当减少机组负荷。若凝汽器真空下降，按真空下降的事故处理规程规定处理，直到凝汽器真空轴向位移以及监视段压力恢复正常为止。2.机组过负荷，应联系锅炉，立即减负荷至正常值。3.汽轮机叶片结垢，应汇报值长降低机组出力，使轴向位移以及各监视段压力恢更正常。4.汽轮机发生水冲击，应立即破坏真空紧急停机。5.轴向位移至机组跳闸值，并伴随有不正常的响声或剧烈振动，应破坏真空紧急停机。6.推力轴承轴承断油，推力瓦块磨损或其它原因引起轴向位移增大达到机组跳闸值或推力轴轴承金属温度升高至115℃或回温度升高到70℃时，应破坏真空紧急停机。3.7主机油系统工作失常3.7.1主油泵工作失常4.7.1.1现象1.前箱内有噪音2.主油泵出口压力下降3.7.1.2原因：1.主油泵叶轮损坏，前箱内压力油管道泄漏。2.油涡轮增压泵异常3.主油泵出入口管道泄漏3.7.1.3处理：1.检查主油泵入口压力是否正常，前箱内有无异音、管道有无大量泄漏。密切监视主油泵出口及润滑油压力的变化并立即汇报值长。2.主油泵入口压力低，联系保养配合调整油涡轮节流门、旁路门、溢流门，以保证润滑油油系统油压，同时保证增压泵正常工作，维持增压泵出口压力。3.确认主油泵出入口管道泄漏，联系检修人员堵漏，如无效按停机处理。4.确认主油泵故障，汇报值长，启动交流辅助油泵和交流启动油泵，减负荷至零后，不破坏真空故障停机。3.7.2润滑油压下降（油箱油位正常）4.7.2.1原因1.主油泵和油涡轮增压泵工作不正常2.压力油管泄漏3.冷油器漏4.主油箱油位低5.油压调节门在运行中自动变更3.7.2.2处理1.润滑油压下将时，应立即核对各表计，查明原因2.当润滑油压下降到0.112MPa时，辅助油泵，当润滑油压下降到0.103MPa时，事故油泵应自动启动，否则手启。3.润滑油压下降时，应立即检查轴承金属温度，回油温度，发现回油温度异常升高。达到极限时，应立即破坏真空停机。

1281.检查主油泵进出口压力是否正常，若主油泵及油涡轮增压泵工作失常无法恢复，汇报值长，请求停机。2.检查事故油泵、辅助油泵或启动油泵出口逆止门是否是否关严，处理无效，汇报值长，请求停机。3.对冷油器进行查漏，若是冷油器泄漏应迅速切换冷油器，并隔绝故障冷汕器，联系检修4.检查油压调节门是否误动5.当润滑油压低至0.07MPa时，汽机应自动脱扣，否则手动停机，并按紧急停机处理6.在启动过程中，若辅助油泵故障而造成润滑油压下降时，应立即启动事故油泵，脱扣停机，待故障消除后，方可启动汽机。3.7.3油箱油位下降（油压正常）4.7.3.1原因：1.冷油器泄漏；2.事故放油门误动；3.密封油压力高或其他原因，使密封油进入发电机。3.7.3.2处理：1.检查主油箱油位，如油位降低应启动润滑油输送泵，向主油箱补油，并观察油位变化。2.对冷油器进行检查，若冷油器内漏，应切换备用冷油器运行，隔绝故障冷油器进行检修。3.检查主油箱事故放油门是否误开。4.调整密封油系统压力使其恢复正常。3.7.4油压和油位同时下降4.7.4.1原因1.压力油管（漏油进入油箱的除外）大量漏油：2.压力油管破裂；3.法兰处漏油；4.冷油器漏油；5.油管道放油门误开。3.7.4.2处理1.检查高压或低压油管是否破裂漏油，压力油管上的放油门是否误开，如误开应立即关闭,冷油器铜管是否大量漏油。2.冷油器大量漏油，应立即将漏油冷油器隔绝并联系检修人员处理。3.压力油管破裂时，应立即将漏油或喷油与高温部件临时隔绝，防止发生火灾，并设法在运行中消除。4.通过贮油箱补油，恢复油箱正常油位。5.压力油管破裂大量喷油，危机设备安全或无法在运行中消除时，汇报值长，进行故障停机，油严重火灾危险时，应按照油系统着火紧急停机的要求进行操作。3.7.5油箱油位升高

1293.7.5.1原因1.油箱油位升高的主要原因是油系统进水，使水进入油箱。2.轴封汽压太高3.轴封加热器真空低4.停机后冷油器水压大于油压5.贮油箱润滑油输送泵运行时，主油箱补油门未关或未关严。3.7.5.2油箱油位升高的处理1.发现油箱油位升高，应进行油箱底部放水。2.联系化学，化验油质。3.调小轴封汽量，提高轴加真空。4.停机后，停用润滑油泵前，应关闭冷油器进水门。5.如因小机油箱补油引起，立即恢复正常。3.7.6润滑油温高4.7.6.1油温高的影响汽轮机油粘度受温度变化的影响，油温高，油的粘度小。使油膜不好建立，轴承旋转阻力增加，工作不稳定，甚至造成轴承油膜震荡或轴颈与轴瓦产生干摩擦，而使机组发生强烈震动，故温度必须在规定范围内。5.7.6.2处理1.汽轮机各轴承回油温度升高，则应检查供油压力、供油温度和流量是否正常，检查冷油器工作是否正常，并采取措施及时处理。2.若汽轮机某一轴承回油温度升高，则应检查轴承回油量是否正常。3.若轴承油管进入杂物、油滤网堵或轴瓦故障等引起出口油温急剧升高，甚至轴承断油冒烟等，则应立即按紧急停机规定进行处理。3.7.7其他异常4.7.7.1轴承断油的原因1.运行中进行油系统切换时发生误操作，而对润滑油压又未加强监视，使轴承断油，造成烧瓦。2.机组启动定速后，未注意监视油压，由于油涡轮进空气工作失常，使主油泵失压，润滑油压降低而又未联动，几个方面合在一起，使轴承断油，造成烧瓦。3.油系统积存大量空气未及时排除，使轴瓦瞬间断油。4.汽轮发电机组在启动和停止过程中，高、低压油泵同时故障。5.主油箱油位将到低极限以下，空气进入油涡轮，使主油泵工作失常。6.厂用电中断，直流油泵不能及时投入。7.安装或检修时，油系统存留棉纱等杂物，使油管堵塞。8.轴瓦在检修中装反或运行中移位。9.机组强烈震动，会使轴瓦乌金研磨损坏。3.7.7.2个别轴承温度升高和轴承温度普遍升高的原因1.个别轴承温度升高的原因

1301）负荷增加，轴承受力分配不均，个别轴承负荷重。2）进油不畅或回油不畅。3）轴承内进入杂物，乌金脱壳。4）靠轴承侧的轴封汽过大或漏汽大。5）轴承中有气体存在，油流不畅。6）震动引起油膜破坏，润滑不良。1.轴承温度普遍升高的原因1）由于某些原因引起冷油器出油温度升高。2）油质恶化。3.7.8油系统着火4.7.8.1原因1.油系统漏油，一旦漏油接触到高温物体，就要引起火灾。2.设备存在缺陷，安装、检修、维护又不够注意，造成油管丝扣接头断裂或脱落，以及由于法兰紧力不够，法兰质量不良或在运行中发生震动等，均会导致漏油。此时如果附近有未保温或是保温不良的高温物体，便会引起油系统着火。3.由于外部原因将油管道击破，漏油喷到热体上，也会造成火灾。3.7.8.2处理1.发现油系统着火时，要迅速采取措施灭火，通知消防队并汇报领导。2.在消防队未到之前，注意不使火势蔓延至回转部位及电缆处。3.火势蔓延无法扑救，威胁机组安全运行时，应破坏真空紧急停机。4.油系统着火时紧急停机时，只允许使用润滑油泵进行停机。5.如润滑油系统着火无法扑救时，将交直流润滑油泵自启动开关联锁解除后，可降低润滑油压运行，火势特别严重时，经值长同意后可停用润滑油泵。6.根据情况（如主油箱着火），开启主油箱事故放油门（确认事故放油门一次放油门已开启）转子位静止之前，应维持主油箱的最低油位，并进行发电机的排氢工作，联电气、热工切除火区设备电源。7.等氢压降低至0.02MPa,并且机组转速降至1200rmp以下时，立即向发电机充C0?进行气体置换工作，应尽量保持定子冷却水系统运行。8.电气设备着火时，应立即断开该设备电源，然后再进行灭火对可能带电的设备以及发电机、电动机等，应使用干式灭火器、二氧化碳灭火器或1211灭火器灭火。严禁用水和泡沫灭火器火火。9.油系统着火可使用干式灭火器、二氧化碳灭火器或泡沫灭火器灭火，严禁用水和沙子（地面上可用水和沙子）灭火。10.如漏油至高温管道或部件引起火灾，应干粉火火器和泡沫火火器，严禁用水火火。3.8EH油压低

1313.8.1现象：1.光子牌上发“EH油压低”声光报警信号；2.EH油压指示下降。3.8.2原因：1.油箱油位过低2.油泵故障或进出口滤网堵塞3.卸载门或溢流门故障；4.供油系统泄漏或误操作5.高压蓄能器氮压降低或到零；6.油动机伺服门泄漏；3.8.3处理：1.检查EH油系统是否有泄漏，如有泄漏，在保证系统运行的前提下隔离泄漏点，汇报值长联系检修处理，若系统无法隔离，应汇报值长、并联系检修加油。2.检查卸载门动作情况，若动作压力偏低，应汇报值长、联系检修调整。3.检查高压蓄能器内氮气压力，低至8.OMPa时，应汇报值长，通知检修重新充气。4.若油动机伺服门泄漏，应汇报值长，要求减负荷并根据具体的那一个伺服门泄漏，来决定减负荷多少，并尽快对泄漏点进行隔离，并通知检修处理。5.EH油泵故障或运行泵出口压力低到9.2MPa时，备用泵未联锁启动应手动启动，并停止运行泵。汇报值长、通知检修进行检查处理。6.EH油压降低到7.55MPa时，停机保护应动作，否则应不破坏真空故障停机。3.9蒸汽参数异常4.9.1主汽压力1.主蒸汽的额定压力为24.2MPa,正常运行时不应大于25.7MPa,否则，应尽快调整锅炉燃烧恢复主蒸汽压力正常。2.若负荷降低过快，引起主汽压力异常，应设法稳定。待汽压恢复正常后，再进行降负荷工作。3.如因锅炉原因造成蒸汽压力升高，在负荷不超及其它运行条件许可的前提F,可适当增加机组负荷。4.若机组满负荷运行，可适当开启并调整高、低压旁路，尽快恢复汽压，但要严密监视凝汽器真空及排汽缸温度。5.主蒸汽压力在25.41〜29.06MPa之间的运行时间不得超过15min,否则应汇报值长，不破坏真空故障停机。主蒸汽压力在25.41-29.06MPa之间的运行时间全年累计不得超过12小时，且主汽流量不得超过额定压力下调门全开时的流量。6.主蒸汽压力瞬时波动的峰值，不得超过29.06MPa。否则应汇报值长不破坏真空故隙停机。7.主蒸汽压力下降时，应联系锅炉尽快恢复。若负荷增加过快，引起主蒸汽压力异常，应设法稳定负荷，待汽压恢复正常后，再进行加负荷工作。8.若因锅炉原因造成主蒸汽压力降低，则联系值长适当降低负荷，待主汽压力恢复后，再加负荷至正常值。

132任何情况下，高压缸排汽压力不允许超过4.527X125%=5.659MPa3.9.3主蒸汽、再热蒸汽温度1.主蒸汽、再热蒸汽温度的额定值为566C,正常运行中不得大于574C,否则应尽快调整锅炉燃烧恢复主蒸汽温度正常。2.汽温上升至574〜580℃,应汇报值长，尽快调整锅炉燃烧恢复主蒸汽温度正常，且全年累计运行时间不得超过400小时。3.汽温上升至580〜594℃,连续运行时间不得超过15min。否则应汇报值长不破坏真空故障停机，并且全年累计运行时间不得超过80小时。4.汽温上升超过594℃,应立即汇报值长不破坏真空故障停机。5.汽温下降减负荷过程中，应适当降低主汽压力以保持蒸汽过热度不小于50℃,否则立即汇报值长不破坏真空故障停机。3.10凝汽器真空下降4.10.1现象1.真空下降，低压缸排汽温度升高。2.机组负荷减少。3.轴向位移增大。4.主蒸汽流量增大。3.10.2原因1.循环水中断或水量不足2.循环水入口温度升高3.真空系统泄漏4.凝汽器满水5.轴封供汽不足或中断6.机械真空泵故障7.真空系统门门操作不当或误操作8.储水箱水位过低9.水封门密封水门运行中误关，防进水保护误动或凝汽器热负荷过大10.真空破坏门误开11.低压缸安全门薄膜破损3.10.3处理1.发现真空下降，应首先核对有关表计并迅速查明原因立即处理，同时汇报值长。2.启动备用真空泵，如真空继续下降至18.6KPa以卜.时，应联系值长机组开始减负荷维持真空在18.6KPa以上，减负荷速率视真空下降的速度决定。3.如机组已减负荷至零，真空仍无法恢复，并继续下降时，应汇报值长立即故障停机，并注意一、二级旁路，主、再热蒸汽管道所有疏水严禁开启。4.真空下降时，应注意汽动给水泵的运行，必要时可及时切换为电泵运行。

1331.注意低压缸排汽温度的变化，达到52℃时，低压缸喷水开始投入，80'C报警喷水门全开,继续上升到107℃时，保护动作跳机2.事故处理过程中，应密切监视下列各项：a)各监视段压力不得超过允许值，否则应减负荷至允许值。b)倾听机组声音，注意机组振动、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、回汕温度的变化。3.10.4循环水中断或水量不足引起的真空下降4.10.4.1现象1.凝汽器真空急剧下降；2.循环水母管压力降低或到零；3.凝汽器循环水出水温度升高，出、入口门循环水温差增大。3.10.4.2原因1.循环水泵跳闸；2.入口平板滤网、旋转滤网，胶球回收滤网堵。3.循环水泵出口门误关，备用泵出口门误开；4.凝汽器循环水出、入口门误关。3.10.4.3处理：1.循环水泵跳闸，有备用泵时应立即启动备用泵，并确认跳闸泵出口蝶门己联关，备用泉出口蝶门已联开。否则立即手动关、开出口蝶门。无备用时，应检查并确认跳闸泵的电气及机械部分无异常后，可强合一次跳闸泵，若强合不起来，减负荷维持真空在18.6KPa以上，并断开跳闸泵联锁开关，联系电气处理。减负荷至零真空仍无法恢复，并继续下降至13.3KPa时，应汇报值长立即故障停机，同时，注意高、低压旁路，主再热蒸汽管道所有疏水应严禁开启。若厂用电中断，造成循环水中断时，应按厂用电中断一节中有关规定进行处理，并特别注意以下几个方面：1)确认高、低压旁路是否开启。若已开启，应立即关闭。2)注意各油温、水温、风温的变化，注意锅炉方面。3)厂用电恢复后，先关闭凝汽器循环水入口门，后启动循环水泵，待低压缸排汽温度下降至50℃以下时，再开启凝汽器循环水入口门，向凝汽器通循环水。4)检查低压缸安全门薄膜有无破损。2.平板滤网堵塞，应更换备用滤网；旋转滤网加强运行，清洗脏物，保持通畅。3.运行泵出口蝶门误关，应立即开启；若开不起来，应立即启动备用泵，停止故障泵，并联系电气处理。备用泵出口蝶门误开，应立即关闭。4.凝汽器循环水出、入口门误关，应立即开启。3.10.5凝汽器满水4.10.5.1原因1.凝结水泵跳闸，备用泵未启动。2.凝汽器热井水位调节门失灵。3.凝结水泵入口或大法兰漏空气，水泵汽化不打水。4.凝结水泵出口管道上有关门门误关，包括化学精处理装置有关门门误关。

1341.备用泵出口逆止门和出口电动门不严。2.凝结水泵入口滤网（包括热井内滤网）堵塞。3.10.5.2处理1.运行泵跳闸，备用泵未联动，应立即启动。同时，解除跳闸泵的联锁备用，检查跳闸原因。待故障排除后，方可投备用。2.凝汽器热井水位调节门失灵，应立即隔离失灵之水位调节门，并联系检修进行处理，用旁路手动门控制水位。旁路门误开，应立即关闭。3.凝结水泵漏入空气，应开大密封水门或空气门，检查泄漏点，并内采取对策消除之。同时启动备用泵以维持正常水位。4.凝结水泵出口管道上有关门门误关，应立即开启。化学精处理装置有关门门误关，应联系化学，立即恢复。5.备用泵出口逆止门和电动门不严，手紧电动门，退出联动备用，通知维修处理。正常后,再恢复联动备用。6.凝结水泵入口滤网堵塞，应启动备用泵，停止故障泵，解除故障泵的联锁备用，切电并隔离清扫。如无备用泵时，应汇报值长，适当降低负荷，以维持正常的凝汽器水位。若热井内滤网堵塞，则汇报值长，先适当降低负荷，使凝汽器水位恢复正常，然后根据滤网堵塞的严重程度安排停机。3.10.6轴封供汽不足4.10.6.1现象1.凝汽器真空下降2.轴封供汽母管压力下降3.就地可听到轴封处有吸气声3.10.6.2原因1.溢流站调节门失灵；2.溢流站旁路门误开；3.开停机时，辅汽至轴封供汽调节门失灵，或有关门门误关。3.10.6.3处理：1.溢流站调节门失灵，应关小调节门后电动门，并手动调整以维持正常的轴封母管压力，同时联系检修处理。旁路门误开，应立即关闭。2.开停机时，若辅汽至轴封供汽调节门失灵，应开启调节门旁路门手动调整，并关闭调节门前电动截止门，联系检修处理。有关门门误关，应立即开启。3.10.7真空泵故障4.10.7.1原因1.运行泵跳闸，备用泵未联动或入口门未联关2.分离水箱水位过低或过高3.调整不当，真空泵出口密封水温度太高3.10.7.2处理

1351.运行泵跳闸，备用泵未联动，应立即手启。入口未联开，则手动打开。2.分离水箱水位过低应查找原因。自动补水失灵，则开启补水旁路门并补水至正常水位。补水门误关，应立即开启。放水门误开，则立即关闭。3.真空泵出口密封水温度应低于真空泵入口绝对压力所对应的饱和温度，若温度高，应开打密封水冷却器冷却水门。3.10.8真空系统泄漏：4.10.8.1立即检查下列各项：1.水封门密封水供水是否正常2.真空状态下的水位计是否泄漏3.真空状态下的加热器是否泄漏4.真空破坏门的密封水供水是否正常；低压缸安全门是否严密5.管道疏水扩容器倒疏水时是否误操作6.真空系统有关门门是否误开7.凝补水箱水位是否正常3.10.8.2处理：1.开大水封门密封水供水总门。2.向真空状态下的水位计泄漏部位涂黄油，或停用泄漏的水位计，联系检修迅速处理。3.关闭漏空气的加热器至凝汽器的空气门，停用该加热器汽侧。4.真空破坏门密封水供水中断，应立即恢复。低压缸安全门不严吸空气，应立即汇报值长,并开启备用真空泵以维持凝汽器真空。5.管道疏水扩容器疏水水质合格需回收时，应通知锅炉先关闭至定排扩容器的疏水调节门前后截门，再开启至凝汽器疏水调节门前、后截门。若操作失误，应立即恢复原状，待真空恢复正常后，再重新切换。6.真空系统有关门门误开，应立即关闭。7.凝补水箱水位过低，应立即关闭凝汽器热井水位调节门，联系化学对凝补水箱加强补水。待水位恢复正常后，再恢爱凝汽器热井水位调节门自动。注意监视凝汽器水位。3.11机组负荷晃动4.11.1原因1.系统冲击、振荡。2.发电机失步。3.控制回路故障。5.EH油压波动。3.11.2处理1.根据屏幕显示，有关仪表指示、外部象征，迅速查明原因。全面检查各个系统及参数是否在正常范围。2.若系统发生振荡，应迅速按值长的命令执行相关操作。3.发电机失步，应降低发电机有功，手动增加励磁。

1361.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。2.控制回路故障，应立即联系检修，进行故障查找恢复。3.EH油压波动按EH系统故障规程处理。3.12闭式冷却水系统故障4.12.1常见故障1.闭式冷却水中断。2.闭式冷却水母管压力下降或波动。3.闭式冷却水箱水位低。4.闭式冷却水泵振动大。5.闭式冷却水泵电机电流异常增大。6.闭式冷却水系统管路泄漏。7.闭式冷却水水质变差。3.12.2故障处理1.闭式冷却水因故中断，应尽快恢复，同时严格监视各气、氢、油水等温度，如超过运行限额，不能维持机组正常，应故障停机。2.闭式冷却水母管压力下降，应检查闭式泵工作情况，闭式冷却水箱水位是否过低，系统放水门是否关闭严密。若泵出力不足或出口压力低于0.6MPa,应确认备用泵自启动，否则手动启动。3.闭式冷却水母管压力波动幅度较大，并伴有电机电流晃动，一般是闭式冷却水箱水位低或泵内进空气所致，若系水箱水位低，应及时补至正常：若是泵内进空气，则应打开有关放气门进行放气，严重汽化时应立即切换至备用泵运行。4.闭式冷却水泵振动大，应检查泵是否发生汽化，泵组轴承及泵内是否有异音，发生上述异常应立即切换至备用泵运行。5.电机电流显示增大，应实测是否真大，电流大可能为两相运行或轴承损坏，应切换至备用泵运行，联系检修处理。6.闭式冷却水泵故障，备用泵应自动投入，否则应手动启动。隔离故障泉，联系检修处理。7.泵电机电流异常增大，应切换至备用泵运行并汇报值长。8.闭式冷却水系统管道泄漏，应设法隔离，同时向闭式冷却水箱补水，若无法隔离，不能维持闭冷水箱水位，应故障停机。9.若闭式冷却水质量变差，有可能是补充水源污染所致，也有可能是闭式冷却水热交换器管束泄漏所致，若是前者，应调整补充水源水质。若是后者，应切换另一台热交换器运行，并对泄漏的热交换器进行隔离，同时时闭式水系统进行换水、将闭式冷却水水质调至正10.若两台闭式水泵全部故障时，此时若炉水循环泵运行，应做好炉水循环泵冷却水供应保障工作，否则炉水循环泵停运。3.13开式冷却水系统故障4.13.1常见故障1.开式冷却水中断。2.开式冷却水母管压力下降或波动。3.开式冷却水泵振动大。4.开式冷却水泵电机电流异常增大。

1371.开式冷却水系统管路泄漏。3.13.2故障处理1.开式冷却水中断，如是循环泵房系统引起，应尽快恢复循环水系统，短时不能恢复，如允许可隔离本机循环水泵，采用临机循环水系统供水，并尽快检修恢复本机设备。如暂时不能恢复开式水，应严密监视闭冷水温、润滑油冷却器、真空泵冷却器温度，如超过运行限额，不能维持机组正常，应故障停机。2.开式冷却水母管压力下降，应检查开式泵工作情况。如泵入口的电动滤网差压高，自动反清洗故障，排污管道堵塞，应做相应的处理，必要时隔离电动滤网，走旁路。3.若泵出力不足或出口压力低于0.2MPa,应确认备用泵自启动，否则手动启动。4.开式冷却水母管压力波动幅度较大，并伴有电机电流晃动，一般泵内进空气所致，则应打开有关放气门进行放气，严重汽化时应立即切换至备用泵运行。5.开式冷却水泵振动大，应检查泵是否发生汽化，泵组轴承及泵内是否有异音，发生上述异常应立即切换至备用泵运行。6.电机电流显示增大，应实测是否真大，电流大可能为两相运行或轴承损坏，应切换至备用泵运行，联系检修处理。7.泵电机电流异常增大，应切换至备用泵运行并汇报值长。8.开式冷却水系统管道泄漏，应设法隔离，若无法隔离，不能维持正常运行，应故障停机。

138附录附录一：机组冷态中压缸启动曲线附录二：机组冷态启动曲线（72小时停运）附录三：机组温态启动曲线（48小时停运）附录四：机组热态启动曲线（8小时停运）附录五：机组极热态启动曲线（1小时停运）附录六：机组正常停运曲线附录七：机组检修停运曲线附录八：中压缸极冷态启动曲线附录九：中压缸冷态启动曲线（停机后72小时）附录十：中压缸温态启动曲线（停机后48小时）附录十一：中压缸热态启动曲线（停机后8小时）附录十二：中压缸极热态启动曲线（停机后1小时）附录十三：高压缸极冷态启动曲线附录十四：高压缸冷态启动曲线（停机72小时后）附录十五：高压缸温态启动曲线（停机48小时后）附录十七：高压缸极热态启动曲线（停机8小时后）附录十八：汽机正常停机曲线附录十九：汽机滑参数停机曲线附录二十：主再热汽温偏差限制附录二十一：主汽温偏差限制附录二十二：调汽阀内外壁温偏差限制附录二十三：中压进汽室内外壁温偏差限制附录二十四：主汽温度低限制附录二十五：升负荷过程中加速度的计算（1）附录二十六：升负荷过程中加速度的计算（2）附录二十七：蒸汽温度于第一级金属温度的匹配附录二十八：高压缸预暖保持曲线附录二十九：超速试验示意图附录三十：相应压力下的饱和蒸汽温度对照表附录三十一：磨煤机运行曲线附录三十二：氧量控制曲线附录三十三：锅炉汽水系统启动检查卡

139附录一：机组冷态中压缸启动曲线§§(%)paads/peoTS(V)WKdJnssdJdrwill：3▲w1n▼加566℃；I丁！S1693Vh|I242MPa(A)|1号SPfB33.j*一M-s111^^111111III(II1t11111I1111111itiill111111••iJitti1iiIIiiitii<1--j£IOh-§§(3J3jn)ej9diudi(UMOPmqsP06uool-d)dnla4lsWNmlanld_la

140附录二：机组冷态启动曲线（72小时停运）(V)Cd^“nss“di-!(CE)①EF0<。.I1目山S-NOBHONAS0Nn1ou山Nmumoof-—kc-e-1_%OOL一一-=86EL.，-E/%gWE/*C1MOPns」qNzJaHmqlsa，。。->Bn。dnuHTlsnoolN4M(M/l)mohPeo-J奇c工/H:EPJ000mdEa)009L024<«dwzqaSS①£¥0。。。寸aE①一S25>iOZ5<:目-CN二於oooo£/slp-、zaloK90(%)paads/pcoq号£3需OQOO9u5(□0)ojn)cjddujai

141f1201-HE什N2HUNASON-TIOHWNmanl<♦Z§OOZ08=09「0=oz=DOLOS8Q*03附录三：机组温态启动曲线（48小时停运）clMOPq£lsSJII8:3ywla41szla4Mw>an。dn..LmsnDONOM

142(V)ejnssajdg0L8Z5

143dflUH41s山NmlHfud一(UMOPInes-uL-3=<)1B41S10工noolNqMo（V）CdNajnssajdT8二MI/1B6COLIMOH工2<)FdsZ面--_一i\-co6gL>8E”乏------工立21S/I-S-SOOL玄祖d-XO./乏ls^anssloHKOnrs由AOHddV03dwcMlAW8Hl2<3^xz-rx/oooo£/sa/-eza/OK90-dE?12-（O0）ajnjcjadujai8Sqco（%）peeds/eo-|IOsLJLogmex

144附录六：机组正常停运曲线c一EOE一一:0amHS02LOLL00L06

145附录七：机组检修停运曲线NAAOO0V01（%）ajnjejadujai（%）peedS/pco-|§（V）cdWejnssajjC^EONL<)mdwgzad(SEEON)/p①gs(SEEgL)F99寸009sd_E91h、h2H¥，WOQ1HHSC-E)8E-HKysoaCM山nss-joWIEnrs5>oaA52.3waoHinv<58-s^xdooosQ-§^050E、％BgL0(<)EdWLOG£E%goc一E/o%・01)nmoqinns山。N4N山1N-4W山N_BanlnooNqMsseRH/H£UJ、％gCMpeo-l

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153d一uloze)?一医0匚Q<0^TlnL山Z-NOHHSNASeNnloy山NmHnl(UE)8EH・<

154附录十五：高压缸温态启动曲线（停机48小时后）0002O叩O7(%)padsZpeon|111(£eb8l)d一EOq)、/avol-nnu.山NNOHHONASCDNmoH山Nmuru.SE)mEP4<

155(CE9二)(HEgh)9Nn—l0a。<01nru山z_Noax-ONAS山N_BunL-8EP<◄◄OELOZL。二00L06000z09。9。寸8ONg10(Mfl)MO|d8IOT(%)paadSIpecqo

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157c亘①ELL7150avo-nlnLL2E9L)山ZZOUHONACO0NmoH山NmHnlov0、08—号(%)poods/peo-|_jlogmz01OLOELOZL(Vedl/M)ajnss9JjO)amiaieaujejLsco

158附录十八：汽机正常停机曲线(WU0①E;NMOQinns00-NMOa。<0—|(%)paadS/peo-igg0008(vejl/y)djnssajj2o8O)ejniejaaiuei

159附录十九：汽机滑参数停机曲线、/NMOaHDHS(WE)①£1■oom00-NMOQavo.J◄00。。(%)pS9ds/peoiggOoQ||||2(V^dlAl)ejnssejdi।i।।oooo

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161附录二十：主再热汽温偏差限制

162附录二十一：主汽温偏差限制主汽㈣内外壁温茬±90±80oO1A1±1±200300400500600主汽阀内壁温度c

163附录二十二：调汽阀内外壁温偏差限制±120±110±100±90±80±70200300400500600内表面温度(℃)附录二十三：中压进汽室内外壁温偏差限制±210±200上19。±180上17。士1601OO2003004OO500600TamperatureofInnerSurfaceThermocouple[P]^220一a8否另anooaouu-usMa>g2n芭8.Ee

164(0。).dE

165600500400300200100附录二十五：升负荷过程中加速度的计算（1）HotReheatSteamTemperatureatTurbineInlet(C)SteamTemperatureatReheatBowl(C)SteamHotterSteamColderSteamtoMetalTemper-atureMismatch(C)

166附录二十六：升负荷过程中加速度的计算（2）

167附录二十七：蒸汽温度与第一级金属温度的匹配MainSteamTemperatureatTurbineInlet(C)HPFirst-stageSteamTemperature(C)

168附录二十八：高压缸预暖保持时间曲线HPturbinefirststageshwellmetaltemperaturepriortowarming(°C)

169附录二十九：超速试验示意图超叔险最大转速113111110108100施速标驳按钮先于"口中位置

170附录三十：相应压力下的饱和蒸汽温度对照表压力温度压力温度压力温度MPa℃MPa℃MPaC0.098119.613.138238.076.178278.500.196132.873.236239.766.276279.520.294142.923.334241.426.374280.530.392151.113.432243.036.472281.530.49158.073.53244.626.571282.520.588164.173.629246.176.669283.500.687169.603.727247.686.767284.470.785174.533.825249.176.865285.420.883179.033.923250.636.963286.370.981183.204.021252.077.061287.311.079187.084.119253.487.159288.231.177190.714.217254.867.257289.151.275194.134.315256.227.355290.061.373197.364.413257.567.453290.961.471200.434.511258.877.551291.851.569203.354.609260.167.649292.731.667206.144.707261.447.747293.601.765208.824.805262.697.845294.471.863211.394.903263.927.934295.321.961213.855.001265.148.042296.172.059216.235.1266.348.14297.012.158218.535.198267.528.238297.852.256220.755.296268.688.336298.672.354222.905.394269.838.434299.492.452224.995.492270.968.532300.302.55227.015.59272.088.63301.112.648228.985.688273.198.728301.902.746230.895.786274.278.826302.692.844232.765.884275.358.9243.3.482.942234.575.982276.419.022304.263.04236.346.08277.469.12305.039.218305.7912.356327.50215.495345.2329.316306.5512.454328.10515.593345.75

171MPa℃MPaCMPa9.414307.3512.553328.7115.691346.2429.513308.0512.651329.3115.789346.7349.611308.7912.749329.88915.887347.2259.709309.5212.847330.46815.985347.7179.807310.2512.945331.04716.083348.2099.905310.9813.043331.62816.181348.70110.002311.7013.141332.20616.28349.19310.1212.4113.239332.78516.377349.68410.199313.1213.337333.36416.475350.17610.297313.82213.435333.94316.573350.66810.395314.51713.533334.52316.671351.13610.493315.21213.631335.10116.769351.60410.591315.89713.729335.64816.867352.07210.689316.58213.827336.19516.966352.5410.787317.25713.925336.74217.604353.00910.885317.93214.024337.28917.162353.47710.983318.59814.122337.83617.26353.94511.082319.6414.22338.38217.358354.41311.18319.92114.318338.92917.456354.88111.278320.57814.416339.47617.554355.34911.376321.614.514340.02317.652355.79511.474321.87414.612340.5717.75356.24211.572322.51414.71341.08817.848356.68811.67323.15414.808341.06617.946357.13411.768323.78514.906342.12418.044357.58111.866324.41615.004342.64618.142358.02711.964325.0415.102343.1618.24358.47312.062325.66315.2343.67818.338358.91912.16326.27915.298344.19618.437359.36612.258326.89415.396344.71418.535359.81219.00361.4319.80364.8620.60368.1719.20362.320.00365.7020.80368.9819.40363.1620.20366.5321.00369.7819.60364.0220.40367.3721.20370.5821.40371.3721.60372.1521.80321.92

17215adsalnssed6cpc」0481012141618CoalFlow[kg/s]附录三十一：磨煤机运行曲线Graph1:GrindingPressure=fcoainowbeltscalesignal14131211109

1738765CoalRow[kg/s]Graph2:PrimaryAirPressure=fCoaiflowfrombeltscalesignal

174Graph3:OilPressureCorrectionofGrindingForce=fprimaryairpressuredeviationupstreamofmillPrimaryAirPressureDeviation[kPa]F20>-nss3」d6.EP.E」。coalflowfromfeederspeedorbeltweighersignalGraph4:CounterPressure=f24681012141618mdw】3」nss3-dCoalFlow[kg/s]

175Graph5:OilPressureCorrectionforCounter-Pressure=fprimaryairpressuredeviationupstreamofmill【eds」2uno。Graph6：ClassifierTemperatureTs=fcoalflowfromfeederspeedorbeltscalesignalPrimaryAirPressureDeviation[kPa]CoalFlow[kg/s]00】aJnmodEol」a)Esse6

176Graph7:ClassifierRotorRotationalSpeed=ffeederspeedCoalFlow[kg/s]【Ed』】paods-euo一moa』a>Esse6coalflowfromfeederspeedorbeltweighersignalGraph8:PrimaryAirFlow=f154232119178121416normalGrindabilityCoalFlow[kg/s]18

177附录三十二：氧量控制曲线

17802ContentVSMainSteamFlow(ajpoazRo