集控运行规程

集控运行规程

批准：王生有 审核：刘玉新

初审：姚守祥、姜青利

张红林、孙宾州

编写：王光辉、段如顺、侯延萍

前 言

本规程是根据《电力工业技术管理法规》、《火力发电厂运行标准》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《国家电网公司电力安全工作规程》、厂家技术资料、设计院图纸，并参照同类型机组的生产厂家运行规程编写而成。

由于编者水平有限，资料缺乏，少部分数据是参照同类型机组运行经验而定，也有少部分数据存在空缺，错误和不足之处，恳请各位领导、广大运行人员和技术管理人员批评指正，以便我们进一步修正和完善。

下列人员或部门应熟悉和贯彻本规程：

生产副总、总工程师、副总工程师、专业工程师、生技处、安监处。 下列人员应掌握并严格执行本规程：

发电部长、运行专工、值长、机长、主副操控员、巡检员。 本规程自二〇一二年五月一日起开始执行，原规程同时作废。

河南孟电集团热力有限公司

二〇一二年四月一日

目 录

11.7.4 主汽温度高 .............................................................................................................

第一章 机组技术规范

第一节 锅炉技术规范

1.1.1 型号:DG1025/17.35—Ⅱ14

1.1.2 型式：亚临界压力、一次中间再热、自然循环、双拱型单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢构架、悬吊结构、尾部双烟道、“W”型火焰、燃煤锅炉。

1.1.3 主要参数 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 蒸发量 电功率 汽包工作压力 过热器出口蒸汽压力 再热器进口蒸汽压力 再热器出口蒸汽压力 再热蒸汽流量 过热蒸汽温度 再热蒸汽进口温度 再热器出口温度 给水温度 给水压力 冷风温度 热一次风温度 热二次风温度 排烟温度 炉膛容积热负荷 炉膛断面热负荷 计算燃煤消耗量 计算效率 省煤器出口空气过剩系数 炉膛允许压力 项 目 单 位 t/h MW MPa MPa MPa MPa t/h ℃ ℃ ℃ ℃ MPa ℃ ℃ ℃ ℃ 最大负荷 额定负荷 1025 330 18.65 17.35 3.83 3.65 851.01 540 324 540 277.6 19.96 20 322 329 132 893.26 300 / 17.16 3.36 3.2 748.2 540 312.2 540 268.8 20 316 323 119 84.06 5604 106.48 90.2 1.25 / 表压力 表压力 表压力 表压力 备 注 kw/m3 93.94 kw/㎡ 6262 t/h % — Pa 122.43 90.2 1.25 ±500 序号 23 24 25 26 27 28 29 项 目 锅炉烟气阻力 空予器空气一次风阻力 空予器空气二次风阻力 燃烧器一次风阻力 省煤器阻力 过热蒸汽阻力 再热蒸汽阻力 单 位 Pa Pa Pa Pa MPa MPa MPa 最大负荷 额定负荷 3320 710 1014 2000 0.346 1.36 0.176 / / / / / / / 备 注 含静压 1.1.4 锅炉热平衡 序号 1 2 3 4 5 6 7 项 目 排烟热损失 化学不完全燃烧损失 机械不完全燃烧损失 散热损失 灰渣物理热损失 理论空气量 二次风总风量 单位 % % % % % Nm3/kg 万m3/h 额定负荷 4.88 0.30 2.48 0.19 1.54 6.24 122 备 注 1.1.5 主要承压部件及管道 序号 名称 长度 内径 壁厚 材质 1 汽包 旋风分离器数量 正常水位在中心线下 工作水容积 总水容积 中心线标高 项 目 单 位 mm mm mm — 个 mm m3 m3 m 材 质 SA—210C 3数 据 26690 1800 145 13MnNiMo54 190 76 32 64 52.6 数量 259 备 注 序号 名称 项 目 尺 寸 φ76×9 备 注 壁2 冷 水前墙 后墙 左侧墙 右侧墙 SA—210C SA—210 SA—210C φ76×9 φ76×9 φ76×9 259 80 80 翼墙 过渡管 15CrMoG φ133×16 27×4 φ108×1×4 12 φ273×45 φ273×70 φ273×60 φ219×40 φ273×55 φ219×40 φ273×50 φ159×18 φ508×50 φ57×9.5 φ57×8 φ57×7 φ57×7 φ57×7 1 (四面) 后水冷壁上联箱 SA—106C 侧水冷壁下联箱 SA—106C 2 (两面) 侧水冷壁上联箱 SA—106C 2 前水冷壁下联箱 SA—106C 1 前水泠壁上联箱 SA—106C 1 后水冷壁下联箱 SA—106C 1 后水冷壁悬吊联箱 SA—106C 1 水冷壁上联箱导管 SA—106C 202 3 下降 集中下降管 管 受热面 SA—106C 6 出口垂直段 水平上组 水平中组 水平下组 m2 受热面积649 m2 12CrMoV 15CrMo 15CrMo SA—210C SA—210C 12Cr1MoVG 97 97 194 194 194 10047 4 低温过热器 受热面 受热面 受热面 受热面 总受热面 5 全大屏过受热面 非迎火面 φ51×10 8片 热器 迎火面 SA-213T91 SA-213T91 12Cr1MoVG 15CrMo 15CrMo 15CrMo φ57×8 φ57×9 φ42×6.5 φ42×6 φ42×5 φ51×7 42片 材质与管径并不一一对应 6 器 高 温过 热 包墙过热器前包中上段 垂直侧包段 后包上段 260根 158根 260根 260根 7 7 8 9 10 11 12 中隔中段、上段 15CrMo 悬吊管（前包） 15CrMo φ51×11 86根 φ42×6 φ51×6.5 包墙过热器前后包下段 中隔下段 SA—210C SA—210C 260根 260根 水平侧包墙 顶棚过热器 15CrMo φ42×6.5 180根 φ57×9 φ48.5×260根 6 15CrMo 省煤器 SA—210C φ51×6 32片 受热面积1475 m2 高温再热器 12CrMoVG SA-213T91 φ60×5 97排 受热面积1019 m2 低温再热器 主给水管 12CrMoVG φ57×194排 受热面积9912 m2 SA-213TP304H 4.5 15CrMoG SA—210C φ355.6 1根 ×26 A335P91 SA—106C A335P22 φ450×41 1根 进口 出口 汽水管道主蒸汽管 再热器管 φ762×1根 20.62 φ679×1根 38 型 式 容 量 13 二级串联旁路 35%BMCR 入口/出口 入口/出口 入口/出口 入口/出口 φ89×9 φ76×4 φ89×9 φ76×4 16.67/1.45MPa 1.48/0.686MPa 537/318℃ 537/167℃ 旁路系统一级减压 二级减压 一级减温 二级减温 1.1.6 燃烧系统规范 序号 1 名称 煤粉燃烧器 煤粉燃烧器 项 目 型 式 布置方式 数 量 容 量 型 式 数 量 油 2 燃 烧 器 容 量 供油压力 回油压力 蒸汽压力 蒸汽温度 燃油温度 容 积 宽 度 深度(上/下) 3 炉 膛 高 度 有效辐射受热面 容积负荷 断面负荷 出口烟温 单位 — — 个 t/h — 个 t/h MPa MPa MPa ℃ ℃ m3 m m m ㎡ 数 据 双旋风分离式 前后墙拱上 18 6.7 机械雾化 18 1.2 3 0.76 350 ＜50 24.765 7.62/13.725 48.15 3113 备 注 1 KW/m3 120.8 KW/㎡ 4710 ℃ 1101 出口空气系数 1.1.7 吹灰器

型号 IR-3Z 吹灰半径 （mm） 2000 2000 1200～1500 1200～1500 吹灰 数 行程 量 267 — 1.3 安装位置 吹扫 角度 360° 吹 40 炉膛 灰 IK-545 系 IK-525EL 统 IK-525EL IK-AH500 12500 24 水平烟道，转向室及低再，低过区域 360° 6500 2800 4 8 2 2 低过，低再区域 省煤器区域 空予器热端 空予器冷端 360° 360° IK-525Dm3 1.1.8 锅炉水容积(m3) 状 态 水压试验 正常运行 省煤器 26 26 锅筒 64 32 水冷系统 199 199 过热器 187 — 再热器 148 — 合 计 624 257 1.1.9 安全阀规范： 安 装 位 置 再热器进口 再热器进口 再热器进口 再热器出口 锅筒 锅筒 锅筒 过热器出口 过热器出口 PCV 数量 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 型 号 HCI—36W HCI—36W HCI—36W HCI—38W HE—96W HE—96W HE—96W HCI—88W HCI—88W EOL114N7BWRA5P1 动作压力MPa 回座压差 排汽量 4.32 4.36 4.45 3.96 19.76 20.16 20.35 18.25 18.28 18.07 4% 4% 4% 4% 4% 6% 7% 4% 4% 2% 240 242 248 150 250 284 288 114 114 79.5 锅筒+过热器出口安全阀总排放量1050t/h≈102.54%B-MCR 再热器系统安全阀总排放量880t/h≈103.34%B-MCR 第二节 汽轮机技术规范

1.2.1 型号

型号：C250/N300-16.7/537/537型汽轮机 1.2.2 型式

型式：亚临界、中间再热、两缸、两排汽、单轴、单抽、凝汽式汽轮机 1.2.3 设计参数

1.额定功率：（经济功率）300MW； 2.最大功率：336MW；

3.最大允许系统周波波动48.5-50.5HZ； 4.额定蒸汽参数：

新蒸汽：（高压主汽阀前）16.7MPa/537℃； 再热蒸汽：（中压联合汽阀前）3.3MPa/537℃； 供热抽汽压力：0.245-0.687MPa（可调整）； 供热蒸汽流量：480-550t/h；

5.背压：冷却水温为20℃时，设计背压4.9Kpa； 6.给水温度：270.3℃； 7.额定新蒸汽流量：893.26t/h； 8.最大新蒸汽流量：1025t/h；

9.设计热耗：7875.8KJ/KWH；汽耗：2.977kg/kwh； 10.转向：从机头往发电机方向看为顺时针方向； 11.转速：3000r/min； 12.调节控制系统型式：DEH；

13.空负荷时额定转速波动：±1r/min； 14.噪音水平dB（A）：＜85；

15.各轴承处最大垂直振动（双振幅）：＜0.025㎜； 16.盘车转速：3.35r/min； 17.通流级数：总共36级，其中：

高压缸：1调节级＋12压力级 中压缸：11压力级 低压缸：2×6压力级；

18.给水回热系统：3高加＋1除氧器＋4低加；

19.给水泵拖动方式：1×100%B-MCR的小汽机带动；1×50%B-MRC电动调速给水泵作为备用；

20.汽封系统：自密封系统（SSR）； 21.末级动叶片高度：900㎜； 22. 汽轮机本体外形尺寸：

汽轮机总长（包括罩壳）～17547㎜ 汽轮机最大宽度（包括罩壳）～10745㎜； 23.汽轮机本体重量：～750t；

24.汽轮机中心距运行层标高：1067㎜； 25.运行平台高度：12.6m；

26.额定工况各段抽汽参数及抽汽级数； 抽汽段号 1 2 3 4 5 6 7 8 压力MPa 5.96 3.74 1.693 0.801 0.515 0.197 0.0661 0.0242 温度℃ 384.31 320.4 430.2 325.2 276.0 175.4 87.1 63.1 流量t/h 69.35 70.59 37.59 20.52 43.23 38.89 29.38 13.14 加热器 JG1 JG2 JG3 CY JD5 JD6 JD7 JD8 1.2.4 机组运行特点

本机组可以按定压和定—滑—定两种方式运行。

调峰运行时采用定—滑—定运行方式。机组在90%ECR负荷以上时采用定压运行，机组在90%—40%ECR负荷时采用滑压运行，机组在40%ECR以下负荷时采用定压运行。

本机组在30年使用期间，单机带厂用电不允许超过10次，每次不允许超过15分钟。机组甩负荷以后空负荷运行不允许超过15分钟。

1.2.5 主机结构

汽轮机通流采用冲动式与反动式组合设计，新蒸汽从下部进入置于该机两侧两个固定支撑的高压主汽调节联合阀，由每侧各两个调节阀流出，经过4根高压导汽管进入高压缸。进入高压缸的蒸汽，通过一个冲动式调节级和12个反动式高压级后由外缸下部两侧排出，进入再热器，再热后的蒸汽从机组的两侧的两个再热主汽调节阀，由每侧各一个中压调节阀流出，经过2根中压导汽管由中部下半缸进入中压缸，进入中压缸的蒸汽经过11级反动式中压级后，从中压缸上部经过1根联通管进入低压缸，经过正反向各6级反动级后，从两个排汽口向下排入凝汽器。在采暖的工况下，连通管上的蝶阀开度，可根据采暖参数的要求逐渐关小，使中排区域压力逐渐升高，然后蒸汽从中压缸下部的抽汽口抽走，另一小部分蒸汽进入低压缸，排入凝结器。本机组为两缸、两排汽型式，高、中压部分采用合缸结构，因进汽参数较高为减少汽缸应力，增加机组启、停及变负荷的灵活性，高压部分设计为双层缸。低压缸为对称分流式，为了减少温度梯度设计成3层缸。

高中压外缸及高压内缸允许工作温度不大于566℃。

高中压转子采用整锻结构，材料30Cr1Mo1V，转子材料的脆性转变为121℃。 低压转子采用整锻转子，材料为30Cr2Ni4MoV。

高中压转子与低压转子及发电机转子均采用刚性联轴器联接。

本机组共有6个支持轴承，（其中汽轮机4个，发电机2个），一个独立结构的推力轴承。汽轮机的4个支持轴承均为带球面轴瓦套的椭圆轴承，#1和#2轴承为双侧进油，#3和#4通用，单侧进油，推力轴承为活支可倾瓦块型（即密切尔型）。采用独立结构的推力轴承，带有球面轴瓦套，储球面的自位能力保证推力瓦块载荷均匀。工作推力瓦和定位推力瓦各6块。分别位于转子推力盘的前后两侧，承受轴向推力，成为轴承的相对死点。

盘车装置安装在低压后轴承箱盖上，盘车转速为3.35r/min，驱动电机功率30KW，本装置为链条、涡轮蜗杆、齿轮复合减速、摆轮啮合的低速盘车装置，带有电操作液压投入机构。

配汽：本机组采用了阀门管理办法，能实现两种不同的配汽方式，即喷嘴配汽（部分进汽）和节流配汽（全周进汽），通过先进的电液控制系统对每个调节阀的配汽方式实现灵活控制，中压部分为全周进汽。

蒸汽室-喷嘴室-阀门管理（如图）：

1.2.6 滑销系统

MSV1 1#主汽阀上半 2#主汽阀 MSV2 高压内缸相对高压外缸的死点，在高压进汽中心线处，以定位环凸缘槽定位，低压GV GV 1 2 4-3 3-2 内缸相对于低压外缸的死点，设在低压进汽中心线处，高低压内缸分别有死点向前后两 GV 调节阀汽轮机的静子通过横键相对于台板保持一个固定点个方向膨胀，（绝对死点），在低压缸4-3 3 4 GV GV 调节阀开启顺序号 进汽中心线处。机组在启动时，低压外缸调端、2#轴承箱、高中压外缸、前轴承箱向机1-1 2-1 4 实际位置号 头方向膨胀，低压外缸励端有死点向励端膨胀。转子相对于静子的死点，在前轴承箱内下半

推力轴承处，转子由此向后膨胀，称为动静之间的相对死点。

1.2.7 调速系统

本机组调速系统采用数字式电液控制调节系统（DEH），并与汽轮机转子闭环组成转速负反馈自动调节系统，工作介质为高压抗燃油，基本技术规范如下：

1、额定参数、额定真空、主汽阀全开时，控制系统能维持汽轮机空转。空负荷时，转速波动不大于±1r/min，控制系统的可控转速上限为4500r/min。

2、控制系统的迟缓率不大于0.06%。

3、控制系统的速度变动率在3—6%之间离线手动无级调整。 4、功率控制精度为±1MW。

第三节 发电机组技术规范

1.3.1 发电机规范

项 目 型 号 额定功率（MW） 最大视在功率（MVA） 额定电流（KA） 额定电压（KV） 额定功率因数 额定励磁电流（A） 额定励磁电压（V） 额定频率（HZ） 规 范 QFSN-300-2 300 388 10.190 20 0.85 2642 365 50 接法 冷却方式 额定氢压（MPa） 最高氢压（MPa） 强励顶值电压倍数 强励电压响应比 允许强励时间 额定视在功率（MVA） 绝缘等级 项 目 规 范 YY 水氢氢 0.3 0.32 2倍 ≥2倍/S 20S 353 F级 项 目 额定转速（rpm） 相 数 规 范 3000 3 项 目 规 范 定子绕组进水压力（MPa） 0.2～0.25 定子绕组额定水量（m3/h） 30 第二章 机组联锁保护装置

第一节 机电炉大联锁

2.1.1 锅炉与发电机之间无直接联锁关系，而要经过汽机这道中间环节。 2.1.2 发电机解列，锅炉是否跳闸决定于汽机是否跳闸。

2.1.3 汽机跳闸，锅炉负荷在30%（蒸汽流量300t/h）以上时，锅炉跳闸。 2.1.4 发电机跳闸（发电机内部故障信号发出），汽机跳闸。 2.1.5 锅炉汽包水位达到＋300㎜时，汽机跳闸。 2.1.6 主汽门关闭，程跳逆功率保护动作，发电机跳闸。

第二节 主机跳闸保护设置

2.2.1 汽机跳闸保护

2.2.1.1下列保护任一动作，ETS发出信号，跳汽机，联跳发电机，条件满足后联跳锅炉：

1.汽机TSI超速：≥3300rpm；

2.轴向位移大Ⅱ值（1.02mm，-1.01mm） 3.凝汽器真空达-76KPa； 4.润滑油压低Ⅲ值(0.042MPa)； 5.发电机事故停机； 6.汽包水位+300mm跳机。 7.EH油压低； 8.胀差大；

9.汽机轴振大0.254mm； 10.轴承温度高； 11.高压缸排汽温度高； 12.高排压比低； 13.DEH打闸；

14.手动打闸；（应同时按下两个按钮）

2.2.1.2 下列保护任一动作，DEH发出信号，跳汽机，联跳发电机，条件满足后联跳锅炉：

1.转速故障打闸（实际转速与给定转速偏差500r/min）； 2.汽机超速110%；

3.DEH内有真空低、润滑油压低、EH油压低首出； 4.DEH软手动打闸； 5.测速板超速打闸；

6.阀门整定时有转速打闸（汽轮机转速超过100 r/min）；

2.2.1.3 下列保护任一动作，直跳汽机，联跳发电机，旁路未打开时跳锅炉： 1.机头手动打闸按钮；

2.机械超速保护（3300-3360r/min）。

2.2.2 锅炉灭火保护

2.2.2.1下列保护任一动作，锅炉灭火： 1.炉膛压力低Ⅱ值（-1960Pa）； 2.炉膛压力高Ⅱ值（+1960Pa）； 3.汽包水位高Ⅲ值，延时5S（+205mm）； 4.汽包水位低Ⅲ值，延时5S（-280mm）； 5.两台引风机全停； 6.两台送风机全停；

7.火检冷却风压力低Ⅱ值，延时600S（3.23KPa）； 8.二次风流量小于25%（30.8万m3/h），延时3秒； 9.全火焰故障，延时3秒； 10.失去燃料，延时2秒； 11.汽机跳闸，锅炉负荷＞30%时； 12.两台一次风机全停； 13.主控锅炉打闸；

14.两台空预器全停，延时100秒； 15.FSSS电源失去； 16.首次点火三次失败；

17.锅炉吹扫完成60分钟未点火；

2.2.3 发电机变压器组保护设置

2.2.3.1 发电机变压器保护采用许继电气股份有限公司生产的GWFB-830型微机保护。分三个柜：

A柜： 1. 发电机差动保护

2. 发电机匝间保护 3. 定子接地保护 4. 转子接地保护 5. 对称过负荷保护 6. 负序过负荷保护 7. 失磁保护 8. 失步保护 9. 过电压保护 10. 频率异常保护 11. 发电机相间后备保护 12. 启停机保护 13. 发电机过励磁保护 14. 发电机逆功率保护 15. 程跳逆功率保护 16. 发电机断水保护 17. 励磁系统故障保护 18. 励磁主保护 19. 励磁后备与异常 20. 主变差动保护

21. 主变高压侧相间后备保护 22. 主变高压侧接地后备保护 23. 主变高压侧间隙后备保护 24. 失灵启动保护 25. 断口闪络保护

26. 髙厂变主保护 27. 高厂变高后备保护 28. 高厂变A相间后备保护 29. 高厂变B相间后备保护 30. 高厂变A接地后备保护 31. 高厂变B接地后备保护 B柜： 保护同A柜 C柜： 1. 主变重瓦斯保护 2. 高厂变重瓦斯

2.2.3.2 高备变保护采用许继电气股份有限公司生产的GWBH-822微机型保护柜，分二个柜：

A柜： 1.高备变差动保护 2.高压侧相间后备保护 3.高压侧接地后备保护 4.失灵启动保护 5.非全相保护 6.IA分支后备保护 7.ⅡA分支后备保护 8.A分支接地后备保护 9.IB分支后备保护 10.ⅡB分支后备保护 11.B分支接地后备保护 B柜： 1.高备变差动保护 2.高压侧相间后备保护 3.高压侧接地后备保护 4.失灵启动保护 5.非全相保护 6.IA分支后备保护 7.ⅡA分支后备保护 8.A分支接地后备保护

9.IB分支后备保护

10.ⅡB分支后备保护 11.B分支接地后备保护 12.高备变重瓦斯保护 13.调压重瓦斯保护 2.2.3.3保护释义：

1. 发电机纵差保护：差动继电器采用比率差动原理，为防止CT断线差动误动，任一相电流互感器断线时，均能闭锁差动，CT断线功能通过开关可以投退；

2.发电机定子接地保护（三次谐波原理）：该保护由反应发电机机端和中性点的三次谐波电压的定子接地判据构成，它与反应发电机机端零序电压的定子接地保护共同构成100%定子接地保护；

发电机定子接地保护（零序电压）：该保护由反应发电机机端零序电压的定子接地判据构成，它与反应发电机机端和中性点三次谐波电压的定子接地保护共同构成100%定子接地保护。零序电压定子接地保护动作于解列灭磁，为防止PT一次侧保险熔断时，零序电压保护误动作，设有PT断线闭锁，并发信号；

3. 发电机程跳逆功率保护：该保护为程序跳闸专用，当确认主汽门完全关闭时，经主汽门辅助接点，启动该保护，经一段延时，动作于解列灭磁；

4. 发电机定子过电压保护：反应发电机机端电压大小，经延时动作于解列灭磁； 5. 发电机定子过负荷：反应发电机定子电流大小，由定时限和反时限两部分组成，定时限部分按发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回整定，经延时动作于信号，自动减出力；反时限部分按发电机定子绕组过负荷能力整定，动作于解列；

6. 发电机负序过负荷：反应发电机定子的负序电流大小防止发电机转子表面的过热，由定时限和反时限两部分组成，定时限按发电机长期允许的负序电流下能可靠返回整定，经延时动作于信号，自动减出力；反时限部分按发电机能承受的负序电流整定，动作于解列；

7. 发电机失磁保护：由发电机定子阻抗判据、转子低电压判据和系统母线低电压判据共同组成，并设有PT断线闭锁功能，PT断线时可发信号，当满足定子阻抗静稳判据、转子判据，但系统母线电压未低于允许值时，经t1动作于切换厂用电，当满足定子阻抗静稳判据、转子低电压判据，系统母线低电压时，经延时t2动作于解列灭磁；

8. 发电机失步保护：保护由双遮挡器原理构成，反应发电机机端测量阻抗的变化轨

迹，在短路故障、系统稳定振荡、电压回路断线等情况下不误动，在失步开始的摇摆过程中可区分加速失步或减速失步，经预定的滑极次后动作于信号和解列：

9. 发电机逆功率保护：保护由逆功率继电器构成，反应发电机从系统吸收有功的大小，设有两段延时，t1 动作于信号，t2动作于解列，并具有PT断线闭锁功能；

10. 发电机定子匝间保护：由发电机零序电压的滤过式电压继电器构成，用三次谐波特征量的变化作为闭锁，保护次灵敏段瞬时动作于全停，受制动灵敏段经延时动作于全停，设有电压平衡继电器，当专用PT高压侧保险熔断时，保护不误动，并发1PT、3PT断线信号；

11. 转子一点接地保护：保护由新型的叠加直流方法构成，经延时动作于信号； 12. 转子两点接地保护：反应定子电压中二次谐波的“正序”分量，此分量是由转子绕组不对称匝间短路时含二次谐波的磁场以同步转速正向旋转而在定子绕组中生成。保护受一点接地保护闭锁，发生一点接地时，保护自动投入，瞬时动作于全停；

13. 发电机过励磁保护：发电机（变压器）由于电压升高或者频率降低而出现过激磁，发电机的过励磁能力比变压器的能力要低一些。因此发变组保护的过激磁特性按发电机特性整定，过激磁保护反应过激磁倍数而动作，采用U*/f*原理，由定时限和反时限构成，定时限经延时发信号，反时限部分动作于解列灭磁；

14. 发电机低频保护：低频保护反应系统频率的降低，受主开关辅助接点控制，发电机并网后才投入运行，低频保护分三段，每段的上下限频率允许运行累计时间分别整定，每段都动作于信号；

15. 发电机变压器组纵差保护：保护采用二次谐波电流制动原理的三侧差动判据，为防止CT断线差动误动作，当任一相CT断线时，均闭锁差动，CT断线功能设有开关，可以投退、保护瞬时动作于全停；

16. 主变阻抗保护：保护反应测量阻抗的大小，采用偏移阻抗继电器原理，设两段延时，t1动作于母联及分段，t2动作于解列灭磁，保护设有PT断线及电压切换电器失电闭锁的措施；

17. 失灵保护启动回路：由零序电流或负序电流，保护出口接点（不包括非电量保护）判断构成，至失灵起回路，另外将零序电流和负序电流并联，输出至失灵保护闭锁回路；

18. 主变压力释放、油位、温度均属于非电量保护，动作于信号； 19. 主变压器纵差保护：

保护采用二次谐波电流制动原理的三侧差动判据，为防止CT断线差动误动作，当任

一相CT断线时，均能闭锁差动，CT断线功能设有开关进行投退，保护瞬时动作于全停；

20. 主变零序保护：由零序过流，间隙零序过流和零序电压构成，零序过流反应主变零序电流大小，反应接地故障，该保护仅在主变中性点接地时起作用，间隙零序过流和零序电压反应主变间隙零序电流大小和零序电压大小，当变压器中性点不接地运行时，保护变压器绕组中性点过电压，间隙零序过流延时t和零序过电压保护延迟t0，零序过流分两段，每段两个延时t1、t2和t3、t4，t1、t3动作于母联及分段，t、t0、t2、t4动作于解列灭磁；

21. 主变通风：主变通风由主变高压侧B相电流起动，起动通风接点应能接至强电回路；

22. 主变重瓦斯、轻瓦斯、通风故障属于非电量保护；重瓦斯动作于全停，轻瓦斯动作于信号，通风故障动作于解列灭磁；

23. 高压厂变纵差保护：保护采用二次谐波电流制动原理的三侧差动判据，为防止CT断线差动误动作，当任一相CT断线时，均闭锁差动，CT断线功能设有开关可以投退、保护瞬时动作于全停；

24. 高压厂用分支A（B）过流保护：保护反应分支电流大小，由三相过流和一段延时组成，动作于本分支跳闸及闭锁切换厂用电；

25. 厂变释放、油位、温度，属非电量保护，动作于信号；

26. 高厂变重瓦斯，瞬时动作于全停Ⅱ，轻瓦斯动作于信号，厂变通风故障动作于信号；

27. 高备变纵差保护：保护采用二次谐波电流制动原理的三侧差动判据，为防止CT断线差动误动作，当任一相CT断线时，均闭锁差动，CT断线功能设有开关可以投退；

28. 备用A（B）段进线过流保护：备变A（B）段进线过流保护由三相电流和一段延时组成，动作于本分支跳闸，在备用电源自投过程中有后加速动能；

29. 高备变本体重瓦斯，瞬时动作于各侧开关，本体轻瓦斯动作于信号，温度动作于信号，风扇故障动作于信号；

30. 高备变低压闭锁过电流保护：由两低压侧的低电压和高压侧过电流共同构成，设有一段延时，动作于各侧开关；

31. 高备变零序保护：该保护设一段电流，一段延时，动作于各侧开关；

32. 高备变非全相保护：非全相保护由三相开关位置不一致接点和负序电流构成，设有一段延时动作于各侧开关；

33. 高备变失灵保护起动回路：由保护出口接点（不包括本体瓦斯和分接头瓦斯）和三相电流，判据构成，输出接点接至强电回路；

34. 高备变分接头重瓦斯，瞬时动作于各侧开关，分接头轻瓦斯；动作于信号。备变压力释放，动作于信号。

2.2.3.4下列保护动作跳主开关、灭磁开关、关主汽门、跳厂用分支A、B开关，且跳厂用分支A、B开关同时启动A、B分支快切。

1.发电机差动保护 2.发电机匝间保护 3.定子接地保护 4.转子接地保护（两点） 5.反时限对称过负荷保护 6.反时限负序过负荷保护 7.失磁三段、四段保护 8.失步（区内）保护 9.过电压保护

10.频率异常（低频、过频）保护 11.低压记忆过流保护 12.发电机过励磁反时限保护 13.逆功率保护 14.程跳逆功率保护 15.发电机断水保护 16.励磁系统故障保护

第三节 变压器跳闸保护设置

2.3.1 主变跳闸保护

2.3.1.1 主变压器差动。 2.3.1.2 发电机变压器组差动。 2.3.1.3 主变阻抗。 2.3.1.4 主变零序。

2.3.1.5 主变重瓦斯。 2.3.1.6 主变冷却器全停。 2.3.1.7 主变间隙零序。

2.3.2 高备变跳闸保护

2.3.2.1 高备变差动。 2.3.2.2 高备变重瓦斯。 2.3.2.3 复合电压闭锁过电流。 2.3.2.4 零序保护。 2.3.2.5 非全相保护。 2.3.2.6 分接开关重瓦斯。

2.3.3 高厂变跳闸保护

2.3.3.1 高厂变差动。 2.3.3.2 复合电压闭锁过电流。 2.3.3.3 高厂变重瓦斯。

2.3.4 低厂变跳闸保护

2.3.4.1 速断（断相）。 2.3.4.2 过流。 2.3.4.3 变压器零序。 2.3.4.4 超温跳闸。

第四节 报警保护设置

2.4.1 发电机过负荷 2.4.2 主变轻瓦斯。 2.4.3 高厂变轻瓦斯。 2.4.4 失步t1。

2.4.5 发电机PT断线，PT断线总报警。 2.4.6 发电机不对称过负荷。

2.4.7 定时限过激磁。 2.4.8 主变压力释放。 2.4.9 发电机逆功率t1。 主变油位。 主变温度。 高 厂变通风。 高厂变压力释放。 高备变轻瓦斯。 高备变温度。 高备变风扇故障。 分接头轻瓦斯。 高备变压力释放

第五节 6KV开关保护设置

2.5.1 6KV进线开关保护

2.5.1.1 过流一段。 2.5.1.2 过流二段。 2.5.1.3 过流三段。 2.5.1.4 后加速保护。 2.5.1.5 过负荷保护。 2.5.1.6 接地保护。

2.5.2 低压变压器馈线开关保护

2.5.2.1 过流一段。 2.5.2.2 过流二段。 2.5.2.3 过流三段。 2.5.2.4 过负荷保护。 2.5.2.5 负序一段 2.5.2.6 负序二段 2.5.2.7 高压侧接地保护

2.5.2.8 低压侧接地保护 2.5.2.9 三路非电量保护 2.5.2.10 FC回路大电流闭锁 2.5.2.11 熔断器保护

2.5.3 6KV马达馈线开关保护

2.5.3.1 电流速断保护。 2.5.3.2 负序一段保护。 2.5.3.3 负序二段保护。 2.5.3.4 接地保护。 2.5.3.5 堵转保护。 2.5.3.6 过热保护。 2.5.3.7 长启动保护。 2.5.3.8 正序过流保护。 2.5.3.9 过负荷保护。 2.5.3.10 欠压保护。 2.5.3.11 PT断线。

2.5.3.12 FC回路大电流闭锁。 2.5.3.13 熔断器保护。

第六节 跳闸后汽轮机、锅炉联锁项目

2.6.1 锅炉跳闸后的联锁

1. 联跳磨煤机，关闭其入、出口关断挡板； 2. 联跳给煤机，关闭其出口挡板； 3. 联跳一次风机，关闭其出口挡板； 4. 送信号至吹灰、电除尘、脱硝、脱硫； 5. 关减温水电动截止门和调整门；

6. MFT动作5分钟后，炉膛压力高Ⅱ值时（+1960Pa），联跳送风机； 7. MFT动作5分钟后，炉膛压力低Ⅱ值时（-1960Pa），联跳引风机； 8. 联关供油快关阀及单个油枪电磁阀；开回油调节阀。

2.6.2 汽机跳闸后的联锁

1.关高中压主汽门及调速汽门；

2.关各段抽汽逆止门及电动门，并开逆止门前疏水阀；

3.开汽机主蒸汽管道、再热蒸汽管道、抽汽逆止门前疏水、高压导管及内外缸疏水。 4.关高排逆止门；

5.开高排逆止门前、后疏水阀； 6.联跳发电机；

7.条件满足后，联跳锅炉。

8.关闭工业抽汽快关阀，工业抽汽逆止阀，工业抽汽电动门。 9.关闭供热抽汽快关阀，供热抽汽逆止阀，供热蒸汽电动门。 10.开通风阀。

第三章 机组的启动

第一节 启动通则

3.1.1 启动状态的划分标准

机组启动状态的确定以第一级内缸金属温度来划分，规定如下： 1.冷态启动：第一级内缸金属温度低于150℃为冷态。

2.温态启动：第一级内缸金属温度150℃--300℃（包括150℃，不包括300℃）为温态。

3.热态启动：第一级内缸金属温度300℃--400℃（包括300℃，不包括400℃）为热态。

4.极热态启动：第一级内缸金属温度高于400℃为极热态。

3.1.2 机组的启动条件

1.下列任一条件存在，禁止锅炉启动： ⑴ 锅炉设备存在有严重缺陷；

⑵ 启动前未进行联锁跳闸保护试验或者试验不合格； ⑶ 炉水品质不合格；

⑷ 锅炉自动系统BAS，燃烧器管理系统BMS，控制系统BCS，报警系统AS，吹灰自动系统SAS，炉膛安全检测系统FSSS未投入或功能不正常；

⑸ 燃油压力极低（1.8MPa以下）；

⑹ 点火前，主控室主要仪表（如汽包压力、蒸汽压力、汽包水位等）不能投入或指示不正确。

⑺ 布袋除尘器涂灰工作未进行或未完成。 2.有下列任一条件存在，禁止汽轮机启动：

⑴ 影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符

合《电业安全工作规程》的有关规定；

⑵ DCS控制系统，DEH，TSI，ETS及旁路系统不正常； ⑶ 任一安全保护装置失灵； ⑷ 机组保护动作值不符合规定；

⑸ 汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下；

⑹ 任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止阀卡涩或关闭不严； ⑺ 汽轮机转子偏心率相对于原始值大于0.03mm；

⑻ 盘车时有清楚的金属摩擦声或盘车电流明显增长或大幅度摆动；

⑼ 主要显示仪表（如转速、振动、轴向位移、相对膨胀、调速、润滑油压、抗燃油压、冷油器出口温度、轴承回油温度、主蒸汽及再热蒸汽压力与温度、凝汽器真空等的传感器和显示仪表以及调节保安系统压力开关，测汽缸金属温度的双支热电偶和显示仪表等）未投入或失灵；

⑽ 交、直流润滑油泵、润滑油系统、抗燃油系统、密封油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常；

⑾ 润滑油和抗燃油油质不合格，润滑油进油温度不正常，回油温度过高； ⑿ 抗燃油箱和主油箱油位低于正常值；

⒀ 回热系统中，主要调节及控制系统（除氧器水位、压力自动调节；旁路系统保护及自动调节；汽、电动给水泵控制系统）失灵；

⒁ 汽轮机进水； ⒂ 机组保温不完善；

⒃ 水汽油品质不符合要求。（详见标准） 3.有下列任一条件不满足，禁止发电机启动：

⑴ 机组大、小修后工作票未收回，系统未恢复，或影响机组启动的电气设备检修后未收回工作票时；

⑵ 发电机—变压器组(高厂变)主保护无法投入或无保护情况下；

⑶ 发电机—变压器组（高厂变）保护装置无法满足可靠性、灵敏度和选择性； ⑷ 发电机—变压器组（高厂变）启动前绝缘检测不合格； ⑸ 发电机—变压器组（高厂变）启动前，各联锁试验不合格；

⑹ 各主要表计（电压、电流、有功、无功等）及信号损坏，无法正确监视机组运行

时；

⑺ 发电机—变压器组一、二次接线有松动、开焊，瓷瓶、套管有裂纹，充油设备泄漏，油位低于规定值时；

⑻ 发电机—变压器组（高厂变）内部保护动作（主保护）或后备保护动作且已确认为非系统故障时，在未查明故障原因的情况下，禁止启动；

⑼ 发电机定子冷却水系统泄漏或冷却水质不合格时； ⑽ 发电机漏氢量超过规定值；

⑾ 原则上发电机励磁系统两套自动励磁调节器均不能投运时禁止启动，特殊情况下需经生产厂长（总工程师）批准。

第二节 启动前子系统的确认和投运

3.2.1 启动前子系统的确认

锅炉点火前应确认下列子系统处于备用状态： ⑴ 电除尘高压电场，振打装置，除渣和除灰系统； ⑵ 吹灰系统；

⑶ 锅炉汽水系统，风烟系统和制粉系统； ⑷ 炉膛火焰工业电视监视系统；

⑸ 给水系统随时可以投入，保证锅炉正常供水； ⑹ 炉膛烟温探针已试投过，随时可正常投入； ⑺ 轴封供汽系统； ⑻ 抽真空系统； ⑼ 疏水、排空气系统；

⑽ 发电机、变压器系统处于冷备用状态。

3.2.2 启动前子系统的投运

锅炉点火前应将以下子系统投入运行： 1.220KV系统； 2.厂用电源系统；

3.照明系统； 4.直流电源系统；

5.UPS（交流不停电电源）系统； 6.化学制水系统、储氢站储氢正常； 7.压缩空气系统压力0.6MPa以上； 8.消防水、杂用水系统；

9.空预器吹灰系统辅助汽源投入暖管疏水； 10.燃料上煤系统； 11.炉前燃油系统；

12.锅炉上水系统（含省煤器再循环）维持汽包最低可见水位； 13.化学采样、加药系统；

14.电除尘灰斗加热和绝缘层加热已在8小时以前投入； 15.锅炉水循环系统中充水，水质合格；

16.循环水泵系统(循环水应排空气)，循环水压0.16MPa；

17.开、闭式水系统：检查低压开式水压0.16MPa，高压开式水压0.35MPa；闭式水压力0.6MPa。

18.辅助蒸汽系统：高压辅助汽源压力0.8MPa，低压辅助汽源压力0.6MPa； 19.润滑油系统：润滑油压0.098-0.18MPa，盘车、顶轴油泵投运正常，调速系统充油排空气后，启动高压启动油泵，油循环提升油温；

20. 密封油系统：发电机气体已经置换，氢压0.2MPa以上，氢空侧密封油压正常，氢、油压差正常；

21.EH抗燃油系统运行正常，抗燃油压14±0.5MPa；

22.定子冷却水系统，维持发电机进水压力0.2MPa，最高不超过0.25MPa； 23.凝结水系统检查凝结水压正常。凝结水系统冷态冲洗合格。投入凝结水后，联系化学，根据水质投入精处理装置；

24. 除氧器上水加热。水位＞2000±150㎜、水温：110-150℃，水质合格； 25.根据情况，投电动给水泵运行，投入高加水侧运行； 26.检查炉膛火焰工业电视已送仪用压缩空气。 27.袋除尘系统涂灰结束，差压600-1000Pa.

第三节 机组启动前的整体检查

3.3.1 通则

3.3.1.1 各平台、楼梯、栏杆、地沟盖板等均完好无损，通道无杂物，检修安全设施及围栏已拆除，现场卫生清洁。

3.3.1.2 各系统支吊架完整牢固，保温良好膨胀指示器指示正确。

3.3.1.3 确认各辅机电动机绝缘良好，有关电源送电。检查转动设备、系统完好。仪表齐全，机械部分无卡涩，轴承润滑油位正常，冷却水、密封水适量投送。

3.3.1.4 各系统的风门、阀门、挡板与系统连接良好，开关灵活，位置正确。执行机构传动装置完整牢固，动作正常、方向、位置指示与实际相符。设备名称、标志流程方向正确齐全。

3.3.1.5 工作现场的照明充足，事故照明可靠，通讯设备完好。

3.3.1.6 现场消防设备完整齐全，消防水系统完好，主要辅机、电气设备、燃油系统及制粉系统等易发生火灾的地方，备有足够的消防器材。

3.3.1.7 所有取样点，表计测点一次门完好并处于投运状态。

3.3.1.8 BTG盘所有仪表、开关按钮、指示灯均齐全正确，热工信号、事故音响、声光报警良好。

3.3.1.9 DCS、FSSS、DEH、TSI、ETS及旁路系统完好，各自动保护装置具备投入条件。

3.3.1.10 转动机械按“辅机运行规程”的要求检查合格。

3.3.2 锅炉检查

3.3.2.1 汽水系统的检查：

1.汽水系统管道及吊架完整，保温良好。

2.汽水系统各阀门开关灵活，各电动门、调整门的就地指示与集控DCS画面上指示相符。

3.电动、汽动执行机构良好，连杆无松动弯曲现象，连杆联接和销子完好牢固，开度指示与实际位置相符。

3.3.2.2 炉本体的检查 1.汽包平台

⑴ 汽包就地水位计、压力表完整齐全，指示正确；

⑵ 无盲区双色水位计照明充足，指示清晰，事故照明良好备用； ⑶ 安全阀装置良好，无妨碍动作的杂物； ⑷ 投入水位计和平衡容器。 2.本体及烟道的检查

⑴ 炉本体周围清洁，炉内、外无脚手架，扶梯完整齐全； ⑵ 确认燃烧室、烟道、风道无人工作后，关闭所有孔门； ⑶ 各部支吊架完整牢固，无妨碍膨胀的障碍物；

⑷ 各风门、挡板操作结构牢固、无松动、无脱落现象，各风压、温度测点牢固、可靠；

⑸ 各吹灰器应在退出位置； ⑹ 各油枪、点火杆在退出位置； ⑺ 空预器完好，具备启动条件； ⑻ 烟温探针进退灵活；

⑼ 炉前燃油系统打循环，应无泄漏现象，且油压在正常范围； ⑽ 锅炉膨胀指示器完好无损。

⑾ 锅炉放水、疏水、连排至定扩手动门开启。 3.3.2.3 转动机械的检查

1.转动机械检修用的临时护栏、脚手架已拆除，周围卫生干净，无妨碍启动的障碍物； 2.事故按钮完好，防护罩齐全，设备名称标志明显；

3.转动设备完整，地脚螺丝牢固，靠背轮连接良好，盘动靠背轮灵活无异常； 4.电机接线良好，绝缘合格；

5.减速箱、轴承、油质良好，油位正常，无渗漏现象； 6.冷却水投入，水量合适，回水通畅，无堵； 7.地沟畅通，无积水、积油、堵泥现象。 3.3.2.4 其它系统检查

取样一次门、空气门开启，疏水门符合启动前条件；

3.3.3 汽机检查

3.3.3.1 联系热工DEH系统送电，检查各功能模块的性能是否正常。检查与CCS系统和BPS系统I/O接口通讯是否正常。

3.3.3.2 检查TSI系统功能； 3.3.3.3 检查集控及就地仪表正常；

3.3.3.4 检查润滑油箱，抗燃油箱油位，油位指示器应显示高限油位，并进行润滑油箱油位报警试验；

3.3.3.5 检查油箱中负压维持：-500Pa；

3.3.3.6 投入盘车后，检查并记录转子挠度，与转子原始值相比较（不得超过0.03mm），监听通流部分有无摩擦声；

3.3.3.7 检查疏水系统各电动截止门能否正常工作，并进行系统正常开关试验； 3.3.3.8 检查高排逆止门和所有抽汽止回阀能否正常工作，并进行联动试验； 3.3.3.9 检查通风阀能否正常工作，并进行系统正常开关试验，检查通风阀的电磁阀工作特性是否正常；

3.3.3.10 对MSV、GV、RSV、IV进行静态整定（注意保证无蒸汽进入汽轮机）； 3.3.3.11 检查自密封系统各汽源供汽站调节站和溢流站能否正常工作； 3.3.3.12 汽机总体检查除按上述项目检查外，还应按“启动通则”进行检查；

3.3.4 发电机检查

接到当班值长“发电机组准备启动”的命令后，机长应布置发变组及附属系统的启动前准备工作，检查各电气系统和设备。

3.3.4.1 检查该启动发电机组及附属设备所有工作票已全部结束,其所有安全措施、短路线、接地线已全部拆除，常设遮栏已恢复正常。

3.3.4.2 检查发变组一、二次接线是否安装联接正确可靠，无松动、脱开现象。 3.3.4.3 测量定子绕组和转子绕组，及励磁系统绝缘电阻，且全部合格。 3.3.4.4 检查发电机励磁系统、调节器等设备清洁，无杂物且各部完好。 3.3.4.5 发电机集电环及电刷表面清洁，各电刷完整齐全，连接牢固，各碳刷压力应适宜。

3.3.4.6 汇流管位于机座底部进出水管法兰处的接地片可靠接地。 3.3.4.7 检查发电机密封油系统无漏油、渗油现象。

3.3.4.8 瓷瓶套管无裂纹、破损，各充油设备无漏油、渗油现象。SF6开关气体无泄漏现象，油压、气压正常。

3.3.4.9 投入封闭母线微正压装置，且运行正常。

3.3.4.10 检查发电机已充氢置换完毕，其压力、纯度、湿度、温度合格，无漏氢现象。

3.3.4.11 投入发电机引出线和定子绕组冷却水系统，其压力、流量、温度正常，无漏水现象，水质合格。

3.3.4.12 主变、高厂变冷却器、潜油泵、风机电源正常，试转正常。

3.3.4.13 根据配电装置运行规定，检查各电压互感器、电流互感器、中性点电抗器、封闭母线及所属设备；主开关、刀闸、主变、高厂变、高压厂用工作电源进线开关，励磁整流柜、调节柜、励磁调节器，灭磁开关柜；保险、电阻等均正常可靠，否则更换。

3.3.4.14 主变中性点地刀合好。

3.3.4.15 检查发电机中性点、消弧线圈分接头在规定位置（中间位），与发电机1PT中性点联结线压好。

3.3.4.16 根据继电保护规程，投入各操作信号，合闸电源、相应指示灯，表计正常，投入保护装置，并检查无误。

3.3.4.17 检查发电机各部温度指示正确，并做好原始记录。 3.3.4.18 检查励磁调节柜，整流柜冷却风扇电源正常，试转正常。 3.3.4.19 检查自动调节器控制电源投入正常。

3.3.4.20 检查规定的消防器材型号正确,位置正确,数量适宜。

3.3.5 发电机启动前绝缘测定

3.3.5.1 发电机定子回路

⑴ 测量发电机定子回路绝缘电阻，可以包括联接在该发电机定子回路上不能用隔离开关断开的各种电气设备，并采用2500V摇表测量，其绝缘电阻值最低不得低于20MΩ。若测量结果较前两次有显着的降低（考虑温度和湿度的变化），如降低到前次的1/3—1/5应查明原因并将其消除，吸收比不小于1.3；

⑵ 以上测试由检修人员测定，测量结果记入发电机绝缘登记本上；

⑶ 定子绕组在无存水，干燥后，接近工作温度时，其对地和相间绝缘电阻应≥5MΩ（2500V兆欧表）。

3.3.5.2 发电机励磁回路

⑴ 发电机转子用1000V摇表测量，绝缘电阻≥1MΩ（转子绕组冷态20℃）。措施如下： ① 断开1#、2#、3#整流柜三相交流刀闸，两相直流刀闸。 ② 断开转子接地保护保险RD15、RD16；

⑵ 切换屏及灭磁屏+、-极引线绝缘电阻措施同1，用1000V摇表测量，绝缘电阻≥2MΩ。

⑶ 测量仪表、保护电缆绝缘电阻：断开RD15、RD16保险，将正负极连接，用500V摇表测量，绝缘电阻≥1MΩ。

⑷ 整流柜：断开1#2#3#整流柜三相交流刀闸，两相直流刀闸。分别将+、-极短接，交流侧短接并交、直流侧短接，用1000V摇表测量绝缘电阻≥2MΩ。

3.3.5.3 其它绝缘电阻规定：

⑴ 各电阻检温计，冷态绝缘电阻≥1MΩ（用250V兆欧表）； ⑵ 定子汇流管及定子出线进水管绝缘电阻； 无存水时≥100MΩ（用1000伏兆欧表）； 通水时≥30MΩ（用1000伏兆欧表）；

⑶ 励端轴承密封内外挡油盖绝缘电阻≥1MΩ（1000V兆欧表）。

第四节 启动中的注意事项

3.4.1 锅炉启动中的注意事项

3.4.1.1 锅炉启动中应严格按照机组启动升温升压曲线进行，点火初期尤应注意； 3.4.1.2 汽机在冲车、升速暖机过程中，锅炉应保持燃烧及蒸汽参数稳定； 3.4.1.3汽机冲转、并网、升负荷以及给水泵启、停和切换过程中，锅炉应严密监视汽包水位，自动调节失灵时改为手动调整；

3.4.1.4 从点火至并网前，控制炉膛出口烟温＜540℃，当达到580℃时，烟温探针应自动退出，否则运行人员应手动干预；

3.4.1.5点火初期应加强燃烧调整，监视油枪雾化情况，定时对角切换油枪，核对来

回油流量与所投油枪支数相对应；

3.4.1.6在投油过程中，应严密监视排烟温度，防止尾部烟道发生二次燃烧，油枪应逐步增加，不可投入过快；

3.4.1.7在锅炉升压过程中，应加强与化学联系，当炉水品质超标时，停止升压，增加排污次数，必要时降低气压，水质合格后方可重新升压；

3.4.1.8 投运制粉系统时，先投大对角磨组，且空预出口二次风温≥150℃； 3.4.1.9 启动过程中，严格控制各受热面壁温在规定值内；

3.4.1.10只有确认再热器中有蒸汽流动后，才可开启再热器侧烟气挡板；

3.4.1.11无论启动还是正常运行，在启停制粉系统时，必须先投入该对应的点火器，不得借用临近燃烧器进行点火；（启第三台时例外）

3.4.1.12在启动中，第一次投入的燃烧器三次点火未成功，再点火时，锅炉必须重新吹扫；

3.4.1.13升压期间，炉压力未达3.45MPa时，不得使用PCV阀； 3.4.1.14炉点火前，确认火检探头冷却风投运；

3.4.1.15在炉点火至汽机定速阶段，严禁投入过热蒸汽、再热蒸汽减温水系统；（极热态启动，并网前为提升温度，先启一台磨煤机时除外）

3.4.1.16炉点火后，应投入空预器蒸汽连续吹灰系统； 3.4.1.17任何时候，主汽、再热蒸汽温差一般不超过17℃； 3.4.1.18任何时候，两侧烟温差一般不超过50℃

3.4.1.19在锅炉启动投油期间，布袋除尘器不投自动清灰，应注意除尘器差压，当差压达到1600Pa时应及时手动清灰，清灰时对炉膛负压影响较大。

3.4.2 汽机启动中注意事项

3.4.2.1启动中应经常全面地检查机组各参数，将其控制在规定范围内 （1）主汽温升率≯1.5℃/min； （2）再热汽温升率≯2℃/min；

（3）主蒸汽和再热蒸汽温差不得超过规定限制区；

（4）各段抽汽管防进水热电偶温差＞42℃时，可认为汽缸进水，应采取措施除积水； （5）各段抽汽压力和调节级压力不得超过限制值

（6）冲转前，凝汽器压力要达到16.7KPa以下，在5-10%额定负荷内，低压排汽压力

不大于13KPa；在30-60%额定负荷时，排汽压力不大于14.7KPa；

（7）机组启动前选择冲转参数时要考虑金属温度与蒸汽温度的匹配；

（8）严格控制主蒸汽和再热蒸汽的温升率并时刻保持50℃以上的过热度。主蒸汽、再热蒸汽温度连续15分钟下降量应控制小于50℃，如果连续10分钟内下将达50℃或直线下降50℃以上，应手动停机；

（9）高压缸排汽口处蒸汽温度应小于404℃；

（10）当排汽温度升高时，应注意胀差、振动、轴承油温和轴承金属温度变化； （11）TSI各监视项目指标控制在允许范围内；必要时投入低压缸喷水系统，并采取提高真空度或增加负荷等方法降低排汽温度；

（12）油系统（包括润滑油、抗燃油、密封油系统）各主要指标在允许范围内； （13）监视本体金属状态限制在如下范围内：

①高中压汽缸壁金属温升率＜1.5℃/min，（高压第一级处内壁金属温度）； ②高压主汽阀壳内、外壁温差＜55℃； ③高中压外缸外壁上、下半温差＜50℃；

（14）冲转前盘车应连续运行4小时，特殊情况不少于2小时。

3.4.2.2在盘车装置投入前，不得向轴封送汽，机组启动前连续盘车时间不少于4小时，若盘车中断应重新计时，机组启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查，认真分析，查明原因，当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4小时，才能再次启动；

3.4.2.3必须保证汽轮机本体疏水系统及主汽管、再热热段、再热冷段和抽汽管的疏水系统在启动时保持畅通。

3.4.2.4加热器水侧应随机投入运行，汽侧待机组并网后随机组启动从低压向高压依次投入；

3.4.2.5在冲转和并网后的加负荷过程中，特别是低负荷阶段，若出现较大的胀差（冷态启动一般时正胀差）和温差时，应停止升温升压并停留暖机，采取措施加以调整；

3.4.2.6启动过程中要注意检查机组振动，油温和发电机风温的变化，并及时投入冷却水，当有异常振动立即查明原因并进行处理。在一阶临界转速以下，汽轮机轴承盖振超过0.03mm，必须打闸停机。过临界转速时，振动值不应超过0.1mm或轴振不大于0.254mm，否则打闸停机，严禁硬闯临界转速或降速暖机；

3.4.2.7为保证低压缸末二级长叶片的安全，不得在共振转速范围内暖机或停留；

3.4.2.8整个启动期间，必须加强监视和检查，发现问题及时解决处理，避免事故发生。

3.4.3 发电机启动中注意事项

3.4.3.1启动中应根据环境温度和发电机风温及时将发电机氢冷器投运；

3.4.3.2氢冷器投入应在发电机启动过程中，夏季入口风温＞30℃，其它时间入口风温＞25℃或发电机并网后，投入氢冷器冷却水。

3.4.3.3氢冷器投入步骤：

打开氢冷器排空气门，开氢冷器入口门，待排空气门见水后，关闭排空气门，打开氢冷器出口门；

3.4.3.4定子绕组及出线水路通水正常，注意定子绕组通水时应先打开汇流管上的排汽阀门，待空气排尽出水后，立即关闭；

3.4.3.5启动前，必须投入氢气系统和定子冷却水系统，发电机不允许在空气冷却下加励磁；

3.4.3.6在低速（600r/min）下检查发电机的机械转动部分，轴承部位，当确认无摩擦且振动在规定值内，方可提高转速，并迅速通过一阶临界转速区域（1347r/min）在升速过程中，应注意监测轴承振动。当发电机转速达1100r/min时，电气巡检员应检查所有电刷是否有跳动，卡涩或接触不良的现象，如有上述现象，应设法消除。一切正常后，可升至额定转速；

3.4.3.7调节冷却器的进水量，使发电机汽励两端进风温度基本相同，控制在30℃-46℃，定子绕组进水温度控制在35℃-45℃；

3.4.3.8在发电机组升压过程中，严格监视发电机定子电流指示为零，发电机转子电流、电压、定子电压缓慢上升，转子电流、电压指示不得超过空载值；

3.4.3.9发电机定子，转子无接地信号；

3.4.3.10发电机并网后，按汽机的负荷曲线增加负荷直至额定负荷；

3.4.4 启动过程中水质要求

3.4.4.1冷态冲洗（点火前冷态冲洗）

（1）凝结水含铁量＜1000μg/L时，投入精处理；

（2）除氧器冲洗水含铁量＜80μg/L时方可向锅炉上水； （3）炉水含铁量＞200μg/L时，应排放冲洗； （4）炉水含铁量＜200μg/L时，方可锅炉点火。 3.4.4.2热态冲洗（点火后热冲洗）

（1）锅炉点火后，炉水含铁量上升，应开启连续排污；

（2）当炉水含铁量＜200μg/L时热态冲洗结束，锅炉方可升温、升压，当蒸汽SiO2≤60μg/L、Fe≤50μg/L、Na≤20μg/L时，方可进行汽机冲转；

（3）热态、冷态冲洗过程中，应通知化学投入加氨、联氨设备，控制冲洗水PH值在9-9.5，联氨过剩量50-100μg/L.

启动过程中，应监视炉水、除氧器出口水、凝结水的含铁量和PH值，含铁量每小时测一次，PH值半小时测一次，硅含量两小时测一次。

3.4.4.3机组启动期间水汽质量标准

导电度（us/cm） 蒸汽 ≤1 硬度（μmol/L） ≤5 硬度（μmol/L） 凝结水 ≤10 二氧化硅(μg/L) ≤60 二氧化硅(μg/L) ≤80 二氧化硅(μg/L) ≤80 铁(μg/L) ≤50 铁(μg/L) ≤80 铁(μg/L) ≤100 钠(μg/L) ≤20 溶氧(μg/L) ≤30 给水 机组启动时冲洗水铁含量不合格不准点火，凝结水质量不合格不准回收，蒸汽品质不格不准冲转。

第四章 机组的冷态启动

第一节 冷态启动的试验项目

4.1.1 机组的试验项目

4.1.1.1 各电(气)动门、动叶、风门及挡板的试验； 4.1.1.2 转动机械检修后运转试验；

4.1.1.3 辅机及辅机附属设备的联动及保护试验； 4.1.1.4 机、电、炉大联锁；

4.1.2 锅炉试验项目

4.1.2.1 锅炉启动前的试验： 1.MFT动作后联动试验； 2.主保护传动试验； 3.燃油泄漏试验； 4.炉膛吹扫试验。

4.1.2.2 锅炉点火后的试验： 油枪定期切换；

4.1.2.3 锅炉大、小修后应做的试验：

1.水压试验（包括受热面严重损坏修复后或大面积更换后的超压试验）； 2.大修后及安全门检修后的热态校验； 3.锅炉总体联锁试验；

4.1.3 汽机试验项目

4.1.3.1 启动前的试验：

1.汽机就地、主控打闸试验； 2.抽汽逆止门、高排逆止门试验； 3.汽机保护跳闸试验（大、小修后）； 4.主机、小机、润滑油系统联动试验； 5.密封油系统联动试验； 6.抗燃油系统联动试验； 7.高压氢密封备用泵启动试验； 8.LPT电磁阀试验；

9.对MSV、GV、RSV、IV进行静态整定（注意保证无蒸汽进入汽轮机）。 4.1.3.2 汽机定速后至并网前的试验（大小修后）： 1.危急遮断器喷油试验；

2.高压遮断模块试验（HPT电磁阀）； 3.OPC电磁阀在线试验； 4.手打停机按钮试验； 5.103%超速保护试验；

6.机械超速保护试验（提升转速试验之前，应使机组带20%负荷暖机运行不少于3小时或高、中压转子平均温度250℃以上）；

7.DEH电气超速保护试验； 8.TSI电气超速保护试验；

4.1.4 电气启动前试验项目

4.1.4.1 发电机绝缘的测定项目；

4.1.4.2 试验发电机系统所有信号应正常；

4.1.4.3 主开关，励磁系统各开关6KV厂用分支开关拉合闸试验，联动试验及保护传动试验正常；

4.1.4.4 主变冷却器电源切换试验，备用位风扇自投试验； 4.1.4.5 高厂变冷却器温度、负荷电流自投试验。

第二节 锅炉点火

4.2.1 点火前的准备

4.2.1.1 锅炉上水： 1.用电动给水泵上水：

⑴ 联系汽机启动电动给水泵，调整勺管在低位，保持低水压向锅炉给水管充水； ⑵ 锅炉用ф168×22旁路向锅炉上水（上水时省煤器再循环门关闭）。 2.用凝结水泵上水：

关闭6号低压加热器进、出水门和旁路门，开启凝结水母管至锅炉上水门，启动一台凝结水泵向锅炉上水，上水结束关闭凝结水母管至锅炉上水门。

3.启动汽泵前置泵，用前置泵进行上水：

除氧器冲洗水质合格，上水加热至正常水位、温度，检查汽泵前置泵具备启动条件，启动汽泵前置泵向锅炉上水，上水速度由给水调整门进行调节，（汽泵出口电动门开启状态，前置泵出口再循环门根据情况关闭，小机低真空保护退出，油系统运行正常）。

4.上水注意事项：

⑴ 上水时应开启汽包空气门，过、再热器疏水门和排空气门；

⑵ 上水水温应大于20℃，并尽可能接近汽包壁温，水温和汽包壁温差不应超过30℃（热态启动除氧器水温保持110℃—150℃）；

⑶ 上水至最低运行可见水位；

⑷ 上水时严格控制上水速度，以免引起水击，夏季不少于2h，冬季不少于4h（锅炉上水应与除氧器进水流量匹配）；

⑸ 上水过程中应检查各部件是否有泄漏现象，有异常时查明原因，予以消除； ⑹ 上水过程中，注意汽包壁温上升速度＜1℃/min； ⑺ 用凝泵上水时，上水完毕应检查关严凝泵至炉上水门； ⑻ 上水前、后应各记录锅炉膨胀指示一次；

⑼ 锅炉开始上水，及时开启过热器、再热器滤网反冲洗手动门，开滤网放水门，对滤网反冲洗。注意关闭减温水手动门，防止水进入过热、再热系统。

⑽ 汽包上、下壁温差大于56℃时应停止上水。

4.2.2 点火前后汽机侧应完成以下操作

1.轴封供汽系统暖管疏水；

2.汽机本体及管道疏水门在开启状态； 3.投入真空系统；

4.凝汽器真空到35-40KPa，投入轴封供汽系统运行。

4.2.3 锅炉吹扫

4.2.3.1 按辅机规程规定，启动风烟系统：空预器、引风机、送风机。 4.2.3.2 调整风烟系统，满足吹扫条件后，对锅炉进行吹扫。 4.2.3.3 锅炉允许吹扫条件： （1）任一台引风机启动且出口档板开； （2）任一台送风机启动且出口挡板开； （3）任一台空预器启动； （4）两台一次风机全停；

（5）所有火检探头均探测不到火焰； （6）火检冷却风压正常； （7）二次风量>30%；

（8）至少28个拱上、拱下二次风挡板开度在吹扫位（45%-55%）； （9）无其它触发MFT的信号；

（10）所有油角阀关闭，炉前燃油快关阀关闭。 （11）汽包水位正常（高低Ⅱ值）； （12）炉膛压力正常；

（13）油泄露试验完毕或旁路强制油泄露试验完毕； （14）所有磨机、给煤机跳闸且分离器出口门关闭。

4.2.3.4 当满足吹扫条件时，DCS自动开始记时，5分钟后MFT信号自动复归。 4.2.3.5 调整二次风量至点火所需的风量，二次风量＞30%额定风量时才允许点火。

4.2.4 点火步骤

4.2.4.1 点火操作：

1.确认过热器疏水门开启，省煤器再循环门开启； 2.油枪就地控制开关在远方位；

3.投入有关联锁、灭火保护装置（两台风机全运行）； 4.总风量＞30%，炉膛负压-20—-50Pa；

5.点火前维持汽包较低水位(-100mm左右)点火初期密切监视水位； 6.投入烟温探针进行炉膛烟温检测； 7.二次风箱上二次风挡板全开；

8.A、B、D、E、F、G挡板在规定位置，C挡板：该对应油枪投入时开启，停用时关闭，高负荷（270MW以上）时适当开启。

4.2.4.2 点火：

1.在CRT上调出燃油系统画面，选择某组（例A组）按下此组的油枪启动按钮，则油枪应自动进入并点火，先点A1油枪，60秒后再点A6油枪（其步骤是：油枪推进→点火器推进→点火器点火→油枪电磁阀打开，油枪点着后，对应的油火焰检测指示灯亮，点火器退出，依次类推逐步点燃A2、A3、A4、A5）。

2.用同样方法可点燃其它组油枪。 4.2.4.3 点火时注意事项： 1.投油枪时，优先考虑投角部油枪；

2.投油枪时，要按小组成对投入，不得同时投两小组或以上油枪，保证炉膛火焰均匀充满。

3.油枪应定期切换；

4.注意油枪应雾化良好，燃烧稳定，就地核对，油枪确实着火良好； 5.点火升压期间，应严密监视水位情况； 6.点火后投入空予器的蒸汽连续吹灰；

7.点火初期二次风量一般保持45-50万Nm3/h，二次风箱压力逐步加大到500-800Pa； 8.严格执行吹扫制度，严禁随意短接MFT而直接点火；

9.检查供油快关阀、各油枪电磁阀无内漏现象，经常核对来回油流量之差与已着火的油枪数量相吻合；

10.点油枪必须按顺序先进油枪、打火杆，再开燃油电磁阀，每一支油枪连续点三次而未点着的，应停止点油枪，防止未燃烧的油在尾部沉积，并通知检修处理。

第三节 升温升压

4.3.1 升温升压操作方法

4.3.1.1 机组启动中，锅炉、汽机应密切配合，严格按照机组冷态启动曲线进行。 4.3.1.2 锅炉应调节燃油流量或增减油枪数量来控制升温升压速度。

4.3.1.3 当汽包压力达0.172MPa时，（并有汽流从排气口喷出）关闭以下排空气门： 1. 汽包排空气门；

2. 低过出口集箱上排空气门； 3. 全大屏入口分配集箱上排空气门； 4. 高过出口集箱排空气门；

5. 后包墙入口联箱与侧包墙入口联箱联络管上排空气门。 4.3.1.4 关闭以下疏水门： 1. 后竖井前后墙下集箱疏水门； 2. 全大屏入口分配集箱上疏水门； 3. 后竖井侧墙下集箱疏水门； 4. 低过进口集箱疏水门， 5. 高过出口集箱疏水门。 6. 低再进口集箱疏水门； 7. 高再出口集箱疏水门。

4.3.1.5 当汽包压力为0.2—0.3MPa时，可冲洗汽包水位计，联系热工冲洗表管，化学人员进行炉水监督。

4.3.1.6 根据情况将高、低压旁路投入运行，按锅炉需要调整低旁开启时，注意真空应高于-75KPa。

4.3.1.7 汽包压力0.5MPa时，联系检修热紧螺栓。

4.3.1.8 升温升压中需要时，可开事故放水门作为维持水位的应急措施。 4.3.1.9 当再热器中有蒸汽流动后，可操作和调整再热器和过热器出口烟气挡板。

4.3.1.10 汽轮机挂闸： 1.挂闸允许条件： 汽轮机已跳闸； 所有进汽阀全关；

2.高、低加水侧确证投入，汽侧系统具备滑启条件。

4.3.2 升温升压注意事项

4.3.2.1 升温升压过程中应严格按照启动曲线进行。 4.3.2.2 根据汽温、汽压情况，调整燃油流量和增减油枪。

4.3.2.3 注意汽包壁温上下温差＜56℃，否则应放慢启动速度或停止上水。 4.3.2.4 并网前，炉膛出口烟温不超过540℃。

4.3.2.5 严密监视水位，需上水时，先关闭省煤器再循环门。 4.3.2.6 按时关闭有关空气门和疏水门。 4.3.2.7 经常检查油燃烧器的雾化燃烧情况。 4.3.2.8 定期检查和记录各部位的膨胀指示。

4.3.2.9 汽机暖管疏水过程中要保证蒸汽管道本体疏水系统畅通，注意监视金属温升率和高中压缸上、下温差的变化。

4.3.2.10 注意低压缸排汽温度的变化，低压缸喷水根据情况手动开启，排汽温度不超过80℃。

第四节 冲车

4.4.1 确认下列保护投入

1.润滑油压低保护； 2.抗燃油压低保护； 3.发电机故障保护； 4.轴向位移大保护； 5.TSI电超速保护 6.胀差保护；

7.轴振大保护；

8.轴承金属温度高保护； 9.高排温度高保护； 10.MFT（汽包水位高Ⅳ值） 11.DEH打闸保护； 12.低真空保护； 13.高排压比低保护；

4.4.2 冲车参数及允许条件

4.4.2.1 机组连续盘车4h以上，机组内部及轴封处无异音； 4.4.2.2 凝汽器压力达到16.7KPa以下；

4.4.2.3 汽封母管压力20-31KPa，温度150℃—260℃；

4.4.2.4 TSI测量数据处于允许范围，确认大轴偏心≯原始值0.03mm，胀差指示正常；

4.4.2.5 金属应力监视在允许范围，确认高压外缸及中压缸上、下壁温差＜50℃；4.4.2.6 油系统运行正常，参数符合以下要求： 1.调速油压1.96MPa； 2.润滑油压0.098-0.18MPa； 3.抗燃油压14±0.5MPa； 4.润滑油温39-43℃； 5.抗燃油温43-54℃； 6.主油箱油位-180—+56mm； 7.抗燃油箱油位410-580mm。 4.4.2.7 发电机部分：

1.发电机已充氢，密封油压高于氢压0.084±0.01MPa； 2.H2纯度：＞98%

3.发电机定子线圈进水压力： 0.2-0.25MPa； 4.4.2.8 推荐冲转参数： 主蒸汽压力：3.9-4.88MPa； 主蒸汽温度：330-360℃；

再热蒸汽压力：0.098-0.196MPa 再热蒸汽温度：300-330℃； 排汽压力：14.7KPa以下。

4.4.2.9 在冲车、升速、暖机过程中，锅炉应保持参数的稳定，并保持蒸汽温度有50℃以上过热度。

4.4.3 冲车步骤

4.4.3.1 冲转：

1.按照先退高旁，再退低旁的顺序退出高、低压旁路，确认再热器压力为零或负压，进入DEH自动控制画面，投入ETS所有保护。

2.就地手动挂闸后打开DEH主控画面，选择“单阀”控制方式，点击挂闸按钮，挂闸电磁阀带电，挂闸按钮灯亮。

3. “挂闸”按钮灯亮，表示AST母管油压建立，20S后如果AST母管油压没有建立，“挂闸”按钮灯灭，表示汽机挂闸失败。查明原因，消除故障，重新挂闸。

4. 挂闸成功后，点击“运行”按钮，“运行”按钮灯亮。

5. 观察DEH及就地MSV（高压主汽门）IV（中压调门）关闭，RSV（中压主汽门），GV（高压调门），自动开至全开，监视机组转速不变。

6. 输入升速率，速率100r/min，输入目标值速率600r/min转速。

7. 高压主汽阀中压调门逐渐开启，机组按给定的升速率增加转速，当转速大于盘车转速时，盘车装置应自动脱开，否则应立即打闸停机。

8. 当机组转速达600r/min时，“保持”灯亮，进行暖机。 4.4.3.2 600r/min检查：

在此转速下，对机组作全面检查，主要对通流部分听音及转动部分检查是否有动静摩擦，检查振动及回油温度，金属温度，推力轴承温度正常，开启高排逆止门，停留时间不应超过5min；

4.4.3.3 升速至2200r/min中速暖机；

1.“目标值”输入2200r/min转速，点“保持”，“保持”灯灭； 2. 机组转速继续以“100r/min”速率升速； 3. 当转速达1000r/min，检查顶轴油泵应自停。 4. 转速达2200r/min时，“保持”灯亮，进行暖机；

5. 根据机组需要投入主机冷油器冷却水，调整冷却水进水门，维持油温正常； 4.4.3.4 2200r/min中速暖机检查： 在暖机结束时应满足以下值： 1.高压第一级金属温度大于250℃； 2.高压缸排汽温度大于180℃； 3.高、中压缸膨胀大于7mm；

4.高、中压缸胀差小于3.5mm并趋稳定； 5.振动在规定范围内。

4.4.3.5 升速至2950r/min，进行阀切换

1.中速暖机结束，检查条件具备后，“目标值”输入2950r/min转速，设定升速率100r/min，点“保持”按钮，“保持”按钮灯灭；

2.机组开始升速。

3.转速到2800r/min左右时，主油泵出口压力将达到高压启动油泵出口压力； 4.转速升到2950r/min，检查蒸气室内壁温度至少等于主汽压力下的饱和温度，否则继续用主汽阀控制转速。

5.转速达2950r/min时，“MGV切换”按钮灯亮，点击“MGV切换”按钮，点击“确定”按钮，调节阀从全开逐渐关小，高压主汽门逐渐开大，高压主汽门全开后表明切换完成，输入目标值3000r/min，升速到3000r/min。

6.定速后，确认主油泵工作正常后，可停运氢密封备用泵、交流润滑油泵，投入联锁备用，切换时应保持油压稳定。

4.4.4 冲车升速过程中的注意事项

4.4.4.1 汽机冲车时，现场应设巡检人员监视汽机声音、振动、温度、回油等，并注意调整主冷油器出口油温正常；

4.4.4.2 升速暖机过程中应严格控制机组的振动符合要求：低速时应着重监视轴振变化情况；一阶临界转速以下，瓦振应＜0.03mm，如超过0.04mm应立即打闸停机；一阶临界转速以上瓦振应不超过0.05mm，否则应查明原因并消除振动，使振动＜0.03mm；不得在高振幅下长时间停留，若瓦振达0.08mm或轴振达0.254mm，应立即打闸停机；过临界时轴瓦振动应＜0.10mm，超过时应停机。严禁硬闯临界。待转子静止后投入连续盘车，检查转子弯曲值和上、下缸及法兰内外壁温差倾听声音，查明原因并消除后方可重新启动；

4.4.4.3 在升速过程中应快速通过各轴系临界转速并保证机组不在共振转速范围内停留。若机组振动出现发散现象应修改“目标值”以避开共振转速范围；

4.4.4.4 检查汽机本体及管道疏水应畅通，且无水击、振动现象，否则应停止升速或停机；

4.4.4.5 注意凝汽器、除氧器水位应正常，并及时调整； 4.4.4.6 整个升速过程应保持润滑油温：39-43℃；

4.4.4.7 注意机组轴向位移，热膨胀，胀差应正常；胀差变化过快时应适当延长暖机时间；

4.4.4.8 机组各部温升率不超过以下规定值： 高中压汽缸壁温升：＜1.5℃/min； 主、再热蒸汽管道壁温升：＜6℃/min； 主汽门壳体温升：＜6℃/min；

4.4.4.9 汽缸各部温差不应超过下列规定： 高压外缸及中压缸外壁上下半温差：＜50℃；

主汽门壳体内外壁温差：冷态：＜83℃；温态：＜40℃；热态：＜30℃。

第五节 发电机并列

4.5.1 发电机并列前的操作

4.5.1.1 值长根据机组冷态启动的实际情况，合理安排发电机恢复备用的操作和并列前的操作。

4.5.2 发电机启动前应具备的条件

4.5.2.1 发电机1PT、2PT、3PT，避雷器投入； 4.5.2.2 高厂变低压侧PT投入；

4.5.2.3 发电机消弧线圈分接头在规定位置（第三抽头）与1PT中性点联线良好； 4.5.2.4 发电机冷却系统投入运行正常，氢气干燥器投运； 4.5.2.5 封闭母线微正压装置投入运行正常压力在0.3-2.5KPa内； 4.5.2.6 主变、高厂变冷却器试运行正常；

4.5.2.7 合上主变中性点接地刀闸； 4.5.2.8 励磁系统已恢复备用状态； 4.5.2.9 灭磁开关柜，各保护压板已投入；

4.5.2.10 励磁系统回路直流操作保险及其它所有保险投入，投入励磁回路控制、合闸电源；

4.5.2.11 投入发变组控制、保护、信号保险，投入发变组高压厂用变压器有关保护； 4.5.2.12 转子接地碳刷完好；

4.5.2.13 机组定速后，由值长下令，合上发变组出口刀闸；

4.5.3 发电机并网条件

4.5.3.1发电机与系统电压相等，电压差不超过10%。 4.5.3.2发电机与系统频率相等，频率差不超过±0.1Hz 4.5.3.3发电机与系统相位一致，相位差不超过10～20° 4.5.3.4发电机与系统相序一致

4.5.4 发电机升压注意事项

4.5.4.1 升压操作应缓慢、谨慎，并密切监视定子三相电流为零；

4.5.4.2 监视转子电流、电压及定子电压应均匀上升，当电压升至18KV应检查三相电压平衡。当电压接近额定值时，调整不应过急，避免超压；

4.5.4.3 当定子电压升至额定值后，检查转子电流、电压不超过空载值（127V、1019A）并记录数值，与上次进行对照，如发现空载励磁电流升高，励磁电压下降，必须查明原因；

4.5.4.4 定子电压升至额定值时，应通过信号，测量装置检查发电机定子绝缘正常，检查定子三相电压平衡；

4.5.4.5 定子电压升至额定值后，如无其它不正常情况，可用自动准同期装置进行并列操作；

第六节 机组并网带负荷

4.6.1 并网后，由控制系统加5%最小负荷，然后投入升负荷控制。

4.6.2 机组并网后，锅炉应加强燃烧，增加油燃烧器数量。

4.6.3 给水流量和压力稳定后，或锅炉蒸汽流量＞7%额定流量时，投入单冲量给水自动，并做启动制粉系统的准备。

4.6.4 并网后及时进行低加、高加汽侧疏水、暖管，由低向高顺序投入低加、高加汽侧。

4.6.5 并网后应及时对小机轴封蒸汽管道进行暖管、疏水。 4.6.6 冷氢温度30℃，投入氢冷却器冷却水。

4.6.7 化学化验水质，合格后投入凝结水精处理设备，凝结水回收除氧器，除氧器、凝汽器水位调节投入自动。回收方法：

1.开启凝结水至除氧器水门； 2.关闭凝结水放水门； 3.关闭凝结水再循环门。

4.6.9 依次启动两台一次风机，调节一次风机入口挡板，使一次风压逐渐升到8-9.5KPa，并投入进口挡板自动调节。

确认磨煤机启动条件满足，启动磨煤机。（投入该制粉系统时，先投入该磨组的油枪，投入第一个煤粉燃烧器时，如两次点火点不着，应灭火吹扫后重新点火）。

确认给煤机启动条件满足，启动给煤机。

投粉后应检查煤粉燃烧着火良好，炉膛压力正常，将给煤机转速投入自动，使负荷升至20%以上。

启磨前及时开启过热器、再热器减温水总门。

“目标值”选择60MW负荷，“升负荷率”选择1MW/min升负荷率，主汽压力有增长时，按“保持”按钮，“保持”按钮灯灭，提升负荷，提升负荷中机、炉应相互配合，确保燃烧、水位稳定，根据锅炉要求，汽机应控制升负荷率变化。

四段抽汽压力升到0.245MPa时，除氧器汽源切换为本机抽汽，开启四抽至除氧器电动门、四段抽汽逆止门、厂用汽供除氧器转为热备用，除氧器开始滑压运行。

除氧器滑压运行时，开启中压调门一次门杆漏汽到轴封加热器门，开启高压调门一次门杆漏汽到再热冷段门。

30MW低负荷暖机负荷下稳定运行，应监视中压排汽口处下半壁金属温度＞176℃，并保持暖机30分钟，在此期间主汽温度每变化2℃，稳定暖机时间增加1分钟。

检查高辅联箱蒸汽压力正常，必要时，可根据情况，调整开启冷再至高辅供气，以

维持高辅压力正常，此时，应注意防止联箱超压。

负荷在25%左右时，给水切换为三冲量自动。启动过程中，随时联系化学对炉水化验，硅含量超规定时，暂停升负荷，开大连排调整门进行洗硅，直至合格。

25%额定负荷时，轴封供汽一般由高辅供，必要时可根据情况可将轴封供汽倒为再热冷段供，自动维持供汽压力20-31KPa。

本体疏水画面中 10%、20%联锁投入，负荷升至10%、20%额定负荷时，分别自动关闭汽轮机高压、低压疏水门。

当第一台磨正常后，可启动第二套制粉系统，煤燃烧器着火后，逐步减少该磨组油枪，并缓慢增加给煤机转速，根据煤位情况投入转速自动。

逐步关小或停止一部分油枪。

负荷150MW，检查四段抽汽压力在0.3MPa左右，用四段抽汽冲动小汽机，正常后电泵倒为汽泵运行。

4.6.25发电机负荷升至150MW以上稳定后，将厂用电切换至高厂变供电，检查高厂变冷却装置运行正常。倒换完毕后，投入厂用电快切装置。

4.6.26油枪全部退出后，可联系除灰运行人员投入电除尘和除灰系统。 负荷80%以上时，自密封系统应投入，检查汽封系统工作正常。

过热蒸汽温度达535℃及以上时，投入过热蒸汽减温水自动，当再热汽温达533℃时，投入再热器侧烟气调节挡板自动。

随着负荷增加，继续启动第三套制粉系统。

负荷达90%时，蒸汽参数应达到额定值，此后，应用改变汽门开度来控制负荷的上升（定压运行）而不用滑压形式。

启动中的升速率：（炉冷启曲线）

主汽压力MPa ＜0.98 0.98-4.0 5.88-17.2 温升℃/h ＜30 ＜100 ≤40 升压率MPa/min / ≤0.03 ≤0.06 汽机由单阀控制切换为顺序控制：（运行前六个月不执行）

在DEH主控画面上按“单阀/顺序阀”切换按钮，再按“确认”，单阀开始切至顺序阀控制：切换时间约10分钟；转换期间应投“功控”；

启动过程负荷稳定后，将单阀切换为顺序阀，切换时应维持负荷工况稳定，正常运行中负荷在270MW以上变化时，保持顺序阀控制。

注意事项：

1.点火启动中，先投油，后投粉，且优先对角投入。 2.应进行不同压力段的洗硅。

3.热风温度≥150℃，方可启动直吹式制粉系统。 4.达正常负荷后，应进行一次全面吹灰。

5.启动第一台、第二台磨煤机时，可采取先投入一个火嘴的方法，然后逐个投入，以保证炉膛热负荷及蒸汽温度缓慢上升，防止超温。

第五章 机组温、热态启动

第一节 温热态启动特殊规定

5.1.1 温热态启动前检查和准备与冷态启动基本相同。 5.1.2 锅炉点火后，全开过热器和再热器疏水门，冲车后关闭。

5.1.3 吹扫时，核实再热器侧与过热器侧烟气挡板均已打开，吹扫后过热器侧全开，再热器全关。

5.1.4 锅炉点火后，在保证汽包壁温和热应力情况下，应尽快地投入所有油枪，使参数尽快达到冲转条件，点火时应及时开旁路。

5.1.5 升温、升压按温、热态启动曲线进行，热态启动升压速度可大于冷态启动，但不得太快，注意汽包壁上下温差＜56℃。

5.1.6 为配合升负荷的工作，应事先做好磨煤机，汽动给水泵的准备工作。 5.1.7 汽缸本体和蒸汽管道的疏水阀开启。

5.1.8 根据缸温越高，调节级后汽温与缸温之差越小的原则，选出合适的调节级蒸汽汽温，极热态启动，主汽温度选择不超过额定蒸汽温度。

5.1.9 冲车时，主汽温度与再热汽温尽量接近并保持有50℃以上过热度。 5.1.10 应确认冲转蒸汽温度与蒸汽管道和阀门金属外壁温度之差，若大于120℃，应进行管道阀门预暖。

5.1.11 温、热态启动除蒸汽参数选择外，应满足冷态启动的其余冲转条件。 5.1.12 冲车及暖机、定速期间，应尽量保持各参数稳定。

5.1.13 并网后，应根据升负荷速度及时投入制粉系统，并根据升温速度投入减温水，防止 超温。

5.1.14 并网前，炉膛出口烟温＜540℃。并网后视情况退出烟温探针。 5.1.15 热态启动中根据化学要求，调整连续排污，控制炉水、蒸汽品质合格。 5.1.16 热态启动中视情况可启动一套制粉系统，以尽快达到冲车并网参数。 5.1.17 热态启动中并网后，应尽快提升负荷，确认汽轮机下缸温度不再下降。

第二节 温热态启动的注意事项

5.2.1 温热态启动、升速、升负荷速度较快，应按照相应启动曲线进行，在达到工况点以前应尽量减少不必要的停留。为此各专业之间应协调配合，合理安排，应提前进行并网前电气的有关操作，以免延误并网时间。

5.2.2 温态启动冲转前盘车必须连续运行4小时以上，热态、极热态启动停机后至启动冲转时，盘车不得中断运行。

5.2.3 温、热启动时，必须先送轴封，后抽真空。并注意轴封汽源与轴封供汽温度的选择，且必须充分预暖保证供汽温度与缸温相匹配。

5.2.4 启动过程中，主、再热蒸汽温差不得超过规定值，且再热汽温应不低于中压内缸上壁温度。

5.2.5 当汽轮机负胀差趋近极限时，应及时采取措施。 5.2.6 热态启动时，应严格监视各受热面管壁温度，防止超温。 5.2.7 热态、极热态采用顺序阀方式启动。

第六章 运行方式

本章所规定的机组运行方式，升压站，厂用电运行方式，一般情况按此方式执行，特殊情况当班值长有权变化，但如果条件许可时，应提前征得上级领导同意，紧急情况下，可先变更，后汇报。

第一节 机组运行方式

6.1.1机组控制方式

6.1.1.1 操作员自动方式（基本方式）

这种运行方式， DEH自动根据设定的升速目标值和升速率进行升速、过临界，以及各种试验等，并且能自动进行并网、接待初负荷和根据负荷目标值和升负荷率进行升负荷。

6.1.1.2 CCS协调控制方式

1.锅炉跟随方式：锅炉主控制器自动调整燃烧，维持机前压力。 2.汽机跟随方式：汽机通过自动调节调门开度，维持机前压力。

3.CCS协调方式：机组自动调节燃烧和调门开度，维持负荷和主汽压力设定目标值。

6.1.2机组运行方式

6.1.2.1 定—滑—定运行方式

1.本机组调峰运行推荐采用定—滑—定运行方式：

2.机组在90%以上额定负荷运行时采用定压运行（压力为16.7MPa），机组在90%—40%之间运行，采用滑压运行，机组在40%以下额定负荷运行时，采用定压运行（压力为7.41MPa）。

6.1.2.2 发电机运行方式

1.发电机可在额定运行方式或厂家提供的出力图的范围内长期连续运行。

2.发电机可以在最大出力300MW下连续运行，但必须保证发电机冷却器进水温度为

20℃，功率因数为额定值，且各部温升符合规定值。

6.1.2.3 励磁系统运行方式

励磁系统两个通道完全相同，可任选通道1或通道2为运行通道，备用通道自动跟踪运行通道。

6.1.2.4 交流220kV 、6kV、380V及直流运行方式

交流220kV 、6kV、380V及直流运行方式分别见电气运行规程。

第二节 公用系统运行方式

6.2.1 空压机运行方式

6.2.1.1 两台除尘空压机供除尘用气， 正常情况下，一台运行，一台备用。 6.2.1.2 四台除灰空压机供检修及输灰用气，正常情况下，两台运行，两台备用。 6.2.1.3五台仪用空压机供仪用空气系统用气，任何情况下必须保证仪用空气系统和检修空气系统严格分开，正常空气压力为0.7MPa，最低不得低于0.6MPa，当空压机发生故障或进行正常切换时，应先开启将要运行的空压机至仪用空气母管的出口阀，空压机运行正常后，再停止需切换的空压机，并关闭停运空压机至仪用气母管的出口阀。

6.2.2 燃油系统

6.2.2.1 正常运行中燃油供油快关门开启，其余各燃油手动门开启。所有吹扫蒸汽门关闭。

6.2.2.2 当某台炉停止时，关闭供油快关阀、回油调节门后手动门，防止影响其它炉前燃油压力。

第七章 运行维护及调整

第一节 运行维护

7.1.1 锅炉运行维护

7.1.1.1 运行参数控制指标:

名 称 主蒸汽流量 再热蒸汽流量 主蒸汽压力 再热蒸汽进口压力 再热蒸汽出口压力 主蒸汽温度 再热蒸汽进口温度 再热蒸汽出口温度 汽包水位 给水压力 给水温度 排烟温度 炉膛压力 烟气含氧量 热风温度（一次风） 热风温度（二次风） 煤粉细度（R90） 两侧烟温差 燃油压力 燃油温度 吹扫蒸汽压力 单位 t/h t/h MPa MPa MPa ℃ ℃ ℃ mm MPa ℃ ℃ Pa % ℃ ℃ % ℃ MPa ℃ MPa 正常值 960 795 17.35 3.68 3.51 540 324 540 ±76 19.96 277.6 132 -20～-50 4-6 321 328 ＜10 ≤50 ＞3 ＜50 0.78 150 +980 10 545 +76 -980 3.8 545 530 -76 18.07 上 限 530 下 限 报警 报警 报警值 报警 备 注 7.1.1.2 锅炉运行维护： 1. 总则：

⑴ 锅炉正常运行中，应使锅炉蒸发量适应机组负荷需要，保持锅炉运行参数（如汽温、汽压、水位等）在规定范围内，保持炉水和蒸汽品质合格，维持安全经济燃烧，优化运行工况，降低辅机电耗，提高锅炉和机组效率，两侧汽温差不超过17℃。

⑵ 锅炉设备在运行中，自动装置应全部投入运行并加强监视，必要时进行手动协助操作使运行参数维持在允许范围内。

⑶ 锅炉各个现场调节机构、操作装置的控制方式，正常均应在远操、遥控方式、远控失效时应切至就地手动方式协助操作，并联系有关检修人员处理。

⑷ 锅炉运行中，所有保护、联锁均应投用，如需退出，按保护投退规定执行。 ⑸ 锅炉正常运行中，应保持炉前油系统运行正常，油枪应处于热备用状态。 ⑹ 锅炉正常运行中，应注意压缩空气系统、辅助蒸汽系统、锅炉辅机的冷却水系统等公用系统的运行情况，应注意除灰系统、电除尘袋除尘系统等辅助系统的运行情况。

⑺ 运行人员应根据辅机盘、CRT及各种仪表的显示、记录、报警、打印等结合现场设备的巡回检查情况，及时分析运行工况，发现异常应及时采取措施处理或联系有关人员处理。

⑻ 锅炉运行中有关设备的定期切换、试验除按本规程执行外，还应执行“设备定期切换与试验制度”。认真做好各项定期试验、切换工作和定期维护工作，确保锅炉设备安全、经济运行。

2. 锅炉排污：

⑴ 锅炉正常运行中，为了保证水蒸汽品质的合格，受热面内部清洁，应根据化学的要求进行连续排污。排污操作必须遵守《电业安全工作规程》的有关规定。

⑵ 如果蒸汽带盐是因炉水含盐量过高引起的，可通过调整锅筒的连续排污得到控制。 ⑶ 需要增大排污率时，可通过锅筒紧急放水管来完成，该阀只有当锅炉在低于75%满负荷运行时才能投入使用，注意紧急放水阀开启速度不能太快。

⑷ 排污期间应严密监视汽包水位，必要时改给水手动调节，运行不稳或发生事故时，立即停止排污。

⑸ 遇下列情况禁止排污：

① 锅炉发生异常或故障（水位高时除外）； ② 排污系统故障；

③ 给水泵启停或切换时； ④ 增减负荷时。 3.锅炉吹灰：

锅炉吹灰系统有40只IR—32型炉膛吹灰器，24只IK—545型长伸缩式吹灰器用于水平烟道、转向室以及低过、低再吹灰，4只IK—525EL型加长枪式吹灰器用于低过、低再区域吹灰，8只IK—525EL型半伸缩枪式吹灰器用于省煤器区域吹灰，2只IK—AH500型空气预热器热端吹灰器和2只IK-525DM3型双介质空预器冷端吹灰器。

锅炉本体吹灰器所用蒸汽汽源取自二级减温器进口集箱，在B—MCR超压5%工况下，此处蒸汽温度均为455℃，压力约为18.7MPa，经减温减压后作为吹灰汽源。

锅炉起动时，空气预热器用的吹灰汽源取自辅助蒸汽，其蒸汽压力不大于1.57MPa,温度约为350℃。

⑴ 吹灰器投运应具备的条件：

① 锅炉运行正常，燃烧稳定，无其它重大操作。 ② 锅炉吹灰时，负荷在60%以上，一、二次汽温稳定。 ③ 锅炉吹灰期间，特别是投油燃烧时，空预器应连续吹灰。 ④ 炉膛负压正常，引、送风机运行稳定。 ⑵ 吹灰器投入前的检查：

① 吹灰系统及各吹灰器完整，检修工作完毕。 ② 系统安全阀完好，整定值正确。

③ 在冷态状态下，各热力疏水阀应处于开启位置。 ④ 仪用压缩空气系统已投入正常。

⑤ 吹灰蒸汽各管道手动隔离门在开启位置，电动隔离门在关闭位置，气动阀气压正常并已复位。

⑥ 吹灰压力调节系统热工仪表程控装置、仪表一次阀及报警装置已具备投运条件。 ⑶ 吹灰器的检查：

① 吹灰器跑车齿轮箱及所有的油嘴都应上足润滑油。

② 吹灰器本体及行程机构完好，跑车传动轴的两个齿轮与齿条啮合正常，不能错齿。 ③ 各吹灰器均应在复位状态。

④ 吹灰器电气就地操作箱应具备投运条件，并送上动力电源。 ⑷ 空气预热器汽源切换：

① 炉启动过程中用冷再供高辅汽源。 ② 炉正常运行中用本体汽源。 ⑸ 吹灰器投运程序（见辅机规程） ⑹ 吹灰器投运注意事项：

① 吹灰器投运时，应特别注意主汽温度、主汽压力和炉膛负压的变化。

② 无吹灰蒸汽时严禁投入吹灰器，以防烧坏吹灰器，长吹灰枪未退出，不得中断蒸汽，以防烧坏吹灰枪。

③ 吹灰枪卡涩退不出时，应立即采取措施将其退出，以防吹损受热面。 ④ 吹灰程序：

无论以何种方式进行吹灰，吹灰的先后顺序应该是：先吹空预器、再吹水冷壁、然后吹水平烟道、吹尾部烟道、最后再吹空预器（即空预器→炉膛→水平烟道→尾部烟道→空预器）。

⑤ 炉膛本体吹灰时应自下而上进行吹灰，这样可避免受热面交叉积灰，每一层先吹前后墙，再吹两侧墙，烟道吹灰时，按烟气流向逐对进行。

⑥ 吹灰周期：

A.锅炉正常运行时的吹灰周期为空预器、脱硝每班二次，烟道白班一次，炉膛每班各一次。空预器双介质吹灰每班二次。

B.对锅炉受热面易积灰的部位或当煤种变差，灰份增加时，应加强吹灰。 C.锅炉启动正常后，机组负荷70%以上或停炉前应对所有受热面全面吹灰一次。 D.锅炉点火后，空预器应投入连续吹灰直至锅炉负荷达70—MCR，以后每班吹灰一次。 ⑦ 吹灰过程中，应对已吹过的吹灰器进行进汽门漏汽检查，以防长时间漏汽吹坏受热面。

7.1.1.3 运行中汽水品质要求： 1.给水品质应满足： 项目 数量 硬度 0 溶氧 ≤7 铁 ≤20 铜 ≤5 含油 PH值（25℃） 导电率 ≤0.3 9.0-9.4 0.2-0.5 μs /cm 二氧化硅 20 μg/l 单位 μmol/l μg/l μg/l μg/l μg/l 2.炉水品质应满足： 项 目 总固形物 磷酸根 氢离子 SiO2 PH值（25℃） 数 量 单 位 ≤15 mg/l 2-7 mg/l ≤1 mg/l ≤0.2 mg/l 9-10 3.蒸汽品质应满足： 项 目 数 量 单 位 总固形物 ≤10 μg/kg 磷酸根 ≤20 μg/kg 氢离子 ≤20 μg/kg SiO2 ≤5 μg/kg PH值（25℃） 0.2-0.5 μg/kg 4.启动时炉水SiO2控制标准： 压 力MPa SiO2含量mg/l 9.8 3.3 11.8 1.28 14.7 0.5 16.7 0.3 17.7 0.2 7.1.2 汽机运行维护

7.1.2.1 正常运行控制指标：

单位 ℃ MPa ℃ MPa ℃ ℃ KPa ℃ 名 称 主蒸汽温度 主蒸汽压力 再热蒸汽温度 再热蒸汽压力 主、再蒸汽温差 低压缸排汽温度 凝汽器真空 高压缸排汽温度 串轴 正常值 527-545 最高值 79 404 0.889 最低值 停机值 557/430 121 -76 427 备 注 14.2-17.5 527-545 3.3 ＜28 ＜36 ＜-85 ＜340 手动停机 mm -0.89-0.889 -0.89 1.02 -1.01 名 称 单位 mm MPa mm mm ℃ ℃ mm 正常值 最高值 最低值 停机值 -1.52 16.46 0.254 0.08 113 107 备 注 高、中压缸胀差 低压开式水压 轴振 轴承盖振动 支持轴承巴氏合金温度 推力轴承推力瓦温度 润滑油箱油位 -0.76-15.7 0.16 0.076 ＜0.03 15.7 0.125 0.05 107 99 -0.76 振动保护 停机 手动停机 -180—+56 +56 -180 +534、-260 220 82 抗燃油箱油位 润滑油温 轴承回油温度 润滑油压 抗燃油温 抗燃油压 调节级后压力 给水温度 给水压力 凝汽器端差 凝结水过冷度 凝汽器水位 mm ℃ ℃ 410--580 39—43 ＜65 580 77 56 13.3 21.6/22.5 汽泵/电泵 710 410 抗燃油泵跳闸 MPa 0.098—0.18 ℃ MPa MPa ℃ MPa ℃ ℃ mm ≤8 ≤2 250—710 43—54 14±0.5 12.23 270.3 0.042 21 11.2 250 100 8.5 凝结泵跳闸 报警 停机 名 称 单位 mm 正常值 最高值 最低值 停机值 备 注 低加退出 运行 高加退出 运行 低加水位 -50--50 50 -50 100 高加水位 除氧水箱水位 除氧器压力 除氧器温度 轴封供汽母管压力 轴封加热器负压 低压后轴封供汽温度 高辅蒸汽压力 低辅蒸汽压力 高辅蒸汽温度 低辅蒸汽温度 主机主油泵出口油压 发电机氢压 氢气纯度 发电机入口风温 发电机出口风温 氢冷器出水温度 发电机氢冷器冷却水进口压力 氢冷器进水温度 mm mm -40—+60 2000 +60 2150 177 1.3 0.98 350 250 0.32 0.25 38 -40 1850 +200 MPa 0.245-0.78 ℃ KPa KPa ℃ MPa MPa ℃ ℃ MPa MPa % ℃ ℃ ℃ MPa ℃ 126.7-170 20-31 95(绝对) 149 ＞0.6 ＞0.3 ＜350 ＜250 1.96 0.3 ＞98 30-46 ≤75 ≤38 0.2 20-38 121 300 200 0.25 20 名 称 发电机定子冷却水入口压力 发电机定子冷却水入口温度 定冷水回水温度 发电机定子冷却水箱水位 单位 MPa 正常值 最高值 最低值 停机值 备 注 0.2 0.25 0.2 ℃ ℃ mm 40-50 85 350 大于机内氢 氢侧密封油压力 MPa 压0.085±0.01 大于机内氢 空侧密封油压力 MPa 压0.085±0.01 密封瓦进油温度 密封瓦回油温度（空侧） 氢侧密封油箱油位 凝汽器冷却水入口压力 凝汽器冷却水入口温度 凝汽器冷却水出口温度 气动门气源压力 ℃ ℃ mm MPa 35-45 70 125 225 ＞0.15 325 ℃ 20 ℃ MPa 30 0.6 7.1.2.2 汽轮机运行维护：

1.DEH控制盘及显示盘指示状态正确，机组控制方式和运行方式正常； 2.TSI及ETS系统无报警信号；

3.经常检查各轴承回油，油窗无水珠； 4.经常监视各轴承振动，无异常现象； 5.经常倾听机内声音无异常现象；

6.经常监视各表计变化情况，发现异常及时汇报，并采取措施； 7.按规定定期进行机组设备试验及设备切换；

8.及时合理调整运行方式，分析处理设备异常，确保机组安全经济运行； 9.定期对设备进行巡回检查，发现问题，及时汇报处理；

10.按运行日志要求，定时正确记录，并做好交接班及其它各项记录； 11.异常情况下，加强对机组的监视检查；

12.发现设备缺陷应及时登录，对于重大设备缺陷，要做好事故预想； 13.根据负荷变化，及时调整低压缸前后汽封，使轴封不冒汽、不吸气；

14.备用设备要处于良好备用状态，并置于“联锁”位置，轴承油质良好，油位正常； 15.对于有自动调整装置的应尽量投自动，要以自动为主，手动为辅但自动要可靠，凡属自动失灵或被调对象停止使用时，可切换为手动；

16.机组本体保护必须正常正确投入； 17.保证机组处于经济运行状态下运行应： ⑴ 保证机组在额定工况下运行；

⑵ 凝汽器运行端差、进、出水温差，凝结水过冷度、真空严密性试验等符合要求，并保持最有利工况运行，胶球清洗装置按期投入运行；

⑶ 回热系统应经常投运，各加热器水位正常，水温符合设计要求，疏水方式合理。 18.保持机组、设备的整洁，对漏油处应将油擦净，防止平台、地面积油； 19.冬季应做好水塔、水池的防冻工作。

本机组可以按定压和定—滑—定两种方式运行，调峰运行推荐采用定—滑—定运行方式，机组在40-90%负荷之间运行采用滑压运行。

7.1.2.3 变负荷运行注意事项： 1.监视汽封系统工作应正常； 2.监视凝汽器真空变化情况；

3.若负荷变动频繁，且变动幅度较大，应采用节流调节（单阀调节），带基本负荷时选取喷嘴调节（顺序阀调节）；

4.监视各监视段压力变化情况，不允许超过其允许值；

5.注意各加热器水位变化情况及各疏水自动调整是否动作正常； 6.注意小汽机汽源工作情况正常；

7.监视凝汽器水位、除氧器水位变化情况； 8.机组不允许过负荷运行；

9.机组负荷急剧变化时，应注意监视串轴、胀差、振动变化情况； 10.监视主、再热蒸汽参数变化情况以及旁路动作情况；

11.负荷变化率：定压运行不大于3%ECR/min，滑压运行不大于5%ECR/min。

7.1.3 发电机、励磁系统的运行维护

7.1.3.1 发电机正常运行时，各参数不得超过铭牌额定值 7.1.3.2 电压和频率变化范围：

正常运行时，应维持发电机电压至额定值，当功率因数为额定值，电压变化范围不超过±5%，频率变化范围不超过±0.2HZ时，发电机允许连续输出额定功率。

7.1.3.3 发电机最高运行电压不得大于额定值的110%，最低运行电压就得低于额定值的90%，当发电机电压下降到低于额定值的95%时，定子电流长期允许的数值，仍不得超过额定值的105%。

7.1.3.4 发电机无功（功率因数）、电压的调整

1.发电机功率因数正常保持滞相0.85，一般不允许超过滞相0.95。如自动励磁投入运行时，无功不低于5Mvar；手动励磁投入运行时，无功不得低于有功的1/3。

2.正常运行中，发电机无功电压的调整，应先按电压曲线进行，如调整无效时，再按功率因数为滞相0.95调整。

3.运行中，当发电机电压超过额定值的110%时，应汇报中调，如经15分钟调整无效，汇报中调停机。

4.运行中，当发电机电压超过额定值的115%时，应汇报中调立即停机。 5.发电机不允许进相运行。

6.发电机功率因数为0.99时，有功无功对照表： 有功 无功 50 7 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 8.4 9.8 11.2 12.6 14 15.4 16.8 18.2 19.6 21 22.4 23.8 有功 180 190 200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300 无功 25.2 26.6 28 29.4 30.8 32.2 33.6 35 36.4 37.8 39.2 40.6 42 注：有功单位MW；无功单位Mvar。

7.1.3.5 当发电机三相电流不对称，每相电流均不允许超过额定电流，负序电流I2与额定电流IN之比，即I2/IN最大允许值为10%。

7.1.3.6 根据系统需要，发电机做过失磁试验后，发生失磁时，允许短时间非同步运行，但需要满足以下条件：

1.持续时间不超过30分钟； 2.输出有功≤150MW； 3.转子回路不允许开路。

7.1.3.7 本型发电机不允许长期断水运行，在定子绕组进水温度45℃，额定负荷下，定子绕组断水允许时间≤30秒,若30秒后，备用水泵不能投入，则断水保护动作，发电机解列、停机。

7.1.3.8 各部件的允许温度：

部件名称 最高温度 测量方法 80℃ 105℃ 120℃ 110℃ 120℃ 90℃ 70℃ 埋置温度计 埋置温度计 埋置温度计 电阻法 温度计法 检温计法 检温计法 温度计安装部位 支路出口 每槽上下层 定子铁芯两端和中部热风区 设备名称定子绕组及引出线出水 定子线圈上下层 定子铁芯 转子线圈 发电机 7.1.3.9 运行中的发电机及氢气系统5米内严禁烟火作业，如需要进行明火作业或检修试验等工作，事先必须检测漏氢情况，对气体进行取样分析，确认气体混合比在安全范围内，办理动火工作票，经有关部门审查批准后，布置安全措施，在专人监护下方可进行工作。如上述工作超过四小时，应重新进行检测化验。

7.1.3.10 发电机额定运行氢压0.3MPa，最高运行氢压0.32MPa。 7.1.3.11 发电机允许根据出力图降低氢压运行，但应满足下列条件： 1.最低氢压为0.1MPa（表压）；

集电环 轴瓦温度 轴承回油温度 2.定子绕组及氢冷却器进水压力必须低于氢压，其压差不小于4×104Pa。 7.1.3.12 当一个氢气冷却器因故停止使用时，发电机允许带80%的额定负荷。 7.1.3.13 氢气纯度≥98%、湿度≤4g/m3（额定氢压下）； 7.1.3.14 冷却器进水温度≤33℃，最低温度不低于+5℃；

7.1.3.15 发电机入口风温正常应为40℃，最低不低于20℃，低于时要求汽机调节水量，最高不超过55℃，同时保证发电机各部不超过最高温度，两端风温差小于5℃。

7.1.3.16 当发电机入口风温低于40℃，可适当提高发电机的视在功率。当发电机高于40℃时，应降低发电机负荷运行。40-45℃每升高一度,定子电流降低额定值的1.5%；45-50℃，每升高一度，定子电流降低额定值的2%；50-55℃，每升高一度，定子电流降低额定值的3%。

7.1.3.17 进入发电机定子绕组的冷却水，导电度0.5-1.5μS/cm，酸碱度7-8，硬度<2微克当量/升，允许微量氨，进水温度为40-50℃，进水压力0.2-0.25MPa。

7.1.3.18 定子绕组及引出线出水温度最高为85℃。

7.1.3.19 密切注意机内氢压的变化，如发现氢压有不正常的降低，应及时找漏，如在定冷水系统中发现大量的氢气，则应停机检查。

7.1.3.20 在任何运行工况下，都须使机内氢压高于水压。

7.1.3.21 随时监视并记录各测温点的数值，如出现某点温度骤升的现象，应尽快查明原因，妥善处理。

7.1.3.22 控制氢气冷却器冷却水量，保持冷却器的出水温度在30-46℃，并定期检查机内氢气的温度及湿度，以免温度过低、湿度过大而危及绝缘引起事故，定期检查，更换干燥剂。

7.1.3.23 发电机转子回路对地绝缘情况，每班根据转子接地检查仪指示检查一次。 7.1.3.24 发电机运行中的检查： 1.发电机冷却系统各部分正常；

2.各部温度不超过规定值，且无局部过热现象； 3.漏氢检测装置运行正常，且无漏氢报警信号；

4.发电机氢、油、水系统法兰无渗漏现象，氢气湿度在允许值内，氢气干燥器运行正常；

5.转动部分无异音，振动在正常范围内；

6.碳刷运行正常，均压弹簧安装牢固，压力适当，无过热冒火现象；

7.集电环表面应无变色、过热现象；

8.调节柜、及各整流柜运行正常，冷却风扇运行正常，外部检查良好，无异味； 9.集电环通风装置运行正常；

10.微正压装置运行正常，封闭母线压力在整定值范围 11.发变组保护投入运行正常，各指示灯指示正常； 12.发电机转子灭磁，过压保护装置设备运行正常； 13.发电机转子接地碳刷良好；

14.发电机PT、CT，支持瓷瓶等工作正常。 7.1.3.25 发电机滑环运行维护规定

1.运行中滑环表面应无变色、过热现象。其表面温度不应超过120℃，否则应采取降温措施；

2.刷架应牢固，上面无积垢，若有积垢，须用毛刷扫除或用吹风机吹净，每天后夜班应清理一次；

3.各碳刷的电流分配应均匀（以碳刷和刷辫不过热为宜）。若有过热现象应调整压簧压力（其压力值以碳刷不冒火、不过热保持最小压力为准）。

4.碳刷不应过短，其长度不应小于刷握的1/3，否则应及时更换；

5.碳刷与刷握之间应有0.1-0.2mm的间隙，碳刷在刷握内应能上下起落，但不得有摇摆现象。若发现有卡死现象，应进行提升活动；

6.发现碳刷冒火时，首先调整压簧压力，效果不太明显时，应用0#砂纸打磨碳刷接触面（温度低的碳刷），并用白布擦去碳粉，使其接触面在80%以上；

7.若碳刷冒火是因滑环表面脏污引起，可用白布擦拭，如不见效，可少沾清洁剂擦去脏污；

8.若碳刷过短、破裂、卡死、刷辫断股确需更换时，应将新碳刷在与滑环直径相同的模型上研磨好再更换，在同一时间内每个刷架上只允许更换一块碳刷，且新旧型号应一致，同一厂家；

9.更换新碳刷后，要加强检查维护，出现冒火跳动现象时，要尽快处理；

10.运行人员应每小时对发电机滑环碳刷进行一次详细检查，发现异常，及时处理； 11.当碳刷运行工况不好时，应缩短检查时间；.

12.当高峰负荷或无功负荷增加时，应加强对滑环碳刷的维护； 13.每次停机后，检修班应对滑环、碳刷进行彻底检查清扫；

14.每个大修周期，应倒换一次滑环的正负极性。 7.1.3.26 运行中更换碳刷注意事项

1.更换发电机碳刷时，工作人员应穿绝缘靴（或站在绝缘垫上），使用绝缘良好的专用工具，操作中要防止短路或接地，当励磁系统有一点接地时，应特别注意；

2.禁止同时两手触碰发电机励磁回路和接地部分或两个不同极性的带电部分。工作时应穿工作服。禁止穿短袖衣服或把衣袖卷起来，衣袖要小，并在手腕处扣住，女工应将辫子卷在帽子内；

3.停止使用绝缘检测装置。 7.1.3.27 碳刷和滑环检查项目：

1.发电机碳刷的工作情况，有无冒火现象；

2.碳刷在刷握内有无摆动或卡住现象，能否上下起落，应无摆动现象；

3.碳刷连接线是否完整，线鼻是否压好，弹簧压力是否正常，碳刷及连接线有无过热现象；

4.碳刷边缘是否有剥落现象；

5.碳刷的磨损程度是否严重，长度小于刷握的1/3时，应更换； 6.应根据碳刷温度，检查每个碳刷分流是否均匀；

7.检查有无由于滑环磨损或碳刷松驰，机组振动等原因引起的碳刷跳动情况； 8.检查刷架上应无积垢，若有积垢须用刷子扫除或风机吹净。

7.1.3.28 发电机发生外部短路故障时，应对发电机进行一次详细的外部检查。

第二节 运行调整与维护

7.2.1 运行调整的主要任务

7.2.1.1 使锅炉蒸发量满足机组负荷要求：

7.2.1.2 保持正常，稳定的一次汽温、汽压、二次汽温、汽压； 7.2.1.3 均衡给水，保持正常的汽包水位； 7.2.1.4 保持合格的炉水和蒸汽品质；

7.2.1.5 保持良好的炉内燃烧工况，减少热损失，提高锅炉效率；

7.2.2 燃烧调整

7.2.2.1 锅炉在运行中应经常观察炉内火焰形状，确保燃烧器、各受热面无火焰冲刷，无结焦积灰。

7.2.2.2 运行中应维持燃烧稳定良好，炉内火焰充满度好，两侧热负荷接近，两侧烟温接近，燃烧高温区的火焰发白刺眼，而桔黄色火焰温度次之。

7.2.2.3 及时、合理地调整燃烧，尽量降低排烟损失和飞灰可燃物的含量。 7.2.2.4 调整燃烧时应改变二次风量和燃料量来满足锅炉负荷的需要，进入炉膛的燃料量是通过改变负荷风的开度来实现，调整时应缓慢、平稳地进行。

7.2.2.5 为达到最佳燃烧工况，应调整并维持合适的风/煤比，二次风空气量可通过调节送风机动叶位置来实现，进入炉膛的二次风量可调整拱上二次风挡板和拱下二次风挡板开度来改变。

7.2.2.6 运行中空气量的需求不得低于吹扫值（30%左右额定风量），当实际空气量达到或低于吹扫值时发出报警，并向锅炉主控制器发出开关量，适当开大送风机动叶角度，当总风量低至25%额定总风量以下时，将触发锅炉MFT。

7.2.2.7 应依据省煤器后烟气含氧量大小精调锅炉总空气量。 7.2.2.8 炉膛压力正常值：-20Pa—-50Pa 报警值：±980pa

保护值（高、低Ⅱ值）：±1960Pa

7.2.2.9 当煤质变差时，应开大乏气调节挡板，使一次风中煤粉浓缩，并调节消旋叶片，有利于燃烧稳定。经调节燃烧仍不稳定时，及时投入油枪助燃，防止锅炉灭火。

7.2.2.10 锅炉运行中,根据负荷情况和煤质情况调整配风，省煤器出口氧量不宜低于4%，任何时候的总风量不低于30%的额定风量。

7.2.2.11拱上二次风手动挡板A.B固定位置后，除非煤质或炉内燃烧工况发生较大改变，否则一般不再做调整，C档板为电动执行机构，远方操作，当油燃烧器投运时C档板全开，油燃烧器退出后，对应的C档板关闭(仅留5%冷却风)，大负荷时也可考虑开启。

拱下垂直墙上的二次风占总风量的65%以上，挡板D、E、F的进风量呈阶梯形，F挡板进风量最大，D挡板进风量最小，手动挡板D、E在正常运行中若无特殊要求及工况改变，一般不做调整，F挡板为全程调节挡板，根据燃烧需要可随意调节，在正常运行中F挡板开度沿炉膛宽度呈阶梯形，即两边开度稍小，中间开度较大。

7.2.2.12 F挡板是调整燃烧工况的最有效的手段，改变F挡板位置，相对地也改变了其它档板的进风量，另外，F挡板对火焰衬托作用大，正常情况下不宜开得过大，一般在20-25%；此外，还可用G挡板控制冷灰斗附近的边界风量，防止热灰在此处积聚形成焦块，G挡板一般在两台磨正常后开启，此前应关闭。

7.2.2.13 额定负荷时，二次风箱内压力应在1000Pa左右，其它负荷下酌情递减。 7.2.2.14 为维持燃烧器运行稳定和煤粉的顺利着火，磨煤机出口混合物温度应保持在80℃左右或稍高一些。

7.2.2.15 当锅炉负荷降到低于燃烧器的最低稳定出力时，应停止一台磨煤机及对应的燃烧器运行，增加其它磨煤机及燃烧器的出力，保证燃烧稳定.低负荷运行时，要密切注意炉膛内燃烧情况的变化，必要时投入油枪助燃。

7.2.2.16 当停止向燃烧器供应煤粉时，应关闭燃烧器的关断档板，开启对应的辅助风(一次风)档板对一次风管进行吹扫，吹扫后辅助风(一次风)应关在冷却位(吹扫5—10min)。

7.2.2.17 停运后的磨煤机应密切注意筒体压力的升高及磨煤机出口温度的变化，为防止筒体内煤粉进入轴颈和润滑油中，磨停运后应保证磨内压力不高。

7.2.2.18 锅炉正常运行中应经常检查炉本体及烟风道的漏风情况，检查孔、人孔门关严，冷灰斗密封良好，其它密封部件良好。

7.2.2.19 运行中应经常察看制粉系统的运转情况，根据炉内燃烧工况及入炉煤质,及时调整燃烧，保证经济运行。

7.2.2.20 经常对燃烧器,水冷壁及各受热面的清洁情况进行检查,分析发现有积灰,结焦现象时,及时调整燃烧并采取相应的措施,除灰清焦。

7.2.2.21燃烧调整各档板位置及参数的指导值附于本章后。

7.2.3 汽温的调整

7.2.3.1 锅炉运行中应合理调整燃烧，严密监视汽温变化，保证锅炉出口过热汽温，

5再热汽温在合适范围内即54010℃，过热与再热汽温差不超过17℃。并且受热面管壁不超

温。

受热面管壁温度控制如下表：

运行控制值℃ 报警值℃ 低过出口 大屏出口 高过出口 高再出口 528 477 560 570 530 540 585 580 0.27.2.3.2 锅炉运行中应合理调整燃烧，保持蒸汽压力在正常值17.350.2MPa范围，若

设备有缺陷或负荷要求过低时，可采取滑压运行。

7.2.3.3 过热汽温,再热汽温的调节方法：

1.过热汽温采用一、二级减温水调节，并尽量优先使用一级减温水调节，二级减温水用于瞬间过热汽温调节及补充一级减温水量的不足，二级减温水是做为细调用；

2.通过改变炉膛火焰中心位置也可调节汽温，提高火焰中心可提高汽温，降低火焰中心则汽温下降。

3.再热汽温调节主要依靠尾部双烟道调温档板，汽温偏低时开大相应侧烟气档板，紧急情况下采用冷端再热进口管道上的事故喷水减温来控制再热器出口汽温和进口汽温，低负荷情况下可适当增大炉膛进风量，作为再热汽温调节的辅助手段。

4.在允许范围内改变进入炉膛的总二次风量及改变拱上和拱下垂直墙的二次风档板开度均可起到调整汽温的作用。

5.对有关受热面进行吹灰，可改善汽温变化特性。

6.特殊情况下，条件允许时，可用改变适量负荷的方法来暂时控制和调整汽温，以缓和汽温变化的速度，争取重新调整的时间。

7.2.3.4 过热汽温，再热汽温一般情况下投入自动调节，但必须经常检查其调节质量，必要时切换至手动进行调节。

7.2.3.5 手动调节汽温时，一定要慎重，勤调小调，喷水量变化要均匀，必须保证减温后的蒸汽符合过热度要求。不能将进入高温过热器集箱的蒸汽减温到低于连接管出口压力下的饱和温度加11℃.

7.2.3.6 用烟气调温档板调节再热汽温时，应有序地操作档板，以便使档板开度的总和始终大于100%；

7.2.3.7 再热汽温升至规定值时，事故喷水阀应自动打开； 7.2.3.8 负荷太低,汽机跳闸及发生MFT时应将喷水关严；

7.2.3.9 汽温的调整应严格按照规定来执行，超过规定允许的范围时，认真执行事故处理规程中的有关条款以保证设备的安全，不得存在任何侥幸心理；

7.2.3.10 下列情况应特别注意汽温的变化和调整： 1.锅炉吹灰,负荷发生变化,给水温度(如高加投停)变化时； 2.制粉系统启停及其它主要辅机启停时； 3.给水压力变化并导致减温水量变化时； 4.机侧,电气侧有大型操作和大型设备启停时；

7.2.4 汽包水位调整

7.2.4.1 锅炉正常运行时应投入“给水三冲量”自动调节，并随时检查其自动调节的质量；

7.2.4.2 各水位计出现偏差时,应以就地汽包水位计指示为准，并立即联系有关人员校对，尽快消除偏差。

7.2.4.3 正常运行中不得将汽包水位保护退出运行或修改保护定值；

7.2.4.4 每个班都要进行主控室指示水位与就地水位计水位的核对工作，正常运行中至少要应有两个指示正常的水位计投入运行。

7.2.4.5 经常比较给水流量(含减温水量)与主汽流量之间的平衡关系，并综合其它方面出现的现象，分析判断，及时发现系统中存在的异常情况，采取积极手段消除隐患，确保机组正常运行。

7.2.4.6 锅炉给水一般情况下为自动调节,在手动调节给水时，一定要勤调小调，平衡均匀，避免由于猛开、猛关引起的汽包水位的大幅度波动。

7.2.4.7 正常运行时,不得随意用事故放水调整水位。

7.2.4.8 严密监视汽泵(或电泵)的运行情况，发现跳至手动或其它异常情况时，立即采取有效措施确保给水正常。

7.2.4.9 正常运行时,汽泵投自动，电泵应为热备用。

7.2.4.10 汽包中心线以下76mm处为0水位,汽包水位，高低值报警如下：

正常水位:±76mm(±76mm为高,低一值报警)

+130mm为高二值报警) -205mm为低二值报警)

+205mm为高三值保护动作值(主燃料延时5 秒跳闸) -280mm为低三值保护动作值(主燃料延时5 秒跳闸) +300mm为高四值保护动作值联跳汽轮机

7.2.5 发电机出口电压调整

7.2.5.1 正常运行中应投入自动调节励磁，并检查出口电压在Ue±5%范围内。 7.2.5.2 当发电机出口电压高于或低于上述范围时，可调整发电机无功降低或升高发电机电压。降低无功时，注意不致于进相，升高无功时，不致于过负荷，甚至于激励。

7.2.6 周波的调整

7.2.6.1 正常运行时，运行人员监视发电机周波为50±0.2HZ范围内变化，最大不超过50±0.5HZ。

7.2.6.2 当周波升至50.5HZ以上时，应将发电机有功降至最低，当周波降至49.5HZ以下时，应将发电机有功升至最大，并报告中调。

7.2.7 力率调整

7.2.7.1 正常运行时，应使发电机力率维持在允许的范围之内。

7.2.7.2 调整力率应根据220KV母线电压曲线来决定，低力率时转子电流应不大于额定值。

7.2.7.3 发电机必须进相运行时，应不超过由试验确定的最大进相深度。

7.2.8 发电机三相电流的调整

7.2.8.1 三相电流不平衡产生的负序电流不得超过额定值10%，且每相电流不超过额定值，否则应减小发电机励磁使其符合要求。

7.2.8.2 发电机定子电压为95%时，允许定子带105%的额定电流连续运行。

7.2.9 发电机负荷的调整

7.2.9.1 发电机负荷的调整,应根据中调命令来执行。

7.2.9.2 特殊情况下，负荷的调整可根据系统周波、电压的变化及时进行。 7.2.9.3 发电机负荷应受发电机各部温度的限制，当各部温度超过允许值且调整无

效时，应申请降低出力。

7.2.9.4 发电机最大允许输出有功330MW，但要结合锅炉、汽机情况。 7.2.9.5 升降发电机负荷应根据汽机条件而定。

发电机进相运行原则及注意事项

.1 原则：

1.发电机不失去静稳定；

2.发电机定子端铁芯温度和齿压板温度不超过制造厂的规定值； 3.发电机转子铁芯及线圈温度不得超过规定值；

4.当发电机自带厂用电时，厂用母线电压不得低于额定值95%。 .2 注意事项：

1.进相运行的机组，要注意发电机端部温度不超过规定值，≤120℃； 2.进相运行时,厂用母线电压应保持在额定值90%以上； 3.自动励磁调节装置必须投入。

第三节 热控操作

7.3.1 本锅炉烟风系统采用双风机系统,包括双侧引风机,送风机,一次风机,入口档板等.如果一侧控制在“自动”位,一侧控制需要从“手动”投“自动”时应首先缓慢地将两侧开度偏差调至±5%之内,然后再切“自动”,以减小扰动。

7.3.2 汽包水位控制由手动切为单冲量方式或三冲量调节方式之前,应调整实际水位接近设定值且保持水位变化比较平稳时,才能将水位调节切至“自动”。

附表7—1负荷、风量、挡板位置对应表

电负荷 270-300MW 230-260MW 200-230MW 160-200MW 150MW及以下 18000- 18000- 22000kj 低 位 发热量 21000 kj/kg以上 20000 kj/kg以下 21000 kj/kg以上 20000 kj/kg以下 21000 kj/kg以上 20000 kj/kg以下 22000kj/kg /kg以下 二次 风量 二次风箱压力 A B 75—79万m3/h 1000- 1100pa 100% 100% 73—7666—6965—6860—6360万m/h 左右 700pa 左 右 100% 100% 355万m/h 左右 600pa 左 右 100% 100% 350万m3/h左 右 450- 550pa 100% 100% 万m3/h 万m3/h 万m3/h 万m3/h 950- 1050pa 100% 100% 800- 950pa 100% 100% 800- 900pa 100% 100% 700- 800pa 100% 100% D E F 乏气 20% 20% 20-25% 20-40% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 15% 20% 25% 40% 20% 20% 20-40% 50% 20-25% 20-25% 20-25% 20-25% 20-25% 20-40% 20-40% 20-40% 20-40% 20-40% 消旋 0-4格 0-4格 0-4格 0-4格 2-5格 2-5格 4-7格 5格 氧量 3.5-4.5% 3.5-4.5% 5% 4.5% 4.5% 4% 4-5% 3.5-4% 第八章 协调控制方式

第一节 协调控制

8.1.1 总则

8.1.1.1 为了保证机组协调控制系统的稳定、可靠投入，建立规范的运行操作，特制定此运行规程。

8.1.1.2 在机组运行过程中，若发现异常工况应按规定严格执行机组紧急停运规定。

8.1.2 协调控制系统负荷调整机理

8.1.2.1 通过调度中心或运行值班员改变负荷指令后，负荷指令以一定的速率作用于机、炉控制系统；

8.1.2.2 锅炉主控接受到负荷指令后，快速调整锅炉负荷，并有一定的超调量，以提高机组负荷响应速度，负荷指令到位后,逐步稳定在预定值；

8.1.2.3 汽机主控接受到负荷指令后，首先通过调速汽门调整5MW的机组负荷,以利用锅炉的蓄热，锅炉负荷发生变化后，机组负荷随之改变；

8.1.3 协调控制系统投运步骤

8.1.3.1 系统投入条件 1、锅炉主控投入条件： 1) RB未动作 2) MFT未动作

3) 两台送风机均运行，任一台投自动； 4) 两台引风机均运行，任一台投自动； 5) 两台一次风机均运行，任一台投自动；

6) 至少一个负荷风门投自动； 7) 汽泵运行，水位投自动。 2、汽机主控投入条件： 1) RB未动作； 2) 机前压力信号正常； 3) 调节级压力信号正常； 4) 功率信号正常； 5) DEH允许CCS控制。 3、协调方式投入条件： 1) 机组负荷在180MW以上； 2) 锅炉主控投入； 3) 汽机主控投入。

8.1.3.2 协调控制系统投运步骤： 1、锅炉主控投自动

在CCS画面上，将锅炉主控操作器投入自动，画面显示“锅炉跟随”方式。 2、汽机主控投自动

在CCS画面上按“CCS请求”，“CCS请求”灯亮，向DEH发出请求，检查DEH画面上“CCS投入”等闪亮，按下“CCS投入”，检查CCS画面上“DEH允许”灯亮，将汽机主控操作器投入自动，画面显示“汽机跟随”方式。

3、协调方式投入

锅炉、汽机都投自动时，“协调方式”灯亮。协调投入。 设主汽压力目标值、升速率，按“H/GO”即可改变主汽压力。 设负荷目标值、升速率，按“H/GO”即可改变机组负荷。

8.1.4 协调控制系统运行时启、停磨煤机操作要求

8.1.4.1 CCS运行方式启动磨煤机技术措施： ① 机组负荷控制在CCS运行方式；

② 机组负荷稳定在180MW左右，三台磨煤机运行； ③ 系统检查正常后，予暖第三台磨煤机；

④ 磨煤机予暖后，将一次风量控制在最低（尽量在15000Nm3/h以下），启动磨煤机、

给煤机；

⑤ 磨煤机煤位建立后(约1min左右)，适当增加磨煤机一次风量； ⑥ 5min以后，磨煤机运行正常，可将该磨煤机负荷控制系统投入自动； ⑦ 2min以后，三台磨煤机平衡，可增加改变负荷指令，增加负荷。 8.1.4.2 CCS运行方式停运磨煤机技术措施： ① 机组负荷控制在CCS运行方式；

② 机组负稳定在180MW左右，两台磨煤机运行； ③ 将准备停运的磨煤机负荷控制系统退出自动；

④ 手动逐步降低该磨煤机负荷至最低（尽量在15000Nm3/h以下）； ⑤ 停运磨煤机；

⑥ 3min后，其它两台磨煤机稳定运行，可增加改变负荷指令，继续降低负荷。 8.1.4.3 运行、操作要求：

① 机组在CCS运行方式，磨煤机启、停操作应在稳态、低负荷阶段180MW左右进行； ② 尽量保证磨煤机以最低负荷启动（一次风量在15000Nm3/h）； ③ 磨煤机启、停操作严格按以上技术措施进行；

④ 磨煤机启、停过程中，自动闭锁机组负荷指令的增加（5min）；

⑤ 运行人员应密切监视机组各运行参数，发现异常应立即解除自动，并按相关运行规程进行处理。

8.1.5 协调控制系统的其它操作规定

8.1.5.1 机组负荷设定

① AGC方式时，机组负荷由中调自动设定

② 在非AGC方式时，机组负荷由运行人员根据值长的命令设定，操作规程如下: ·设定负荷变化率；

·根据负荷变化值,直接写入目标负荷后，按“进行”键； ·负荷设定要求一步到位；

·尽量避免在负荷变化过程中，频繁改变负荷指令和变化率指令。 8.1.5.2 定/滑压运行方式切换 ① 定压运行条件

在下列情况下，机组切至定压运行方式；

·汽机跟随方式 ·锅炉跟随方式 ·机、炉主控手动 ·辅机故障发生RUNBACK ·运行人员手动切至定压方式 ② 滑压运行

机组投入协调方式，系统稳定后，运行人员可手动将定压运行方式切至滑压运行方式，压力定值过渡到滑压定值，系统稳定后，即可改变负荷指令。处于滑压方式后，机组负荷在270MW以上时，协调控制系统自动转至定压运行，定/滑压显示仍为滑压。

8.1.5.3 风量、氧量设定值的修正

送风控制系统及氧量校正系统投入自动运行后，运行人员可根据机组的实际情况，对风量及氧量定值进行修正。

8.1.6 协调控制系统退出步骤

协调控制系统退出的步骤如下； ① 汽机主控退出； ② 退出锅炉主控

8.1.7 辅机故障后协调控制系统的运行方式及操作规程

送风机、引风机、给水泵、一次风机等辅机故障后，如果当时机组负荷大于所允许的最大负荷，协调控制系统至RB回路，锅炉主控快速降负荷至所允许的最大负荷，汽机主控维持主汽压力，RB回路各种辅机允许最大负荷及降负荷速率如下表：

RB 各辅机最大允许负荷和降负荷速率：

项 目 送风机掉闸 引风机掉闸 一次风机掉闸 给水泵掉闸 负荷上限（MW） 160 160 160 160 甩负荷速率（MW/min） 900 900 200 150 RB发生后，建议按以下规程进行操作：

① 如果运行辅机正常，RB回路降负荷至予定值，辅机故障排除，恢复正常运行后，协调控制系统切至协调方式运行，待系统稳定后，切至滑压方式；

② 如果运行辅机不能满足要求，RB发生后，运行人员迅速退出协调控制系统，进行手动操作（操作步骤同8.1.6）。

8.1.8 协调控制系统异常情况的处理及有关注意事项

协调控制系统异常时，应及时退出协调控制。 1.非特殊情况，尽量减少人为干预。

2.特别是在动态过程中，尽量避免频繁改变负荷指令，保证负荷指令一次到位； 3.在机组接近满负荷或最低负荷时，避免大幅度改变负荷指令，以保证机组安全。

第九章 机组停运

第一节 停运通则

9.1.1 停运前的准备工作

1.值长已接到中调值班调度员发布的停机命令后,通知燃料、化学、除灰、脱硫以及集控各岗位做好停机准备；

2.停机前应对机、电、炉全面检查一次，记录缺陷； 3.大、小修停炉前，应安排将原煤仓走空；

4.轴封辅助汽源、除氧器备用汽源暖管、空预吹灰器辅助汽源暖管处于热备用； 5.检查电动给水泵组备用状态良好。 6.停炉前应全面除灰、除渣、吹灰一次。

7.停炉前应检查燃油系统，并试验油枪，以备需要时及时正确投运。

9.1.2 停机前的试验项目

1.主调汽门活动试验； 2.抽汽逆止门活动试验；

3.汽机润滑油低油压试验及启动试验；

9.1.3 停机方式的选择

9.1.3.1 停机方式

1.滑参数停机 2.额定参数停机 9.1.3.2 选择方法：

1.若停机后要求汽缸金属温度水平较低，用于小修、大修等计划停机，则采用滑参数

停机；

2.若停机的目的是为了缩短时间消缺处理后能及时启动，希望机组的汽缸金属维持较高的温度水平，缩短机组的启动时间，则采用额定参数停机。

9.1.4 停机注意事项

1.停机期间应严密监视机组运行状况，增加巡回检查次数并做重点检查，发现异常情况应准确判断，及时处理；

2.严格控制蒸汽参数在允许范围；

3.整个停机过程中保证主、再热蒸汽有50℃以上的过热度；

4.停机过程中，若主蒸汽或再热蒸汽温度10分钟内急剧下降50℃以上应立即打闸停机；

5.负荷降至20%、10%额定负荷，分别检查汽轮机低压、高压疏水门应联开，否则手动打开；

6.停机过程中，汽包上、下壁温差<56℃，内外壁温差<28℃； 7.停机过程中，严密注意燃烧工况，必要时提前投油； 8.给水泵切换时，应特别注意给水压力和汽包水位的变化；

9.冬季停炉时，还应做好汽水系统的防冻工作，停炉时按锅炉滑参数停机曲线降温、降压，控制如下；

⑴ 主、再热蒸汽温度下降速度：<1℃/min； ⑵ 主、再热蒸汽压力下降速度：<0.098MPa/min； ⑶ 主、再热蒸汽过热度：>50℃。

10.停机后立即投入盘车，当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封磨擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180°。当车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。

11.停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲较大时，应采用手动盘车180°，待盘车正常后及时投入连续盘车。

12.停机后监视凝汽器，高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。 13.停机后按要求定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到下次机组热态启动或汽缸金属温度低于150℃为止。

第二节 滑参数停机

9.2.1 降负荷

9.2.1.1 将主机由“单阀方式”转换为“顺序阀方式”。 9.2.1.2 确认DEH系统运行方式为“操作员自动”方式。

9.2.1.3 降负荷到270MW，锅炉开始降参数，逐渐全开高压调汽门。 9.2.1.4 退出TPC主汽压力低限制。

9.2.1.5 按滑停曲线逐步降低锅炉参数，降负荷速率控制1.5MW/min. 9.2.1.6 滑停过程中应控制：

1.过再热汽温平均温降率最大不超过1℃/min，负荷率不超过3MW/min，再热汽温不允许低于主汽温度28℃；

2.汽缸金属温度下降速度不超过1℃/min；

3.滑停过程中，保持主、再热蒸汽过热度大于50℃；

4.主蒸汽温度下降30℃左右，稳定5-10分钟，以减小主、再热蒸汽温差及汽轮机的热膨胀和胀差；

5.当调节级后蒸汽温度低于高压内缸调节级处法兰内壁金属温度30℃时，暂停降温。 9.2.1.7 注意高中压缸胀差变化，当胀差达15.7mm时，停止降负荷，若负胀差继续增大，采取措施无效而影响机组安全时，快速减负荷至零。

9.2.1.8 减负荷过程中，应监视旁路系统自动动作情况。

9.2.1.9 降负荷时，磨煤机一次风控制门均匀动作，当磨煤机出力降至60%左右时，可选择逐渐将一台磨内煤粉走空，停一套制粉系统。

9.2.1.10 运行人员在画面上操作磨子组停止按键，则此套制粉按自动程序停止其运行。（子组停磨暂不用，使用手动停磨）

9.2.1.11 当将磨负荷控制和给煤机转速控制切至“手动”时，可手动停止此套制粉系统（步骤见辅机规程）。

9.2.1.12 减负荷过程中，注意轴封汽源的自动切换，注意给水“自动”动作情况，必要时改“手动”调整。

9.2.1.13负荷降至150 MW倒汽泵为电泵运行，启动电泵运行正常后，停止汽泵运行。 9.2.1.14 负荷至150MW，主汽温度440℃，主汽压力7.0MPa，倒换厂用电，运行方

式为高备变带；

9.2.1.15 根据情况，可选停一套制粉系统，停磨后保留部分油枪。 9.2.1.16 油枪数量大于6支时，通知电除尘值班人员，停止电除尘运行。 9.2.1.17 负荷至25%左右时，如蒸汽流量小于200t/h或主汽压力小于6MPa，给水自动由三冲量切至单冲量，切换给水由旁路供。

9.2.1.18 负荷降至20%、10%额定负荷，分别检查汽轮机低压、高压疏水门应联开，否则手动打开；

9.2.1.19 负荷至20%以下时，可停止最后一套制粉系统运行，5-10min后停止两台一次风机。

9.2.1.20 根据负荷下降情况，可逐步对角停止油枪运行。

9.2.1.21 除氧器至定压运行前，关闭高压调汽门一次门杆漏汽到 再热冷段门，中压调汽门杆漏汽到轴加门。

9.2.1.22 检查高加水位正常，危急疏水调整门“自动”动作正常。

9.2.1.23 除氧器压力<0.245MPa时，自动倒为辅助汽源供汽，关闭四段抽汽到除氧器电动门。

9.2.2 打闸、解列操作

9.2.2.1 当汽压3.43MPa时，汽温降到330-360℃或负荷至15MW时，检查机组无异常后，将负荷减至零。

9.2.2.2 负荷到零，启动交流润滑油泵，打闸停机。检查高、中压主汽阀、调节阀和抽汽逆止阀、高排逆止阀全部关闭，检查电气程跳逆功率动作，发电机跳闸。

9.2.2.3 发电机解列： A、⑴.查机组负荷150MW，倒换6KV厂用电源为高备变带。 ⑵.合上主变中性点接地刀闸。 ⑶.降发电机有功负荷至零。 ⑷.降发电机无功负荷接近于零。

⑸.断开发变组出口主开关（或者汽机打闸，电气程跳逆功率保护解列停机）。 ⑹.查发电机三相定子电流均为零。 ⑺.按下励磁系统“逆变灭磁”按钮。

⑻.查发电机定子电压、转子电流、转子电压至零，断开发电机灭磁开关。

⑼.断开发电机主开关控制电源。

⑽.发电机解列若采用汽机打闸，程跳逆功率保护动作停机，若程跳逆功率保护拒动，应立即断开发电机主开关（在DCS分闸或采用硬手操急停机按钮），按下AVR控制柜内逆变灭磁按钮断开灭磁开关（或硬手操灭磁按钮），发电机灭磁，注意硬手操按钮操作完毕后及时复位。

B、停机后及时拉开发变组出口刀闸并将高厂变低压分支开关解除备用。

9.2.2.4 发电机解列后，注意检查汽机转速应下降，记录并绘制汽轮机停机惰走曲线。

9.2.2.5转速降到1000r/min时，顶轴油泵应联启，否则手动启动。

9.2.2.6当转速降到300r/min，停止真空泵运行，全开真空破坏阀，随着真空下降，及时关闭主蒸汽管道疏水手动门，防止真空系统正压。

9.2.2.7 转速为零，真空为零，投连续盘车，同时记录大轴弯曲值及盘车电流。 9.2.2.8 真空到零，停轴封供汽，停轴封风机。

9.2.2.9 汽机打闸，发电机解列后，锅炉应灭火，停止全部油枪。

9.2.2.10 MFT动作后，瞬时关闭送风机动叶后，再逐渐开启至25-30%的风量进行吹扫，吹扫后，停止风机运行，关闭所有风烟挡板。

第三节 额定参数停机

9.3.1 选择单阀控制方式停机，将顺序阀控制方式转换单阀控制方式。 9.3.2 设定减负荷率1MW/min。 9.3.3 投入高、低压旁路运行。

9.3.4 手动控制燃料量，维持主蒸汽温度，主蒸气压力在正常范围内。

9.3.5 根据机组负荷情况，及时投油稳定燃烧，视汽温下降情况关小或关闭减温水门，根据情况停止磨组运行。

9.3.6 减负荷时，注意高中压缸胀差的变化，如胀差太大，应放慢减负荷速度。若胀差达-0.76mm时，停止减负荷稳定运行，若负胀差继续增大采取措施无效而影响到机组安全时，立即打闸停机。

9.3.7 减负过程中，注意汽机轴封供汽汽源的切换。

9.3.8 负荷150MW，启动电动水泵正常后，停止汽动给水泵运行。此过程中严密监视汽包水位变化情况。

9.3.9 负荷150MW倒换6KV厂用电源为高备变带

负荷到零，汽机打闸，发电机解列后可根据需要不破坏真空，不停汽封。 根据情况，如锅炉灭火，关严减温水手动门，关燃油快关阀，开回油调节阀。 灭火之后，应保留一组风机以30%的风量对锅炉通风吹扫5-10分钟后，停止风机运行，关闭各风道和烟道的风门和档板。

停炉后，严密关闭各人孔门、检查孔、关闭各疏水门、排汽门、空气门，尽量减小热损失。

灭火后的热炉膛不能进行吹灰。

额定参数停炉以及事故停炉后，如检修需要启引风机对炉膛强迫冷却以缩短工期时，应待空预器前烟温下降到200℃以下，方可进行，但应根据汽包壁温差，调整静叶，从而不使温差超限。

第四节 机组停运后的工作

9.4.1 锅炉灭火后的工作

9.4.1.1 锅炉灭火后，通知汽机关闭旁路，锅炉用高过疏水或对空排汽控制汽压。 9.4.1.2 检查所有油枪自动吹扫后全部退出，并就地关闭各油枪手动来油门，关闭来、回油手动门。（投入自动吹扫的情况下）

9.4.1.3 关燃油快关阀和开回油调节阀。 9.4.1.4 灭火后，关闭连排、加药、取样一次门。

9.4.1.5 灭火后，手动调整给水流量缓慢进水至最高可见水位，通知汽机停止进水，确认省煤器再循环阀开启。

9.4.1.6 当空预器前烟温至120℃时，可停止空预器运行。

9.4.1.7 停炉后仍需监视排烟温度和空预器烟温，防止空预器着火。

9.4.1.8 若停炉后机组需要泄压，可调节过热器系统疏水阀，按0.1MPa/min速率泄压。

9.4.1.9 停炉后放水方法

⑴ 当汽包压力降至0.5-0.8MPa，可带压热炉放水，全开空气门、疏水门。 ⑵ 当汽包压力至0.1-0.2MPa时，可开启全部疏水门和空气门进行锅炉疏水。

⑶ 如无特殊要求，停炉后应采用热炉带压放水的方法。 9.4.1.10 停炉后关闭减温水手动门，给煤机上部下煤插板。

9.4.2 停炉后的冷却

9.4.2.1 停炉后，若汽包上下壁温差大于56℃，就尽量维持汽包高水位。 9.4.2.2 锅炉灭火6小时后，可开启所有烟道挡板，开启二次风门，开启引风机动叶，维持炉膛负压在-50MPa～-100MPa之间，进行自然通风冷却。

9.4.2.3 停炉18小时后，可启动一台引风机进行通风冷却，但必须控制汽包上下壁温差在56℃以内，汽包水位维持较高水位。

9.4.2.4 停炉后若需加快冷却，可提前至灭火后10小时启动一台引风机进行强制冷却，但整个过程必须维持汽包水位在最高可见水位，且上下壁温差控制在28℃以内。

9.4.3 锅炉停炉后的保养

9.4.3.1 停炉后，为减少和防止受热面的内部腐蚀，应采取有效的保护措施。 9.4.3.2 停炉期限低于三天时，采用热炉放水余热烘干法或正压吹干保护法。 9.4.3.3 停炉期限高于三天时，采用加纯十八胺保护剂法或正压吹干保护法。机组大小修时采用加纯十八胺保护剂法。

9.4.3.4 停炉保护法还有抽真空干燥法、充水压保护法、充氮法和充联氨法等，一般规定采用上两条所述的保护法。

9.4.3.5 在严寒季节，停炉时间较长时，还要注意防冻，除放掉主汽水系统内的水外，还要放掉其它一些容器和水箱之中的水。

9.4.3.6 具体保养方法如下： 1.热炉放水余热烘干法（含邻炉热风）；

⑴ 炉灭火后，迅速关闭各档板和炉门，封闭炉膛，防止热量散失； ⑵ 当压力至0.5-0.8MPa时，带压热炉放水；

⑶ 放水后，全开空气门、排汽门和各疏水门，采用自然通风将炉内湿气排出，直至达到空气湿度的控制标准，停止通风干燥。

⑷ 当炉膛温度降至105℃时，锅内空气温度仍低于控制标准，锅炉应点火烘干或用邻炉热风辅以烘干。

此法用于运行转入检修承压部件的停炉保养，邻炉热风法可用于大、小修。 2.蒸汽压力法：

⑴ 停炉后，关闭炉膛各档板、炉门及各放水门和取样门，减小炉膛热损失。 ⑵ 自然降压至2MPa左右时，排污一次，保持一定的水位，必要时补充给水。 ⑶ 缓慢自然降压，利用残余压力，防止空气进入。

⑷ 停用期间始终监督压力，当低于控制标准时，应点火维持压力。 ⑸ 此方法用于机组热备用的保养。 3.给水压力溢流法：

⑴ 停炉后，保持汽包内最高可见水位，自然降压至给水温度对应的饱和蒸汽压力时，用除氧后的给水换掉炉水。

⑵ 炉内水中磷酸根小于1mg/L并水质已澄清时，停止换水。

⑶ 当过热器壁温低于水温度时，开启锅炉最高点空气门，由过热器反冲洗或出口联箱疏水管充入给水，空气门溢流后关空气门。

⑷ 在保证0.5-1.0MPa的条件下，使给水从炉水或饱和蒸汽取样处溢流，从而防止空气渗入。

此法用于运行转入冷备用的保养、运行转入非承压部件的短期消缺，大、小修后水压试验完毕后即将转入运行的锅炉保养。

4.氨水—联氨法

⑴ 锅炉停炉后，压力至0.1MPa以下时开启空气门、升火排汽门和疏水门，放尽炉内存水。

⑵ 用除盐水配置含氨量为500-700mg/L的渗液（软化水为1000mg/L），或含联氨为260mg/L联氨溶液，在配药箱内搅拌均匀。

⑶ 药液经输（加）药泵经过热器疏水门逆行进入锅内，当进入的药液量约为2倍的过热器容积时，再经省煤器放水门同时停锅内送药，直至充满锅炉。

⑷ 当药液经联通管充满布置在锅炉最高点的带液位计的水封箱时，停止加药，保持水封箱水封，防止空气漏入。

⑸ 此法应隔离铜质部件。

⑹ 药液有刺激性，联氨有毒，操作人员应注意保护，排放废液应符合标准。 ⑺ 点炉前应对本体和过热器进行反冲洗。 此法用于非承压部件引起的较长时间的停炉保养。

5.加纯十八胺保护剂法

⑴ 停机前一天，值长应通知化学车间做好加药前的准备工作。

⑵ 停机前4小时值长通知化学停运精处理高速混床，采样架在线仪表同时退出运行。 ⑶ 停止磷酸盐和氢氧化钠加药系统。

⑷ 调整机组炉水PH值到9.4-9.6,并维持稳定。 ⑸ 调小或关闭除氧器排汽门，关闭锅炉连排门。

⑹ 当主蒸汽温度降至480℃时，化学启动纯十八胺加药系统，开始第一次加药，加药量350kg左右，加药过程控制在1小时。在加药过程中，主蒸汽温度控制在420℃—480℃之间，主蒸汽流量大于200吨/小时，汽包压力大于11MPa。

⑺ 药品加入完毕后，汽包压力维持在11MPa以上2小时，确保药品均匀循环并成膜的所需时间。

⑻ 加药半小时后采集给水、炉水、凝水和蒸汽水样，测定PH、DD、碱度、硬度、铁、铜、硅等指标，并每30分钟测一次。

⑼ 炉灭火后，进一步降低蒸汽温度，炉水温度170℃时开始二次加药，启动给水泵保持炉水循环，用定排维持水位。

⑽ 汽包压力降至0.5-0.8MPa，按热炉放水余热烘干法锅炉放水。 6.再热器保养：

⑴ 再热器压力降至0.2MPa时，关闭空气门。

⑵ 通知化学加N2H4或NH3溶液，通过再热器的减温器向系统充水，同时缓慢开启空气门，维持压力不低于0.02-0.03MPa。

⑶ 空气门溢水后关空气门并停止充水。 ⑷ 开再热器充氮门，维持压力0.035MPa。 9.4.3.7 锅炉防冻：

1.进入冬季应全面进行防冻检查，管道应有保温，不得裸露。

2.管道的不流动部分，能排空的尽量排空，不能排空者应定期排放或采用微流法，以防结冻。

3.停用锅炉冬季尽量采用干式保养，必须湿式保养时，应轮流启动上水泵运行，过热器和再热器应采用加热措施。

4.投入所有防冻拌热系统。

5.辅机的冷却水应保证畅通，否则应解列并放掉存水。

6.所有水槽、水箱、水池、容器中的水均应畅通或保持溢流，否则应全部放干净。

9.4.4 汽机止速后的操作

9.4.4.1 停止冷油器、空冷器、定子水冷却器的冷却水，停止定子冷却水泵。 9.4.4.2 在汽机止速投盘车后，应逐步关小氢冷器冷却水门，当发电机入口风温，夏季到30℃，其它时间到25℃，停止氢冷器运行。

9.4.4.3 禁止在投盘车后，立即停止氢冷器运行。 9.4.4.4 发电机打风压时，应将氢冷器排空气门打开。

9.4.4.5 排汽缸温度降至65℃以下，同时确认无热汽、水排入凝汽器，可停用凝结水泵，凝结水泵停运后及时关闭凝结水泵密封水外供水源门。

9.4.4.6 排汽缸温度下降至50℃，并确认循环水无用户时，可停用循环水泵。 9.4.4.7 停机后应严密监视并采取措施，防止冷汽、冷水进入汽缸，将汽缸疏水关闭，闷缸。

9.4.4.8 停机后根据需要将发电机排氢。

9.4.5 电气停运后的工作

9.4.5.1 电气停运后的操作

1.根据值长命令，进行发电机解列后的操作和发电机退备用操作，具体操作见典型操作；

2.进行定子冷却水反冲洗（三次，以导电合格后再进行2小时以上冲洗为准）； 3.根据所办理的电气工作票要求，对电气设备停电、做安全措施。 9.4.5.2 发电机停机后的试验

1.发电机应在解列操作完毕后，由检修人员对发电机定子、转子回路以及高厂变低压侧A、B分支绕组进行绝缘测试；

2.上述绝缘测试应符合试验规定，并记入电机绝缘记录台帐中，同上次测量结果进行比较，如差别较大，应查明原因并消除。

9.4.5.3 发电机停机后的检查项目

1.发电机—变压器组停运后，应进行全面检查。

2.检查发电机励磁回路保险良好，若有熔断，应及时更换。

3.检查发电机励磁系统各开关、刀闸、风机，过电压保护，热敏电阻应正常，过电压保护保险熔断应及时更换，并将上述情况记入交接班记录本上。

4.检查集电环、电刷、弹簧、大轴接地电刷正常，否则更换有关电刷。 5.检查所有充油设备、充气设备正常，无泄漏。 6.检查所有充油设备油位正常，否则进行充、放油。

7.检查发电机-变压器组有关开关、刀闸、封闭母线及引线，各电压互感器、电流互感器、高压厂用工作电源开关应正常，完好无损。

8.检查仪表、保护及控制、信号以及自动调节装置正常。

9.检查发电机无进油、进水的可能，否则采取措施，处理并汇报值长。

第十章 机组试验

第一节 阀门、挡板试验

10.1.1 电动门校验

10.1.1.1 试验时间：机组大、小修后启动前和电动阀门检修后 10.1.1.2 试验条件：

1.确认试验阀门对运行系统无影响，检修工作结束，联系热控及维修人员到场； 2.阀门电源已送上，信号及指示齐全正确； 3.确认阀门在关闭位置、调出相应的CRT画面。 10.1.1.3 试验方法：

1.将阀门手动控制在一个合适开度（距关向或开向均留有一定行程）；

2.电动试验开关方向应正确（不正确时热控人员应倒接线），有“停止”按钮的应试验停止正常。行程开关接点及其上的手、自动切换开关也应试验动作正常；

3.将电动阀门全关，手动摇出余留行程，由热控人员定好关向终断接点，校对就地与CRT画面指示一致，并处于关位；

4.将电动阀门全开，用同样方法调好全开余留行程，由热控人员定好开向终断信号，校对就地与CRT画面指示一致，并处于开位；

5.记录电动全开、全关时间，行程及开向、关向余留行程；

6.电动全开、全关阀门一次，检查开度指示、灯光、信号正确，开关灵活无卡涩，电动机应能在整定点自动跳开，否则重新调；

7.试验结束，将阀门置试验前位置。 10.1.1.4 试验要求：

1.行程开关存在缺陷或阀门行程机构与行程开关配合不良时，一定要注意防止行程开关失控损坏电机及阀门，必要时进行更换处理；

2.对于暗杆阀或不易看到门杆的明杆阀，调试时在行程开关未整定前不能用依赖电机力矩保护动作或听到电机过载声音的办法来确定阀门全开、全关位置，必须手动进行调整；

3.阀门余留行程的确定原则：关向以阀门全关后手动开出0.5-2圈左右行程，高压阀门可取小值，低压阀门可取大值，或根据实际情况确定；开向一般开到阀门全行程的90%即可，最大开度为阀门全行程的95%；

4.阀门开关试验时不能同时按住开、关按钮或将操作开关由开（关）向直接切换至关（开）向，以免损坏电机；

5.如果为力矩限位的阀门，试验后不可再手动；

6.对有近、远控的电动门应进行近控和远控开关全行程试验各一次正常； 7.有联锁的电动门，检验完毕后，方可进行联锁试验，使之正常。

10.1.2 调整门的校验

10.1.2.1 试验时间：机组大、小修后启动前和调整门检修后 10.1.2.2 试验条件：

1.确认试验阀门对运行系统无影响，检修工作结束，联系热控及维修人员到场； 2.阀门电源、气源送上，确认气压指示正常，开关方向应正确。 10.1.2.3 试验方法：

1.就地试验时将调整门“手—自”动切换手柄置于手动位置，转动手轮将调整门进行全行程开、关一次，校验与行程指示相符合，切换手柄置自动位置；

2.调相应的CRT画面，手操相应调整门的操作开关，分别进行间断和连续开关全行程试验各一次，校验信号、开度指示与实际相符，并调整灵活无卡涩；

3.断气试验，将调整门的气源关闭后，气开式阀门应在关断气源后检查阀门自动关闭；气闭式阀门应在关断气源后检查阀门自动打开。

10.1.2.4 试验要求：在进行断气试验时，要注意对系统运行不得产生影响。

10.1.3 挡板试验

10.1.3.1 试验时间：设备检修后系统投运前 10.1.3.2 试验条件及要求：

1.试验前应对系统进行认真仔细检查，检修工作票应全部结束，现场应整洁干净； 2.确认试验挡板对运行系统无影响，联系热控及维修人员到现场；

3.送上有关风门挡板的电源、气源，并将有关风压表、负压表、温度表投入；

4.信号指示正常，开度指示正常； 5.系统各辅机设备具备启动条件； 6.各挡板转动灵活，传动装置应完好。 10.1.3.3 试验方法：

1.操作相应CRT画面，手操相应挡板，分别进行间断和连续开、关全行程各一次，校验信号指示、开度指示相符，方向正确；

2.操作气动装置动作灵活，方向正确，无泄漏等异常现象。

10.1.4 风机动叶的试验

10.1.4.1 试验时间：设备检修后锅炉启动前 10.1.4.2 试验条件及要求：

1.试验前应对设备进行认真仔细检查，检修工作票应全部结束，现场应整洁干净； 2.试验前应先投入相应的液压调节油系统，调节油压正常后再送控制电源； 3.试验时近控、远控应有人监视；

4.执行机构连杆及销子无松动、弯曲和脱落。 10.1.4.3 试验方法：

1.用近、远控开关对动叶进行调节，方向正确，动作灵活，无卡涩，集控盘CRT画面上开度指示在0-100%时，就地开度在-36°——— ＋20°；

2.试验时应作好开、关全程时间及角度记录；

3.试验过程中出现异常时应停止试验，查明原因并消除后重新试验直到合格； 4.试验完毕，应将试验结果及发现问题做好记录，并向上级汇报。 10.1.4.5 一次风机入口调节挡板的试验同调整门的校验。

第二节 辅机试验

10.2.1 机组大、小修后，辅机启停及事故按钮试验

10.2.1.1 试验时间、条件及要求：

1.辅机电气及控制回路检修后必须进行辅机启停开关及事故按钮的试验；

2.根据检修工作票，详细了解设备检修内容，异动情况、试验要求及范围，现场检查

确认机械及电气部分的检修工作全部结束，工作票已收回，具备试验条件，恢复有关系统；

3.空试电动机：应确认电动机接线及外壳接地线完整、靠背轮脱开，轴承润滑油量、油位正常，检查正常后联系送电，试转时注意电机转向正确；

4.辅机试转前，在电机停电的情况下，应盘转子无卡涩。轴承油位正常，油质良好，冷却水门、密封水门开启，出、入口表计一次门打开，泵体注水排空气完毕，离心泵确证入口门开启，容积泵确证出口门开启，轴流泵确证出、入口门开启；一切正常后方可进行试验；

5.在CRT画面与BTG盘以及就地均能操作的辅机应分别进行。 10.2.1.2 试验方法：

1.将各辅机电气及热工回路送电（6KV、380V设备只送操作电源），试验前检查电气、热工仪表及声光信号正常，确认操作按钮和联锁开关在停止位置；

2.给煤机试验前，给煤机出口门应关闭，给煤机内无存煤；

3.分别启动各辅机设备。按下各事故按钮CRT画面上相应设备变为黄色闪光，复归后变为绿色，BTG盘事故喇叭响，声光信号报警，将各动力设备恢复。

10.2.2 辅机保护试验

10.2.2.1 试验时间、条件及要求：

1.机组大、小修后，辅机电气及控制回路检修后必须进行辅机保护试验；

2.辅机的保护试验必须在辅机启停试验及事故按钮试验合格后进行，并应符合辅机启动及事故按钮试验的有关要求；

3.试验时，6KV、380V辅机只送操作电源（开关在试验位）。 10.2.2.2 试验方法： 1.备用辅机联启试验

⑴ 按正常启动操作启动一台辅机，检查备用辅机具备启动条件； ⑵ 投入辅机功能块“自动”；

⑶ 按下事故按钮使运行辅机掉闸，应发出声光报警信号，备用辅机自启动； ⑷ 用同样方法分别试验其它辅机。 2.辅机油泵低油压联启保护试验：

⑴ 按正常启动操作启动一台油泵及辅机，检查备用油泵具备启动条件；

⑵ 投低油压保护，由热控人员模拟低油压信号，当油压低于一值时备用油泵应自启，

油压低于二值时辅机跳闸，记录动作时油压的数据，若与设定值不符，由热控人员加以调整直至相符；

⑶ 同样方法分别试验其它辅机。 3.低水（油、空气）压联启保护试验：

⑴ 按正常启动操作启动一台辅机，检查备用辅机具备启动条件；

⑵ 投低水（油、空气）压保护，由热控人员模拟低水（油、空气）压信号，当水（油、空气）压低于设定值时备用应自启动，记录联动时水（油、空气）压的数据，若与设定值不符由热控人员加以调整直至相符；

⑶ 同样方法分别试验其它辅机。 4.辅机轴承温度高保护试验： ⑴ 按正常启动操作启动一台辅机；

⑵ 投温度保护，由热控人员模拟温度高信号，当温度高于一值时发出报警信号，温度高于二值时辅机跳闸，记录动作时温度的数据，若与设定值不符，由热控人员加以调整直至相符；

⑶ 同样方法分别试验其它辅机。 5.液位保护试验：

⑴ 按正常启动操作启动一台辅机；

⑵ 按液位保护，由热控人员模拟液位低信号，当液位低于一值时发出报警信号，液位低于二值时辅机跳闸，记录动作时液位的数据，若与设定值不符，由热控人员加以调整直至相符；

⑶ 同样方法分别试验其它辅机。 6.空气预热器油循环试验：

⑴ 由热控人员模拟导向轴承油温高信号（55℃），导向轴承油泵应自动；然后模拟导向轴承油温低信号（45℃），（55℃联启，45℃自动停止），备用导向轴承油泵应自停止，记录动作时油温的数据，若与设定值不符由热控人员加以调整直至相符；

⑵ 同样方法进行支持轴承的试验。

10.2.3 辅机动力试验

10.2.3.1 试验时间、条件及要求：

1.辅机检修后，必须经过试运行，试运行良好验收合格后方可投入运行或备用；

2.有关系统已确认解列或采取了可靠的安全措施；

3.辅机的动力试验必须在辅机启停试验、事故按钮试验及辅机保护试验合格后进行，符合辅机保护试验中的有关条件及要求；

4.辅机启动前，有关保护应按规定投入； 5.辅机的操作电源和动力电源均应送上；

6.送风机、一次风机试运前，应先启动引风机，以防炉膛产生正压；

7.空预、引风机、送风机、一次风机、给水泵、循环泵、凝结泵检修后的连续空负荷运行时间2-4小时，磨煤机空转不得超过10分钟，其它转机的试运时间不得少于30分钟；

8.辅机试运行时有关机械、电气检修人员应到场。 10.2.3.2 试验前的检查

按辅机规程各辅机启动前检查的规定执行。 10.2.3.3 试验方法：

1.炉侧辅机按空预、引、送风机、一次风机、磨煤机、给煤机的顺序依次启动各辅机设备；

2.试运中设备发生异常情况时应立即停止，查明原因并消除后方可重新试运； 3.辅机动力试转时，应确证冷却水、控制气源投入正常。 10.2.3.4 试验验收标准： 1.转动方向正确；

2.无异音、磨擦和撞击声响；

3.轴承温度和振动符合辅机规程中的有关规定； 4.设备系统无跑冒滴漏现象；

5.设备出力能达到铭牌出力，电机电流不超过额定电流。

第三节 锅炉试验

10.3.1 水压试验

10.3.1.1 试验条件及要求：

1.锅炉大小修后或局部受热面临修后，必须进行工作压力的水压试验。超压试验应按《电力工业锅炉监察规程》的有关规定执行，其试验压力为汽包工作压力（18.65MPa）的

1.25倍（23.31MPa），再热器为其进口工作压力(3.83MPa)的1.5倍(5.75MPa)。锅炉的超压水压试验应由总工程师或指定专人在现场指挥；

2.水压试验时，锅炉过热器和省煤器作为一个整体进行，再热器单独进行； 3.水压试验必须在承压部件检修工作全部完成，工作票已交回，炉膛和锅炉尾部无人工作；

4.水压试验上水前、有关系统电动门应试验完毕；

5.水压试验必须有防止汽轮机进水的措施，如：关严主汽电动主闸门、小机主汽电动门，主汽到轴封供汽门以及其管道疏水，高低旁关严并停电；

6.联系、配合热控人员将汽包、过热器、再热器、给水管道压力表和电接点水位计投入，其压力表须经校验，准确可靠；

7.工作压力试验时解列过热器安全阀，超压试验时所有安全阀、水位计必须可靠隔离； 8.水压试验前确认有关系统隔绝措施已实施； 9.水压试验前的准备和检查按水压试验检查卡执行； 10.超压试验时，工作压力以上禁止进行检查。 10.3.1.2 升压过程和泄压过程

1.再热器系统水压试验（试验前确证再热器出、入口堵板摇严）：

采用临时上水管向再热器进水。升压时应缓慢，在0.98MPa以下压力升压速度≤0.098MPa/min，达到0.98MPa时停止升压通知检修检查，稳定15分钟继续升压，升压速度≤0.3MPa/min，升到工作压力后停止升压，保持压力稳定，通知检修对再热器进行全面检查，5分钟内压力下降不超过0.1MPa。

对再热器系统进行全面检查合格后，开启再热器出口疏水门缓慢降压，降压速度不超过0.3MPa/min,压力降至零可开启空气门及再热器疏水门放水，再热器放水后，拆除临时上水管，开启进出口打压堵板，恢复启动状态，并做好试验记录。

2.锅炉本体水压试验

利用给水旁路上水。升压时应缓慢，在9.8MPa以下压力升压速度≤0.244MPa/min；压力升至0.98MPa时暂停升压，通知检修人员进行检查，无异常，稳定15分钟后继续升压，至5.88MPa时，暂停升压，观察压力变化，无异常，继续升压至9.8MPa后放慢升压速度，使其≤0.196MPa/min。当压力升至11.77MPa时暂停升压，检查有无异常，无异常，继续升压至合格水压试验压力。关闭进水门，维持5分钟，压力下降不超过0.5MPa，记录压力下降值。然后再微开上水门保持工作压力，通知检修人员进行全面检查。若系超压试

验，在升至工作压力时，应暂停升压，检查无漏水或异常现象后，再升到超压试验压力，在超压试验压力下保持5分钟，降到工作压力，再进行检查，检查期间压力应保持不变，之后，缓慢降压，降压速度控制在0.3MPa/min以下，待压力降至0.098-0.196MPa时，开启各放空气阀和疏水阀，水位降至正常水位后，根据水质及其它情况决定是否放水。

10.3.2 锅炉联锁试验

10.3.2.1 试验条件及要求： 1.锅炉检修后必须做总体联锁试验；

2.联锁试验必须在检修工作结束，工作票收回，转动设备开、关及事故按钮及辅机联锁试验保护（试验位置）完毕后进行；

3.试验必须经值长同意，电气、热控人员在场共同进行；

4.试验时，6KV以上设备只送操作电源，380V设备送操作电源和动力电源，试验时应关闭给煤机下煤管插板；

5.试验合格后将试验情况做好记录；

6.锅炉联锁试验合格后，运行中严禁无故解除。 10.3.2.2 试验方法和顺序

1.各设备及其执行机构的电气、热工电源送电；

2.将总联锁和各制粉系统联锁投入，逆顺序合动力开关，应拒动并报警，将开关复位； 3.将总联锁和各制粉系统联锁投入，所有参加联锁试验的辅机允许启动条件均满足后，依次启动A、B空气预热器，A、B引风机，A、B送风机，A、B一次风机，启动磨煤机、给煤机；

4.停A空气预热器，延时8秒联跳A侧二次风出口挡板和烟气入口挡板；

5.启动A空气预热器，停B空气预热器，延时8秒联跳B侧二次风出口挡板和烟气入口挡板；

6.启动B空气预热器，同时拉掉A、B一次风机，联跳A、B、C磨煤机，A1 、A2、B1 、B2 、C1 、C2给煤机；

7.联锁试验完毕，各风门挡板置于启动前的位置，向值长汇报试验情况并做好记录。

10.3.3 水位保护试验

1.当汽包水位高I值（+76mm）时发出报警；

2.当汽包水位高I、高Ⅱ（+130mm），信号同时出现，事故放水阀自动打开； 3.当汽包水位高到+205mm时，触发MFT（延时5秒）； 4.当汽包水位低I值（-76mm）时，发出报警，禁开事故放水； 5.当汽包水位低Ⅱ值（-205mm）时，连排调整门自动关闭； 6.当汽包水位低到保护值-280mm时 ,5秒延时触发MFT。

10.3.4 FSSS功能试验

10.3.4.1 试验条件及要求：

1.机组启动前及FSSS系统检修后，均应做FSSS功能试验； 2. FSSS功能试验前须经值长同意，并有热工人员在场；

3.试验须在FSSS系统处于仿真状态下，并认真确认无误后方可执行； 4.试验前FSSS系统电源正常。

10.3.4.2 供油快关阀、回油调节阀开关试验（MFT复归，油压低信号消失）： 1.在画面上手动供油快关阀、回油调节阀开关指示灯亮。 10.3.4.3 燃油泄漏试验 1.试验条件： ⑴ MFT继电器已跳闸 ⑵ OFT继电器已跳闸

⑶ 炉前进油快关阀已关，旁路阀已关。 ⑷ 所有的油角阀关闭

⑸ 燃油回油调节阀后手动门已关 ⑹ 所有火检显示无火 2.试验方法：

⑴ 若允许条件满足，发出启动油泄漏试验指示； ⑵ 打开燃油进油快关阀，充油；

⑶ 油母管压力高后，关闭燃油进油快关阀（2.4MPa）；

⑷ 120s内，若供油快关阀后母管压力高，则燃油回油手动阀及油角阀泄漏试验通过。否则燃油泄漏试验失败(2MPa)；

⑸ 若第一步试验成功，然后打开燃油回油手动阀、回油调节阀泄压，8s后关闭。90s内若供油快关阀后母管压力低，则认为泄漏试验通过，否则，泄漏试验失败。

10.3.4.4 炉膛吹扫试验 1．点火前吹扫条件：

所有油枪进油气动快关阀关闭。 所有给煤机停止。 所有磨煤机停止。 所有热风门关闭。 两台一次风机停。 两台电除尘停。 任一台空预器运行。

至少28个拱上，拱下二次风挡板在吹扫位（45%-55%）。 无“MFT”信号。 风量＞30%。 炉膛压力正常。 汽包水位正常。 任一引送风机在运行。 燃油泄漏试验完成。 火检冷却风压正常。 所有火检探头检测不到火焰。 2．吹扫方式：

风烟系统在自动时，由系统自动完成。

风烟系统在手动时，人为操作各风门、挡板进行吹扫。 3．吹扫方法： 启动两台预热器。

启动两台（或一台）引风机，出口挡板联开。 启动两台（或一台）送风机，出口挡板联开。

调节送、引风机的动叶，使炉膛压力维持在-50—100Pa。

调节总风量使其＞30%负荷风量，稳定300s。 吹扫完成后，“MFT”信号应复归。 4．自动吹扫：

风烟系统各风门，挡板置自动位。

调出画面上吹扫操作块，吹扫条件满足后，相应指示标志亮，允许吹扫指示变绿，可操作鼠标开始吹扫。

5min后，吹扫完成。

吹扫过程中，出现条件不满足时，将中断吹扫，应查明原因，清除后重新进行吹扫。 吹扫完成后应一直维持＞30%额定负荷的风量。 启动选定送风机，打开出口挡板，适当调整控制叶片。 关闭未投运的引、送风机出口挡板，调整控制叶片至零位。

用运行引风机动叶片调节炉膛压力在规定值内（-50—100Pa），调节送风机动叶片使炉膛风量至吹扫风量。

30%满负荷风量达到后，将引、送风机动叶控制投入自动（风量不够时，按上述步骤启其余的引送风机）。

当吹扫条件满足后，相应指示灯亮，在FSSS画面上，“允许吹扫”灯亮，“吹扫开始”灯亮。

吹扫自动开始，5min后，“吹扫完成”灯亮，吹扫完成。吹扫过程中有条件不满足时，“吹扫中断”灯亮，吹扫中断，应查明原因，消除后重进行5min吹扫操作。

吹扫完毕后，维持风量在30%负荷风量。 10.3.4.5 油枪试验及吹扫 1.油枪启动

⑴ 试验条件及要求：

无MFT，供油快关阀开，燃油压力正常，油温正常，吹扫蒸汽压力正常，油火检监测不到火焰。

⑵ 油枪启动

① 调出启动油枪功能块；

② 按下启动按钮，检查油枪按如下程序动作：

油枪进→打火杆进→打火杆打火→油阀开见油火或在工作（20s后）→打火杆退出； ③ 第一支油枪点着后等60s点第二支，依次类推。

2.油枪停止

① 调出启动油枪功能块；

② 按下停止按钮，检查油枪按如下程序动作：油阀关、油枪退出； ③ 15s后再停第二支油枪，依次类推； ④ 油枪试验完毕后，应对油枪进行蒸汽吹扫。 3.油枪定期吹扫工作： 吹扫工作规定

⑴ 油枪吹扫工作应按规定时间及操作要求进行；

⑵ 每次油枪试验后应进行油枪吹扫工作（负荷不低于200MW）； ⑶ 每次大、小修后锅炉点火前必须进行油枪吹扫工作； ⑷ 油枪吹扫工作必须在本炉不投油的情况下进行；

⑸ 大量使用油枪后应对油枪进行蒸汽吹扫（例灭火后恢复完毕、主要辅助设备消缺需大幅度降负荷投油枪助燃、启动完毕全撤油枪后等等）；

⑹ 停炉后一般不进行油枪试验和蒸汽吹扫工作，锅炉点火前（主要指冷态启动）可对油枪进行吹扫工作；

⑺ 当炉前燃油系统或蒸汽系统有检修工作时，不得进行本炉的油枪吹扫工作； ⑻ 油枪试验时间为每月1、15日白班；

⑼ 油枪试验及吹扫工作应通知机炉、热控有关人员到场，随时处理缺陷。 吹扫操作

⑴ 开启本炉燃油系统来汽总门；

⑵ 关闭本炉来油、回油管路上的第一道手动门；

⑶ 开启蒸汽管路疏水门，疏水5min，关闭蒸汽管路疏水门；

⑷ 应逐支推进油枪，开启蒸汽吹扫手动门和电磁阀对本油枪进行吹扫，30s后关闭电磁阀和手动门，依次类推，注意不得同时进行两支及以上油枪的吹扫工作；

⑸ 吹扫完毕后，检查各油枪蒸汽吹扫电磁阀确已关闭，油枪蒸汽吹扫手动门已全部关闭，关闭炉前燃油系统来汽总门，打开疏水门；

⑹ 开启本炉来油、回油管路上第一道手动门；

⑺ 锅炉炉前燃油系统来汽总门平时必须在关位，疏水在开位。 说明

⑴ 各值班员巡回检查时，一定要认真检查炉前燃油系统、蒸汽系统各阀门位置的正

确性，避免燃油窜入蒸汽系统的现象发生；

⑵ 吹扫中若遇异常情况需要燃油时，应立即停止蒸汽吹扫工作，关闭蒸汽总门和各手动门，打开疏水门，开启本炉来油、回油管路手动门，待工况稳定且负荷达200MW及以上时再次进行吹扫工作。

10.3.4.6 火检冷却风机的切换、试验：

火检冷却风机是锅炉非常重要的设备，它安全运行质量的好坏，直接关系到机组的安全和稳定，因此其切换工作也显得很重要。

运行人员切换操作及检查说明：

1.火检风机正常运行时，一台运行，一台备用，方式开关必须都置于“远方”位，巡回检查时，必须检查这一条，并且运行风机命令开关应在“ON”位，备用风机命令开关虽不限制，但一般应在“停止”位或“备用”位，且备用预选块已预选，自动块已投入自动;

2.风机进行切换时，可先解除预选和自动，将备用风机远方启动，风压正常稳定后，停用原来运行的风机，并将停下来的风机投入预选和自动，然后派人到就地将已运行的风机命令开关置“运行”位（ON），已备用的风机命令开关置位时，不要操作方式开关;

3.当风机远方不能启、停时，应及时联系热控人员处理，运行人员不得私自到就地用方式开关切换后手操启、停火检风机;

4.火检冷却风机切换时，应有热控人员在现场配合。（每月24日白班） 10.3.4.7 磨煤机有关试验（保护试验） 1.给煤机、磨煤机送电（磨煤机送试验位）；

2.热工人员通过PG编程器，逐项模拟跳磨一些条件，在OS画面上观察磨出口关断挡板、给煤机、磨煤机跳，相应指示灯是否亮。

10.3.4.8 MFT试验

1.一次风机、送风机、引风机、磨煤机送电（试验位），依次合上开关； 2.电动开过热器、再热器减温水截止阀； 3.关供油快关阀前手动门、打开供油快关阀；

4.热工人员通过PG逐项模拟MFT跳闸条件，OS画面上应显示MFT动作，从画面上看MFT动作后，MFT直接动作对象是否正确动作；

5.模拟吹扫完成条件，复位MFT信号，试验完成。

10.3.5 安全门校验

10.3.5.1 试验条件及要求：

1.锅炉大修后或安全门检修后，必须进行安全门的热态校验，以保证其动作的准确可靠;

2.安全门的整定值按下列数值进行:

整定压力 （MPa） 19.76 20.16 20.35 18.25 18.28 18.07 回座 差压 4% 6% 7% 4% 4% 2% 4% 4% 4% 4% 起座压力 （MPa） 19.7 20.1 18.2 18.32 18.07 4.36 4.4 3.98 回座压力 （MPa） 18.92 19.6 17.23 17.7 4.08 4.37 3.7 名 称 汽包#1安全门（北） 汽包#2安全门（南西） 汽包#3安全门（南东） 过热器出口1#安全门 过热器出口2#安全门 PVC阀 再热器进口#1安全门（东） 4.32 再热器进口#2安全门（中） 4.36 再热器进口#3安全门（西） 4.45 再热器出口安全门 3.96 3.锅炉点火前需做好防止汽水进入汽轮机的安全措施;

4.安全门校验时安全监察工程师及有关技术领导应在现场监护，检修负责人统一指挥;

5.安全门校验前必须对汽包、过热器、再热器的就地压力表及控制盘的压力指示进行校对，应指示准确，就地与盘前一致。在升压及校验过程中应经常对就地与盘前压力表的指示并有专人负责监视汽压及联系工作;

6.锅炉应按升压曲线进行升压，在升压过程中，严格监视受热面管壁温度不得超过允许值（汽机侧抽真空，开高、低旁升温、升压，校验前关小高、低旁控制压力）;

7.在校验过程中，应加强对燃烧和水位的监视与调整，防止满水、缺水及超压事故的发生;

8.安全门校验前须试验电磁泄放阀正常;

9.安全门的校验应按其动作压力以先高后低的顺序进行（将定值低的安全门暂时压紧）。

10.3.5.2 汽包及过热器安全门的校验： 1.解列水位保护；

2.将压力升至安全门动作压力并保持稳定，由检修人员对安全门进行校验（如使用升压器时，将压力升到7.0-100MPa即可）；

3.在安全门校验过程中，安全门未动作时，应尽量保持压力稳定，若压力升高，应适当减弱燃烧，维持压力的稳定；

4.当安全门动作后，记录启座及回座压力的数值； 5.再次升压至动作压力，对调整好的安全门试启座一次；

6.同样的方法按启座压力由高到低顺序依次校验#1、#2、#3汽包安全门，过热器出口1#、2#安全阀，PVC阀。

10.3.5.3 再热器安全门的校验：

1.汽包、过热器安全门校验完毕后立即恢复水位，调整燃烧，控制锅炉降压速度降至6MPa，利用高、低压旁路控制再热汽压至再热器进口1#安全阀整定压力，稳定燃烧，维持压力稳定，由检修人员对再热器安全阀进行校验；

2.当安全门动作后，记录启座及回座压力的数值； 3.再次升压到动作压力，对调整好的安全门试启座一次；

4.同样的方法，按启座压力由高到低的顺序依次校验#2、#3再热器进口安全门以及出口安全门，根据值长命令，进行灭火工作或升温升压机组启动工作。

10.3.6 引风机冷却风机切换

每月的16日白班，进行引风机冷却风机的切换工作，切换时在画面上先启动备用的风机，稳定后停止原运行风机，列入备用。若备用风机不启动或有其它故障时，应做好记录并联系处理，试验时炉零米值班员应在就地观察切换情况。试验情况记入定期工作本。

10.3.7 空预器油泵的切换试验

每月22日白班，应进行空预器导向轴承油泵的切换及推力轴承油泵的试转工作，试验时先启动备用油泵，转动正常后停止原运行的油泵，推力轴承油泵按正常启动试转一下

就行，试完后停下来备用，试验过程中炉巡检员应在就地观察试验情况，结果记入定期本中。

10.3.8 供油泵切换

每月2日白班，应对供油泵进行切换，切换时油库值班员应先询问值长，是否有用油情况，若有锅炉正在用油，则不得进行切换工作，改为次日白班，若无用油，则应先投入备用供油泵运行，正常后停止原运行泵，停下后列入备用或转入检修，切换结果记入油库值班记录本中并汇报值长。

10.3.9 磨煤机油泵切换

每月17日白班，做磨煤机润滑油泵的切换试验，切换时应采用正常的先启后停程序，而不准采用跳泵联动方式，将备用磨煤机润滑油泵启动后，稳定一些时间（1-2min），再停止原来运行的润滑油泵，作为备用，试验时，巡检人员应在就地监视切换情况，并进行开关的复位工作，试验结果和异常情况应记录在值班本内。

吹灰定期工作

.1 白班和前夜班应进行全部受热面的吹灰，重点保证炉膛和水平烟道吹灰。 .2 后夜班进行炉膛和空预器吹灰。 .3 程序不执行时，手动进行吹灰。

.4 临时增加吹灰次数及不吹时，应有发电部通知或交待（系统有工作时说明）。

第四节 汽机试验

10.4.1 汽机联锁保护试验

10.4.1.1联系热工，电气人员分别进行低真空、低油压、轴承温度高、超速、轴向位移、胀差和发电机故障等联锁保护试验。

10.4.1.2配合热工人员进行动态模拟试验，通过DEH系统使机组模拟启动、升速、并

网。

10.4.1.3机组模拟启动、升速，进行105%、110%电超速保护试验。其中105%电超速，OPC动作，关闭调速气门；110%电超速，保护动作，汽机跳闸。

10.4.2 空负荷试验

10.4.2.1汽机跳闸试验

机组升速到3000r/min时，应检查系统无泄漏，调节系统各部套动作正常，做好空负荷试验准备工作。交流润滑油泵、氢密封备用油泵运行。前箱就地操作“手动跳闸手柄”（或集控室打闸），则汽机跳闸，观察高中压主汽阀，高中压调节汽阀，各抽汽逆止阀，高排逆止阀都应联锁关闭。

10.4.2.2测取惰走曲线

10.4.2.2.1当转速至1000rpm时，联启顶轴油泵，汽机转速至300rpm，停止真空泵运行，开启真空破坏门，做到转速到零，真空到零，测取机组惰走曲线。

10.4.3 喷油试验

在汽机前箱，扳动喷油试验手柄至试验位置，手动打开喷油试验截止阀，注意监视飞锤是否动作正常，若飞锤动作正常，关闭喷油试验截止阀，1分钟后将手动挂闸手柄置挂闸位，缓慢松开喷油试验手柄，试验结束。若飞锤动作不正常，停止试验，停机检修。

10.4.4 汽门严密性试验

10.4.4.1试验条件：

10.4.4.1.1本试验应在超速试验前进行。

10.4.4.1.2试验时应尽可能维持高主汽压力，正常真空值。 10.4.4.1.3投运交流润滑油泵、氢密封备用油泵正常。 10.4.4.1.4旁路系统投入运行。 10.4.4.1.5控制系统在自动方式。 10.4.4.1.6转速＞2990r/min. 10.4.4.1.7油开关跳闸。

10.4.4.2试验中注意事项： 10.4.4

10.4.4.2.3试验过程中，严格监视汽温突变，防止水击。 10.4.4.3主汽阀、调阀严密性试验

联系锅炉，调整燃烧，维持主汽压力、汽温，汽包水位稳定，维持汽机3000rpm，分别做主汽阀，调节阀严密性试验。

10.4.4.3.1主汽门严密性试验

A、点击“试验允许”按钮，“试验允许”按钮灯亮，点击M/RSV严密性试验，则主汽门全关，高调门全开，观察汽机转速应降至惰走可接受转速以下。

B、试验过程中，记录主汽阀，主汽温、汽机转速、真空等参数。

C、当主汽压力低于额定值，且不低于50%额定压力时，汽机下降转速值可按下式修正：

N=P/PO×1000rpm

式中：P-----试验时的主汽压力（MPa） PO----额定主汽压力（MPa）

D、试验过程中，应密切监视汽机各主要运行参数：胀差、轴向位移、各瓦振动、汽缸温度变化等，发现异常情况，应立即停止试验。

E、试验结束后，汽机应打闸，之后，汽机重新挂闸启动，维持3000rpm运行。 10.4.4.3.2调节汽门严密性试验

A、点击“试验允许”按钮，“试验允许”按钮灯亮，点击“GVIV严密性试验”，则调节汽门全关，主汽门全开，观察汽机转速应降至惰走可接受转速以下。

B、其它试验原则、步骤同“主汽门严密性试验”。

10.4.5 超速试验

10.4.5.1试验前应具备的条件：

10.4.5.1.1就地、集控室的转速表都须经校验合格，取自DAS的CRT上的汽机转速信号必须准确。

10.4.5.1.2超速试验前，确认调节保安系统工作正常，主汽门调门关闭正常，无门杆卡涩现象。

10.4.5.1.3超速试验应在汽机危急遮断器喷油试验结束4小时后进行。 10.4.5.1.4超速试验前，ETS电超速保护应确保回路正确，动作可靠。

10.4.5.1.5升速前，应确认低压缸喷水投入，保证低压排气缸温度正常。 10.4.5.1.6超速试验前，先进行汽机主、调汽门严密性试验，并确认合格。 10.4.5.1.7超速试验前，机组应带10%负荷，连续运行4～6小时，使转子温度达到脆性转变温度，之后，机组迅速减负荷，发电机解列，汽机维持3000rpm发电机无励磁运行。

10.4.5.1.8超速试验前，应确认机组运行正常，密切监视下列参数在正常运行范围内： 胀差、轴向位移、缸壁温差、各瓦金属温度、回油温度、振动、真空等。 10.4.5.1.9超速试验前，各瓦进油温度应控制在40℃～45℃范围内。 10.4.5.2超速试验方法与步骤：

10.4.5.2.1试验前，启动备用氢密封油泵，交流润滑油泵运行；

10.4.5.2.2试验前，就地、集控室各打闸一次，再次确认各主汽门、调门、高排逆止阀关闭正常，无卡涩现象，调节保安系统正常工作；

10.4.5.2.3汽机重新挂闸，维持3000rpm运行； 10.4.5.2.4超速试验： 10.4.5

1）105%超速试验：

打开阀门试验画面，点“试验允许”按钮 ，“试验允许”按钮灯亮，点击“105 %试验允许”按钮，“105 %试验允许”按钮灯亮，将目标转速设置到3160rpm，升速率设为100rpm/min，汽机开始升速，当汽机转速升至3150rpm时，105%超速保护应动作。此时应观察到，DEH应将目标转速设置3000rpm，GV、IV、高排逆止阀，抽气逆止阀及快关阀关闭，直到汽机转速稳定到3020rpm后，GV、IV开启，开启高排逆止阀，维持3000rpm运行

2）110%超速试验；

打开阀门试验画面，点“试验允许”按钮 ，“试验允许”按钮灯亮，点击“110 %试验允许”按钮，“110 %试验允许”灯亮，将目标转速设置到3310rpm,升速率定为100 rpm/min，汽机开始升速 ，当汽机转速升到3300rpm时，110%超速保护应动作。汽机跳闸，此时应观察到所有主汽门、调门、高排逆止阀关闭。

3）机械超速试验：

打开阀门试验画面，点“试验允许”按钮， “试验允许”按钮灯亮，点“机械超速允许”按钮，“机械超速允许”按钮灯亮，这就切除了电超速保护。打开超速试验画面，点击“机械超速试验”按钮；将目标转速设置到3360rpm，升速率定为100rpm/min，汽机

开始升速，待汽机转速升到3300～3360rpm时，危急遮断器应动作，汽机跳闸，此时观察到所有主汽门、调门、高排逆止阀关闭，汽机转速下降。“危急遮断器击出”信号发出，记下危急遮断器动作转速。

4）试验完成后，在阀门试验画面上点“试验允许”，“试验允许”灯灭。

5）超速试验结束后，若汽机维持3000rpm运行，可将氢密封备用油泵，交流润滑油泵停下备用。

10.4.5

1）试验完成后，若试验结果与设计值不符，则应进行现场调整。 2）超速试验，应进行两次，且两次动作转速差不应超过18rpm。

3）当危急遮断器动作转速不符合要求，则应调整危急遮断器弹簧预紧力。 10.4.5

1）试验时，在汽轮发电机上方、两侧，不得有人站立或行走。

2）严密监视，若任一转速表指示超过3360rpm，而危急遮断器拒动，则应手动立即打闸停机。

3）试验过程中，若机组突然发生强烈振动，或振动超过0.10mm，应立即打闸停机。 4）试验过程中，相关保护一定要投入。

10.4.6 机组带负荷试验

10.4.6.1机组带负荷过程中的阀门活动试验

为了保证汽轮机主汽阀、调节阀、再热主汽阀和再热调节阀正常工作，汽轮机在带负荷的情况下每周对主汽阀和再热主汽阀进行一次功能性试验，防止因长期运行可能发生卡涩现象。

10.4.6.1.1试验条件：

10.4.6.1.1.1试验的阀门开度必须在92%以上。 10.4.6.1.1.2每次只能试验一个阀门。 10.4.6.1.1.3

10.4.6.1.2主汽阀及其相应调节阀试验：

10.4.6“试验允许”按钮，“试验允许”按钮灯亮，点击“MSV1”按钮，“MSV1”灯亮，表示左侧高压主汽阀在线活动试验开始。

10.4.6.1.2.2 DEH画面和就地观察左侧高压主汽阀缓慢关闭至85%开度，然后缓慢开

启，至100%。

10.4.6.1.2.用同样的方法试验右侧高压主汽阀和高压调门以及中主门和中调门。 10.4.6.2真空严密性试验

10.4.6.2.1机组带80%以上负荷稳定运行时，可进行试验。

10.4.6.2.2停真空泵，观察真空下降情况，30s后开始记录以下参数： 负荷、真空、低压缸排气温度、时间

10.4.6.2.3试验进行8min，试验结果取最后5min试验平均值。试验结束后，启动真空泵；

10.4.6.2.4试验过程中，若真空将至-83.9KPa,排气温度高于58℃时，应停止试验。 10.4.6.2.5试验标准如下：

下降率≤0.13KPa/min 优秀 下降率≤0.27KPa/min 良好 下降率≤0.4KPa/min 合格

当真空下降率大于0.67 KPa/min时，应停机查找原因，消除漏点后再启动。

第五节 发电机试验

10.5.1 发变组开关与励磁系统各开关的联锁试验

10.5.1.1 合跳MK开关、主开关正常。

10.5.1.2 合跳高厂变低压侧A、B分支开关正常。 10.5.1.3 MK联跳主开关正常。

10.5.1.4 保护跳MK、主开关、厂用分支开关正常。

10.5.2 发电机一次、二次回路检修后应作以下试验

10.5.2.1 发电机空载试验。 10.5.2.2 发电机短路试验。 10.5.2.3 发电机零起升压试验。 10.2.5.4 发电机过电压试验。

10.5.2.5 发电机二次回路定相，测向量。 10.5.2.6 发变组假同期并列试验。

第十一章 事故处理

第一节 事故处理通则

11.1.1 机组发生故障时，各值班人员应坚守本职岗位，根据故障现象及时查明故障原因、故障范围，并及时进行处理，向上一级值班员汇报。当故障危急人身或设备安全时，值班人员应迅速果断解除人身设备危险，事后立即向上级值班人员汇报。

11.1.2 故障发生时，所有值班人员应在值长的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。

11.1.3 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，当发现确实危及人身或设备安全状况时，可采取措施处理后应及时报告当值值班员，上一级值班员或值长。

11.1.4 当发生本规程范围以外的特殊故障时，值班员应依据运行知识和经验在保证人身和设备安全的准则下进行及时处理。

11.1.5 在故障处理过程中，值班中接到危及人身或设备安全的指令时，应坚决抵制，并报告上级值班员或领导。

11.1.6 在故障处理过程中，值班员应及时将有关参数，画面和故障记录收集备齐，以备故障分析。

11.1.7 发生故障时，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。

11.1.8 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。

11.1.9 在交接班期间发生故障时，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协助处理，事故处理告一段落后再进行交接班。

第二节 机组的紧急停运

11.2.1 锅炉紧急停运

11.2.1.1 锅炉紧急停运条件

有下列情况之一，应手按“MFT”按钮，停止锅炉运行。 1.MFT应动作而拒动时：

⑴ 两台空预器主辅马达均跳；延时100秒 ⑵ 两台引风机全停； ⑶ 两台送风机全停；

⑷ 炉膛压力高Ⅱ值（+1960Pa）； ⑸ 炉膛压力低Ⅱ值（-1960Pa）； ⑹ 汽包水位高Ⅲ值（+205mm）延时5S； ⑺ 汽包水位低Ⅲ值（-280mm）延时5S； ⑻ 风量＜25%，延时3S

⑼ 燃料失去； ⑽ 全炉膛灭火； ⑾ 首次点火三次失败； ⑿ FSSS电源失去；

⒀ 汽机跳闸，锅炉负荷＞30%时； ⒁ 锅炉吹扫完成60min未点火；

⒂ 火检冷却风压低Ⅱ值（3.23kPa），延时600秒； ⒃ 有煤无油时，两台一次风机均跳闸； ⒄ 手动MFT；

2.给水、水冷壁，省煤器管爆破，不能维持汽包正常水位；

3.过热器、再热器、蒸汽管道严重爆破，无法维持正常的汽温、汽压，或直接威胁人身设备安全时；

4.全部水位计损坏时； 5.烟道内已发生二次燃烧；

6.锅炉压力超过安全门动作压力而安全门拒动，同时PVC阀无法打开泄压时；

7.炉膛或烟道内发生爆炸，使设备严重损坏时；

8.热工仪表控制电源失去，无法监视和调整正常运行参数。 11.2.1.2 紧停现象和一般操作 1.“MFT”动作现象

⑴ “MFT”动作报警，光字牌亮； ⑵ 工业电视火焰消失； ⑶ 炉膛负压增大；

⑷ 再热器、过热器安全门可能动作； ⑸ 汽包水位下降，汽压、汽温降低。 2.“MFT”一般操作

⑴ MFT动作后，自动跳闸两台一次风机，跳全部磨煤机和给煤机，热风门关、冷风门关、磨煤机出口挡板关闭，否则手动干预；

⑵ 所有油枪停用退出，供油快关阀关闭，回油调节阀打开； ⑶ 送风机动叶瞬时关闭；

⑷ 过热器、再热器减温水总门关，I级、Ⅱ级减温水的手动门关； ⑸ 电除尘停用； ⑹ 吹灰器停用；

⑺ 汽温低于510℃时，开过热器、再热器疏水、主蒸汽再热蒸汽管道疏水； ⑻ 复位已跳闸的设备开关按钮和复归按钮； ⑼ 查明MFT原因并消除；

⑽ 若能恢复运行，则调整30%吹扫风量，进行吹扫，听值长命令，按热态启动进行； ⑾ 若不能恢复运行，吹扫后停止风机运行； ⑿ 应注意投入给水泵维持正常水位。（MFT动作后）

11.2.2 汽机紧急停运

11.2.2.1 汽机紧急停运条件

1.在下列情况下，机组应破坏真空紧急停机：

⑴ 机组发生强烈振动，轴承盖振动达0.08mm或轴振达0.254mm，启动过程中，一阶临界转速下，轴承盖振动达到0.04mm，过临界转速时轴承盖振动超过0.10mm；

⑵ 汽机或发电机内有清晰金属磨擦声或撞击声；

⑶ 汽轮机转速升至3360r/min，危急遮断器不动作时； ⑷ 轴封或挡油环严重磨擦，冒火花；

⑸ 汽机发生水冲击或主蒸汽或再热蒸汽温度10分钟内急剧下降50℃以上或直线下降50℃及以上；

⑹ 任一轴承回油温度升至82℃或任一轴承断油冒烟时；

⑺ 任一支持轴承巴氏合金温度升至113℃或推力轴承巴氏合金温度升至107℃； ⑻ 轴向位移达到1.02mm或-1.01mm而轴向位移保护装置未动作时； ⑼ 机组高中压胀差超过16.46 mm或-1.52mm时； ⑽ 润滑油压降至0.042MPa，保护拒动时； ⑾ 主油箱油位降至-260mm以下，补油无效时； ⑿ 油系统着火，威胁机组安全时； ⒀ 发电机发生氢爆炸时。

2.在下列情况下，机组不破坏真空紧急停机：

⑴ 主、再热蒸汽管道，给水管道以及其它主要管道破裂，威胁机组安全时； ⑵ 凝汽器真空降至-76KPa，或循环水中断不能立即恢复时； ⑶ 凝结水泵故障，凝汽器水位过高，而备用泵不能投入时； ⑷ 机组甩负荷后空转或带厂用电运行超过15分钟； ⑸ 机组无蒸汽运行时间超过1分钟；

⑹ 高压外缸排汽口处蒸汽温度达427℃，低压缸排汽温度达121℃； ⑺ 汽包水位高四值。 ⑻ 发电机事故掉闸； ⑼ 厂用电全部失去；

⑽ 抗燃油压低到8.5MPa，保护拒动时；

⑾ 主、再热蒸汽温度在547-557℃之间摆动，连续运行超过15分钟或超过557℃时； ⑿ 主、再热蒸汽温度下降低于430℃；

⒀ 发电机定子冷却水流量小于10m3/h延时30S，保护未动时； ⒁ DEH系统和调节保安系统故障无法维持正常运行时。 11.2.2.2 紧急停机操作步骤（破坏真空） 1.主控手打停机按钮或就地打闸；

检查高中压主汽门及调汽门以及抽汽逆止门，高排逆止门及抽汽电动门应迅速关闭，

检查机组负荷到零。

2.发电机与系统解列，确认汽轮机转速下降； 3.启交流润滑油泵、检查油压正常；

4.开启凝汽器真空破坏门，停止水环真空泵； 5.检查下述操作自动完成，否则手动进行： ⑴ 启动电泵，停止汽泵运行； ⑵ 机本体疏水联锁开启；

⑶ 适当开启凝结水再循环门，调整凝汽器及除氧器水位正常； ⑷ 低压缸喷水阀开启； ⑸ 检查除氧器汽源切换正常；

⑹ 轴封汽源切换正常，并注意轴封温度调整； ⑺ 手动切除高、低旁；

⑻ 检查各加热器疏水自动动作正常。 6.转速降至1000r/min，联启顶轴油泵； 7.注意机组惰走情况，记录惰走时间； 8.其余操作按正常停机进行。 11.2.2.3 不破坏真空紧急停机步骤： 1.除不破坏真空以外，其余操作同紧停步骤； 2.根据情况，及时调整高低压旁路； 3.完成其余操作。

11.2.3 发电机紧急停运

11.2.3.1 发电机紧急停运条件： 1.严重危及人身安全时；

2.发电机组发生强烈振动（超过允许值）； 3. 发电机组内有磨擦、撞击声； 4. 发电机组氢气爆炸、冒烟、着火； 5.发电机内部故障，保护或开关拒动；

6.发电机无保护运行（直流系统瞬时选接地点或直流保险熔断、接触不良等立即恢复正常者除外），汽机掉闸保护拒动；

7.发电机大量漏水、漏氢且伴有定子接地现象时； 8.发电机定子冷却水断水30S而保护未动作； 9.密封油系统故障无法维持运行；

10.发电机主开关以外发生长时间短路，且发电机定子电流指向最大，定子电压骤降，后备保护拒动；

11.发电机励磁系统发生两点接地，保护拒动。 12.发电机的滑环发生强烈环形火花。

11.2.3.2 变压器遇有下列情况之一时，应紧急停用： 1.变压器套管爆炸和破裂，大量漏油，油面突然下降； 2.变压器套管端头熔断，有严重的破损和放电现象； 3.变压器冒烟、着火，或有载调压开关冒烟着火； 4.变压器油箱破裂；

5.变压器漏油，油面下降到瓦斯继电器以下；

6.变压器防爆薄膜，释压阀破裂，且向外喷油，喷烟火； 7.变压器有异音，且有不均匀的爆炸声；

8.变压器无保护运行（直流系统瞬时选接地点和直流保险熔断，接触不良等立即恢复正常者除外）；

9.变压器轻瓦斯信号动作，放气检查为可燃黄色气； 10.变压器故障发变组保护拒动或高厂变保护拒动；

11.有载调压开关操作、限位及指示装置失灵，或其切换机构油室内部有放电声； 12.变压器任何一侧负荷超过规定倍数和规定时间或在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，使上层油温超过105℃；

13.强油循环变压器冷却系统故障不能及时排除，不能保证按制造厂规定投入足够的冷却器且负荷较大，或切除全部冷却后运行超过1小时；

14.发生直接威胁人身安全和设备安全的危急情况。 11.2.3.3 发电机—变压器组紧急停运步骤： 1.立即断开发—变组主断路器； 2.断开发电机灭磁开关；

3.检查厂用电是否自投成功，否则采用串联法切换厂用电。

第三节 机组故障停运

11.3.1 锅炉故障停运条件（申请停炉）

1.锅炉承压部件泄漏，但短时可维持汽包水位； 2.受热面管壁温度超温严重，经多方调整无效；

3.给水、炉水、蒸汽品质严重恶化，经多方努力调整不能恢复正常时，按化学汽水品质守则执行；

4.锅炉严重结焦，炉墙出现裂缝，钢架烧红，无法正常运行时； 5.单台空预故障，短时间无法恢复； 6.两台除尘器停电，短时间无法恢复； 7.主要仪表损坏或失灵，短时间无法恢复；

8.空压机控制汽源压力低或消失，无法进行正常调整，短时间无法恢复； 9.就地汽包水位计全部损坏或失灵； 10.发生其它故障，威胁机组安全运行时。

11.3.2 汽机故障停运条件（申请停机）

1.汽温、汽压异常在规定时限内仍无法恢复正常时； 2.主、再热汽管以外的管道系统破裂无法维持正常运行时； 3.凝汽器真空低至-85KPa，但不低于-76KPa； 4.主要辅助设备故障时无法维持主机运行时； 5.油系统故障，无法维持运行时。

11.3.3 发电机故障停运条件（申请停机）

1.发电机温度超允许值，调整无效时； 2.发电机漏氢，氢压无法稳定时； 3.发电机内部漏水时；

4.发电机密封油系统漏油严重，无法维持运行时；

5.发电机氢冷系统故障，氢温超限调整无效时； 6.发电机组保护以外其它故障，发电机无法维持运行时； 7.转子匝间短路严重，转子电流达额定值，无功仍然很小。 8.发电机无保护运行。

11.3.4 机组故障停机处理

1.机组任一故障停机条件满足时，值班员汇报值长，请示总工程师批准，并通知中调，批准后停止机组运行；

2.按机组停运的有关规定选用适当的停机方式降负荷停机，为了防止故障进一步扩大，可加快减负荷速度。

若机组工况恶化，必须加快处理时，亦可按紧停机处理； 3.及早将厂用电高备变带（用并列法）； 4.发电机解列前合上主变中性点刀闸； 5.完成其它停机操作。

第四节 机组甩负荷

11.4.1 发电机主开关跳闸（机、炉未掉）

11.4.1.1 主要象征：

1.监控系统报警，有功、无功三相定子电流降到零；发—变组出口断路器跳闸，DCS画面上开关显示黄色。

2.主蒸汽流量急骤下降；主汽压力升高；锅炉安全门可能动作；汽包水位先下降后上升；

3.汽机转速先上升后下降，调整系统动作良好。 11.4.1.2 处理：

1.检查保护动作情况，判断发电机故障原因进行处理；

2.如故障为外部引起，灭磁开关未跳时，立即调整发电机电压至正常以维持厂用电运行，如厂用电不能维持，倒为高备变带厂用电；

3.如灭磁开关跳开时，检查厂用电应自投成功，如备用电源未自投成功，且无备用“分

支过流”，应立即试送厂用电备用电源；

4.自动维持汽机转速3000r/min，否则手动调整；

5.检查汽机抽汽逆止门及抽汽电动门自动关闭，否则立即手动关闭； 6.检查轴封供汽汽源切换正常，并注意轴封温度调整；

7.检查开启凝结水再循环门，保持凝汽器水位，此时应加强除氧器补水，维持除氧器水位；

8.检查高加疏水自动动作正常；

9.检查高、中、低压疏水电动门自动开启，否则手动开启； 10.根据情况投入低压缸喷水； 11.手动调整高、低旁；

12.投入油枪运行，停止全部制粉系统，稳定燃烧，停止吹灰、排污、出渣工作； 13.根据情况开启PVC阀控制汽压；

14.过热汽温、再热汽温降低时，按规定开启过热器、再热器疏水，及时关闭减温水总门以及手动门，并开启主汽管道，再热蒸汽管道疏水；

15.完成甩负荷的有关操作；

16.处理过程中，机、电、炉出现任一满足紧停条件时应立即停机； 17.查明原因处理后，汇报值长，将发电机并入电网，按热态增加负荷。

11.4.2 汽机运行中突然跳闸

11.4.2.1 主要象征：

1.负荷到零，汽机主、调汽门关闭，声光信号发出，发电机联跳，汽机转速下降； 2.锅炉可能联跳，MFT动作；

3.蒸汽流量到零，主汽压力升高，炉安全门可能动作，汽包水位先下降后上升； 4.汽机保护动作时，有关保护动作信号发出；

5.各级抽汽逆止门，高排逆止门关闭，手动开启高低旁。 11.4.2.2 原因：

1.汽机低真空、低油压、串轴等主保护动作；

2.发电机跳闸、锅炉汽包水位高四值联跳（MFT联跳，机保护投入时）； 3.热工保护误动。 11.4.2.3 处理：

1.启动交流润滑油泵，高压启动油泵；

2.迅速查跳闸原因，如属汽机保护动作，应对有关跳闸参数进行确认，并采取相应的措施；

3.旁路快开后，根据需要适当调整；

4.对于锅炉MFT或发电机原因引起的汽机跳闸，应保证汽机所有辅机运行正常；注意除氧器、轴封供汽等切换正常；维持凝汽器、除氧器水位，做好机组迅速恢复的准备；

5.由于热工保护误动引起的跳闸，应联系热工消除，并做好机组恢复的准备； 6.若为汽机保护动作，应按相应的停机步骤进行处理，注意汽机惰走情况，对机组进行全面检查。原因不消除，禁止再启动。

11.4.3 全甩负荷后锅炉有关操作

1.当负荷甩到零时，如机跳闸，炉MFT动作，按紧停处理； 2.处理过程中达到MFT条件时，同上条；

3.负荷不能及时恢复时，根据情况开启PCV阀进行泄压； 4.旁路未自动开时，应手动开启； 5.调整保持汽包水位正常；

6.过、再热汽温低时，可开启过热器和再热器疏水，及时关闭减温水总门，并开启主汽管道、再热器管道疏水；

7.查明事故原因和恢复时间，做好恢复负荷或停炉准备。

第五节 厂用电中断事故处理

11.5.1 厂用6KVIA、6KVIB工作进线开关(611)(612)掉闸

厂用6KVIA、6KVIB工作进线开关(611)(612)掉闸，相应备用进线开关(601)(602)自投成功。

11.5.1.1 现象： 1. 监控系统报警；

2.厂用6KVIA、6KVIB工作进线开关(611)(612)掉闸，DCS报警； 3.厂用6KVIA、6KVIB备用进线开关(601)(602)合闸；

4.相关保护动作信号发出。

5. 6KVIA、6KVIB母线电压正常，机组运行正常。 11.5.1.2 处理：

1.根据有关信号及保护动作情况判断故障范围； 2.查找厂用工作进线开关掉闸原因，汇报值长；

3.厂用工作进线开关掉闸原因已查清，且处理好后，重新恢复厂用电正常方式。

11.5.2 厂用电6KVIA（或6KVIB）段失电

11.5.2.1 主要现象： 1. 监控系统报警；

2.失电段工作进线开关跳闸，DCS报警； 3.有关保护动作信号发出；

4.该段所带机、炉负荷开关掉闸，并有报警； 5.该段电压指示为零； 6.发电机出力下降。

7.失电段备用电源进线开关自投后跳闸。 8. #1柴油发电机自启动； 11.5.2.2 处理： 1.立即汇报值长；

2.正常段所带备用动力设备不自启动时，立即手动开启；

3.影响机组负荷时，应将机组运行方式切至机跟随方式或手动控制；

4.锅炉自动调整失灵时，应切为手动，迅速调整以保证汽包水位，主/再热蒸汽压力、温度稳定；

5.出现其它异常，按相应规定处理；

6.调整厂用电运行方式，以迅速适应非正常运行；

7.在未出现“备用进线过流”、 “工作进线过流”保护动作信号，经检查确证非母线故障时，断开母线所有开关后，可手动投入备用电源（只能一次）；

8.根据保护动作情况分析，如备用开关自投失败，应进行仔细检查，汇报值长，在确认为无故障时，可试送电，否则严禁送电；

9.如查为母线故障，汇报值长，做好安全措施，通知检修处理；

10.故障原因消除后，恢复该段送电，恢复各辅机运行； 11.恢复机组厂用电正常运行方式； 12.恢复机组正常运行方式； 13.恢复机组出力。

11.5.3 厂用6KVA、B段同时失电

11.5.3.1 现象： 1. 监控系统报警；

2.控制室照明变暗（投入事故照明）；

3.6KV、380V各段母线电压指示为零（如柴油发电机自启动，保安段电压正常）； 4.有关保护动作信号发出；

5.厂用工作进线开关掉闸，备用进线开关未自投或自投失败； 6.发电机出口断路器掉闸，DCS报警； 7.发电机灭磁开关掉闸，DCS报警； 8.运行中动力设备均跳闸，并发出报警； 9.汽轮机跳闸；

10.锅炉MFT动作，停炉且出现相应保护信号。 11.5.3.2 处理： 1.立即汇报值长；

2.迅速检查下列设备是否自启动，否则手动启动： ⑴ 事故照明；

⑵ 汽轮机直流润滑油泵； ⑶汽动给水泵直流润滑油泵； ⑷ 空氢侧密封油直流油泵； ⑸ 柴油发电机。

3.柴油发电机启动正常后，380V保安IA、IB段恢复供电，立即启动下列设备： ⑴ 投入集控楼事故照明MCC电源；

⑵ 启动汽轮机交流润滑油泵（正常后停运其直流润滑油泵）； ⑶ 启动顶轴油泵；

⑷ 启动汽轮机盘车装置（零转速时）；

⑸ 启动小机的交流润滑油泵（停运其直流润滑油泵）； ⑹ 启动空氢侧交流密封油泵（正常后停运直流密封油泵）； ⑺投入直流220V充电设备电源以及UPS电源，且工作正常； ⑻投入#1炉空预器油泵电源； ⑼启动#1炉空预器的辅助电机； ⑽启动火焰检测冷却风机； ⑾启动（A、B、C磨）的润滑油泵。 4.完成停机后的其它操作；

5.记录有关保护掉闸光字牌情况，且复归；

6.根据保护动作情况，迅速分析厂用电中断原因，在未出现“备用进线过流”、 “工作进线过流”保护光字牌，同时备用进线开关未动作时，经检查非母线故障，断开母线上所有开关后，可手动投入备用电源（只能一次）；

7.如备用开关自投失败，应进行仔细检查，汇报值长，在确认为无故障时，可试送电，否则严禁送电；

8.检查为母线故障，汇报值长，做好安全措施，通知检修处理； 9.故障原因消除后，恢复机组厂用电； 10.按顺序恢复辅机运行； 11.恢复发电机组的运行。

第六节 机组快速减负荷

11.6.1 原因

1.两台送风机运行，一台跳闸； 2.两台引风机运行，一台跳闸； 3.两台一次风机运行，一台跳闸； 4.汽泵运行跳闸； 5.磨煤机跳闸；

6.两台循环泵运行，一台循环泵掉闸；

7.其余为RB动作后，负荷根据计算定，本节不作规定。

11.6.2 处理

11.6.2.1 在CCS方式下运行时，RB功能将自动快速降负荷至50%（特殊设定除外）。 11.6.2.2 运行方式自动切至“机跟随”方式，否则手动切换，并发“RB”报警。 11.6.2.3 查负荷设定返回到RB设定值，否则应立即手动将机、炉负荷降至RB的要求值。

11.6.2.4 机组RB的同时，调节给煤量、二次风量和停止部分制粉系统及给粉机。 11.6.2.5 密切注意汽包水位，使其维持在正常范围内，注意汽压、汽温的调整。 11.6.2.6 设法调整好燃烧，维持炉膛负压正常，为稳定燃烧可投部分油枪助燃。 11.6.2.7 检查汽机真空、振动、胀差、推力轴承工作的变化。 11.6.2.8 查明RB动作原因，如为跳闸设备误动，应手动立即恢复。 11.6.2.9 如检查未见明显故障象征，可试启一次跳闸设备。 11.6.2.10 设备故障消除后，尽快恢复机组正常运行方式。 11.6.2.11 RB动作后，应及时将RB复归。

第七节 锅炉典型事故处理

11.7.1 锅炉满水

11.7.1.1 现象：

1.工业水位电视显示就地水位计指示超过可见部分； 2.各水位指示均大于205mm，高水位报警，MFT动作； 3.给水流量不正常地大于蒸汽流量；

4.满水严重时，主汽温度急剧下降，蒸汽导电度增加，甚至蒸汽管道内发生水冲击，法兰处、轴封处向外冒汽。

11.7.1.2 原因：

1.给水自动失灵或调整门故障及给水泵调节故障； 2.运行人员监视不够，操作不当或误操作； 3.水位表失灵或指示不正确，使运行人员误判断； 4.负荷突变，调整不及时。

11.7.1.3 处理：

1.自动MFT或手动按MFT按钮紧停处理；

2.停止上水，开省煤器再循环门，全开过热器、再热器疏水和主汽管疏水（含再热器）； 3.加强放水，注意汽包水位出现；

4.水位恢复正常后，汇报值长重新点火启动； 5.汽动给水泵应跳闸，否则手动停止。

11.7.2 锅炉缺水

11.7.2.1 现象：

1.工业水位计电视显示就地水位计指示低于可见部分； 2.各水位计指示均低于-280mm，低水位报警，MFT将动作； 3.给水流量不正常地小于蒸汽流量（水管道爆破，泄漏除外）； 4.主汽温度升高。 11.7.2.2 原因：

1.给水自动失灵或调整门故障及给水泵调节失灵； 2.运行人员监视不够，或调整不当和误操作； 3.水位计失灵使运行人员误判断； 4.负荷变化大，调整不及时； 5.水冷壁、省煤器、泄漏严重或爆破。 11.7.2.3 处理：

1.自动时MFT动作，手动时，手按“MFT”按钮紧停外理； 2.停止一切放水、排污工作和加药工作； 3.加强上水，汽包水位出现后重新启动；

4.若水冷壁、省煤器和给水管道爆破，则停止上水，关闭省煤器再循环门，按紧急停炉处理。

11.7.3 主汽压力高

11.7.3.1 现象：

1.主汽压力高，光字牌报警；

2.各主汽压力表指示升高； 3.电磁泄压阀在“自动”时应动作； 4.安全门可能动作。 11.7.3.2 原因： 1.负荷骤减；

2.PCV未投自动或拒动； 3.启制粉系统时，操作不当； 11.7.3.3 处理：

1.调整磨煤机出力和一次风挡板开度； 2.强制开启PVC阀； 3.联系汽机开启高、低旁路；

4.主汽压力恢复正常后，关闭PVC阀，联系汽机关闭高、低旁路；

5.若达安全门动作压力，而安全门不动，汽压急剧上升时，应手按“MFT”紧急停炉； 6.负荷当时未带满时，可临时紧急加负荷，控制汽压，操作时注意水位变化。

11.7.4 主汽温度高

11.7.4.1 现象： 1.汽温指示表超限； 2.主汽温度高，声光报警； 11.7.4.2 原因：

1.燃烧调整不当，风量调节不当； 2.减温水系统故障； 3.粉量或燃油量过大； 4.烟道二次燃烧； 5.汽压升高； 6.火焰中心偏高。 11.7.4.3 处理：

1.若减温水自动故障，应切换为手动，增大减温水量； 2.调节风煤比例，使O2或CO2在规定范围； 3.调整燃烧，降低火焰中心；

4.加强水冷壁吹灰工作；

5.若由于尾部烟道再燃烧引起，按二次燃烧的情况处理。

11.7.5 主汽温度低

11.7.5.1 现象：

1.汽温指示下降，超过正常规定值； 2.汽温低声光报警。 11.7.5.2 原因： 1.减温水系统故障； 2.燃烧调整不当； 3.汽包水位高或满水； 4.锅炉加负荷过快或发生灭火。 11.7.5.3 处理：

1.若减温水自动失灵，应改为手动调节，关小或关闭减温水，适当降负荷运行； 2.调燃烧和风煤比例，使O2含量在规定范围内；

3.再热汽温低时，可提高过剩空气系数和开大再热器侧烟温挡板；

4.汽温低于520℃时，机应根据汽温下降情况降负荷，汽温降至450℃时，负荷应减至零，汽温继续下降时（430℃），应打闸停机。

11.7.6 锅炉灭火

11.7.6.1 现象：

1.炉膛负压增大，火焰监视器监视不到火焰； 2.火检指示全无；

3.灭火时，FSSS保护动作，灭火信号报警，一次风机、磨煤机、给煤机跳闸； 4.汽压、汽温、负荷急剧下降； 5.氧量指示增大。 11.7.6.2 原因：

1.锅炉负荷低，燃烧调整不当； 2.煤质突变，挥发分过低；

3.有油助燃时，油中带水多或燃油中断； 4.MFT动作；

5.主要辅机故障或电源中断；

6.二次风量控制系统失灵，使炉膛负压和氧量过大； 7.水冷壁爆破；

8.低负荷时，冷灰斗密封不严，大量冷空气从底部侵入； 9.炉膛内掉大焦。 11.7.6.3 处理：

1.当锅炉灭火后，FSSS保护和MFT均应动作，自动停炉，否则应手动“MFT”停炉； 2.严禁退出保护，严禁采用关小风门，继续给风，给煤投油的关风爆燃法恢复； 3.将各自动改为手动操作，关小或关闭减温水门，最好用电泵维持水位； 4.停炉步骤参照“MFT”紧停一节；

5.停炉后查明灭火原因，消除故障后，对锅炉进行全面检查和通风吹扫，方能重新点火；

6.恢复时，根据汽温情况，开启各疏水阀。

11.7.7 省煤器、水冷壁泄漏和爆破

11.7.7.1 原因：

1.材质不良，制造安装焊接质量不合格；

2.给水品质长期不合格，使管内结垢，管壁发生腐蚀； 3.省煤器外壁飞灰磨损严重；

4.水冷壁管、支吊安装不正确，造成自由膨胀不均； 5.炉膛发生爆炸，使水冷壁损坏；

6.燃烧器安装角度不合理，火焰直冲管壁，或大块焦渣坠落、砸坏水冷壁。 11.7.7.2 现象：

1.炉膛内或省煤器处有泄漏声和爆破声； 2.汽包水位难以维持；

3.排烟温度降低，两侧烟温差增大； 4.给水流量不正常大于蒸汽流量；

5.炉膛负压变小或变正，燃烧不稳，引风机电流增大；

6.机组负荷下降；

7.水冷壁泄漏严重时，炉膛灭火，保护动作； 8.省煤器下部灰斗发生冒汽或跑水现象。 11.7.7.3 处理：

1.泄漏较轻微时，应适当降负荷运行，保持各参数稳定，要求停炉并重点注意事态的发展；

2.泄漏严重或发生爆破，无法维持水位及其它参数正常时，应手按MFT紧急停炉； 3.停炉后，留一台引风机运行，维持负压，排除蒸汽和烟气；

4.停炉后，应及时停电除尘，以防电极积灰，并及时清理电除尘和省煤器下部灰斗积灰，布袋除尘器走烟气旁路。

11.7.8 过热器、再热器泄漏和爆破

11.7.8.1 现象：

1.过热器、再热器通道处有泄漏或爆破声；

2.燃烧不稳，炉膛负压变小或变正，烟道不严密处往外冒烟气或蒸汽； 3.蒸汽压力下降，主汽温度发生变化，机组负荷降低； 4.给水流量不正常地大于蒸汽流量； 5.两侧烟温差增大，泄漏侧偏低； 6.引风机自动时，电流增大。 11.7.8.2 原因：

1.燃烧调整不当，使火焰拉长或偏斜，造成局部过热器和再热器长期超温； 2.燃烧料中的有害元素使过热器和再热器管烟气侧产生高温腐蚀，管子损坏； 3.化学监督不严，给水品质不合格，汽水分离装置不良，过热器管内给垢使管子损坏； 4.启、停炉过程中，对管壁温度监视不够，调整不当，使管子超温； 5.汽机甩负荷时，高旁动作，使再热器超温； 6.过热器、再热器处堵灰使局部温度升高； 7.吹灰装置安装、操作不当，吹坏管子； 8.长期超温运行及飞灰磨损。 11.7.8.3 处理：

1.漏泄较轻时，加强给水，维持炉膛负压，同时适当降负荷，降参数运行；

2.维持现状，加强观察损坏情况，防止事态扩大，提出停炉申请； 3.泄漏或爆破严重时，应手按“MFT”紧急停炉； 4.停炉后，留一台引风机运行，以排除烟气和蒸汽。

11.7.9 尾部烟道二次燃烧

11.7.9.1 现象：

1.炉膛负压和烟道负压急剧变化； 2.排烟温度急剧升高，含氧量下降；

3.烟道不严密处、人孔门处及引风机轴封处往外冒火星或冒烟； 4.热风温度，省煤器出口水温不正常地升高；

5.空预器处再燃烧时，外壳烧红或有温度辐射感，空预器电流摆动。 11.7.9.2 原因：

1.长期燃烧不良或调整不当，煤粉过粗，油枪雾化不良，使未燃烧的燃料进入烟道内； 2.点火初期或长时间低负荷运行及停炉，造成大量可燃物沉积在烟道内； 3.炉膛负压过大，使未燃尽燃料吸入烟道； 4.灭火后未及时停止燃料，而点火前通风吹扫不足。 11.7.9.3 处理：

1.当烟道温度和排烟温度不正常升高时，应查找区域调整燃烧，进行吹灰和适当降负荷；

2.经上述处理无效，或烟道内已发生燃烧现象时，应手按“MFT”按钮，紧急停炉； 3.停炉后，严密关闭所有风门挡板，使燃烧系统处于密闭状态，通入蒸汽消防或水消防；

4.保持空预器继续转动；

5.确认燃烧现象完全熄灭后，可启动引、送风机，通风5-10min，复查设备损坏情况，和有无积灰、火星，停止消防设备和吹灰；

6.逐渐开启引、送风机挡板，排烟温度无升高现象时，方可重新点火。

水位计损坏

.1 处理：

1.任一个汽包水位计泄漏或损坏时，应对其隔离，汇报值长通知检修处理； 2.任一个汽包就地水面计损坏或水位电视故障，锅炉仍可继续运行，但应汇报值长，通知检修尽快修复，并加强水位监视，增加校对次数；

3.两侧汽包水位计全损坏，但电接点水位计运行正常，或CRT水位正常可靠，给水自动调节正常，锅炉仍可继续运行一段时间（2-3h）汇报值长，要求紧急修复水位计；

4.给水自动不可靠时，只能根据机械水位表，电接点水位计做短时间的运行（15-20min）并申请停炉；

5.两侧就地水位计损坏，而机械表，电气表不可靠，自动也不可靠时，应手动“MFT”紧急停炉；

6.任一汽包水位计损坏，应将运行方式切为“锅炉基本”或“锅炉基本自动”。

回转式空气预热器故障

.1 现象：

1.回转式空预器电机电流不正常的摆动； 2.相关报警牌亮，空预器可能掉闸。 .2 原因：

1.传动部分卡涩，密封板损坏；

2.转子与外壳之间有杂物，或盘根扭曲变形； 3.受热面严重堵灰，烟温偏差大； 4.电气设备故障；

5.轴承损坏和轴承温度超限； 6.启动中烟温上升速度过快。 .3 处理：

1.一台回转式空气预热器跳闸，若在跳闸前无电流过大现象或机械部分故障，可重合一次，若重合闸成功，则应查明原因消除，若重合闸无效，应投入盘车装置，降低锅炉负荷，控制排烟温度，不超过规定值；

2.一台回转式空气预热器故障停运，而排烟温度超过定值，或两台回转式空预器故障停运时，应按紧急停炉处理；

3.启动中升烟温速度要均，每小时不超过50℃，最高烟温值不超过409℃。

空压机控制气源中断

.1 现象：

1.控制气源压力表指示下降或到零； 2.光字牌上控制气源压力低报警； 3.所有气动执行机构断气自锁。 .2 原因： 1.空压机故障；

2.控制气源管路和系统漏气严重； 3.干燥塔切换不正常。 .3 处理：

1. 当控制气源压力低于0.6MPa时应启动备用空压机运行；

2.若气压继续降至0.4MPa左右时，所有气动执行机构断气自锁，保持固定调节位置； 3.此时，操作人员禁止操作所有气动执行机构，应维持锅炉稳定运行，机侧水环真空泵入口碟阀关闭，应严密监视真空变化；

4.若控制气源短期无法恢复正常时，应申请停机。

热工控制和仪表电源中断

.1 现象：

1.仪表电源失去，指示回零或消失；

2.交直流电源指示灯灭、光字牌不亮、电铃和喇叭也不响； 3.所有自动调节失灵，手动也不能远方操作； 4.所有调整门和调节挡板失去电源，指示消失。 .2 处理：

1.若部分热控电源消失，锅炉主要参数还有监视手段时，应稳定机组运行，减少不必要操作，严密监视主要参数；

2.汇报值长，要求迅速恢复电源，并将自动解列，切为手动或就地操作； 3.就地对引、送风机挡板控制，维持负压； 4.部分电源中断，短时无法恢复时，应申请停炉；

5.运行参数超限，无调整手段，或热控及仪表电源全部中断时，应手按“MFT”紧急

停炉。

第八节 汽机典型故障处理

11.8.1 蒸汽参数异常

11.8.1.1 主、再热蒸汽温度升高

正常运行额定蒸汽温度为537℃，全年进汽温度平均值不允许超过额定值，在保持这个平均温度的同时，主、再热蒸汽的温度不允许超过545℃，在非正常情况下，进汽温度不允许超过551℃，545℃-551℃运行时间全年不允许超过400小时，在正常情况下，主、再热蒸汽温度差不得超过28℃，主、再热蒸汽温度超过557℃，应停机。

11.8.1.2 主、再热蒸汽温度降低

1.当汽温降至532℃以下时，应调整恢复；当汽温降至低于520℃时应按下表减负荷；在减负荷过程中汽温若有回升的趋势应停止减负荷，否则应继续减负荷，当汽温降到450℃时负荷应减到零；若汽温继续下降到430℃仍无回升趋势时，汇报值长，立即停机；

汽 温℃ 负荷MW 520 510 500 490 480 470 460 450 430及以下 300 260 220 180 140 100 50 0 停 机 2.在启动、变负荷和停机时，主、再热蒸汽温度降低连续15分钟内下降量小于50℃； 3.汽温下降时应及时开启汽缸疏水。

4.主汽管道、再热管道及主、再热蒸汽温差不超过17℃，若超17℃，及时调整恢复。 11.8.1.3 主蒸汽压力升高

1.当主汽压力升至17.5MPa以上时应及时调整恢复。异常情况下不允许超过18.37MPa，且任何一年的累计运行时间不得超过12小时；

2.当主汽压力升至17.3MPa，迫使旁路系统动作时，注意旁路减温水动作情况及凝汽器真空变化情况，当低旁拒动时，积极采取措施，防止再热系统超压。

11.8.1.4 主汽压力下降

当主汽压力下至15.8MPa时,应调整恢复；若TPC投入，当主汽压力下降至15MPa时，TPC动作，机组自动减负荷，若主汽压力回升到15MPa以上则停止减负荷，若主汽压力不回升，负荷降至60MW，机组停止减负荷。

11.8.2 凝汽器真空下降

11.8.2.1 象征： 1.各真空表计指示下降； 2.排汽缸温度升高； 3.凝结水温度升高；

4.负荷下滑或维持负荷不变，蒸汽流量增大。 11.8.2.2 原因： 1.循环水量少或中断； 2.凝汽器热井水位过高； 3.水环真空泵工作失常； 4.轴封系统工作失常； 5.凝汽器铜管结垢； 6.负压部分漏空气；

7.小机汽封系统工作失常或排气蝶阀漏空气。 11.8.2.3 处理：

1.发现凝汽器真空下降时，应对照真空表、排汽缸温度凝结水温度及热工信号报警情况，确认真空下降应迅速查明原因分别情况进行处理。当真空降至85KPa时，启动备用水环真空泵；若真空继续下降，则真空每下降1KPa（绝对压力升高1KPa）减负荷50MW；若真空下降至-76KPa，低真空保护动作，否则手动停机；

2.真空下降时，检查当时有无影响真空下降的操作，若有应立即停止或恢复原运行状态；

3.循环水中断或水量小：

⑴ 若循环水中断为两台循环水泵掉闸引起，应立即将负荷减至零，若真空降至-76KPa时，保护停机，否则手动停机；

⑵ 循环水量小若因一台循环泵故障跳闸或循环水泵出口蝶阀误关而又不能及时开启，应立即降负荷至50-60%额定负荷，及时联系检查处理故障循环泵或出口蝶阀，正常后，恢复机组正常运行工况；

⑶ 若为单台循环水泵运行故障跳闸，应立即启动备用泵，否则，应立即将负荷减至零，若真空降至-76KPa时，保护停机，否则手动停机；

⑷ 若因循环水泵入口滤网堵或水塔水位低造成，应立即联系清理滤网或水塔补水。 4.凝汽器热井水位升高：

⑴ 若凝汽器热井水位升高，因运行凝结水泵工作失常引起，应立即启动备用泵，停止故障泵，并及时汇报联系处理；

⑵ 若因运行泵故障掉闸，备用泵未联启，应立即启动备用泵，恢复凝结水系统。 ⑶ 若凝汽器热井水位异常升高而凝结水泵运行正常，若为补水系统自动失灵应立即解除自动，采用手动调整，并采用放水方法，使凝汽器水位工作正常。若为凝汽器泄漏引起，汇报值长，联系降负荷50-60%额定负荷，停止半侧凝汽器找漏处理，在此期间必须注意3#、4#轴承振动，油温和轴承金属温度；

5.若因水环真空泵工作失常引起，应立即切换备用泵运行；

6.主机自密封系统工作失常，应立即切换备用汽源供汽，并注意轴封供汽溢流站工作是否正常，否则手动调整，若为小机漏真空引起，应检查小机轴封供汽以及负压部分，如排汽蝶阀等，无法恢复时，关闭排汽蝶阀，停止小机运行以维持主机真空；

7.若因凝汽器铜管脏污，端差增大，应定期投胶球系统清洗；

8.负压部分漏空气，应对真空下运行的设备、系统截门全面检查，如疏水系统以及负压下运行抽汽管道等，发现泄漏及时设法处理。

11.8.3 水冲击

水冲击是汽轮机严重事故之一，应迅速、果断采取措施，否则，将会导致严重的设备损坏事故。为此值班人员应注意监视蒸汽温度的变化、负荷的变化、加热器水位等，做到及时发现、果断处理。

11.8.3.1 水冲击现象：

1.主蒸汽或再热蒸汽温度急剧下降，蒸汽管道法兰，汽门接合面等处冒湿蒸汽或溅出水点；

2.蒸汽管道或抽汽管道有水击声，管道上、下壁温差增大，抽汽管道上防进水热电偶发进水报警信号。

3.汽轮机声音失常，机组振动加剧，推力瓦块温度升高，轴向位移增大，相对胀差负值增大，负荷突然下降；

4.特别严重的水冲击将造成推力瓦烧毁，机组内部动静磨擦，但由于水冲击的程度不同，上述现象不一定同时出现。

11.8.3.2 主要原因：

1.锅炉汽包满水，造成蒸汽带水； 2.主、再热器减温水调整不当或故障； 3.加热器满水；

4.其它原因使汽温急剧下降。 11.8.3.3 处理

1.确认发生水冲击，必须破坏真空紧急停机；

2.若因加热器泄漏满水引起，应迅速关闭汽门，切除故障加热器； 3.全开汽轮机本体及有关蒸汽管道疏水门充分疏水；

4.水冲击停机时应准确记录惰走时间，惰走时仔细倾听机内声音，检查轴向位移值，检查推力瓦块温度和各轴瓦回油温度。投盘车后测量大轴偏心不超过原始值0.03mm。事故消除后，同时符合机组热态启动条件，可重新启动机组，但要加强疏水，冲转升速时，应特别注意各项控制指标，并仔细听音，测量振动、注意串轴、推力瓦块温度、胀差，发生异常立即停机，并汇报有关领导。

11.8.4 轴向位移增大

11.8.4.1 原因： 1.负荷变化急剧； 2.加热器停运； 3.通流部分损坏；

4.汽轮机水冲击或汽温、汽压下降； 5.真空下降； 6.推力瓦故障； 7.叶片结垢严重； 8.发电机转子串动； 11.8.4.2 处理：

在运行中，当发现轴向位移增大时，在查明原因的同时，应立即检查推力瓦块温度、回油温度、胀差与各监视级压力，注意机组振动与机内声音，汇报值长，采取措施，降负荷恢复正常，并且联系热工进行确认。当轴向位移增大至-0.89mm或0.889mm时发信号，若串轴增大机组并伴有不正常的响声，剧烈振动，应立即破坏真空紧急停机。当串轴增至

-1.01或1.02mm时，汽机自动跳闸，否则应手动停机。

11.8.5 机组异常振动和异音

11.8.5.1 原因：

1.轴承油压低，油温过高或过低，油膜不稳定； 2.启动过程中暖机不良，膨胀不畅，转子中心变动； 3.启动前大轴晃度超过允许值，或上下缸温差超限； 4.汽轮机发电机组发生动静磨擦； 5.汽轮机发生水冲击；

6.排汽缸温度高引起汽机转子中心变化；

7.汽机叶片损坏或机内部件损坏脱落，引起转子质量不平衡； 叶片损坏象征：

⑴ 机组通流部分发生明显的金属撞击声或磨擦声； ⑵ 机组振动突然增大；

⑶ 若末级叶片脱落，有可能砸坏凝汽器铜管或#7、#8低加管束，造成凝汽器水位升高，凝结水导电度、硬度增大；

⑷ 叶片脱落后，调节级压力，各监视段压力变化异常，在相同的工况下负荷下降； ⑸ 在停机惰走过程或盘车状态下听到金属磨擦声或惰走时间减短。 8.轴瓦松动或间隙增大； 9.发电机转子线圈短路； 11.8.5.2 处理：

1.启动升速过程中，汽机振动增大，应按启动中注意事项执行；

2.运行中突然发生强烈振动或汽轮机内部发生明显的金属磨擦声时，应破坏真空紧急停机，并注意机组惰走时间，倾听机组内部声音；

3.机组正常运行中，轴承盖振动较正常值增大0.02mm时，应设法恢复，若振动突增0.05mm时，应打闸停机；若轴承盖振动达0.08mm或轴振动达0.254mm时应打闸停机。

11.8.6 胀差异常：

相对胀差正（负）值增大，应查明原因，设法处理：

1.启动或停机过程中，控制温升或温降速度；

2.启动或停机过程中，检查轴封供汽温度是否符合要求； 3.调整凝汽器真空；

4.当胀差超过-1.52mm或16.46mm时，立即破坏真空紧急停机。

11.8.7 润滑油系统工作失常

11.8.7.1 油压下降、油位不变 原因：

1.主油泵、射油器工作失常；

2.压力油管漏油到集中油箱或轴承箱内； 3.润滑油泵或高压启动油泵出口逆止门不严； 4.溢油阀工作失常；

5.冷油器切换不规范，或是设备有缺陷造成切换不到位。 处理：

1.若主油泵或射油器工作失常，汇报值长按故障停机处理； 2.若属油泵出口逆止门不严引起，汇报值长，联系处理； 3.若溢油阀工作失常，联系检修调整处理；

4.主油泵正常出口油压为1.96MPa，当其降到1.65MPa时，启动氢密封高压备用油泵和交流润滑油泵，查明原因，作好停机准备；

5.当润滑油压较正常值有所下降时，应查明原因，必要时手启交流润滑油泵和直流润滑油泵；当油压降至0.042MPa，汽机自动停机，否则手启直流泵，破坏真空紧急停机。

11.8.7.2 油压不变，油位下降 原因： 1.油位计失常；

2.油箱事故放油门，放水门误开； 3.油管路、冷油器漏油； 4.发电机进油

5.油净化装置液位高溢油。 处理：

1.若属误开放油门或放水门应及时关严；

2.若属冷油器泄漏及时切除故障冷油器或切换为备用冷油器运行； 3.根据油箱油位及时补油； 4.检查调整油封箱油位正常；

5.若为油净化装置工作失常，立即停运，隔离系统；

6.若集中油箱油位下降，采取措施无效，降至-260mm时，应立即故障停机。 11.8.7.3 油压、油位同时下降 原因：

1.压力油管路漏油； 2.冷油器漏油。 处理：

1.迅速启动备用油泵维持系统压力；

2.迅速查明漏油管路，并采取措施，防止油漏到热体表面而引起着火，防止事故扩大； 3.若检查为冷油器漏油，应立即切除故障冷油器或切换为备用冷油器运行； 4.若油压降至0.042MPa，联启直流事故油泵自动停机，否则手启直流泵，紧急故障停机。

5. 必要时油箱补油，当油位下降-260mm时，应立即故障停机。 11.8.7.4 各轴承油温普遍升高 原因及处理：

1.冷油器出口油温升高，应调整冷却水恢复正常，若冷油器落水，应采用关小冷却水出口门，开大冷却水总门和入口门的方法，排尽空气，调整油温在39-43℃；

2.冷油器断水，应检查冷却水源是否中断，若属冷油器冷却水调整总门误关，应立即手动开启，并及时调整油温至正常，工业水压力异常时，应根据情况处理；

3.轴瓦断油或润滑油量偏小。 11.8.7.5 单个轴承油温升高 原因：

1.轴承进油管堵，进油口堵或内部泄漏油量不足； 2.轴瓦损坏

轴瓦损坏主要象征：

⑴ 轴承金属温度明显升高或轴承冒烟； ⑵ 推力轴承损坏时，推力瓦块金属温度升高；

⑶ 回油中发现乌金碎末； ⑷ 汽轮机振动增大。 处理：

检查油流、油压是否正常，回油温度是否急剧升高，若轴承回油温度升高到82℃，或轴瓦冒烟时，应立即事故停机。

11.8.7.6 备用辅助油泵运行失常时的处理：

1.汽轮机在启动过程中如转速在2000r/min及以上，氢密封高压备用油泵故障且自动主汽门未关时，应迅速升至全速，否则应立即停机；

2.正常停机前发现备用油泵均有故障，应立即修复一台润滑油泵后停机；

3.汽轮机启动过程中如转速在2000r/min以下或在停机过程中，若交流润滑油泵故障，应立即启动直流润滑油泵、顶轴油泵停机，注意及时调整润滑油温。

11.8.8 汽轮机超速

11.8.8.1 现象： 1.负荷到零；

2.机组声音异常，发现机组超速声光报警信号； 3.主油泵出口压力升高； 11.8.8.2 原因：

1.主汽门、调汽门、抽汽逆止门卡涩； 2.抗燃油质不合格，伺服阀卡涩； 3.DEH系统故障。 11.8.8.3 处理：

1.甩负荷后，控制系统动作良好，转速升高到3150r/min时，OPC动作，DEH自动维持机组转速3000rpm，待故障消除后，机组并网，按热态增加负荷恢复机组正常运行工况；

2.甩负荷后，DEH不能控制转速，危急保安器或110%电超速保护动作，应破坏真空停机处理；

3.甩负荷后，汽机转速超过3360r/min，保护拒动，应立即破坏真空紧急停机，并检查转速应下降，若转速继续升高，应果断采取隔离及消压措施（如：全关电动主汽门，检查关闭各抽汽逆止门，切除与高辅、低辅相连的蒸汽管道等）。

11.8.9 失火

11.8.9.1 值班人员发现现场失火时，应根据情况分别按《电业安全工作规程》要求进行灭火。如火势较小时，可使用泡沫灭火器、干式灭火器、二氧化碳灭火器、1211灭火器灭火，并汇报值长。如火势较大，应迅速通知消防队，并汇报值长及有关领导，在消防队未到之前，应设法控制火势的蔓延，搬开火源周围的易燃器；如失火地点有电源或电气设备时，必须先切断电源，再进行灭火。

11.8.9.2 油系统着火的处理：

1.油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁设备安全时，应破坏真空紧急停机，并立即进行灭火；

2.油系统着火停机时，严禁启动氢密封高压备用油泵；

3.当火势严重威胁油箱的安全时，在破坏真空紧急停机的同时，开启油箱事故放油门，油箱放油的速度应考虑到在主机转速到零时，油泵能继续上油，以避免轴承烧毁；

4.当火势威胁到发电机氢气系统时，在破坏真空停机的同时，隔断氢源，发电机进行事故排氢。

11.8.9.3 发电机氢爆炸与失火 处理：

1.立即手打停机按钮，破坏真空，紧急停机。及时向发电机充CO2排H2置换，必要时切断氢气源；

2.在灭火过程中，应保持发电机水冷系统运行，直至完全扑灭；

3.转子止速后，立即投入盘车运行，在火未完全扑灭时，禁止停运盘车装置。 11.8.9.4 所有值班人员必须熟知在下列各种情况下的灭火方法：

1. 油箱和其它容器中油着火时，只能用泡沫灭火。油档漏油及其它离高温热体较近的油管法兰、容器着火时，只能用干式灭火器灭火；

2.遇有电气设备着火时，应立即将有关设备的电源切断，然后进行救火；对可能带电的电气设备以及发电机、电动机等，应使用干式灭火器、二氧化碳或1211灭火器灭火；对油开关、变压器（已隔绝电源）可使用干式灭火器、1211灭火器等灭火，不能扑灭时再用泡沫灭火器灭火，不得已时可用干砂灭火；地面上绝缘油着火，应用干砂灭火。

汽机周波异常处理

.1 汽机周波允许连续运行范围为48.5-50.5Hz，当周波发生异常时，应注意调速油压的变化情况（主油泵工作情况），加强监视各辅机设备的运行情况，如因周波降低引起出力不足引起电机过热等现象，视需要可启动备用辅机。检查各监视段压力及主汽流量不得超过极限值，加强检查发电机定子的冷却水压力、流量、温度及进出口风温变化情况。

.2 汽机周波运行变化限制：

1. 47.5Hz以下 不允许运行 2. 47.5—48.0Hz 4min 3. 48—48.5Hz 30min 4 .48.5—50.5Hz 连续运行 5. 50.5—51.0Hz 30min 6. 51.0—51.5Hz 6min 7. 51.5Hz以上 不允许运行

第九节 电气典型故障处理

11.9.1 发电机启动时升不起电压

11.9.1.1 现象：

1.定子电压无指示或指示很低； 2.转子电压有指示，而电流无指示；

3.转子电流有指示，而电压无指示，或指示很低； 4.转子电压、电流无指示。 11.9.1.2 处理： 1.检查启励电源是否正常；

2.检查电压互感器是否正常，一次插头是否接触良好，一、二次保险及接线是否良好； 3.检查转子回路是否开路，电压表计回路是否正常； 4.检查碳刷接触是否良好，励磁调节器是否正常；

5.可根据当时有无报警，信号等异常现象加上必要的表计测量做综合判断。

11.9.2 定子线圈及引线冷却水系统故障

11.9.2.1 现象：

1.压力低，冷却水流量异常； 2.发电机定子线圈温度超过允许值。 11.9.2.2 处理：

1.汇报值长降低负荷，使发电机各部分温度不超允许值； 2.迅速恢复供水压力、流量；

3.若冷却水中断30秒不能恢复，保护未动，立即解列发电机。

11.9.3 发电机非同期并列

11.9.3.1 现象：

1.发电机表计发生强烈冲击及振荡，强励动作。 2.机组发生强烈振动并伴随轰鸣声。 11.9.3.2 处理： 1.立即解列发电机；

2.汇报值长、总工、经检修人员测试，检查发电机系统无问题，并查明非同期并列原因；

3.经总工批准后，并列发电机。

11.9.4 发电机失步

11.9.4.1 现象：

1.定子电流强烈摆动并超过正常值； 2.定子电压剧烈摆动，强励可能动作； 3.有功及无功负荷大幅度摆动； 4.转子电压、电流值在正常值附近摆动； 5.发电机发出有节奏的鸣声； 11.9.4.2 处理：

1.若失步是由于发电机误并列或失磁引起的，应立即解列发电机。 2.励磁调节器在自动方式下运行时，不得干涉强励动作，降低有功； 3.手动运行时，应将励磁输出调至最大，并降低有功；

4.失步保护动作，主开关掉闸，DCS报警，按复归按钮，检查原因，若保护未投或到整定时间未动作，请示值长，解列发电机。

11.9.5 发电机变电动机运行

11.9.5.1 现象： 1.有功功率显示负值； 2.无功功率显示升高；

3.定子电流可能稍低，定子电压和励磁各表计指示正常； 11.9.5.2 处理：

a.如并网时出现逆功率现象且无其它异常，应立即手动加负荷至15MW，使之脱离逆功率运行方式。

b.逆功率保护(I段15秒发信号，Ⅱ段2分钟动作于解列灭磁)动作按停机处理，如逆功率保护不动作，应按下列步骤处理：

1).将6KV厂用电切至高备变带。

2).查汽机是否有故障，能否在1分钟内恢复，否则应汇报值长申请解列，切除励磁。 3).查明原因，听值长令决定是否重新并网。

11.9.6 发电机失磁

11.9.6.1 现象：

a.转子电流显示降低或接近于零，定子电流和转子电压有周期性摆动。 b.到失步前，有功功率基本不变。

c.无功功率从失磁开始即减少，随后过零到负值。

d发电机电压下降，有功功率指示降低，无功功率指示负值定子电流指示上升，功率因数指示进相。

e.励磁回路表计指示异常。

f.“失磁”信号发出，其它机组强励可能动作，可能引起系统振荡。

处理：

a.失磁保护动作，发电机已解列按事故停机处理。

b.失磁保护动作但发电机主开关、灭磁开关未跳闸，立即将励磁切为手动，降低有功出力，增加发电机励磁电流。

c.在系统无功储备不足的情况下，发电机失磁后，有可能在发电机失去静稳前，高压侧电压便达到系统崩溃值，失磁保护Ⅱ段经1.5S延时后解列灭磁。

d.事故情况下，发电机允许短时失磁异步运行，在电网允许的情况下，失磁运行的持续时间不得超过15分钟且允许负荷应在40%以下，发生失磁时，在最初的60秒内将负荷降至额定值的60%，在此后1.5分钟内降负荷至额定值的40%。发电机失磁后异步运行，失磁保护Ⅲ段经延时10分钟出口动作于解列灭磁。

e.解列后对发电机励磁系统系统检查，一次系统无异常时，经总工同意，可以重新启动。

11.9.7 发电机过负荷运行

正常运行中的发电机不允许过负荷运行，事故情况下发电机定转子允许短时超过铭牌运行，但每年不超过二次，时间间隔不少于30min其数值见下表：

过负荷允许时间s 定 子 电 流﹪ 转 子 电 流﹪ 10 226 208 30 154 146 60 130 125 120 116 112 11.9.8 发电机定子接地

11.9.8.1 现象： 1.发“定子接地”信号； 2.保护屏定子接地信号灯亮； 11.9.8.2 处理：

1.经查证确认发电机系统接地，当接地电压指示小于接地保护整定值时，应汇报调度，做好停机准备；

2.对封闭母线及发电机电压互感器、电流互感器进行外观检查有无接地、漏水现象，检查时严格执行“安规”；

3.若外部未发现故障点，应视为发电机线圈接地，汇报值长，申请调度停机处理，接地时间不得超过30分钟；

4.当接地电压指示达到或超过接地保护整定值时，接地保护动作于主开关跳闸，当保护未动作或开关拒动时，应按紧急停用规定执行；

5.停机后测定发电机定子绕组回路有无异常，如无异常，应经总工、值长同意，对发电机零起升压，并检查保护是否正常。

11.9.9 发电机励磁回路一点接地

11.9.9.1 现象：

1.DCS报 “转子一点接地”信号； 2.转子正对地、负对地电压不正常； 11.9.9.2 处理：

1.立即检查发电机励磁回路转子部分有无明显接地现象，清扫发电机集电环、电刷、清理刷辫，擦拭绝缘板，此时安全措施应得力并在监护下进行；

2.经分析判断，系金属性接地，应请示值长倒换厂用电，申请中调，尽快联系停机处理；

3.寻找接地期间，检查两点接地保护自动投入； 4.如果非金属性接地，应加强监视，设法处理；

5.发电机转子回路发生一点接地期间，对励磁系统的检查和维护工作应采取必要的措施，防止再发生接地，引起人为短路；

6.加强励磁系统监视，若发现转子电流增大，无功出力显着降低，立即解列停机。

发电机主开关掉闸

.1 现象：

1.发电机定子电流、有功、无功负荷指示为零； 2.事故信号动作，有关信号发出。 .2 处理：

1.检查厂用电系统是否正常，如不正常立即倒为备用电源，采用切工作开关，备用开关自投方式倒换，或自投不成，可抢送一次，但工作开关必须在分位；

2.由于人员误碰，误动作引起主开关掉闸，则尽快并机；

3.若是保护误动，在值长、总工同意下，退出误动保护，将发电机并入系统； 4.若是外部故障引起掉闸，应对发变组系统详细检查，一切无问题后，按值长命令，将发电机并入系统；

5.若是发变组主保护动作，则应停机检查； 6.若是汽机人员手动跳闸，应按值长命令处理。

发电机三相不平衡电流超过规定值

发电机三相不平衡电流超过规定值，应首先检查是否由于表计或电流互感器回路故障引起，如不是上述原因引起，应降低定子电流，使不平衡电流值不超过规定值（I2/IN≤0.1），同时严密监视发电机各部温度及机组振动，当温度或振动不正常升高，不平衡电流继续增大时，应紧急停机。

发电机PT断线

.1发电机出口1PT一次保险熔断 现象：

1.发电机PT断线信号发出。

2.发电机定子电压、有功功率、无功功率、频率、高厂变功率指示异常。 3.熔断相相电压指示异常，其它相指示正常，同时线电压指示异常。 4.发电机、主变、高厂变电度表慢转或停转，断相指示灯亮。 处理：

1.立即退出协调控制及功率闭环控制，汽机、锅炉维持目前参数不变，不能进行负荷调整；

2.退出发变组保护A柜、B柜匝间保护；

3.就地检查是否为二次空气开关跳闸引起，如是立即合上，再次跳闸不得再送； 4.如为PT一次保险熔断，将PT小车摇至检修位，更换熔断相保险，送电； 5.记录好PT熔断时间。 .2发电机出口2PT一次保险熔断 现象：

1.2PT电压断线信号发出 2.有AVR装置综合报警 处理：

1.检查AVR备用通道投入正常。

2.退出发变组保护A柜逆功率保护、过电压保护、程跳逆功率保护、定子接地保护、失磁保护、失步保护、过激磁保护、发变组复合电压过流保护。

3.检查发电机出口2PT，将PT小车拉至检修位，更换熔断相保险，送电 4.故障消除后，投入各退出保护。

5.发电机出口PT保险更换后再次熔断，未查明原因前不得再送，需通知检修处理。 .3发电机出口3PT一次保险熔断 现象：

1.3PT电压断线信号发出. 2.有AVR装置综合报警. 处理：

1. 检查AVR备用通道投入正常，退出发变组保护B柜逆功率保护、过电压保护、程跳逆功率保护、定子接地保护、失磁保护、失步保护、过激磁保护、发变组复合电压过流保护。

2.检查发电机出口3PT，将PT小车拉至检修位，更换熔断相保险，送电. 3.故障消除后，投入各退出保护。

4.发电机出口PT保险更换后再次熔断，未查明原因前不得再送，需通知检修处理。

附表1 机组正常运行阶段的水汽质量标准

1.锅炉给水质量标准

硬度 硅 铁 溶氧 μg/L ≤7 μm ol/L μg/L μg/L 0 ≤20 ≤20 PH NH3 mg/L N2H4 μg/L 10-50 DD μs/cm ≤0.3 给水 9.0-9.5 0.5-0.8 2.蒸汽质量标准 导电度 蒸汽 μs/cm ≤0.3 硅 μg/L ≤20 铁 μg/L ≤20 钠 μg/L ≤10 3.凝结水质量标准

硬度 硅 μg/L ≤20 铁 μg/L ≤8 溶氧 μg/L ≤30 凝结水 μm ol/L 0 PH 9.0-9.5 DD μs/cm ≤0.3 钠 μg/L ≤10 4.高混出口水质量标准

导电度 高混出口 μs/cm ≤0.2 硅 μg/L ≤15 铁 μg/L ≤8 钠 μg/L ≤5 硬度 μm ol/L 0 5.炉水质量标准

硅 炉水 μg/L 200 铁 μg/L CL- mg/L 0.5 PO4 mg/L 0.5-3 PH 9.0-9.5或8.7-9.5 （注：目前炉水按挥发性处理，暂不测磷酸根）

6. 除氧器出水控制溶氧

除氧器出水控制溶氧＜7μg/L

7.发电机冷却水质量标准

PH 发电机冷却水 ＞7.0 ≮2 DD(μs/cm) 8.疏水硬度

疏水硬度应＜5μm ol/L回收应保证不影响给水质量 8.1 水汽质量劣化时的处理

当水汽质量劣化时，应迅速检查取样是否有代表性；化验结果是否正确；并综合分析系统中水汽质量的变化，确认判断无误后，应立即向车间值班人员及班长汇报，提出建议。同时跟值长取得联系，采取措施，使水汽质量在允许的时间内恢复到标准值，并且应按下列三级处理值来执行。

一级处理值——应在72小时内恢复至标准值 二级处理值——应在24小时内恢复至标准值 三级处理值——如水质不好转应在4小时内停炉 8.1.1 凝结水水质异常时的处理值

处理值 项目 DD μs/cm YD μm ol/L 标准值 一 级 0.3 0 ＞0.3 ＞2 二 级 — ＞5 三 级 — ＞20 8.1.2 锅炉给水水质异常时的处理值

处理值 项目 DD μs/cm 溶氧 μg/L PH 标准值 一 级 ≤0.2 ≤7 9.0-9.5 ＞0.2 ＞7 ＞9.5 ＜9.0 二 级 ＞0.4 ＞20 三 级 ＞0.65 8.1.3 锅炉炉水水质异常时的处理值

处 理 值 项 目 标 准 值 一 级 PH 9.0-9.5 或8.7-9.5 ＜9.0 或＜8.7 二 级 ＜8.0 三 级 ＜7.5 附表2 汽轮机HU-20透平油控制标准

序号 1 2 3 4 控 制 项 目 外状 运动粘度(50℃) 闪点（开口） 机械杂质 未加防锈剂 单 位 透 明 mm/s ℃ 控 制 标 准 与新油原始测值的偏差值≤20% ①不比新油标准低8 ②不比前次测定低8 无 ≤0.2 ≤0.3 无锈 5 酸值 加防锈剂 mgKOH/g 6 7 8 液相锈蚀 破乳化度 水分 min ≤60 无 附表3 抗燃油质量标准

序号 1 2 3 4 5 6 控制项目 运行温度 运动粘度 油质清洁度 含氧量 含水量 酸 值 单 位 ℃ 厘斯 ppm % 38-54 45-50 控 制 标 准 NAS 5级或ISO 14/11或MOOG 2级 ＜150 0.1 mKOH/gram ＜0.25 附表4 饱和蒸汽温度对照表

蒸 汽 饱 和 温 度 对 照 表 P（Mpa） t饱t饱t饱t饱t饱P（Mpa） P（Mpa） P（Mpa） P（Mpa） （℃） （℃） （℃） （℃） （℃） 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0 2.1 2.2 2.3 165 170 175 180 184 188 192 195 198 201 204 207 210 212 215 217 220 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 3.0 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9 4.0 222 224 226 228 230 232 234 236 238 239 241 243 244 246 247 249 250 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0 7.5 8.0 8.5 9.0 9.5 10.0 10.5 11.0 11.5 12.0 12.5 257 264 270 276 281 286 291 295 299 303 307 311 315 318 321 325 328 13.0 13.5 14.0 14.5 15.0 15.5 16.0 16.5 17.0 17.5 18.0 18.5 19.0 19.5 20.0 21.0 22.0 331 334 337 339 342 345 347 350 352 355 357 359 361 364 366 370 373 0.0049 32.52 0.005334.22 9 0.0069 38.73 0.007340.01 9 0.0089 43.55 0.009344.58 9 0.0139 52.40 0.014353.11 9 0.0189 58.84 0.019359.39 9 0.02 60.06 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 99.6 120 134 144 152 159 附图1 冷态启动曲线

附图2 温态启动曲线

附图3 热态启动曲线

附图4 极热态启动曲线

附图5 热态启动推荐值—冲转和带最低负荷

附图6 负荷变化曲线—定压方式

附图7 负荷变化曲线—滑压和顺序阀方式

附图8 典型高压缸冷却时间曲线

附图9 冲转参数选择

附图10 冷态启动转子加热规程

说明：此规程包括使机组升速到由曲线“汽轮机转速保持推荐值”确定的加热转速，并从图中曲线确定加热时间。在汽轮机冲转前，观察第一级金属温度和中压隔板套的金属温度，用这些金属温度读数和需要最长加热时间的曲线来确定转子加热时间。中压缸进汽温度至少达到260℃时开始计算转子加热时间。

附图11 汽轮机转速保持推荐值

说明：

1、在每个共振区转速内不得停留。如果转速需要停留，则在停留前把转速降到共振区以下，图中阴影线部分表示的低压缸叶片的共振转速区和转子临界转速必须避开。

2、冷态启动时，要在转子加热转速区保持转速，加热时间由图表“冷态启动转子加热规程”确定。

附图12 300MW机组定参数停机曲线

附图13 300MW机组滑参数停机曲线

附图14 汽动给水泵汽轮机启动升速曲线