《600MW火电厂锅炉运行规程》由会员上传分享，免费在线阅读，更多相关内容在工程资料-天天文库。
三期2×600MW机组集控主机运行规程内蒙古大唐托克托发电有限责任公司二ＯＯ五年十二月
1前言1适用范围本规程规定了托克托发电有限责任公司集控运行技术标准，适用于所有集控运行人员，是运行人员正确运行操作的指导规范。下列人员应熟知本规程：总经理、副总经理、总工程师，生产部室的部长，专业高级主管、主管。本规程和《电气辅机运行规程》(三期)、《锅炉辅机规程》(三期)、《汽轮机辅机规程》(三期)、《反事故技术措施》、《操作标准》配合使用。2引用依据《电力工业技术管理法规》《电力建设施工及验收技术规范》《电力工业技术管理法规》《电业安全工作规程》设备制造厂家设备使用说明书、部颁规程和标准，结合上级有关反措及设计院设计图纸资料和公司具体情况编写而成。本规程自批准之日实施。编写：李小军李建辉江志文校核：李小军李建辉江志文审定：沈钦峰潘惠方志和批准：郭亚斌本规程解释权归发电部。二〇〇五年十二月二十日
2目录1机组设备概况11.1锅炉设备概况11.2汽轮机设备概述21.3电气系统概况32机组设备规范62.1锅炉设备规范和燃料特性62.2汽轮机主机设备规范102.3电气设备规范123机组启动193.1启动规定及条件193.2机组启动前试验203.3机组启动前检查及系统投运213.4机组冷态启动冲转前操作263.5锅炉冷态上水273.6锅炉点火前操作：273.7锅炉底部加热系统的投入与解列273.8锅炉点火283.9锅炉点火后操作333.10汽轮机冲转363.11发电机并列操作443.12制粉系统投运463.13初负荷暖机后操作463.14机组升负荷463.15机组启动注意事项483.16其它状态启动504机组正常运行及维护524.1机组日常检查维护524.2机组运行方式584.3机组正常运行限额705机组停止运行745.1机组停运前的准备745.2机组停运操作745.3机组停运注意事项766机组停运后的保养786.1锅炉停运后的保养786.2汽轮机停运后的保养806.3机组冬季停运防冻措施806.4冷却水塔防冻措施817机组联锁保护及试验827.1汽轮机联锁保护827.2主要设备试验、校验要求857.3锅炉主要保护862
37.4汽轮机试验867.5锅炉试验947.6电气有关试验错误！未定义书签。7.7机组DCS控制逻辑说明(以#5机为例)998事故处理1088.1事故处理的原则及要点1088.2厂用电全部失去1088.3厂用压缩空气失去1098.4锅炉自动MFT动作1108.5锅炉手动紧急停炉1108.6锅炉故障申请停炉1118.7机组R.B1118.8水冷壁管、省煤器管、过热器管及再热器管损坏1128.9空气预热器、尾部烟道着火1138.10锅炉汽包水位异常1138.11引起炉膛爆炸的原因1148.12汽轮机紧急故障停机1158.13主、再热蒸汽参数异常1168.14汽轮机水冲击1188.15汽轮机叶片断落1198.16主机轴向位移异常1208.17汽轮机轴承温度高1208.18机组甩负荷1218.19机组振动大1228.20汽轮机胀差增大1228.21高压缸排汽温度高的检查与处理1238.22主机润滑油系统故障1238.23EHG油系统故障1248.24周波不正常1258.25发电机、变压器异常及事故处理1259附录139附录一：锅炉性能数据汇总表139锅炉性能数据表（设计煤种）139附录二：锅炉送、引、一次风机性能曲线146附录三：锅炉烟气挡板调节曲线146附录四：汽轮机启停机曲线146附录五：蒸汽压力—饱和温度对照表错误！未定义书签。213
41机组设备概况1.1锅炉设备概况内蒙古大唐托克托发电有限责任公司三期工程2×600MW汽轮发电机组，锅炉为东方锅炉（集团）股份责任公司根据引进三井·巴布科克燃烧工程技术设计制造的亚临界压力、自然循环、前后墙对冲燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、紧身封闭、全钢构架的∏型汽包炉；型号为DG2070/17.5-∏4。锅炉设计压力19.1MPa，最大连续蒸发量为2070t/h，额定蒸发量为1876.1t/h，额定蒸汽温度为541℃，设计燃料为准格尔烟煤，低位发热量17981kJ/kg。点火用油为-10轻柴油，发热量41800kJ/kg。炉膛燃烧方式为正压直吹前后墙对冲燃烧，共配有30只由三井·巴布科克设计、东方锅炉（集团）股份有限公司制造的LNASB低NOx轴向旋流式煤粉燃烧器，分三层分别布置在锅炉前后墙水冷壁上，每层各有5只LNASB燃烧器，燃烧器一次风喷口中心线层间距离为4400mm，同层燃烧器间的水平距离为3680mm，上一次风喷口中心线距屏底距离为19947mm，下一次风喷口中心线距冷灰斗拐点距离为3250mm；最外侧燃烧器与侧墙距离为2990mm，能够避免侧墙结渣及发生高温腐蚀。燃烧器的配风采用典型的MB形式，即一次风、二次风、三次风。分别通过一次风管，燃烧器内同心的二次风、三次风环形通道在燃烧的不同阶段分别送入炉膛，其中二次风为轴向可调式，旋流强度可调；三次风旋流强度不可调。燃烧器上部布置有燃尽风调风器，10只燃尽风风口分别布置在前后墙上，每面墙各五个，布置成一排。能有效地降低NOX生成。炉膛断面尺寸为20.7m×16.744m，炉膛容积为18532m3。炉膛高热负荷区域采用内螺纹管膜式水冷壁，水循环方式为自然水循环。炉膛上部布置有前、后屏式过热器、高温过热器；折烟角后部水平烟道布置有高温再热器；后竖井双烟道分别布置水平低温过热器、低温再热器和省煤器。烟道下部布置有两台豪顿华公司生产的型号为32VNT1830三分仓容克式受热面回转空气预热器。制粉系统配置6台HP1103型磨煤机，锅炉燃用设计煤种满负荷时，五台运行一台备用，燃料消耗量为291.2t/h，锅炉采用二级高能点火系统，整台炉布置25支油枪，油枪采用机械雾化喷嘴，点火枪和油枪均为可伸缩式，油枪的最大出力为25%BMCR的锅炉输入热量。锅炉炉膛风烟系统为平衡通风方式。选用两台豪顿华公司生产型号为ANN-2660/1400N的动叶可调轴流式送风机；两台成都电力机械厂生产的AN型入口静叶可调轴流式引风机。燃烧器风箱为大风箱供风。两台豪顿华公司生产型号为ANT-1938/1250N的双动叶调节轴流式一次风机。炉膛设计承压能力5.8KPa。锅炉炉底采用刮板式捞渣机，连续出渣冷灰斗的储灰容积能满足储存锅炉在100%BMCR负荷时4小时的排渣量。过热蒸汽汽温主要靠一、二级喷水减温器调整，共布置有两级四点。再热蒸汽汽温主要依靠设置在尾部分烟道底部的调节挡板装置，来调节再热器出口温度；并在冷段再热器入口导管上装设了两只事故喷水减温器。锅炉自动控制部分设计装配有炉膛安全监控系统（FSSS），整个锅炉系统的控制调节均在由西屋公司生产的DCS系统内实现。锅炉炉膛火焰电视监视装置，锅筒水位电视监视装置及吹灰程控装置等，自动化控制检测水平较高。146
5锅炉正常运行燃用设计煤种、负荷为100％BMCR时，热效率大于93.43％（按低位发热量计算）。不投油最低稳燃负荷不大于30%BMCR。锅炉在单台空气预热器工作情况下，能维持60％BMCR负荷连续运行。机组定压、滑压运行工况，在50－100％BMCR范围内，过热蒸汽及再热蒸汽维持额定汽温。1.1汽轮机设备概述内蒙古大唐托克托发电有限责任公司二期工程2×600MW汽轮机为东方汽轮机厂生产，型号为NZK600-16.7/538/538型，型式为亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式。设计额定功率为600MW，最大连续出力（T-MCR）635.6MW。汽轮机总级数为38级，高压转子有9级，其中第一级为调速级，中压转子有5级，低压转子有2×2×6级。汽轮机采用高中压缸合缸结构，两个低压缸均为为双流反向布置。本体设有内部法兰螺栓加热系统。汽轮发电机组轴系中除#1、2轴承采用可倾瓦式轴承外，其余均采用椭圆形轴承。#1--8支持轴承上瓦的X、Y向装有轴振测量装置，下瓦装有测温装置。#9轴承上瓦的X、Y向装有瓦振测量装置，推力轴承位于高中压缸和低压A缸之间的#2轴承座上，采用倾斜平面式双推力盘结构。高中压缸的膨胀死点位于#2轴承座，低压A缸、低压B缸的膨胀死点分别位于各自的中心附近。死点处的横向键限制汽缸的轴向位移。同时，在前轴承箱及两个低压缸的纵向中心线前后设有纵向键，引导汽缸沿轴向自由膨胀而限制其横向跑偏。新蒸汽由炉侧经Ф489×55mm的主蒸汽管进入机前两根Ф343×36mm的蒸汽管，然后进入两个高压主汽门和四个高压调速汽门，进入高压缸。做完功的蒸汽通过高压缸后经两根Ф863.6×18mm排汽管后汇流到一根Ф1066.8×22.2mm的蒸汽管导向锅炉再热器，再热热段蒸汽经Ф953×42mm的蒸汽管进入中压缸前两根Ф705×32mm蒸汽管，然后通过两个中联门进入中压缸，中压缸做功后的蒸汽沿导汽管直接进入两个低压缸做功。汽轮机共有七段非调整抽汽，分别供给三台高压加热器、一台除氧器、三台低压加热器（#7低加为内置式）。汽轮机给水系统设计有2台50%容量的汽动变速给水泵和一台30%容量的电动变速给水泵作为启动和备用。小机设计有高低压两路汽源，自动外切换，并可采用辅汽冲转。小机排汽至小机凝汽器。汽轮机盘车装设在低压缸后部#6、#7轴承盖上，保证转子转动速度1.5rpm，以便汽轮机启动和停机时均匀加热和冷却汽轮机转子。主机控制油系统采用高压抗燃油，与润滑油系统完全分开，提高了调速系统动作的快速性、可靠性、灵活性。机组设计为中压缸启动方式，也可用高压缸启动方式。旁路系统采用二级串联电动旁路，容量为40%BMCR。1.2146
6电气系统概况1.1.1电气主接线我厂三期工程与电网是通过500kV线路相连接的，500kV系统三期共有两回出线，即：500kV/220kV#2联变、托源四线，托源四线终点是河北霸州变电站，中间在浑源设有一开关站；500kV/220kV#2联变220kV侧至厂内220kV变电站，此变电站主要做为机组启动及备用电源。正常情况下，500kV系统合环运行，接线方式为3/2接线，一期二期三期共安装六个完整串，每条出线线路装设三个单相电抗器和一个中性点小电抗器；共十八个断路器，两条母线。1.1.2厂用电系统高压厂用电采用6kV一级电压，每台机组设1台高厂变，两台机组设1台高备变；每台机组设2段6kV工作母线。两台机组设2段6kV公用母线。厂用电系统主要有6kV、380/220V和直流220V、直流110V等系统，机组正常运行厂用电源由高厂变供电，在机组启、停及事故情况下时由220kV系统经高备变供厂用电源。两台机组的厂用电相对独立，正常运行方式应减少两台机组厂用电系统的联系。三期公用负荷如输煤、厂外输灰等电源由6kV公用带。其中，汽机变、锅炉变、公用变、保安变为中性点经电阻接地系统（三相三线制），其他变压器均为中性点直接接地系统（三相四线制）。厂用直流系统有110V、220V两个电压等级，220V系统三期共有两段母线、110V系统每台机各两段母线，每段母线上分别连接蓄电池组，220V系统为2×104瓶蓄电池、110V系统为2×2×(2×53)瓶蓄电池。厂用直流110V、220V两个系统的母线分别有各自独立的浮充电装置和备用浮充电装置。为了监督直流系统的电压及绝缘水平，每段直流母线上均连接有电压监察装置和绝缘监察装置。为保证直流母线的供电可靠性，防止因自身的蓄电池异常运行状况而影响供电，设有备用供电网络，通过切换，蓄电池能互相备用。直流系统配用的蓄电池为UXL330-2(两组并联)型和UXL1660-2型固定型防酸密闭式铅酸蓄电池。三期事故保安电源取自燕山营变电所10kV母线经变压器变为380V供保安PC段，作为厂用380V系统的紧急备用电源，即在机组厂用交流电源全部消失后保证机组安全停机。1.1.3发电机概述发电机为三相隐极式同步交流发电机，型号为QFSN-600－2－22B。采用静止可控硅，机端自励的励磁方式。结构为全封闭、自通风、强制润滑、水/氢/氢冷却、圆筒型转子。定子绕组为直接水冷，定、转子铁芯及转子绕组为氢气冷却。密封油系统采用单流环式密封瓦，定子绕组的冷却水由内冷水泵强制循环，进出水汇流管分别装在机座内的励端和汽端，并通过定子冷却水冷却器进行冷却。氢气则利用装在转子两端护环外侧的单级浆式风扇进行强制循环，“气隙取气、一斗两路、径向斜流、五进六出”，并通过两组（四台）氢冷器进行冷却。发电机定子铁芯采用高导磁和低磁损耗的扇形绝缘硅钢片制造，采用合适的弹簧棒支撑，有效的隔离来自铁芯径向的振动。定子线圈的绝缘采用云母F级的材料。发电机端盖内装有单流环式油密封，以防止氢气从定子机壳内逸出。1.1.4发电机励磁系统146
7励磁系统采用ABB自并励静止可控硅整流系统，励磁电源直接取自发电机出口，设有励磁变，启励电源取自本机交流经整流后供给转子。励磁变出来的交流电经可控硅整流、经自动电压调节器控制后转变为直流，通过电刷和滑环接触装置而引入到转子上并通过导电杆直接供发电机的转子绕组，导电杆装于转轴中心孔中。发电机励磁系统及控制系统包括：励磁变压器、三相全控桥式整流装置、发电机转子、灭磁及转子过压保护装置、启励装置、微机励磁调节器及独立的手动控制装置组成。自动电压调节器的调压范围，当发电机空载时能在70％～110％额定电压范围内稳定平滑调节，手动调节范围为不大于10％空载励磁电流到110％额定励磁电流值。发电机励磁系统负载顶值电压倍数为：2倍，励磁时间：20秒。励磁系统主要装置1、启励装置在转子转速达到允许投励磁转速后，允许投入启励装置开始励磁。如启励时定子电压较低在升压初始时期，由启励电源供给转子直流电。在定子出线电压达到空载额定电压的10%时，自动切除启励装置，此后，转子可以通过机端的输出直接获得所需的励磁电源。2、灭磁装置采用逆变灭磁和直流侧励磁开关灭磁两种方式，灭磁装置在发电机正常或故障的情况下都能够可靠动作灭磁。灭磁电路由励磁断路器-Q02，灭磁电阻器-R02和CROWBAR(消弧电路)可控硅-F02，加上相关的触发电子线路组成。收到跳闸命令，可控硅换流器逆变运行、Q02切断、触发可控硅消弧电路并上灭磁电阻器，同时进行灭磁。3、励磁调节系统发电机的励磁调节器控制，可以选择集控室远方控制，也可以选择励磁调节器就地控制。励磁调节器是双通道全冗余系统，每个通道功能齐全，配置有“自动”、“手动”、“紧急备用”调节模块。正常时，一个通道进行调节控制，另一个通道自动跟踪，当工作通道出现故障，备用通道能无扰动的自动切换。每一个通道中包含有MUB测量模块，COB控制模块，EGC紧急备用通道模块。通道产生的调节信号通过CIN可控硅界面卡和GDI可控硅最终放大卡驱动可控硅桥动作，产生所需要的励磁电流。调节器的主要功能如下a)自动电压调节功能b)励磁电流调节功能(FCR方式)c)具有时间可调的软启动功能d)运行通道和备用通道之间的自动跟踪功能e)自动和手动的双向自动跟踪功能f)恒无功或恒功率因数的控制功能（不采用）g)PSS电力系统稳定器功能h)可调的有功、无功补偿功能励磁系统限制及保护功能a)励磁电流限制：带瞬时和反时限延时动作特性；b)低励限制：基于P/Q图，瞬时反应；146
8c)定子电流限制：过励时为反时限延时动作，欠励时为瞬时动作；d)磁通饱和限制(V/HZ限制)；e)保护/监控：定、转子过电流保护、V/HZ保护、失磁保护监控、PT-故障监控、可控硅快熔监控、单个可控硅通道监控、励磁变压器温度、起励时间监测等。1.1.1变压器概述我厂三期工程共装有下列变压器#5、#6主变为3×250000kVA单相变压器。#5、#6高压厂用工作变为63000kVA三绕组分裂式变压器。#4高压厂用备用变63000kVA三绕组分裂式变压器。其中高备变为有载调压变压器。#5、#6励磁变为3×2000kVA单相树脂浇注干式变压器。低压干式变压器2500kVA的有：6台电除尘变。低压干式变压器2000kVA的有：4台汽轮机变、2台公用变。低压干式变压器1600kVA的有：4台锅炉变、2台保安变。低压干式变压器1000kVA的有：2台除灰变。低压干式变压器800kVA的有：2台照明变。低压干式变压器630kVA的有：2台检修变以上变压器除主变压器、高压厂变、高压厂用备用变屋外布置外，其余均布置在配电室内。输煤低压干式变压器1000kVA阻抗电压6%b.卸煤低压干式变压器1250kVA阻抗电压6%c.除灰低压干式变压器800kVA阻抗电压6%d.网控低压干式变压器800kVA阻抗电压6%e.空冷低压干式变压器1800kVA阻抗电压8%f.#4转运站干式变压器630kVA阻抗电压4%g.#6转运站干式变压器800kVA阻抗电压4%h.#7转运站干式变压器1000kVA阻抗电压4%2146
9机组设备规范1.1锅炉设备规范和燃料特性1.1.1锅炉设备规范名称单位设计煤种校核煤种BMCRTHA滑压高加切除BMCR75%THA50%THA30%BMCR主汽流量t/h20701876136390662116532070主汽压力MPa17.617.4314.399.67.6217.2717.6主汽温度℃541541541541541541541给水温度℃283.5277.1258.1235.9216.6189.6283.5再热汽流量t/h17681612119380856116391768再热汽入口压力MPa4.163.812.831.931.353.974.16再热汽出口压力MPa3.983.652.711.851.293.813.98再热汽进口温度℃333324.1315.3322.7324.5333.5333再热汽出口温度℃541541541541496541541减温水温度℃190.3186.3173.7158.7145.9189.6190.3一级减温水流量t/h61.658.030.222.01.1220.379.2二级减温水流量t/h19.819.819.825.66.119.819.8再热器喷水量t/h0000000总燃煤量t/h315.5291.2221.2154.6105.4297.7353.2出口烟气量t/h2660.32461.21892.51540.71149.22515.42714.5总风量t/h2341.62147.51658.11366.31077.32233.42344.8炉膛出口烟温℃982954860743633959980排烟温度℃119.3116.6109.9105.696.4113.7123.2投运磨煤机台数台5543255过量空气系数1.181.181.181.371.461.181.18热效率（低热值）%94.2494.3694.6194.2194.4794.5392.961.1.2燃料特性1.1.2.1燃煤特性项目符号单位设计煤种校核煤种Ⅰ校核煤种Ⅱ工业分析收到基全水份Mar％13.2511.7314.30空气干燥基水份Mad％3.845.508.94干燥无灰基挥发份Vdaf％383034.15收到基灰份Aar％26305.35收到基低位发热量Qnet.arKJ/Kg179811630824600元素分析碳Car％47.6243.8465.64146
10氢Har％3.013.003.59氧Oar％8.7710.0810.21氮Nar％0.880.880.79硫St,ar％0.470.470.12可磨系数HGI/5757621.1.1.1燃油特性项目单位锅炉点火及低负荷助燃用油－10号轻柴油密度（20℃）Kg/m3832.4运动粘度（20℃）m2/s3.0～8.0×10－6闪点℃﹥65凝点℃不高于－10炭（残留）％0.3硫％＜0.5灰份％＜0.01水份痕迹低位发热量KJ/Kg～418001.1.2灰渣特性序号项目符号单位参数设计煤种校核煤种1校核煤种21变形温度DT℃＞1250＞125011002软化温度ST℃＞1400＞140011703熔化温度FT℃11804二氧化硅SiO2%40.7540.7535.815三氧化二铁Fe2O3%4.732.695.596三氧化二铝Al2O3%47.2648.2015.247氧化钙CaO%0.891.3726.598氧化镁MgO%0.200.325.959三氧化硫SO3%1.061.845.5410氧化钠Na2O%0.330.330.4711氧化钾K2O%0.390.390.3812二氧化钛TiO2%1.841.561.1713其他%2.552.553.261.1.3燃烧设备项目单位设计数据炉膛容积m318532宽度m20.7深度m16.744炉顶标高m82.1容积热负荷kw/m384.5截面热负荷Mw/m24.519煤燃烧器型号LNASB146
11二次风风温℃327二次风速m/s19.2一次风率％21.7一次风速m/s19.2一次风粉温度℃70油燃烧器油枪喷嘴型式简单机械雾化式额定出力t/h1.310油枪入口油压MPa2.7油枪数目只三层25只总热功率设计25%MCR压缩空气压力MPa0.4～0.6吹扫蒸汽温度℃200-250吹扫蒸汽压力MPa0.785-1.27高能点火器型号XDH—Ⅱ生产厂家徐州能源控制公司数量只25火花频率次/秒10～15输入电压v～220输出电压kv2.51.1.1锅炉汽水品质项目单位参数项目单位参数给水PH值（25℃） 8.8-9.3炉水PH值(25℃)9～10电导率us/cm≤0.3总含盐量mg/l≤20二氧化硅ug/l≤20二氧化硅mg/l≤0.25固形物总量ug/l氯离子mg/l≤1.0硬度umol/l～0磷酸根mg/l0.5～3溶氧ug/l≤7蒸汽二氧化硅ug/kg≤20铁Ug/l≤20钠ug/kg≤10铜Ug/l≤5铁ug/kg≤20油Mg/l≤0.3铜ug/kg≤5联氨Ug/l≤10-50导电率us/cm≤0.31.1.2炉受热面有关技术规范名称项目单位设计数据汽包筒身长度mm24733全长mm26983内径mm1800壁厚mm145材质DIWA353分离器数量只218分离器出力吨9.5正常水位线汽包中心线上51mm146
12水容积吨66下降水管管径mmФ609.6×60材质SA-106C省煤器管径mmФ51×6节距mm115(前烟道)147(后烟道)材质SA-210C省煤器吊挂管管径Ф51×10材质SA-210C水冷壁型式膜式水循环回路个28数量根812根外径×壁厚mmФ66.7×8节距mm92(横向)材质SA-210C后包墙管顶部及前后管径mmФ44.5×4.5材质SA-210C两侧包墙管管径mmФ63.5×8节距mm115(横向)材质SA-210C顶棚管管径mmФ63.5×6.5节距mm115(横向)材质15CrMoG一级过热器管径mmФ57×7节距mm115材质SA-210C15CrMoG12CrLMoVG屏式过热器管径mmФ38×6材质SA213T9112Cr1MoVG节距mm1265(横向)二级过热器管径mmФ44.5×7材质SA-213T91节距mm690(入口管组)575(出口管组)末级过热器出口管管径mmФ450×47材质SA335P91再热器（水平段）管径mmФ65.5×5/6数量根890材质SA-210C15CrMoG节距mm115再热器（垂直段）管径mmФ57×4.5材质12Cr1MoVG节距mm230高温再热器管管径mmФ57×4.5/5.5材质12Cr1MoVGSA-213T91SA-213TP304H1.1146
13汽轮机主机设备规范1.1.1汽轮机本体主要技术规范序号名称有关参数1机组型号NZK600-16.7/538/538型2机组型式亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式3功率额定：600MW；TMCR：635.6MW；VWO：650.8MW4转速3000rpm5转向逆时针（从汽轮机端向发电机端看）6通流级数（共38级）高压缸：1个单列调速级＋8个压力级中压缸：5个压力级低压缸：4×6个压力级（两个双流低压缸）7末级叶片高度661mm8配汽方式复合调节（部分进汽+全周进汽）9给水回热级数3级高加＋1级除氧器＋3级低加10给水温度275.9℃11额定功率主蒸汽流量1876110Kg/h12额定功率再热蒸汽流量1612304Kg/h13额定排汽平均背压13.8Kpa14额定工况下保证热耗值8164KJ/KWh15允许长期连续运行周波变化范围48.5～50.5Hz16盘车转速1.5rpm17汽轮机总长26.03m18汽轮机中心线距运行层标高760mm1.1.2主要设计参数序号名称额定工况VWO工况1主蒸汽（高压主汽门前）压力（MPa）16.6716.67温度（℃）538538流量（t/h）1876.120702冷段蒸汽（高压缸排汽）压力（MPa）3.864.22温度（℃）325.4334.53再热蒸汽（中压缸进汽）压力（MPa）3.473.80温度（℃）538538流量（t/h）1612.31768.24中压缸排汽压力（MPa）1.101.20温度（℃）368.5367.7流量（t/h）1375.91501.25低压缸排汽压力（KPa）13.813.8流量（t/h）1170.21267.81.1.3各级抽汽参数146
14抽汽级数抽汽点抽汽压力(MPa)抽汽温度(℃)抽汽量(t/h)额定最大额定最大额定最大1第6级6.186.80389.8400.9133.8154.82第9级3.864.22325.4334.5115.6131.23第11级2.252.46472.3471.981.492.04第14级1.111.21368.5367.7165.8(62.9)186.9(71.4)5第16级0.4120.449246.6245.851.858.16第17级0.2250.245181.0180.151.657.77第18级0.1120.121113.8113.0103.1118.5注：4抽抽汽量栏中，前一项为四抽抽汽量，后一项为小机耗汽量。1.1.1旁路系统设计参数名称入口设计压力入口温度出口压力出口温度最大流量减温水工作压力减温水温度减温水最大流量单位(MPag)(℃)(MPag)(℃)(t/h)(MPag)(℃)(t/h)高旁16.75384.22334.582818.9189126.7低旁3.8025380.8180955.733.2449.33701.1.2汽轮发电机组转子临界转速(单位：r/min)轴段名称设计一阶临界转速设计二阶临界转速#5机实测临界转速#6机实测临界转速轴系单轴轴系轴系高中压转子16961650>4000>4000一瓦1660二瓦1680一瓦1590二瓦1620低压转子A17481778>4000>4000三瓦1858四瓦1950三瓦1120四瓦1960低压转子B17691704>4000>4000五瓦2050六瓦1000五瓦1780六瓦1100发电机转子98293126702695七瓦850八瓦1010七瓦1100八瓦1050146
15电气设备规范1.1.1发电机规范项目单位设计数据机组号#5、6发电机型式三相交流隐极式同步发电机型号QFSN-600-2-22B冷却方式水氢氢最大连续容量MVA728最大连续功率MW655.2额定容量MVA667额定有功功率MW600额定无功功率MVar290额定功率因数0.9（滞后）额定定子电压kV22额定定子电流A17495空载励磁电压V151空载励磁电流A1798.4额定励磁电压V400.1额定励磁电流A4387.34额定效率（计算值）%98.95额定频率Hz50额定转速r/min3000极数2相数相3定子绕组连接方式Y-Y定子绕组出线端子数6绝缘等级（定子、转子绕组、定子铁芯）F级(温度按B级考核)定子槽数42转子槽数32定子每相串联匝数7定子绕组每相直流电阻(15℃)Ω0.0015转子绕组直流电阻(15℃)Ω0.0067715定子绕组线负荷A/cm1782.75短路比0.6034发电机负序承载能力%I2/IN：8s(I2/IN)2·t：10S定子绕组每相对地电容CphμF0.2转子绕组电感LFH0.5209发电机临界转速（一阶/二阶）r/min982/2671横轴同步电抗Xd（非饱和值/饱和值）%189.29/189.29横轴瞬变电抗Xd′（非饱和值/饱和值）%27.51/24.21横轴超瞬变电抗Xd″（非饱和值/饱和值）%19.85/18.26146
16纵轴同步电抗Xq（非饱和值/饱和值）%189.29/189.29纵轴瞬变电抗Xq′（非饱和值/饱和值）%27.51/24.21纵轴超瞬变电抗Xq″（非饱和值/饱和值）%19.85/18.26零序电抗X0（非饱和值/饱和值）%9.27/8.81负序电抗X2（非饱和值/饱和值）%22.23/20.45灭磁时间常数s3.357转子机械惯性时间常数s1.562定子开路转子绕组时间常数Td0s8.446定子三相短路瞬变分量时间常数Td3′s1.0805定子二相短路瞬变分量时间常数Td2′s1.7987定子一相短路瞬变分量时间常数Td1′s2.0669定子三相、二相、一相短路电流超瞬变时间常数Td″s0.135定子三相、二相短路电流非周期时间常数Ta3s0.25415定子单相短路非周期分量时间常数Ta1s0.20597发电机噪声水平(距机座1m，高度为1.2m)dB(A)≤85额定氢压Mpa0.414冷氢温度（入口）℃35-46氢气露点℃-14～-2.5氢气纯度%≥95漏氢m3/d12定子绕组进口水温℃40-50定子绕组含出线充水容积m30.5发电机充氢容积m3117定子绕组及出线水温度℃≤85(埋置检温计)定子铁芯温度℃≤120(埋置检温计)转子线圈温度℃≤115（用电阻）定子端部结构件温度℃≤120(埋置检温计)定子绕组层间温度℃≤120(埋置检温计)定子绕组层间温度差(最高值-平均值)℃≤12集电环温度℃≤120(温度计)氢气冷却容量当一台冷却器停用时发电机至少可以在80%额定工况下运行而无过热发电机总重量T465转子重量T67.5制造厂家东方电机股份有限公司1.1.1励磁系统及其它规范1.1.1.1励磁变规范项目数据项目数据型号DCB9-2000/22/调压方式无励磁调压额定容量3×2000KVA额定电流158/2597A×146
17额定电压22000/±2×2.5%/770V接线方式Yd11相数单相频率50Hz冷却方式AN阻抗电压7.67%绝缘等级F生产厂家顺德特种变压器厂绝缘水平LI125AC50/LIOAC5温升限值95K空载电流0.184%1.1.1.1励磁调节器规范项目数据项目数据额定励磁电压385V最大环境温度40℃额定连续励磁电流4901A可控硅总只数6×6最高励磁电压1060V可控硅型号ABB-HUEL412322最高励磁电流11400A（10秒）变换器有效直流电流9100A励磁系统的额定电压520V相应时间20mS制造：瑞士ABB1.1.1.2灭磁开关（单极直流断路器）规范项目数据项目数据型号HPB60M-81S额定电流6000A起弧电压1900V最大断流容量90000A制造：瑞士ABB项目数据项目数据型号DC-60/22额定容量60KVA频率50Hz冷却方式自然风冷绝缘等级F一次额定电流2.73A短路电抗5.9二次额定电流260.9A二次额定电压230V制造厂江苏昆山特种变压器厂1.1.1.3发电机中性点接地变压器及电阻柜：1.1.1.4发电机出口电压互感器项目数据项目数据型号JDZx3-20绝缘等级E变比22/√3／0.1/√3／0.1/√3/0.1/3KV容量20：50：50VA制造厂沈阳互感器厂2.3.3主变压器技术规范项目数据项目数据型号DFP-250000/500调压方式无载调压KKS码5OBAT03(6OBAT03)冷却方式ODAN额定容量250000KVA额定电流787.3A/11363.6A额定电压550//22kV接线方式YNd11相数单相频率50HZ总油量36.2T负载损耗388.2KW空载电流0.092%空载损耗103.2kW146
18短路阻抗13.1%制造日期2003.7绝缘水平SI1175LI1550AC680-LI400AC200/LI200AC85变压器油牌号DB-45生产厂家保定天威保变电气股分有限公司主变采用4组250KW风冷却器，其中1组备用。套管式电流互感器技术性能数据互感器型号电流比A/A准确级负荷VA接线端子标志HVLR-5001000/50.5151E1-1E2LR-5001250/10.2S251S1-1S2LRB-5001250/15P30302S1-2S2LRB-5001250/15P30303S1-3S2LRB-5001250/15P30304S1-4S2中性点LRB-1101250/15P30305S1-5S2LRB-1101250/15P30306S1-6S2主变高压侧分接头分接%电压V电流A分接联接分接位置额定550000/787．3A1-A31-2.5537500/805．6A3-A42-5.0525000/824．8A4-A532.3.4高压厂用变压器技术规范项目数据项目数据型号SFZ-63000/31500－31500调压方式有载调压KKS码3OBBT01(4OBBT01)中性点电阻12.12Ω，6.3/√3,300A,10S额定容量63/31.5－31.5MVA额定电流1653.3A/2886.8A-2886.8A额定电压22±8×1.25%/6.3-6.3kV接线方式D,yn1-yn1相数3相频率50HZ上层油温升限值52℃线圈温升限值62℃变压器油牌号＃45最高环境温度42.4℃空载电流0.052%空载损耗23.8kW绝缘水平LI125AC60/LI75AC35/LI75AC35－LI75AC35冷却方式ONAN制造日期2003.9总油量25.6T生产厂家西门子变压器有限公司运行方式负载损耗63000kVA时阻抗电压%容量kVA损耗kW高压-低压I、II63000237.48.59高压-低压I3150083.321.35高压-低压II31500110.821.77低Ⅰ－低Ⅱ31500150.851.99有载分接开关型号3*MⅠ1200-72.5/B–10193W每级转换手柄操作转数33146
19额定电流1200AUm72.5kV#3、#4高厂变分接头参数低压I低压II容量KVA电压V电流A容量kVA电压V电流A3150063002886.83150063002886.8高压分接位置电压V电流A分接位置极性转换位置+10242001503.012+1+8.75239251520.3112+7.5236501538.0103+6.25233751556.194+5231001574.685+3.75228251593.676+2.5225501613.067+1.25222751632.958额定220001653.343129a9b9c-1.25217251674.211-10-2.5214501695.71011-3.75211701717.7912-5209001740.3813-6.25206251763.5714-7.5203501787.4615-8.75200751811.9516-10198001837.0417套管式电流互感器技术性能数据互感器型号电流比A/A准确级负荷VA接线端子标志HVLR-222500/50.530S1-S2LR-222000/2AIR15S1-S2LRB-222500/510P2050S1-S2LRB-225000/1TPY10S1-S201，02LRB-6.5200/510P1050S1-S22.3.5#4高备变技术规范项目数据项目数据型号SFZ-63000/220调压方式有载调压KKS码OOBCT05中性点电阻12.12Ω，6.3/√3,300A,10S额定容量63/37-37/21MVA额定电流165.0A/3390.8A-3390.8A额定电压220±8×1.25%/6.3-6.3kV接线方式YN,yn0-yn0+d11相数3相频率50HZ变压器油牌号＃45最高环境温度42.4℃146
20空载电流0.068%空载损耗35.3kW绝缘水平LI950AC395-LI400AC200/LI75AC35－LI75AC35/LI75AC35－LI75AC35/LI60AC28冷却方式ONAN制造日期2005.1总油量39.2T生产厂家西门子变压器有限公司运行方式负载损耗额定时阻抗电压%容量kVA损耗kW高压-低压I、II63000268.810.48高压-低压I37000144.823.7高压-低压II37000157.523.93低Ⅰ－低Ⅱ37000243.754.15有载分接开关型号MⅢ350y-123/C-10193W每级转换手柄操作转数33额定电流350AUm123kV#4高备变分接头参数低压I低压II容量KVA电压V电流A容量kVA电压V电流A3700063003390.83700063003390.8平衡绕组容量KVA电压V电流A2100063001939.4高压分接位置电压V电流A分接位置极性转换位置+10242000150.312+1+8.75239250152.1112+7.5236500153.8103+6.25233750155.694+5231000157.585+3.75228250159.476+2.5225500161.467+1.25222750163.458额定220000165.443129a9b9c-1.25217250167.511-10-2.5214500169.71011-3.75211700171.9912-5209000174.1813-6.25206250176.5714-7.5203500178.9615146
21-8.75200750181.3516-10198000183.7417套管式电流互感器技术性能数据互感器型号电流比A/A准确级负荷VA接线端子标志HVLRB-2201250/55P40S1-S22500/55P40S1-S3LRB-2201250/55P40S1-S22500/55P40S1-S3LRB-220200/55P40S1-S2LRB-220200/55P40S1-S2LR-220200/2ATR15S1-S2HV.0LRB-110300/510P40S1-S2HV.0LRB-110300/510P40S1-S201，02LRB-6.5300/510P40S1-S21146
22机组启动1.1启动规定及条件1.1.1启动规定1.1.1.1机组大修后启动，应由总工程师主持，发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。1.1.1.2机组小修后启动，应由总工程师或发电部部长主持，发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。1.1.1.3机组正常启动由值长统一指挥并主持集控人员按规程启动，发电部主管负责现场技术监督和技术指导。1.1.1.4机组大小修后启动前应检查有关设备、系统变动、竣工报告以及油质合格报告齐全。1.1.1.5确认机组检修工作全部结束，工作票全部收回，现场卫生符合标准，有关检修临时工作平台拆除，冷态验收合格。1.1.1.6机组大小修后由设备部负责统一协调安排、发电部配合做各阀门传动试验。1.1.1.7联系热工人员做好有关设备、系统联锁及保护试验工作，并做记录。1.1.1.8准备好开机前各类记录表单及振动表、听针等工器具。1.1.1.9所有液位计明亮清洁，各有关压力表、流量表及保护仪表信号一次门全部开启。1.1.1.10联系热工人员将主控所有热工仪表、信号、保护装置送电。1.1.1.11检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。1.1.1.12所有电动门，调整门，调节档板送电，显示状态与实际相符合。1.1.1.13确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电。1.1.1.14检查确认锅炉各部件能自由膨胀，膨胀指示器应完整，并记录原始值。1.1.1.15厂区消防系统投入正常，锅炉燃油及制粉系统消防设施齐全可靠。1.1.2机组禁止启动条件1.1.2.1影响机组启动的安装、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。1.1.2.2机组主要联锁保护功能试验不合格，保护动作值不符合规定。1.1.2.3机组任一安全保护装置失灵。1.1.2.4机组主要调节装置失灵。1.1.2.5基地式调节装置失灵，影响机组启动。1.1.2.6机组主要检测仪表监视功能失去，影响机组启动；或机组主要监测参数超过极限值。1.1.2.7锅炉汽包水位计两侧均故障不能投运。1.1.2.8机组仪表及保护电源失去。1.1.2.9厂用仪表压缩空气系统工作不正常。1.1.2.10汽水品质不符合要求。1.1.2.11DEH、FSSS、CCS控制装置工作不正常，影响机组启动或正常运行。1.1.2.12汽轮机高中压主汽门及调门、抽汽逆止门、高排逆止门之一卡涩不能关闭严密，VV阀或BDV阀动作不正常。1.1.2.13交流润滑油泵（TOP）、启动油泵（MSP）、直流润滑油泵（EOP）、EHG146
23油泵任一故障。1.1.1.1主机转子偏心度大于原始值的110％。1.1.1.2盘车时汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声。1.1.1.3汽轮机润滑油油箱油位低于极限值或油质不合格。1.1.1.4EHG油箱油位低或油质不合格。1.1.1.5汽轮机高、中压缸上下缸温差超过35℃，高中压外缸上下缸温差超过50℃。1.1.1.6主机危急保安器动作不正常。1.1.1.7发电机定子冷却水系统有故障或水质不合格。1.1.1.8发电机氢冷系统故障或氢气纯度、湿度不合格。1.1.1.9密封油系统故障。1.1.1.10发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。1.1.2机组启动方式选择1.1.2.1锅炉、汽轮机均处于冷态时，机组按照冷态启动方式启动。1.1.2.2锅炉、汽轮机均处于热态时，机组按照热态启动方式启动。1.1.2.3锅炉处于冷态而汽轮机处于热态时，机组用冷态启动方式选择升压率、升温率。机组的冲转时间、初负荷暖机时间按照热态启动方式选择。1.2机组启动前试验1.2.1试验总则1.2.1.1机组大小修后，必须先进行主辅设备的保护、联锁试验，试验合格后才允许设备试转和投入运行。1.2.1.2进行各项试验时，要根据试验措施要求，严格按规定执行。1.2.1.3设备系统检修、保护和联锁的元器件及回路检修时，必须进行相应的试验且合格，其它保护联锁只进行投停检查。1.2.1.4有近控、远控的电动门、气动门、伺服机构，远控、近控都要试验，并记录开、关时间。对已投入运行的系统及承受压力的电动门、调节门不可试验。1.2.1.5设备试验方法分静态、动态两种：静态试验时，6KV以上辅机仅送试验电源，400V低压电源均送上动力电源；动态试验时，操作、动力电源均送上。动态试验必需在静态试验合格后方可进行。1.2.1.6机组、设备联锁保护试验前，热工人员需强制满足有关条件。进行设备联锁试验前，应先进行就地及集控室手动启停试验并确认合格。试验后应恢复强制条件，并可靠投入相应的保护联锁，不得随意改动，否则应经过规定的审批手续。1.2.1.7各联锁、保护试验动作及声光报警应正常，各灯光指示、画面状态显示正确。1.2.1.8机组正常运行中的定期试验，应选择机组运行稳定时进行，并严格按操作票执行。运行中设备的试验，应做好局部隔离措施，不得影响运行设备的安全。对于试验中可能造成的后果，应做好事故预想。1.2.1.9试验结束，做好系统及设备的恢复工作，校核保护值正确，分析试验结果，做好详细记录。146
241.1.1.1试验结束后，各设备应停动力电源。不停电应做好防误启措施，需启动的设备开关应切至“远方”位置。1.1.1.2设备试验由值长或单元长协调，检修人员参与，运行人员操作，有关人员在场。1.1.2机组启动前试验项目1.1.2.1电动门、气动门传动试验。1.1.2.2转动设备静态试验。1.1.2.3各转动设备的低水压、低油压试验。1.1.2.4热工保护试验。1.1.2.5炉、机、电大联锁联动试验。1.1.2.6配合继电保护班做机组的保护传动试验。1.1.2.7配合继电保护班做励磁回路的保护联锁试验。1.1.2.8核对励磁系统的一次回路极性正确（新投运或大修后）。1.1.2.9试验报警光字牌。1.2机组启动前检查及系统投运1.2.1检修后的检查验收1.2.1.1机组大、小修后，有关设备系统的更改应有设备变更报告。1.2.1.2运行人员应在各系统、设备试运转时参加验收工作，在验收时应对设备进行详细的检查，完成验收工作后，方可办理工作票终结手续，并作好记录。1.2.1.3在验收中发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，应及时向有关部门提出。设备缺陷在投运之前必须消除，并将缺陷情况输入缺陷管理微机备案。1.2.1.4为检修工作而采取的临时设施应拆除，原设施已恢复。现场整洁，各通道畅通无阻，栏杆完整，照明良好，保温齐全，各支吊架完整牢固。1.2.1.5机组本体部分、各辅助系统、设备完整，设备内部无杂物。1.2.1.6管道阀门连接良好，阀门开、关灵活，手轮完整，标示牌齐全，并有符合《电力工业技术管理法规》所规定的漆色及流向标志。1.2.1.7当机组大修后或受热面泄漏较大面积更换完毕后，需安排锅炉水压试验。1.2.1.8集控室控制盘、就地控制盘、柜等齐全完整，各指示灯指示正确，可以投用；声光报警装置完好。各操作盘上的仪表、键盘、操作手柄、按钮等完整好用；CRT显示器清晰，室内有可靠的事故照明。1.2.2机组启动前有关规定1.2.2.1影响机组启动的所有检修工作已结束，工作票已按有关规定终结完毕。安全措施拆除，运行人员对设备检修及设备改进情况已掌握清楚。1.2.2.2楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物。1.2.2.3各处临时栅栏、标示牌及各种管道上的临时堵板已拆除。1.2.2.4所有系统连接完好，各种管道支吊架牢固，设备、管道保温完整。1.2.2.5厂房内外各处照明良好，事故照明系统正常，随时可以投运。1.2.2.6厂区消防系统投入正常，锅炉燃油及制粉系统消防设施齐全可靠。146
251.1.1.1厂房内通讯系统正常，各岗位通讯联系畅通。1.1.1.2机组启动专用工具、仪器、仪表及各种记录表纸、启动用操作票等已准备齐全，人员已安排好。1.1.1.3集控室和就地各控制盘、柜完整，各种指示记录仪表、报警装置、操作控制开关完整好用。1.1.1.4各主、辅设备联锁、保护试验已完成并合格且正常投入。各电动、气动阀门已调试完毕，开关方向正确。检修后的辅机已分部试运正常。1.1.1.5各种有关的操作电源、控制电源、仪表电源等均应送上且正常。1.1.1.6所有就地测量装置一、二次门开启，表计指示正确。1.1.1.7基地式调节装置调试完毕，确定设定值正确并投入自动。1.1.1.8检查确认锅炉各部件能自由膨胀，膨胀指示器应完整，并记录原始值。1.1.1.9所有的吹灰器和锅炉烟温探针均应退出炉外。1.1.1.10各层燃烧器及燃尽风燃烧器内、外二次风调节挡板角度调整完毕。1.1.1.11所有油枪已清理干净，油枪雾化器、高能点火器完好，油枪进/退正常；1.1.1.12检查炉底水封系统，电除尘及灰渣系统具备投运条件；1.1.1.13除盐水量、燃油储存量能满足机组启动需要；1.1.1.14输煤系统具备投运条件，各煤仓煤位正常。1.1.1.15DCS、DAS、DEH、MEH、TSI、FSSS及旁路等控制、监视系统投入正常；CRT上各参数指示正确。1.1.1.16汽轮机高中压主汽门、调门及其控制执行机构正常。1.1.1.17新装或大修后的发电机启动前应审查试验报告及验收单等齐全合格，启动措施无误，检修工作人员撤离现场。1.1.1.18发电机及其附属设备的全部工作票结束,拆除所有的接地短路线和临时安全措施,恢复警告牌、标示牌及常设遮栏。1.1.1.19发电机一次系统检修后或停机备用超过120h，开机前应测量定子回路的绝缘电阻，转子回路、励磁系统及轴承的绝缘电阻。1.1.1.19.1发电机定子回路的绝缘测量使用2500V的摇表或水内冷绝缘测试仪、发电机转子回路测量绝缘使用500V或1000V的摇表。1.1.1.19.2测量发电机定子绝缘时，发电机中性点接地刀闸须断开，发电机出口电压互感器停电。1.1.1.19.3发电机定子回路绝缘：在干燥状态接近工作温度时测量，使用2500V的摇表测量不小于3兆欧。在不同的条件下测得的绝缘电阻值应换算至前一次相同条件下的测量值，其值不得低于前一次的1/3～1/5倍1.1.1.19.4发电机转子回路绝缘电阻值用500V摇表测量在室温下不小于1MΩ，发电机轴承的绝缘电阻用1000V摇表测量，不低于1MΩ。如测量的绝缘电阻值低于上述允许值，而无法恢复时汇报总工程师。1.1.1.20确认发电机以及各种辅助设备的绝缘合格1.1.1.21大修后的发电机启动前还应具备下列条件146
261.1.1.1.1绝缘试验合格，气密性试验、水压试验合格。1.1.1.1.2有设备变更的图纸资料。1.1.1.1.3设备标志齐全。1.1.2变压器投运前的试验及投运条件1.1.2.1变压器投运前的试验1.1.2.1.1变压器各侧开关的跳、合闸试验。1.1.2.1.2变压器各侧开关的联锁试验。1.1.2.1.3新安装或二次回路工作过的变压器，应做保护传动试验，有交待。1.1.2.2新安装或大修后的变压器，投运前应做下列试验1.1.2.2.1用兆欧表测量绝缘电阻以判明监测、控制、辅助电源等回路不存在故障和缺陷。1.1.2.2.2测定线圈的连接组标号。1.1.2.2.3测量绕组所有分接下的电压比，测量结果应与出厂值一致。1.1.2.2.4充油套管的绝缘电阻吸收比R60″/R15″≥1.3，介质损耗率正切试验合格(小于或等于出厂值的130%)。1.1.2.2.5油质分析合格。1.1.2.2.6变压器换油后，在施加电压前，静置时间不应少于以下规定：1)110kV及以下24h2)220kV及以下48h3)500kV及以下72h1.1.2.2.7若有特殊情况，应由总工程师批准后方可投运。1.1.2.2.8有设备安装和变更通知单。1.1.2.2.9设备标志齐全。1.1.2.2.10主变压器在冷却器不投入运行时，做缓慢空载升压试验。1.1.2.2.11空载合闸实验（冷却器不投入运行）进行3-5次空载合闸电流冲击试验，监视励磁涌流冲击作用下的继电保护装置的动作情况，空载合闸前以下各项：将轻瓦斯投信号，重瓦斯投跳闸，将过流保护的时限调整到继电保护系统所要求的值。1.1.2.3遇有下列情况，需经定相并出具报告后，方可正式投运1.1.2.3.1新安装的或大修后变压器。1.1.2.3.2变压器的接线变更后。1.1.2.3.3与变压器连接的电压互感器检修后。1.1.2.3.4新换电缆或重做电缆后。1.1.2.3.5其它可能使相序变动的工作。1.1.3系统投运1.1.3.1确认UPS、直流系统及厂用电系统正常。1.1.3.2确认各种辅助设备的电机绝缘良好。1.1.3.3辅助蒸汽系统投运。1.1.3.4辅机循环水系统。1.1.3.5开式冷却水系统。146
271.1.1.1闭式冷却水系统。1.1.1.2投运压缩空气系统。1.1.1.3投运炉膛火检探头冷却风系统。1.1.1.4投运等离子火检冷却风、冷却水系统。1.1.1.5投运炉膛火焰电视摄像装置，开启摄像装置冷却风门。1.1.1.6投入炉前燃油系统建立油循环。1.1.1.7EH油系统。1.1.1.8主机润滑油系统，密封油系统，连续盘车4小时以上。1.1.1.9发电机氢气置换完毕，氢气纯度达98%以上。1.1.1.10凝结水系统。1.1.1.11发电机定子冷却水系统。1.1.1.12各辅机润滑油系统投入正常。1.1.1.13锅炉各辅机润滑油系统投入正常。1.1.1.14电除尘、出灰、出渣系统可随时投入运行。1.1.1.15炉底水封投入良好，无积灰，溢水正常。1.1.1.16检查省煤器、空气预热器灰罐内无杂物，投入水封水。1.1.1.17石子煤斗内清洁，排料门压缩空气供给正常。1.1.1.18投入汽包各水位计，投入水位计电视监视系统。1.1.1.19将有关系统设备恢复至启动前状态。1.1.2发电机启动前的检查1.1.2.1确认发变组一次系统回路绝缘电阻良好。发变组系统接地刀闸及接地线全部拆除。1.1.2.2发电机电压互感器投入，二次开关投入。1.1.2.3发电机中性点接地刀闸投入。1.1.2.4发电机冷却系统、密封油系统运行正常。1.1.2.5封闭母线热风保养装置在启机前1小时投入，检查运行正常，并网前退出。1.1.2.6各操作、信号、合闸电源合上，表计、保护装置正常。1.1.2.7发电机不允许在空气状态下加励磁。1.1.2.8UNITROL-5000型励磁调节器及同期装置所有设备完好，符合运行条件。1.1.2.9检查发变组保护符合运行条件。1.1.2.10全面检查励磁变符合运行条件。1.1.3发电机恢复备用前应进行下列检查1.1.3.1发电机本体各部完好，无渗油、水、气的现象。1.1.3.2封闭母线清洁、完好。1.1.3.3发电机各部清洁，温度表、压力表齐全完好，定子冷却水系统无渗漏的现象。1.1.3.4发电机中性点接地变压器及接地装置柜齐全完好。1.1.3.5发电机出口PT柜齐全完好，二次触头接触良好。1.1.3.6轴承绝缘垫清洁完好。1.1.3.7检查发电机滑环、电刷正常146
281.1.1.1刷握与滑环表面距离正常。1.1.1.2电刷连接线牢固无接地、短路现象。1.1.1.3均压弹簧无损坏，电刷在刷握内活动自如。1.1.1.4盘车时电刷在刷握内不跳动。1.1.1.5检查发电机大轴接地电刷已放上，且接触良好。1.1.1.6瓷瓶套管无裂纹、破损。1.1.1.7发电机已充氢，压力、纯度、湿度、温度合格。1.1.1.8继电保护、自动装置、仪表齐全完好，保护和自动装置的压板投入正确。1.1.1.8.1检查保护装置工作已结束，整组具备投运条件。1.1.1.8.2合上保护装置屏上交、直流电源开关。1.1.1.8.3检查装置自检正常。1.1.1.8.4检查装置指示运行正常的灯亮，无异常报警信息。1.1.1.8.5核对保护定值单与下达的定值单一致。1.1.1.8.6根据运行方式或调度命令通知投入各保护并确认。1.1.1.8.7根据运行方式或调度命令投入保护出口压板。1.1.1.8.8汇报并作好记录。1.1.2变压器投运的检查工作1.1.2.1.1变压器本体的检查1.1.2.1.2检查工作票结束，拆除所有接地、短路线和临时安全措施，恢复常设遮栏和标示牌。1.1.2.1.3变压器本体、套管、引出线、绝缘子清洁无损坏，各部无漏油、渗油。现场清洁无杂物。1.1.2.1.4变压器油枕及油套管的油色透明，油位正常。1.1.2.1.5有载调压变压器的分接开关在适当的位置，且远方、就地指示一致，检查无载调压分接开关在适当位置，有交待。1.1.2.1.6油枕、散热器、瓦斯继电器各油路阀门已打开，瓦斯继电器內充满油，无气体。1.1.2.1.7主变冷却电源均以投入，开启冷却器试运转20min，风扇、油泵运转正常，转向正确，电源自投切换正常。1.1.2.1.8变压器压力释放阀完好，呼吸器系统畅通、硅胶无变色。1.1.2.1.9检查变压器测温装置良好，读数正确。变压器各侧避雷器应投入，记录放电计数器数字。1.1.2.1.10检查变压器油泵、风扇、油表、温度计、电流互感器等保护、报警和控制回路正确。1.1.2.1.11各继电保护及自动装置投入正确。1.1.2.1.12变压器外壳接地可靠1.1.2.1.13变压器消防装置良好可靠。1.1.3发电机的启动、并列规定1.1.3.1发电机一经转动即可认为带有电压。146
291.1.1.1发电机转动升速过程中，应对发电机进行下列检查。1.1.1.1.1发电机内声音是否正常，有无强烈振动。1.1.1.1.2发电机的冷却系统运行正常，无漏油、氢、水的现象。1.1.1.1.3发电机氢气冷却器、定子水冷却器、密封油系统、氢气系统各参数合格。1.1.1.2发电机升压和并列应得到值长命令后方可进行。1.1.1.3发电机升压可采用以下二种方式1.1.1.3.1励磁系统自动升压（正常情况下采用）。1.1.1.3.2励磁系统手动升压（特殊情况下采用，需经总工批准）。1.1.1.4发电机升压注意事项。1.1.1.4.1发电机不允许在未充氢气和定子线圈未通水的情况下投入励磁升压。1.1.1.4.2发电机壳内的氢气各参数应在规定的范围内，转速在额定转速下。1.1.1.4.3发电机升压时，应监视定子三相电流为零，无异常或事故信号。1.1.1.4.4发电机在升压过程中，注意监视定子电压到额定值时，转子电压、转子电流应与空载值相近。1.1.1.4.5在升压过程中，发现定子电流升起或出现定子电压失控立即对发电机进行灭磁。1.1.1.5发电机并列规定。1.1.1.5.1发电机并列采用“自动准同期”方式进行并列。1.1.1.5.2发电机并列时，AVR调节器应切至“自动”控制，只有当出口PT断线或“自动”不能投入时才允许AVR调节器在“手动”控制。1.1.1.5.3发电机升压使用AVR调节器“手动”时操作应缓慢，防止励磁电流及电压有突然跃升现象。1.1.1.5.4发电机加励磁必须在转速达3000rpm时方可进行。1.1.1.5.5发电机并列须经调度批准后方可进行。1.1.1.5.6当同期回路有过检修工作，或大修后的发电机，在同期并网前还应由保护班完成定相，假同期试验等工作。1.1.1.5.7正常情况下，发电机应用母线侧开关并网，用联络开关合环。1.1.1.6发电机并列的条件：1.1.1.6.1发电机频率与系统频率基本相同（频率差不得大于0.2Hz，并列时系统频率必须在49.8至50.2Hz的范围内）。1.1.1.6.2发电机电压与系统电压相等（电压等级500kV允许最大偏差为5%）。1.1.1.6.3发电机相序与系统相序相同。1.1.1.6.4发电机相位与系统相位相同。1.2机组冷态启动冲转前操作1.2.1除氧器上水加热1.2.1.1除氧器水箱补至正常水位，联系化学向除氧器加药。1.2.1.2146
30确认主机盘车投运正常，启动除氧器再循环泵，投入除氧器辅汽加热，适当开启除氧器启动排汽门。调节辅汽至除氧器压力调节阀，使除氧器水温缓慢升高，尽量接近汽包壁温，同时保证溶解氧合格。1.1.1给水泵注水放气。1.2锅炉冷态上水1.2.1锅炉上水前操作1.2.1.1检查电动给水泵具备启动条件，启动电动给水泵。1.2.1.2检查锅炉所有喷水减温器喷水调节阀和截止阀均已关闭。1.2.1.3检查确认锅炉具备上水条件。1.2.1.4确认开启汽包空气门。1.2.1.5检查锅炉给水系统、主再热汽系统所有疏水阀和排气阀均开启。1.2.1.6检查所有汽包水位计均投入正常。1.2.2锅炉上水要求1.2.2.1冬季锅炉上水温度最低应不低于45℃。1.2.2.2进入锅炉的给水必须是除盐水，且需化学加药，并尽可能采取措施除氧。1.2.2.3给水温度与汽包下壁金属平均温差应＜28℃。1.2.2.4汽包金属温度变化率应＜1.5℃/min，汽包上下壁平均温差应＜56℃。1.2.2.5上水速度要缓慢，冬季上水时间不小于4小时，夏季不小于2小时。1.2.2.6上水前、后分别抄录锅炉各膨胀指示器数值。1.2.3锅炉上水1.2.3.1经化学化验水质合格，锅炉开始上水。1.2.3.2锅炉开始上水后，关闭主给水管路疏放水门、空气门。1.2.3.3汽包上水至＋200mm水位，做汽包水位保护试验并确认合格。1.2.3.4确认锅炉水循环系统正常，将汽包水位放至-300mm。1.3锅炉点火前操作：1.3.1检查并投入主机轴封系统。1.3.2启动主机真空泵，排汽装置抽真空。1.3.3根据情况投入空冷系统风扇。1.4锅炉底部加热系统的投入与解列1.4.1锅炉底部加热系统的投入1.4.1.1冷态锅炉上水后，启动前应投入锅炉底部加热。投入加热前，运行人员应按“锅炉加热检查票”进行检查，确认各阀门位置符合规定。1.4.1.2检查确认开启汽包、主、再热汽系统各空气门，确认汽轮机主汽门前疏水门全部开启。必要时投入汽轮机盘车。1.4.1.3检查高压厂用汽联箱压力＞1.2MPa，温度＞320-350℃。微开高压辅汽联箱至炉底加热手动总门，开启管道及加热联箱疏水门，开启炉底加热联箱进汽总管电动一、二次门，进行疏水暖管。1.4.1.4146
31暖管结束后，关闭管道和加热联箱疏水门，逐个缓慢开启各水冷壁下联箱的蒸汽加热门进行加热，关闭加热蒸汽管道和锅炉底部加热联箱疏水门；根据需要调整进汽总门控制进汽量,一般流量控制在25-30t/h。1.1.1.1汽包压力升至0.18～0.34Mpa，关闭锅炉主、再热汽系统各空气门。1.1.1.2汽包下壁温升至100～120℃时，停止加热，冲洗汽包水位计一次，通知热工和检修冲洗压力表管和热紧螺丝。1.1.1.3根据汽包压力情况，重复投入炉底加热，维持汽包压力在0.34Mpa左右。1.1.1.4锅炉进行底部加热时，加热过程应缓慢进行，严格控制炉水饱和温度温升率≤28℃/h，汽包壁上下温差＜56℃。当下降管处热电偶所测壁温大于95℃或锅筒的压力大于0.125MPa.g时，邻炉加热装置加热辅助蒸汽进汽主阀应连锁关闭。1.1.1.5在加热过程中，当水位大于正常水位+100mm，紧急放水阀应开启，水位降至正常水位+50mm时，紧急放水阀关闭。1.1.1.6投炉底加热期间，注意监视、检查辅汽联箱运行状态，严防炉水倒灌。1.1.2锅炉底部加热系统的解列1.1.2.1锅炉点火前，停运炉底加热系统。并将汽包水位放至-300mm。1.1.2.2关闭各下降管底部的加热进汽支管手动截门，关闭高压厂用蒸汽母管供锅炉底部加热门，关闭供汽总管电动门，关闭供汽总管手动截门，并确认关闭严密。开启加热系统和加热联箱及管道各处疏水门。1.2锅炉点火1.2.1启动状态分类根据英国三井-巴布科克公司的分类，把锅炉的启动状态分为以下五类：启动状态停炉后所经过的时间T(大约值)小时锅炉开始启动时的压力P,Mpa.g极冷态启动T>72P<0.5冷态启动48 322手动分别点燃前墙和后墙最下排各5只油枪，输入约5%BMCR的热量。3自动当压力上升至1.0MPa.a时，关闭包墙环形集箱疏水阀；在压力升至5.0MPa.a之前，每隔30分钟，此疏水阀开启30秒。4自动当压力上升至1.2MPa.a 时，关闭低过进口集箱疏水阀，在压力升至5.0MPa.a之前，每隔20分钟，此疏水阀开启30秒。5自动当压力升至1.4MPa.a时，关闭屏式过热器出口对空排汽阀。5a自动当压力升至1.6MPa.a时，关闭高温过热器出口对空排汽阀。6手动/自动选择旁路的自动档。逐步点燃更多的前后墙最下层和中间层的油枪，直至达到15%BMCR时的锅炉输入热量，蒸汽参数达到汽机冲转要求（压力6.0MPa.a）。1.1.1温态启动时的疏水和放汽阀门的操作次序操作方式动作1初始位后包墙环形集箱疏水阀、低过进口集箱疏水阀、屏式过热器对空排汽阀、高温过热器对空排汽阀、全部处于关闭状态。2手动逐个启动前后墙下排及中间排油枪点火，直至达到约15%的BMCR的锅炉输入热量，蒸汽参数达到汽机冲转要求。3自动开启：包墙环形下集箱疏水阀、低过进口集箱疏水阀；屏式过热器和高温过热器的对空排汽阀4自动在初始压力＜4.5MPa.a时：当压力达至初始压力+0.5MPa，关闭后包墙环形集箱疏水阀，然后每15分钟开启30秒，至到压力升至5MPa.a；当压力达到初始压力+0.7MPa时，关闭低过进口疏水阀，然后每隔10分钟开启30秒，至到压力达到5MPa.a。当初始压力＞4.5MPa.a时：当压力达到初始压力+0.5MPa时，关闭包墙环形集箱疏水阀；当压力达到初始压力+0.7MPa时，关闭低过进口集箱疏水阀；5自动当压力升至初始压力+1.0MPa时，关闭屏过出口对空排汽阀。注：同时操作6A,6B6A自动当压力升至初始压力+1.5MPa时，关闭高过出口对空排汽。6B手动/自动置旁路为自动。调整锅炉燃烧输入量，使蒸汽达到汽机冲转要求参数。1.1.2热态启动时的疏水和放汽阀门的操作次序操作方式动作1初始位包墙环形集箱疏水阀、低过进口集箱疏水阀、屏过和末级过热器出口对空排汽阀全部处于关闭状态。2手动逐个点燃前后墙中间排和上排油枪，至到达到约15%BMCR的锅炉输入热量，以达到汽机的冲转参数。注：热态启动时，汽机要求有较高的过热器出口参数，一般是启动中间排和上排（如有必要）的油枪来实现的（调试时可调整）。3自动第一个油枪点燃一定时间后（大约3分钟），开启包墙环形集箱和低过进口集箱疏水（100%开）。146 33注：当进行第4、5a、5b&6项操作时，不允许屏过出口管屏和高过出口管屏上的热电偶所测温度下降。如果所测温度值开始下降了，就应停止操作，直到所测壁温回升至原有的水平，才继续下列的操作。高过出口汽温的下降将导致主蒸汽管的温度下降，延缓汽机冲转。4手动当烟温探针的温度显示炉内烟温与屏式过热器顶（端）部的设计壁温相等时，逐渐开启屏过对空排汽阀。5a手动逐渐关闭包墙环形集箱的疏水阀。5b手动逐渐关闭低过进口集箱的疏水阀。6手动完全关闭屏过对空排汽阀的同时，逐渐开启高过的对空排汽阀。注：当进行第7、8、9操作时，应按序操作阀门。7自动打开高压旁路进口截止阀、主蒸汽管道低点的疏水阀8自动打开主蒸汽管的暖炉电动阀9自动关闭高过对空排汽阀。注：第10项操作时，应与上述的7、8和9项同时进行10手动/自动置旁路为自动（高压旁路压力值设定为8.6Mpa.a）。11手动调整燃烧输入量以达到汽机冲转参数，确认旁路的流量、压力和温度能使主汽参数达到要求。1.1.1极热态启动时的疏水和放汽阀门的操作次序操作方式动作1初始位包墙环形集箱疏水阀，低过进口集箱疏水阀，屏式过热器对空排汽阀，高温过热器对空排汽阀处于关闭状态。2手动逐个点燃前后墙燃烧器的中间排和上排油枪，直至锅炉输入热量达到15%的BMCR，以达到汽机的冲转参数注：极热态启动时，汽机要求有较高的高温过热器出口汽温，这是靠点上排和中间排的油枪来实现的（调试时可调整）注：当进行第3、4、5、6、7操作时，应按序操作阀门3自动开启包墙环形集箱和低过进口集箱的疏水阀后迅速关闭4自动打开高压旁路进口疏水阀5自动打开主蒸汽管道低点的疏水阀6自动打开主汽管道的暖管电动阀7自动开启屏过对空排汽阀后迅速关闭8自动开启高过对空排汽阀后迅速关闭9手动/自动置旁路为自动（高压旁路压力值设为12.9Mpa.a,低压旁路设定值0.7Mpa.a）10手动调整燃烧输入量以达到汽机冲转参数，确认旁路的流量、压力和温度能使主汽参数达到要求1.1.2防止省煤器汽化根据MB多年的设计经验，省煤器不设再循环管，通过紧急放水阀的开启来防止锅炉在启动过程中的汽化。146 34在省煤器出口连接管上设有热电偶，用以监测省煤器出口水温。当测量省煤器出口水温与运行压力下的饱和水温差值小于10℃时，应报警。控制逻辑就会并将汽包水位整定值提升至NWL+50mm，打开汽包紧急放水阀，以强化省煤器给水，使出口水温低于饱和温度。特别要注意的是，由于紧急放水系统是从下降管中引出，锅炉压力大于3.0MPa.g时，紧急放水阀应自锁，防止破坏锅炉水循环。1.1.1锅炉汽包壁温控制。无论采用哪种运行方式，在锅炉启动加热、冷却停炉时，都应控制汽包的壁温，使锅筒的上、下壁温差<56℃、内、外壁温差<28℃。当锅炉启动，汽包压力＜0.1MPa.g，汽包温度变化应小于1.1℃/min，当锅筒压力＜6.0MPa.g时，温度变化应小于1.5℃/min1.1.2汽包水位计规定1.1.2.1锅炉汽包水位计应以差压式(带压力修正回路)水位计为基准。汽包水位信号采用三选中值的方式进行优选。1.1.2.2定期对汽包水位计进行零位校验。当各水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。1.1.2.3当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h，并报上级主管部门备案。1.1.2.4锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期不超过8h恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期8h以内恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。1.1.2.5锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。1.1.2.6锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。1.1.2.7汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位保护不完整严禁启动。1.1.2.8当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。1.1.3回转式空气预热器的相关规定1.1.3.1在省煤器、空气预热器烟道各处，当排烟温度超过250℃时，应立即停炉。利用吹灰蒸汽管将烟道内充满蒸汽，并及时投入消防水进行灭火。1.1.3.2回转式空气预热冲洗水泵应设再循环，每次锅炉点火前必须进行短时间启动试验，以保证空气预热器冲洗水泵及其系统处于良好的备用状态，具备随时投入条件。1.1.3.3若发现回转式空气预热器停转，立即将其隔绝，投入盘车装置。若挡板隔绝不严或转子盘不动，应立即停炉。1.1.3.4锅炉负荷低于25％额定负荷时应连续吹灰，锅炉负荷大于25％额定负荷时至少每8h吹灰一次，当回转式空气预热器烟气侧压差增加或低负荷煤、油混烧时应增加吹灰次数。1.1.3.5146 35若锅炉较长时间低负荷燃油或煤油混烧，可根据具体情况利用停炉对回转式空气预热器受热面进行检查，重点是检查中层和下层传热元件；若发现有垢时要碱洗。1.1.1.1锅炉停炉1周以上时必须对回转式空气预热器受热面进行检查，若有存挂油垢或积灰堵塞的现象，应及时清理并进行通风干燥。1.1.2锅炉点火前炉膛吹扫准备1.1.2.1确认炉膛烟温探针能正常投入。1.1.2.2确认空预器吹灰具备投运条件。1.1.2.3减温水系统具备投运条件，减温水电动阀关闭严密。1.1.2.4确认火焰电视摄像已投入运行。1.1.2.5确认炉膛火检探头冷却风机投运正常。1.1.2.6确认等离子火检冷却风机、冷却水泵投运正常。1.1.2.7启动并投入空气预热器运行。1.1.2.8根据需要确定是否投入暖风器运行。1.1.2.9启动引、送风机。1.1.2.10调节总风量和炉膛压力合格，做炉膛压力保护试验并确认合格。1.1.2.11可将下列控制系统投入自动1.1.2.11.1送、引风机控制。1.1.2.11.2辅助风挡板控制。1.1.2.11.3空气预热器冷端温度控制。1.1.3进行燃油检漏试验1.1.3.1锅炉点火前必须成功进行燃油检漏试验。1.1.3.2确认燃油系统处于炉前油循环状态，供油泵运行正常，燃油跳闸阀前母管压力正常。1.1.3.3从FSSS相应CRT画面或吹扫盘上输入“STARTIGNHDRTEST”指令，逻辑检验以下条件是否满足：1.1.3.3.1燃油母管供油跳闸阀关闭。1.1.3.3.2燃油母管回油阀关闭。1.1.3.3.3所有油枪电磁阀关闭。1.1.3.3.4MFT继电器处于跳闸状态。1.1.3.3.5OFT继电器处于跳闸状态。1.1.3.3.6燃油检漏试验命令有效。1.1.3.4所有条件满足，逻辑锁定在燃油母管检漏试验状态。“STARTIGNHDRTEST”指示灯亮，燃油母管供油阀打开，充油至2.5MPa，此时“HEADERPRESSURING”指示灯亮。若1分钟内母管压力达不到试验需要的压力，则显示“IGNHDRTESTFALL”。1.1.3.5若母管压力正常，则关闭回油母管和进油母管快关阀，启动5分钟泄漏试验计时器，“HEADERTESTINPROGRESS”指示灯亮。1.1.3.6若在5分钟试验间隔内母管压力低于2.2MPa，则逻辑触发显示“IGNHDRTESTFAIL”，并中断燃油泄漏试验程序执行。如果5分钟后燃油母管压力大于2.2MPa，则逻辑触发“HEADERTESTCOMPLETE”状态显示。1.1.3.7146 36如燃油泄漏试验失败，则需做进一步的验证，先用同样的方法验证旁路阀门是否泄漏。然后分步分段验证处理，确保整个系统无泄漏现象。每一次试验完成后，试验合格灯亮，任一泄漏试验不合格，闭锁吹扫进行。1.1.1锅炉点火前吹扫1.1.1.1确认炉膛吹扫条件满足：1.1.1.1.1所有燃油喷嘴阀均关。1.1.1.1.2所有磨煤机均停。1.1.1.1.3所有给煤机均停。1.1.1.1.4所有火焰检测指示无火。1.1.1.1.5任一台空气预热器运行。1.1.1.1.6所有除尘器跳闸。1.1.1.1.7汽包水位正常(-100 371.1锅炉点火后操作1.1.1锅炉点火后，应进行如下操作1.1.1.1维持汽包正常水位，根据炉水品质，按要求进行锅炉排污；并按照防止省煤器汽化的要求保护好省煤器。1.1.1.2确认保持炉膛出口烟温低于540℃1.1.1.3投入空气预热器吹灰。当锅炉负荷低于25%额定负荷时应保持空气预热器连续吹灰；当锅炉负荷大于25%额定负荷时至少每8小时吹灰一次；当空气预热器烟气侧压差增大或低负荷煤、油混烧时应增加吹灰次数。1.1.2锅炉点火后，检查确认下列疏水门、放气门开启1.1.2.11～6段抽汽逆止门前、后和电动门后各疏水门。1.1.2.2高排逆止门前、后疏水门，冷段母管疏水门。1.1.2.3主蒸汽母管疏水门，主汽门前疏水门。1.1.2.4热段母管疏水门，#1、2中联门前疏水门。1.1.2.5#1、2主汽门下阀座疏水门。1.1.2.6#1、2主汽门上阀座疏水门。1.1.2.7#1、2中联门下阀座疏水门。1.1.2.8高旁隔离门后疏水及低旁调整门前疏水门。1.1.2.9高调门导管疏水门。1.1.3高压缸投预暖1.1.3.1冷态启动高压缸第一级缸温低于150℃，应对高压缸进行预暖。暖缸压力0.39～0.49MPa。预暖操作可在锅炉点火前或点火后进行。1.1.3.2暖缸条件1.1.3.2.1主机跳闸并在盘车状态。1.1.3.2.2冷再管道压力不低于700KPa。1.1.3.2.3高压缸第一级内壁温低于150℃。1.1.3.2.4排汽装置压力不高于25KPa（a）。1.1.3.3暖缸操作1.1.3.3.1暖缸前准备a.开启暖缸管道疏水阀，全开后保持5分钟，然后全关。b.开启高压导管疏水阀至20%。1.1.3.3.2暖缸操作a.开启暖缸阀至10％开度，同时检查主机V.V阀全关。b.暖缸阀保持上述开度30分钟后，把此阀从10％开启到30％开度，再保持20min，然后把此阀从30％开启到55%开度。保持此开度，使高压缸第一级内壁温度缓慢上升到150℃。c.高压缸第一级内壁温度达到150℃，应立即进行高压缸闷缸，闷缸时间见附录。d.高压缸内压力保持0.39～0.49MPa，仔细调整暖缸阀和各疏水阀。146 381.1.1.1.1暖缸结束后操作a.开启高压导管疏水阀。b.在强迫开启高排逆止门前，应开启高排逆止门前疏水阀。c.预暖阀关闭至10%开度，并保持5min，然后在5min内逐步关闭预暖阀至全关。此时检查高压缸通风阀（VV阀）应全开。1.1.1.2暖缸注意事项1.1.1.2.1汽缸金属温升要符合温升率要求（见附图）。1.1.1.2.2高压缸内压力（监视汽轮机高压缸第一级后蒸汽压力）不得超过0.55MPa（确认高排逆止门关严）。暖缸时高压缸内压力保持0.39～0.49MPa。1.1.1.2.3汽轮机上下缸金属温差正常，未出现任何报警。1.1.1.2.4汽缸膨胀、高低压缸差胀及转子偏心度在允许范围内。1.1.1.2.5注意监视盘车运转情况。1.1.2锅炉升温升压1.1.2.1锅炉主、再热汽升温、升压速度按相应“锅炉启动曲线”规定执行。1.1.2.2冷态启动开始在0.5～1小时定期切换油枪。1.1.2.3锅炉逐步升温、升压过程中，应检查各处膨胀值情况并记录膨胀值。1.1.2.4锅炉升温、升压过程中，应随时注意汽包水位的变化，控制维持汽包水位在±50mm之间。1.1.2.5汽包压力至0.2MPa，检查关闭下列各手动隔离阀：1.1.2.5.1汽包放空气阀。1.1.2.5.2饱和蒸汽引出管放空气阀。1.1.2.5.3蒸汽旁通管、包墙连接管放空气阀。1.1.2.5.4屏过进口母管、屏过出口母管放空气阀。1.1.2.5.5高过出口导管放空气阀。1.1.2.5.6高再出口导管放空气阀见汽后关闭。1.1.2.6汽包压力至0.3～0.5MPa冲洗汽包各水位计，并核对各水位计、水位变送器指示正确。1.1.2.7汽包压力升至0.6MPa左右，通知检修热紧螺栓，通知仪控人员冲洗有关仪表管路。1.1.2.8汽包压力升至1.0Mpa时，如需投入等离子点火装置，可准备投入密封风、一次风系统和A制粉系统；具体操作执行3.12条目规定。1.1.2.9汽包压力升至1.0Mpa时，检查包墙环形集箱疏水阀自动关闭；在压力升至5.0MPa.a之前，每隔30分钟，此疏水阀自动开启30秒。1.1.2.10当汽包压力上升至1.2MPa.a 时，检查低过进口集箱疏水阀自动，在压力升至5.0MPa.a之前，每隔20分钟，此疏水阀自动开启30秒。1.1.2.11当汽包压力升至1.4MPa.a时，检查屏式过热器出口对空排汽阀自动关闭1.1.2.12当汽包压力升至1.6MPa.a时，检查高温过热器出口对空排汽阀自动关闭1.1.2.13当主汽压力上升至3.45MPa时，过热器出口电磁安全阀手动门开启并投入自动。1.1.2.14当主汽压力上升至6.0MPa，温度上升至335℃、再热器温度上升至310℃146 39时。锅炉按汽轮机冲动要求控制参数，汽轮机准备冲转。1.1.1.1汽轮机冲动前，应根据冲转参数要求增加投入油枪的数目，保持锅炉供汽参数稳定。1.1.1.2全面检查确认锅炉过热器、再热器喷水减温系统及阀门位置正常。锅炉减温水母管暖管后疏水门关闭。1.1.2旁路系统投入1.1.2.1检查电泵、凝泵运行正常，高、低旁减温水压力正常。1.1.2.2锅炉点火后,手动开启低旁阀一定开度,投入高旁减温水自动，控制低旁后温度。1.1.2.3根据情况投入高旁阀自动、高旁减温水自动。1.1.2.4检查高旁以一定的速度开启至最小阀位15%，主汽压力上升至6.0MPa时,高旁阀改为压力控制，自动维持主汽压力6.0Mpa，逐渐开大。1.1.2.5当再热汽压力上升至1.1Mpa时,投入低旁阀自动。1.1.2.6机组并网，切缸完成后，高旁压力设定值自动变为实际主汽压力并加1.1Mpa偏置，高旁阀逐渐关闭，高旁改为跟踪方式，低旁关闭后也为自动跟踪方式。1.1.3高压调门室预暖当调门室内壁或外壁金属温度低于150℃时，在汽轮机启动前，必需对调门室预暖。预暖蒸汽从2号主汽门的内部预启阀进入调门蒸汽室。操作步骤如下：1.1.3.1检查确认汽轮机处于跳闸状态，负荷限制器在0位。1.1.3.2检查确认EH油泵已启动，控制机构操作油压已建立。1.1.3.3确认主蒸汽母管疏水、MSV阀座疏水和CV导管疏水均开启。1.1.3.4主蒸汽温度高于271℃。1.1.3.5汽轮机复位，主跳闸电磁阀带电，机械跳闸电磁阀失电，检查V.V阀及BDV阀开启。1.1.3.6选择按下“CVCHESTWARMING”上“FULLOPEN”按钮，把2号MSV开启到预暖位置。1.1.3.7记录调门室内外壁金属温差，当此温差高于80℃时，选择按下“CVCHESTWARMING”上“FULLCLOSE”按钮，关闭2号MSV。1.1.3.8当调门室内外壁温差低于70℃时，再按以上操作，把2号MSV预启阀开启。1.1.3.9重复以上操作直到调门室内外壁金属温度均上升到150℃以上，并且内外壁金属温差低于50℃，调门室预暖操作结束。关闭2号MSV，汽轮机仍回复跳闸状态。1.1.3.10当上述项目9的要求被满足或者CV阀蒸气室预热已进行了至少一小时后,则认为已完成蒸气室预热操作。1.2汽轮机冲转1.2.1启动状态分类机组设计正常启动方式为中压缸启动。特殊情况下也可采用高压缸方式启动。中压缸启动时按冲转时的中压缸进口汽缸内壁温可分为：a.极热态：490℃≤缸温；b.热态：420℃≤缸温<490℃；c.温态：305℃≤缸温<420℃；146 40d.冷态：缸温在305℃以下；高压缸启动时按冲转时的高压缸调节级内壁温度可分为：a.极热态：445℃≤缸温；b.热态：420℃≤缸温<445℃；c.温态：320℃≤缸温<420℃；d.冷态：缸温在320℃以下；1.1.1冲转前的检查准备1.1.1.1确认主机联锁保护已投入。1.1.1.2机组附属设备及系统运行正常，不存在禁止机组启动的条件。1.1.1.3必须确保进入汽轮机的主、再热蒸汽至少有50℃以上的过热度且高中压第一级蒸汽温度与缸温差尽可能控制在±56℃之间。1.1.1.4盘车装置运行正常，转子偏心度＜110％原始值，并已连续盘车4小时以上无异常。1.1.1.5确认汽轮机高压缸第一级金属温度及调门蒸汽室金属温度均高于150℃。1.1.1.6检查轴封蒸汽母管压力在21-27KPa之间，轴封汽温与汽缸金属温度相匹配：冷态（150℃～260℃）；热态（208℃～375℃），轴冷负压-2.3至-6.3KPa之间。1.1.1.7主机润滑油温27℃～40℃，尽量控制38℃左右，润滑油压0.176MPa(g)左右，最低不低于0.137MPa(g),主油泵进口油压0.098～0.147MPa(g)；EHG油压11.0MPa左右，油温46℃。1.1.1.8发电机密封油系统、定子冷却水系统及氢气冷却系统运行正常。1.1.1.9汽轮机TSI指示正常。1.1.1.10根据汽轮机高中压缸第一级金属温度、主再热蒸汽参数查阅汽轮机启动曲线(见附录)，决定升速率、升负荷率、中速暖机时间、定速暖机时间、初负荷及初负荷暖机时间，并做好汽轮机冲转前各参数的记录。1.1.1.11检查投入低压缸喷水调节阀自动。1.1.2机组启动时应对下列参数作重点监视、调整：1.1.2.1主再热汽温、汽压；1.1.2.2主机转速、振动、胀差、缸温、缸胀、轴向位移、轴承温度；1.1.2.3主机润滑油温、油压；轴承回油温度；油箱油位；EHG油压；1.1.2.4排汽装置水位、真空；加热器、除氧器水位、压力、温度；小机转速；给水压力、温度；1.1.2.5氢压、氢温；密封油油氢差压；定子冷却水温、压力、流量；1.1.2.6高低旁路参数。1.1.3中压缸启动方式，“ATC”自动冲转1.1.3.1冷态冲转参数：主汽压力：6.0MPa；主汽温度：335℃；再热汽压：1.10MPa；再热汽温：310℃；排汽装置压力：＜25KPa；高旁流量：＞140t/h；1.1.3.2在DEHCRT上进行下列检查操作146 411.1.1.1.1按“LATCH”复位汽机，画面上显示“LATCHED”已挂闸。1.1.1.1.2在“AUTOCONTROL”画面中按启动方式按钮，方式选择“IPSTART”。1.1.1.1.3按“RUN”开主汽门，检查高、中压主汽门开启正常。1.1.1.1.4寿命损耗选“LIGHT”。1.1.1.1.5在“AUTOCONTROL”画面中按控制方式选择“AUTO”。1.1.1.1.6在CRT画面上“ATCCTL”选“ON”。1.1.1.1.7检查高排通风阀（VV阀）、紧急排放阀（BDV阀）开启。1.1.1.1.8将高排逆止阀送电，就地检查高排逆止阀气缸打开，高排逆止阀呈自由状态。1.1.1.1.9按“VALVEPOSLIMIT”，设置阀限设置100%，使“VALVEPOSLIMIT”设定至100％位置。1.1.1.1.10检查“ATCPERMITCONDITION”中异常报警窗应无异常报警出现，否则使用“BYPASS”旁路掉不影响机组启动的条件，其原则如下：1.1.1.1.11当确认某条件实际已满足，但因其它原因而造成异常报警出现时，可用“BYPASS”旁路掉；1.1.1.1.12当确认某条件实际未满足，禁止使用“BYPASS”旁路掉。1.1.1.1.13设定目标转速200r/min，升速率自动给出。按“GO”键,汽轮机自动升速，就地检查盘车装置自动脱扣正常。1.1.1.2磨擦检查1.1.1.2.1当转速升至200r/min时，按下“FRICCHK”键，确认1、2号MSV及1、2号ICV关闭，汽轮机磨擦检查开始。1.1.1.2.2就地仔细倾听汽轮机内部声音，磨擦检查期间转子不允许静止。1.1.1.2.3汽机转速至100r/min时，磨擦检查结束，高中压调门仍处于全关状态。1.1.1.3升速暖机1.1.1.3.1按下“FRICCHKOFF”键，“HEATSOAK”自动设定，检查“FRICCHK”灯灭，目标转速“1500r/min”、升速率“100r/min/min”自动设置。#1～#4CV阀开启升速到400r/min由EHG锁住，然后#1、2ICV开启冲转到1500r/min进行中速暖机，过临界转速时，自动将升速率改为“300r/min/min”，中速暖机结束条件如下a.高压缸第一级内壁温＞320℃。b.中压缸进汽室内壁金属温度＞320℃。c.高中压缸胀＞8mm。1.1.1.3.2中速暖机期间，维持主、再热蒸汽压力、温度稳定。注意汽缸膨胀、高中压差胀、低压差胀、轴向位移、上下缸温差及转子热应力的变化应稳定。1.1.1.3.3注意润滑油温度应正常，各轴承金属温度、回油温度正常。1.1.1.3.4中速暖机时，检查“VV”阀、“BDV”阀开关正确，高排温度正常。开启5、6段抽逆止门和电动门，低加随机滑启。1.1.1.3.5中速暖机结束，目标转速自动设置“3000r/min”，升速率依据热应力计算自动设置。1.1.1.3.6146 42汽机转速2500r/min时，检查顶轴油泵自停，否则手动停止，投入备用。根据需要决定是否做注油升速试验。(作喷油实验时转速<2880r/min动作为合格)1.1.1.1.1汽轮机转速到3000r/min，根据“ATR”自动计算的暖机时间进行暖机。检查“VV”阀、“BDV”阀开关正确，高排温度正常。1.1.1.1.2主机定速后，全面检查机组及各系统运行正常。1.1.1.2根据需要做下列试验1.1.1.2.1手动脱扣试验。1.1.1.2.2危急遮断器注油试验。1.1.1.3各种试验合格后，停运TOP、MSP油泵，注意检查主机润滑油压正常，主油泵工作正常，全面检查机组主辅设备是否正常。1.1.1.4确认发电机氢冷器、定冷水系统自动控制正常。1.1.2汽轮机中压缸启动方式，“操作员自动方式”，“ATC”监视冲转1.1.2.1在DEHCRT上进行下列检查操作1.1.2.1.1按“LATCH”复位汽机，画面上显示“LATCHED”已挂闸。1.1.2.1.2在“AUTOCONTROL”画面中按启动方式按钮，方式选择“IPSTART”。1.1.2.1.3按“RUN”开主汽门，检查高、中压主汽门开启正常。1.1.2.1.4寿命损耗选“LIGHT”。1.1.2.1.5在“AUTOCONTROL”画面中按控制方式选择“AUTO”。1.1.2.1.6在CRT画面上“ATCCTL”选“OFF”1.1.2.1.7检查高排通风阀（VV阀）、紧急排放阀（BDV阀）开启。1.1.2.1.8将高排逆止阀送电，就地检查高排逆止阀气缸打开，高排逆止阀呈自由状态。1.1.2.1.9按“VALVEPOSLIMIT”，设置阀限设置100%，使“VALVEPOSLIMIT”设定至100％位置。1.1.2.1.10检查“ATCPERMITCONDITION”中异常报警窗应无异常报警出现，否则使用“BYPASS”旁路掉不影响机组启动的条件，其原则如下：1.1.2.1.11当确认某条件实际已满足，但因其它原因而造成异常报警出现时，可用“BYPASS”旁路掉；1.1.2.1.12当确认某条件实际未满足，禁止使用“BYPASS”旁路掉。1.1.2.1.13在“AUTOCONTROL”画面中按“ACCRATE”按钮设定目标转速200r/min，按“GO”键,汽轮机自动升速，就地检查盘车装置自动脱扣正常。1.1.2.2磨擦检查1.1.2.2.1当转速升至200r/min时，按下“FRICCHK”键，确认1、2号MSV及1、2号ICV关闭，汽轮机磨擦检查开始。1.1.2.2.2就地仔细倾听汽轮机内部声音，磨擦检查期间转子不允许静止。1.1.2.2.3汽机转速至100r/min时，磨擦检查结束，高中压调门仍处于全关状态。1.1.2.3升速暖机1.1.2.3.1按下“FRICCHKOFF”键，设定“HEATSOAK”，设定目标转速“1500r/min”、升速率“100r/min/min”。1、2号MSV开启，1～4号CV开启升速到400r/min由EHG锁住，然后1、2号ICV开启冲转到1500146 43r/min进行中速暖机，过临界转速时，自动将升速率改为“300r/min/min”，中速暖机结束条件如下a.高压缸第一级内壁温＞320℃。b.中压缸进汽室内壁金属温度＞320℃。c.高中压缸胀＞8mm。1.1.1.1.1中速暖机期间，维持主、再热蒸汽压力、温度稳定。注意汽缸膨胀、高中压差胀、低压差胀、轴向位移、上下缸温差及转子热应力的变化应稳定。1.1.1.1.2注意润滑油温度应正常，各轴承金属温度、回油温度正常。1.1.1.1.3中速暖机时，检查“VV”阀、“BDV”阀开关正确，高排温度正常。开启5、6段抽逆止门和电动门，低加随机滑启。1.1.1.1.4中速暖机结束，设定目标转速“3000r/min”，升速率“100r/min/min”。1.1.1.1.5汽机转速2500r/min时，检查顶轴油泵自停，否则手动停止，投入备用。根据需要决定是否做注油升速试验。1.1.1.2汽轮机转速到3000r/min，进行暖机。检查“VV”阀、“BDV”阀开关正确，高排温度正常。1.1.1.3确认发电机氢冷器、定冷水系统自动控制正常。1.1.1.4主机定速后，全面检查机组及各系统运行正常。1.1.1.5根据需要做下列试验1.1.1.5.1手动脱扣试验。1.1.1.5.2危急遮断器注油试验。1.1.1.6各种试验合格后，停运TOP、MSP油泵，注意检查主机润滑油压正常，主油泵工作正常。1.1.2高压缸启动方式，“ATC”自动冲转1.1.2.1冷态冲转参数：主汽压力：6.0MPa；主汽温度：325℃；再热汽温：295℃；排汽装置压力：＜25KPa；1.1.2.2在DEHCRT上进行下列检查操作1.1.2.2.1按“LATCH”复位汽机，画面上显示“LATCHED”已挂闸。1.1.2.2.2在“AUTOCONTROL”画面中按启动方式按钮，方式选择“HPSTART”。1.1.2.2.3按“RUN”开主汽门，检查高、中压主汽门开启正常。1.1.2.2.4寿命损耗选“LIGHT”。1.1.2.2.5在“AUTOCONTROL”画面中按控制方式选择“AUTO”。1.1.2.2.6在CRT画面上“ATCCTL”选“ON”。1.1.2.2.7检查紧急排放阀（BDV阀）开启。1.1.2.2.8检查高、低压旁路在关闭位置。1.1.2.2.9将高排逆止阀得电，就地检查高排逆止阀气缸打开，高排逆止阀呈自由状态。1.1.2.2.10按“VALVEPOSLIMIT”，设置阀限设置100%，使“VALVEPOSLIMIT”设定至100％位置。1.1.2.2.11检查“ATCPERMITCONDITION”中异常报警窗应无异常报警出现，否则使用146 44“BYPASS”旁路掉不影响机组启动的条件，其原则如下：1.1.1.1.1当确认某条件实际已满足，但因其它原因而造成异常报警出现时，可用“BYPASS”旁路掉；1.1.1.1.2当确认某条件实际未满足，禁止使用“BYPASS”旁路掉。1.1.1.1.3设定目标转速200r/min，升速率自动给出。按“GO”键,ICV开启，CV调整开，汽轮机升速，就地检查盘车装置自动脱扣正常。1.1.1.2磨擦检查1.1.1.2.1当转速升至200r/min时，按下“FRICCHK”键，确认1、2号MSV、CV和1、2号ICV关闭，汽轮机磨擦检查开始。1.1.1.2.2就地仔细倾听汽轮机内部声音，磨擦检查期间转子不允许静止。1.1.1.2.3汽机转速至100r/min时，磨擦检查结束，高中压调门仍处于全关状态。1.1.1.3升速暖机1.1.1.3.1按下“FRICCHKOFF”键，检查“FRICCHK”灯灭，目标转速“1500r/min”、升速率“100r/min/min”自动设置。#1、2高中压主汽门开启，中压调门ICV开启，高压调门CV调整开启，汽轮机升速至1500r/min进行中速暖机。过临界转速时，自动将升速率改为“300r/min/min”，中速暖机结束条件如下a.高压缸第一级内壁温＞320℃。b.中压缸进汽室内壁金属温度＞320℃。c.高中压缸胀＞8mm。1.1.1.3.2中速暖机期间，维持主、再热蒸汽压力、温度稳定。注意汽缸膨胀、高中压差胀、低压差胀、轴向位移、上下缸温差及转子热应力的变化应稳定。1.1.1.3.3注意润滑油温度应正常，各轴承金属温度、回油温度正常。1.1.1.3.4中速暖机时，检查“VV”阀、“BDV”阀开关正确。开启5、6段抽逆止门和电动门，低加随机滑启。1.1.1.3.5中速暖机结束，目标转速自动设置“3000r/min”，升速率依据热应力计算自动设置。1.1.1.3.6汽机转速2500r/min时，检查顶轴油泵自停，否则手动停止，投入备用。根据需要决定是否做注油升速试验。1.1.1.3.7汽轮机转速到3000r/min，根据“ATR”自动计算的暖机时间进行暖机。检查“VV”阀、“BDV”阀开关正确。1.1.1.3.8主机定速后，全面检查机组及各系统运行正常。1.1.1.4根据需要做下列试验1.1.1.4.1手动脱扣试验。1.1.1.4.2危急遮断器注油试验。1.1.1.5各种试验合格后，停运TOP、MSP油泵，注意检查主机润滑油压正常，主油泵工作正常，全面检查机组主辅设备是否正常。1.1.1.6确认发电机氢冷器、定冷水系统自动控制正常。1.1.2高压缸启动方式，“操作员自动方式”，“ATC”监视冲转146 451.1.1.1冷态冲转参数同自启动参数1.1.1.2在DEH画面上进行下列检查操作1.1.1.2.1按“LATCH”复位汽机，画面上显示“LATCHED”已挂闸。1.1.1.2.2在“AUTOCONTROL”画面中按启动方式按钮，方式选择“HPSTART”。1.1.1.2.3按“RUN”开主汽门，检查高、中压主汽门开启正常。1.1.1.2.4寿命损耗选“LIGHT”。1.1.1.2.5在“AUTOCONTROL”画面中按控制方式选择“AUTO”。1.1.1.2.6在CRT画面上“ATCCTL”选“OFF”。1.1.1.2.7检查紧急排放阀（BDV阀）开启。1.1.1.2.8检查高、低压旁路在关闭位置。1.1.1.2.9将高排逆止阀送电，就地检查高排逆止阀气缸打开，高排逆止阀呈自由状态。1.1.1.2.10按“VALVEPOSLIMIT”，设置阀限设置100%，使“VALVEPOSLIMIT”设定至100％位置。1.1.1.2.11检查“ATCPERMITCONDITION”中异常报警窗应无异常报警出现，否则使用“BYPASS”旁路掉不影响机组启动的条件，其原则如下：1.1.1.2.12当确认某条件实际已满足，但因其它原因而造成异常报警出现时，可用“BYPASS”旁路掉；1.1.1.2.13当确认某条件实际未满足，禁止使用“BYPASS”旁路掉。1.1.1.2.14设定目标转速“200r/min”，升速率“100r/min/min”。按“GO”键,ICV开启，CV调整开启汽轮机升速，就地检查盘车装置自动脱扣正常。1.1.1.3磨擦检查1.1.1.3.1当转速升至200r/min时，按下“FRICCHK”键，确认1、2号MSV、CV和1、2号ICV关闭，汽轮机磨擦检查开始。1.1.1.3.2就地仔细倾听汽轮机内部声音，磨擦检查期间转子不允许静止。1.1.1.3.3汽机转速至100r/min时，磨擦检查结束，高中压调门仍处于全关状态。1.1.1.4升速暖机1.1.1.4.1按下“FRICCHKOFF”键，检查“FRICCHK”灯灭，设定目标转速“1500r/min”、升速率“100r/min/min”。#1、2高中压主汽门开启，中压调门ICV开启，高压调门CV调整开启，汽轮机升速至1500r/min进行中速暖机。过临界转速时，自动将升速率改为“300r/min/min”，中速暖机结束条件如下a.高压缸第一级内壁温＞320℃。b.中压缸进汽室内壁金属温度＞320℃。c.高中压缸胀＞8mm。1.1.1.4.2中速暖机期间，维持主、再热蒸汽压力、温度稳定。注意汽缸膨胀、高中压差胀、低压差胀、轴向位移、上下缸温差及转子热应力的变化应稳定。1.1.1.4.3注意润滑油温度应正常，各轴承金属温度、回油温度正常。1.1.1.4.4中速暖机时，检查“VV”阀、“BDV”阀开关正确。开启5、6段抽逆止门和电动门，低加随机滑启。146 461.1.1.1.1中速暖机结束，目标转速自动设置“3000r/min”，升速率依据热应力计算自动设置。1.1.1.1.2汽机转速2500r/min时，检查顶轴油泵自停，否则手动停止，投入备用。根据需要决定是否做注油升速试验。1.1.1.1.3汽轮机转速到3000r/min，根据“ATR”自动计算的暖机时间进行暖机。检查“VV”阀、“BDV”阀开关正确。1.1.1.1.4主机定速后，全面检查机组及各系统运行正常。1.1.1.2根据需要做下列试验1.1.1.2.1手动脱扣试验。1.1.1.2.2危急遮断器注油试验。1.1.1.3各种试验合格后，停运TOP、MSP油泵，注意检查主机润滑油压正常，主油泵工作正常，全面检查机组主辅设备是否正常。1.1.1.4确认发电机氢冷器、定冷水系统自动控制正常。1.1.2冲转升速过程注意事项1.1.2.1汽机升速过程中保持蒸汽参数稳定。1.1.2.2机组启动过程中应随时检查机组各运行参数正常。1.1.2.3机组启动过程中，化学应定期进行水质化验，保证合格的汽水品质。1.1.2.4升速过程中，进行每步操作时都要检查HITASS异常报警窗应无异常报警出现，否则在HITASSAUTO方式下，将无法执行下一步。1.1.2.5检查低压缸喷水调节阀在冲转前已投入自动，并受低压缸排汽温度控制，维持低压缸排汽温度在正常范围。1.1.2.6汽机冲转过程中，中压缸启动时应严密监视高压缸排汽金属温度的变化，确认高排通风阀在打开位置。1.1.2.7启动过程中必须注意汽机各部分金属内、外壁的温差应满足各允许温差图表中规定的最大值范围以内。汽机各部分金属温度变化率应符合允许金属温度变化率曲线规定的最大值范围以内。主机轴向位移变化在许可的范围内。1.1.2.8汽机升速过程中应注意汽缸缸胀、高中压缸胀差及低压缸胀差的变化，在胀差增大时，可采取调节蒸汽参数及稳定转速的方法（胀差正增长，应降低蒸汽温度），来减小胀差的进一步扩大。1.1.2.9汽机升速过程中，应在就地仔细倾听机组磨擦声音，并检查机组的振动及各轴承金属温度情况，若发现异常，须停机查找原因。1.1.2.10升速期间，下列条件之一发生时，转速应保持，若转速在临界转速范围内，升速至超过临界转速时保持a)轴承振动（≥0.125mm）。b)高中压差胀大（≥10.3mm，≤-5.3mm，低压差胀大（≥22mm）。c)低压缸排汽温度高（93℃）。d)主机真空低（≤-64.8kPa）。1.1.2.11汽机正常冲转升速过程中，禁止手动方式下的增减转速。146 471.1.1.1汽机达到并网转速前，润滑油温应在40℃～46℃；EH油压10.7～11.7MPa左右，油温45℃。1.1.1.2汽机转速3000r/min，必须确认主油泵入口压力达0.098～0.147MPa，轴承润滑油压大于0.176MPa，主油泵出口油压大于1.372MPa后，方可停运TOP、MSP，否则必须查找原因并通知维护进行调整。1.1.1.3发电机转速达1500r/min时，应详细检查发电机碳刷活动正常，无跳动。1.1.1.4机组并网前启动一台启动给水泵。1.2发电机并列操作1.2.1发电机恢复热备用1.2.1.1汽轮机冲转前完成的操作1.2.1.1.1检查发变组系统接地刀闸及接地线均已拆除。1.2.1.1.1检查发电机中性点接地变压器良好，中性点接地闸刀确已合好1.2.1.1.2检查发电机出口22kV1PT高压保险完好，且接触良好1.2.1.1.3将发电机出口22kV1PT小车推至“工作”位置，检查各一、二次触头接触良好，小车到位后锁定。1.2.1.1.4检查发电机出口22kV2PT高压保险完好，且接触良好。1.2.1.1.5将发电机出口22kV2PT小车推至“工作”位置，检查各一、二次触头接触良好，小车到位后锁定。1.2.1.1.6检查发电机出口22kV3PT高压保险完好，且接触良好。1.2.1.1.7将发电机出口22kV3PT小车推至“工作”位置，检查各一、二次触头接触良好，小车到位后锁定。1.2.1.1.8合上发电机出口PT端子箱内1、2、3PT二次开关。1.2.1.1.9检查发电机出口PT端子箱内1、2、3PT二次开关确已合好。1.2.1.1.10发电机热风保养装置在机组启动前1小时投入，并网前退出。1.2.1.1.11检查励磁系统灭磁开关Q02在断开位置1.2.1.1.12合上汽机MCC段励磁柜风机电源及励磁柜加热及照明电源1.2.1.1.13合上汽机房0米直流分屏励磁直流控制电源1.2.1.1.14合上启励电源开关1.2.1.1.15合上UNITROL-5000励磁调节器交流辅助电源开关（Q90）1.2.1.1.16合上励磁柜风机电源辅助变压器一次侧保险1.2.1.1.17合上励磁系统直流电源（1）、（2）开关（Q15、Q25）1.2.1.1.18合上24V交流电源开关（Q05）1.2.1.1.19合上24V直流电源开关（Q51）1.2.1.1.20合上起励电源小开关（Q03）1.2.1.1.21合上UNITROL-5000励磁调节器各个功率柜风机（1）、（2）开关Q11、Q121.2.1.1.22合上励磁调节器柜风机电源小开关Q961.2.1.1.23检查UNITROL-5000励磁调节器状态指示正常无报警信号146 481.1.1.1.1将UNITROL-5000励磁调节器“LOCAL/REMOTE”控制方式切为“REMOTE”1.1.1.1.2将UNITROL-5000励磁调节器控制方式设定为“自动”控制。1.1.1.1.3检查CRT画面上励磁调节器状态和反馈与控制盘相一致1.1.1.1.4暖机期间应检查发电机碳刷活动正常，无跳动，密封油系统，定子冷却水系统正常，氢气压力正常。1.1.1.2发电机定速前，应完成下列操作：1.1.1.2.1按规定投入发电机保护。1.1.1.2.2合上发变组出口开关直流电源开关1.1.1.2.3合上发变组出口开关两侧刀闸1.1.2发电机并列带初负荷1.1.2.1发电机采用自动准同期与系统并列1.1.2.1.1检查就地调节器控制方式为“自动”，“远方”控制。1.1.2.1.2检查DCS调节器方式AVR在“自动”控制。1.1.2.1.3合上发电机灭磁开关Q02。1.1.2.1.4点击机组DCS励磁系统画面励磁控制“on”和“confirm”按纽。1.1.2.1.5检查发电机启励正常。1.1.2.1.6检查发电机空载参数正常。1.1.2.1.7合上发电机同期装置电源。1.1.2.1.8点击DCS相应同期控制面板上的“SELRESET”按纽。1.1.2.1.9点击DCS相应同期控制面板上的“on”和“confirm”按纽。1.1.2.1.10检查发电机与系统并列良好，表计指示正常，并调整无功负荷。1.1.2.1.11检查发变组出口开关合闸良好，初带2%额定负荷进行暖机。1.1.2.1.12将500kV系统合环。1.1.2.1.13检查发电机定子三相电流指示正确。1.1.2.2发电机采用调节器手动通道升压与系统并列1.1.2.2.1检查就地调节器控制方式为“手动”，“远方”控制。1.1.2.2.2检查CRT调节器方式AVR在“手动”方式。1.1.2.2.3合上发电机灭磁开关Q02。1.1.2.2.4点击机组DCS励磁系统画面“on”和“confirm”按纽。1.1.2.2.5检查发电机启励正常，手动将发电机电压升至额定。1.1.2.2.6检查发电机空载参数正常。1.1.2.2.7合上发电机同期装置电源。1.1.2.2.8点击DCS相应同期控制面板上的“SELRESET”按纽。1.1.2.2.9点击DCS相应同期控制面板上的“on”和“confirm”按纽。1.1.2.2.10检查发电机与系统并列良好，表计指示正常，并调整无功负荷。1.1.2.2.11检查发变组出口开关合闸良好，初带2%额定负荷进行暖机。1.1.2.2.12将500kV系统合环。1.1.2.2.13检查发电机定子三相电流指示正确。146 491.1.1.1.1初负荷暖机，在自动状态下“ATC”自动设置，否则按启动曲线手动设定暖机时间。1.1.1.1.2初负荷暖机期间应利用调试汽源，启动第一台小机。待四抽压力达到规定之后，汽温与小机缸温匹配，将小机汽源倒至四段抽汽供汽。1.1.1.1.3初负荷暖机期间维持主、再热汽参数稳定。锅炉稳定燃烧，维持汽包水位正常。加强炉机协调操作。1.2制粉系统投运1.2.1启动密封风机、一次风机1.2.1.1确认密封风机、一次风机启动条件满足。1.2.1.2启动密封风机和一次风机。1.2.1.3调整一次风压高于8Kpa，投入一次风机、密封风机控制自动。1.2.2启动制粉系统1.2.2.1增加投入油枪数目，投入A磨煤机入口暖风器，暖A磨煤机。1.2.2.2确认A磨煤机燃烧器的等离子全部拉弧正常，热二次风温大于150℃，检查A磨煤机启动条件满足，启A磨煤机。1.2.2.3确认炉膛燃烧状况良好。1.2.3投入锅炉除灰、除渣系统运行1.2.3.1确认省煤器、空气预热器灰斗投入正常。1.2.3.2投入电气除尘器一电场运行。1.3初负荷暖机后操作1.3.1对中压缸启动要进行转换操作。1.3.1.1注意检查并记录好高低旁开度，高旁后流量不得太大，以防转换后负荷升得太高。高低旁在“AUTO”位置，主、再热汽压符合启动曲线要求。1.3.1.2按下“负荷增”按钮，汽轮机开始进行转换、升负荷，升负荷率依据热应力计算自动设定，否则手动设定（1%、3%、5%）注意：a.#1～#2ICV接近开满时，#1～#4CV开启，VV阀关闭，注意检查高排逆止门开启。b.随负荷增加，高低旁逐渐关闭至全关。1.3.1.3初负荷暖机后，汽轮机转换操作过程中应注意汽包水位变化，转换操作完成后，应全面检查、热紧各疏放水门。1.4机组升负荷1.4.1机组升负荷至120MW1.4.1.1负荷120MW时，检查主机下列疏水阀应自动关闭，否则手动关闭：a．主汽母管疏水和高压主汽门前疏水；b.#1、#2高压主汽门上、下阀座疏水；c.#1、#2中联门阀座疏水；d.热段母管疏水和#1、#2中联门前疏水；146 50e.高排逆止门前后疏水及冷段母管疏水；f.高调门导管疏水。1.1.1.1负荷120MW，除氧器由备用汽源倒至本机四段抽汽。1.1.1.2确认小机供汽参数稳定，根据锅炉给水系统需求投入汽动给水泵运行。1.1.1.3确认汽包水位已自动转至三冲量方式，确认汽包水位稳定；根据给水泵运行情况，投入汽包水位自动调节。1.1.1.4机组负荷升至120MW左右时，根据主汽压要求，确认启动条件满足，启动并投入第二套制粉系统运行。在两台磨煤机投运后，氧量调整可根据情况投自控。1.1.1.5根据汽温上升情况，可适量投入减温水运行。注意保持主、再热蒸汽过热度。1.1.2机组升负荷至150MW1.1.2.1负荷150MW，从低到高依次开启高加各级抽汽逆止门及电动门，投入高加运行。1.1.2.2机组大修后首次启动，应在150MW负荷下稳定运行4小时，然后发电机解列做主机超速试验。1.1.3机组升负荷至180MW1.1.3.1机组负荷升至大于180MW时，确认氧量自动投入。根据机组状况，投入协调控制。1.1.3.2空预器吹灰汽源切至锅炉本体，检查蒸汽系统低压段疏水阀关闭。1.1.3.3全面关闭机侧疏放水门。1.1.3.4投入快切装置，将厂用电切换至高厂变带。1.1.4机组升负荷至300MW1.1.4.1机组负荷升至240MW左右时，启动并投入第三套制粉系统运行。1.1.4.2机组负荷升至270MW左右时，确认炉膛内燃烧稳定，锅炉各运行参数平稳，油枪可以全部退出。开启燃油再循环门，并提前通知油区值班员。1.1.4.3当负荷大于270MW时，注意主汽温度应提升至490度以上，并检查DEH“低汽温保护动作”已复归，方可加负荷，以防低汽温保护动作。负荷低于300MW时注意主汽温度升至498后不得再下降，以防低汽温保护动作。1.1.4.4投入电气除尘器全部电场运行1.1.4.5机组负荷300MW时，确认主蒸汽压力10MPa，主汽温度520℃，再热汽温510℃。此时可使燃尽风风门挡板投自控。1.1.4.6开启本机冷段至高压辅汽联箱电动隔离门。1.1.4.7启动第二台汽动给水泵，当转速与运行的汽动给水泵转速相同时，投转速控制自动。1.1.4.8逐渐降低电动给水泵出力，两台汽泵运行正常后，停电动给水泵，投入备用。1.1.4.9确认主、再热减温水控制在自动位，烟气挡板控制在自动位，确认主、再热汽温调节正常。1.1.4.10确认各系统运行正常，投入所有自动控制。发现问题及时联系热工处理。1.1.5机组升负荷至480MW1.1.5.1机组负荷420MW以上，确认锅炉燃烧稳定，可进行炉膛吹灰。1.1.5.2当主蒸汽压力达到9.8MPa后，开大连排进行洗硅，根据化学分析，当炉水含硅量达到下一级压力允许含硅量时，才能继续升压。按下表各压力下的要求进行洗硅。146 51压力（MPa）9.811.814.716.717.7SiO2含量（mg/L）3.31.280.50.30.21.1.1.1负荷360MW，根据需要汽轮机四抽向本机辅汽联箱供汽。1.1.1.2机组负荷360MW左右，启动并投入第四套制粉系统。1.1.1.3机组负荷480MW时，启动投入第五套制粉系统。1.1.2机组升负荷至600MW1.1.2.1设定目标负荷600MW，主汽压力16.7MPa。主汽温度541℃，再热汽温541℃。机组继续升负荷至600MW。1.1.2.2机组负荷600MW稳定，对锅炉进行一次全面吹灰。1.1.2.3机组负荷600MW稳定，全面检查、调整使机组各设备系统处于最佳运行状态，无异常情况后机组进入正常运行阶段，统计机组现有缺陷。1.2机组启动注意事项1.2.1锅炉启动注意事项1.2.1.1锅炉启动过程中，应严密监视下列参数。1.2.1.1.1锅炉汽包水位；炉膛压力。1.2.1.1.2锅炉燃油压力，锅炉受热面金属温度。1.2.1.1.3空气预热器出入口压差；排烟温度；预热器冷端平均温度。1.2.1.1.4各运行辅机电流、温度、振动等。1.2.1.2锅炉启动过程中，应严格控制汽包上下壁温差及炉水温升率满足要求。使汽包上、下壁温差<56℃；内、外壁温差<28℃。当锅炉启动，汽包压力＜0.1MPa.g，汽包温度汽包温度变化应小于1.1℃/min，当锅筒压力＜6.0MPa.g时，温度变化应小于1.5℃/min。1.2.1.3机组高低压旁路系统投入前,应控制炉膛出口烟温小于540℃，并监视各级受热面金属壁温不超过控制值。1.2.1.4各基地式调节装置投入运行后，应确认其调节性能良好，被调参数稳定。1.2.1.5锅炉启动过程中，密切注意空预器出口烟温及其吹灰器投入情况。1.2.1.6油燃烧器投入运行后，应有专人检查，发现漏油、燃烧不良、没着火等现象应及时处理。1.2.1.7油燃烧器退出运行后，应处于备用状态，就地检查油枪已退出炉膛。1.2.1.8煤燃烧器投入运行后，应注意监视调整炉内燃烧，控制好汽温和烟温正常上升。再热蒸汽温度控制正常用烟气挡板控制，事故情况下用喷水减温；过热蒸汽用喷水减温。二级减温器的温降一般可设置为7℃；为防止喷水减温器后蒸汽凝结和带水，一级减温器减温后的蒸汽温度一般不能低于当时运行压力下的饱和温度加一个裕度（△D）当压力小于12.1Mpa.g时，△D至少为28℃；大于17.6Mpa.g时，△D至少为14℃。中间压力△D值可通过线性差值得到。如果一级减温器减温后不能满足达到汽温要求，则可通过增大二级减温器减温幅度。1.2.1.9投用燃烧器应按先下层、后上层；先前墙，后后墙的原则进行。尽可能保持对冲燃烧方式。146 52在冷态启动时，首先点最底层燃烧器，给炉膛下部提供热量以提升压力和维持较低的蒸汽温度；热态启动时，首先点燃中间层的燃烧器以维持汽温。磨煤机对应的燃烧器组投煤粉前需要保证该组燃烧器中的所有油枪均已投运；磨煤机正常停运时，该组燃烧器的油枪应处于运行状态，即停磨煤机前应先点燃相应的油枪。油枪停运时应单个独立操作；油枪的停运不允许自动操作。1.1.1.1启动过程中，尤其是升负荷时，应定期监视并记录壁温测量值。防止受热面金属超温。1.1.1.2启动期间应定期对锅炉主要膨胀点进行检查,并记录膨胀值，直至带满负荷。1.1.1.3在冷态启动时，初始投入的油枪数目不宜过多，锅炉应按启动曲线逐渐升温升压。1.1.1.4启动过程中，应按要求进行吹灰。吹灰器投入后，应及时到就地检查，防止吹灰器卡在炉膛内烧坏。1.1.1.5整个升压过程，当SiO2含量超限时应停止升压，并开大连排进行洗硅。1.1.1.6锅炉启动过程中，要注意监视空预器各参数的变化，防止发生二次燃烧，当发现出口烟温不正常升高时，投入空预器连续吹灰和进行必要的措施处理。1.1.2汽轮机启动过程中注意事项1.1.2.1汽轮机启动后，要防止主蒸汽、再热蒸汽温度较大幅度波动，严防蒸汽带水。1.1.2.2整个启动过程中，要注意排汽装置、除氧器、加热器、闭式水箱、定子冷却水箱水位正常，各油箱油位正常，油温符合要求。1.1.2.3冲转后主机润滑油温投入自动。1.1.2.4汽轮机升速过程中，应在就地仔细倾听机组磨擦声音，若发现异常，须停机查找原因。升速期间，下列任一条件发生时，EHG发出转速保持命令，若转速在临界转速范围内，EHG将升速至超过临界转速时保持：a.轴承轴振动（≥0.125mm）；b.高中压差胀大（≥10.3mm，≤-5.3mm，低压差胀大（≥22mm）；c.轴承回油温度高75℃；d.推力轴承金属温度高85℃；e.低压缸排汽温度高93℃；1.1.2.5中压缸启动应严密监视“VV”阀状态正确，并与就地一致。转换区之前严密监视高压调节级温度、一段抽汽温度、高压排汽缸及高压缸排汽温度。1.1.2.6TOP、MSP油泵停运时，要监视润滑油压的变化情况。1.1.2.7转换区操作时，要保证高旁后流量符合转换要求。1.1.2.8升速及升负荷过程中，进行每步操作时都要检查“ATC”异常报警窗应无异常报警出现，否则“ATC”将无法执行。1.1.2.9发电机并列前注意低压缸排汽温度不应超过93℃。1.1.2.10机组升负荷过程中，及时对发电机补充氢气。1.1.2.11机组负荷大于30%额定负荷，根据机、炉情况选择控制方式。1.1.3发电机同期并列时的注意事项：1.1.3.1汽轮机转速达到3000r/min时，才允许合上发变组500kV出口刀闸；146 531.1.1.1发电机启励后，如无特殊原因，要在10min内并网，否则将发电机灭磁；1.1.1.2并列时，单元长监护，主值操作；1.1.1.3禁止本机其它同期回路操作；1.1.1.4发电机升压前应注意监视发电机冷却系统及密封油系统运行良好，发电机升压后应检查发电机空载参数正常，定子电流接近零值且三相平衡。1.1.1.5发电机并列后，确认发变组出口断路器三相合闸良好，并应尽快增加发电机有、无功负荷至零以上，以防止逆功率保护动作解列。1.1.1.6发电机并列后，有功负荷的上升速度必须遵守机组运行的规定。1.1.1.7发电机并列后，应详细检查一次发变组系统，特别要注意各设备的冷却装置，冷却介质参数合格和各部位温度变化，无漏油、水、氢等异常现象。1.1.1.8发电机并列后应注意监视主变、高厂变温度并及时检查主变、高厂变冷却器是否自动投入（当达到投入条件时）。1.1.1.9发电机带稳定负荷以后，应对发变组一、二次系统进行一次详细检查。1.2其它状态启动1.2.1热态启动1.2.1.1热态启动除严格执行冷态启动的有关规定及操作步骤外，按热态启动曲线进行升速、暖机、带负荷。1.2.1.2冲转参数如下（高压缸启动冲转参数查高压缸启动曲线）：主汽压力：8.62MPa；主汽温度：440℃；再热汽压：1.10MPa；再热汽温：420℃；排汽装置压力：＜25KPa；高旁流量：＞190t/h；高低旁开度正常；升速率:300rpm/min；1.2.1.3进入汽轮机的主再热蒸汽至少有50℃的过热度且高中压第一级蒸汽温度与缸温的不匹配度在±56℃之间。1.2.1.4主机润滑油温不低于38℃。1.2.1.5在盘车状态下应先送轴封，后抽真空，注意轴封蒸汽温度与汽轮机缸温相匹配。检查轴封蒸汽母管压力应正常，轴封汽母管温度为208-375℃，低压轴封蒸汽温度在121～177℃之间。1.2.1.6锅炉点火后，及时投用旁路系统，严格按升温升压率控制主再热蒸汽温度，以满足机组寿命要求。1.2.1.7汽轮机冲转前，必须确认汽轮机处于盘车状态或汽轮机还处于惰走阶段但转速不在临界转速区域内，严禁汽轮机在临界转速区域惰走时冲转升速。1.2.1.8汽轮机冲转升速时，应严密监视高中压缸第一级金属温度变化率，高低压胀差、汽缸膨胀变化和机组振动情况。1.2.1.9汽轮机状况允许时，可以不进行中速暖机，快速冲转、升速，避免汽缸冷却。1.2.1.10确定锅炉具备热态启动条件，锅炉点火后应严格按照附录相应启动曲线控制主再热蒸汽的升温、升压率，不可过快。146 541.1.1极热态启动1.1.1.1运行中机组跳闸，如果故障能很快排除且机组准备马上启动时，则不破坏真空。1.1.1.2极热态启动冲转参数（高压缸冲转参数查高压缸启动曲线）：主汽压力：12.9MPa；主汽温度：500℃；再热汽压：1.10MPa；再热汽温：480℃；排汽装置压力：＜25KPa；高旁后流量：＞190t/h；高低旁开度正常；升速率：300rpm/m；1.1.1.3执行热态启动的有关规定及注意事项。1.1.1.4按冷态启动操作，汽轮机可快速冲转、升速、并网，按缸温对应曲线快速带负荷，避免汽缸冷却，在启动中尽量保持较高真空。1.1.1.5确定锅炉具备极热态启动条件，锅炉在允许的条件下尽快进行炉膛吹扫和点火。1.1.1.6锅炉点火后，严格按照附录对应启动曲线规定进行升温、升压，升温、升压率不可过快。2146 55机组正常运行及维护1.1机组日常检查维护1.1.1运行维护内容1.1.1.1各岗位运行人员应按运行日志要求定时、正确抄录表计，并将值班中机组发生的异常及操作情况完整记录在运行日志内。1.1.1.2机组运行或备用时，应定时、定线对设备进行巡回检查。对油系统重点检查，严防漏油着火事故的发生。发现问题及时汇报联系相关部门进行处理，并把设备缺陷输入微机，针对设备缺陷积极做好事故预想。做隔离措施时，应注意不要影响热工信号，必要时，由热工确认、解除可能误动的保护。1.1.1.3经常检查机组运行情况和监视表计指示。当发现表计指示和正常值有差异时，应查明原因。设备出现故障时，应及时联系、汇报，并采取必要措施。各运行设备的电流、声音、温度、振动、轴承油位等应正常。1.1.1.4备用设备应处于良好的备用状态，联锁在投入位置。1.1.1.5在下列情况下应特别注意机组运行情况：1.1.1.5.1负荷急剧变化；1.1.1.5.2蒸汽参数或真空急剧变化；1.1.1.5.3汽轮机内部有不正常的声音；1.1.1.5.4系统发生故障；1.1.1.5.5自动不能投入时。1.1.1.6及时合理调整运行方式，分析处理设备异常，确保安全经济运行。1.1.1.7根据负荷变化，监视、调整好汽轮机轴封蒸汽压力。1.1.1.8运行值班人员应按规定做好设备的定期试验、轮换工作，并有权监督有关人员做好设备的预防性维护工作，如设备的定期加油、介质的化验、定期紧螺丝、冲洗表管等等。1.1.1.9设备运行中应严密监视其运行参数和运行状态，除事故处理外，严禁设备超出力运行。1.1.1.10新投入运行或异常运行的设备要加强巡检和监视。1.1.2变压器的运行规定1.1.2.1运行中的变压器电压允许额定值的95—105%范围内，其额定容量不变。1.1.2.2变压器外加的一次电压可以较额定电压高，但不得超过相应分接头额定电压值的105%。1.1.2.3主变在额定容量、环境温度40℃连续负载下温升限值：(单位：K)顶层油温升绕组平均温升油箱热点温升铁芯热点温升506075751.1.2.4主变满负荷运行且环境温度为40℃时，全部冷却器退出运行后，允许满负荷运行至少20min，当油面温度不超过75℃时，允许上升到75℃，但切除冷却器后的变压器允许最长运行1h。在不同环境温度下投入不同数量的冷却器时，变压器允许满载运行时间及持续运行的负载系数见下表：146 56运行冷却器数满负荷运行时间(min)持续运行的负荷率10℃20℃30℃40℃10℃20℃30℃40℃139030021012085%75%65%55%2连续360027001800100%95%90%85%3连续连续连续连续100%100%100%100%1.1.1.1主变在40℃环境温度下过负荷能力见下表：过电流(%)2030456075100允许运行时间(s)480120604520101.1.1.2自然循环风冷、自然冷却的变压器，上层油温最高不得超过95℃,为防止油劣化过速，上层油温不宜经常超过85℃，温升不得超过55℃。1.1.1.3变压器不应以额定负荷时上层油温低于最高上层油温作为过负荷运行的依据。1.1.2变压器瓦斯保护的运行与操作规定1.1.2.1正常运行的变压器，重瓦斯保护应投“跳闸”位置，轻瓦斯保护应投“信号”位置，有载分接开关的瓦斯保护应接跳闸。1.1.2.2运行中变压器干簧式瓦斯继电器的试验探针严禁按动；1.1.2.3运行中的变压器进行滤油、补油、更换油净油器的吸附剂或需换潜油泵时，或瓦斯保护回路有工作以及继电器本身存在缺陷时，应将重瓦斯保护投信号位置，此时其它保护装置仍应接跳闸，工作结束后待空气放尽后，方可恢复。1.1.2.4当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时，应先将重瓦斯保护改投信号位置，然后才能工作，以防瓦斯保护误动跳闸。1.1.2.5需要停运重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，并限期恢复。1.1.2.6变压器的重瓦斯保护退出运行时，严禁退出变压器的其它主保护。1.1.2.7在地震预报期间，应根据变压器的具体情况和气体继电器的抗震性能，确定重瓦斯保护的运行方式。地震引起重瓦斯保护动作停运的变压器，在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验，确认无异常后方可投入。1.1.2.8在大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改投信号位置。1.1.3变压器分接开关的运行1.1.3.1主变压器分接头的切换，应根据系统电压需要来决定，切换操作应有上级调度的命令，其它的厂用变压器的分接头则是根据本厂厂用电电压情况而决定的。1.1.3.2无载调压变压器调整分接头时，需将变压器停电并做好安全措施后方可进行。调整时应多次转动分接头，消除氧化膜和油污。调整后，应测量其接触电阻符合要求，并作好分接头调整的记录。1.1.3.3有载调压变压器的分接头调整时，无需将设备停电，正常情况下采用远方电动操作，当电动操作机构失灵或在校准分接头位置时，就地手动用手摇把操作。1.1.3.4调整有载调压分接头时，应点动逐级调压，同时监视分接位置及电流电压的变化。1.1.3.5有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，两变压器的分接电压应尽量靠近。1.1.3.6在调节有载调压分接头时，如果出现分头连续动作的情况，应立即断开操作电源，而后用手动方式将分接头调至合适的位置。1.1.3.7当系统发生短路或变压器过载时，禁止调节变压器的有载调压分接头。146 571.1.1.1新投入的分接开关在投运后1-2年或切换5000次后，必须进行检修。如果有载调压装置长期不调和长期不用，应在有停电机会时，在最高和最低分接间操作几个循环。1.1.1.2如果有载调压装置不投入运行或停电时间超过8周，电动机构的加热器应通电运行。1.1.2变压器的并列运行1.1.2.1变压器的并列运行应满足下列条件1)绕组接线组别相同。2)电压变比相同。3)阻抗电压相等。4)阻抗电压不同的变压器，在任何一台都不会过负荷的情况下，可以并列运行。1.1.2.2注意事项1)新安装或变动过内、外连接以及改变过接线组别的变压器，在并列之前必须定相。2)变压器的并列运行时间应尽量短。3)厂用电倒换操作时应防止非同期并列。1.1.3发电机正常运行中的检查1.1.3.1发电机正常运行中的检查规定1.1.3.1.1发电机运行参数正常；1.1.3.1.2发电机本体清洁无异物，无漏水、漏气、渗油现象；1.1.3.1.3发电机本体各部分无异音、无异常振动、无异味；1.1.3.1.4发电机各部温度正常，无局部过热现象，定子线圈各温度参数符合规定的要求。1.1.3.1.5运行中还应对定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差进行监视。温差控制值应按制造厂规定执行。制造厂无明确规定则参照如下限额执行：定子线棒最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时，应报警、查明原因并加强监视。此时可降低负荷。一旦定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过85℃时，在确认测温元件无误后，为避免事故扩大，应立即停机，进行反冲洗及有关检查处理。1.1.3.1.6发电机进、出水温，风温正常，水冷系统、氢冷系统各参数及机壳内氢气压力、纯度、温度、湿度各参数符合规定的要求。1.1.3.1.7发电机碳刷、滑环、均压弹簧安装牢固，无过热冒火现象，定期测碳刷尾部温度以判断运行是否正常；1.1.3.1.8发电机刷架引线、滑环正常，刷架与滑环间隙正常；1.1.3.1.9检查刷架处的空气过滤器正常。当此过滤器堵塞时，应及时清理。1.1.3.1.10封闭母线无振动，放电、局部过热现象。1.1.3.1.11发变组保护投入运行正常，无异常报警信号。1.1.3.1.12各CT、PT、中性点变压器无发热、振动及异常现象。1.1.3.1.13机组附近清洁无杂物。1.1.3.2励磁系统的检查1.1.3.2.1控制室内检查1）发电机电压、无功、励磁电压、励磁电流表指示正常且稳定；146 582）CRT画面励磁系统各状态正确，无报警。1.1.1.1.1励磁调节器检查1）励磁系统元件无松动、过热、保险无熔断的现象，AVR面板各指示灯指示正确，风机运行正常；2）调节器柜+ER没有任何报警，各仪表指示正常；3）各整流柜各冷却系统工作正常，空气进出风口无杂物堵塞；4）五个整流柜电流指示基本平衡，其中任一整流柜电流不大于电流平均值的15%；5）调节器无异常声音和异味；６）功率柜各柜门均在关闭状态，通风机运行正常；７）励磁小间温度正常，空调运行良好。1.1.1.1.2励磁变压器检查1)检查变压器内部运行声音正常，无焦味；2)检查变压器各接头紧固，无过热变色现象，导电部分无生锈、腐蚀现象，套管清洁、无爬电现象。3)线圈及铁芯无局部过热和绝缘烧焦的气味，外部清洁，无破损、无裂纹。4)封母及共箱母线完好，变压器本体无搭挂杂物；5)线圈温度正常，变压器温控仪工作正常；6)检查变压器前后柜门均应在关闭状态；7)检查变压器无漏水、积水现象，照明充足，周围消防器材齐全。1.1.1.2变压器运行中检查1.1.1.2.1变压器运行中检查的规定1.1.1.2.2正常情况下，变压器及其冷却装置每班检查二次，其中包括接班前的检查。1.1.1.2.3新投或大修后的变压器，在投运的最初8h，应每两小时检查一次，以后按正常要求进行检查。1.1.1.2.4变压器异常或过负荷运行时，应加强检查，适当增加检查次数。1.1.1.2.5气候剧变时，应重点检查变压器的油位、油温的变化情况。1.1.1.2.6处于备用状态的变压器，也应按运行变压器的标准进行检查。1.1.1.3油变压器运行中的检查项目1.1.1.3.1变压器的油枕、套管的油位正常，油色透明，无渗、漏油现象；1.1.1.3.2主变运行期间应经常检查集气室小管式油表的油位，如果油面降到小管式油表的中下部，应打开排气管路下部的阀门将气体排出。1.1.1.3.3变压器的声音正常；1.1.1.3.4变压器本体及套管清洁，套管无破损裂纹和放电痕迹及其它异常现象；1.1.1.3.5瓦斯继电器内充满油，无气体，通往油枕的阀门在打开位置；1.1.1.3.6各冷却器温度应相近，风扇、潜油泵运行正常，油流指示器工作正常；1.1.1.3.7变压器的温度、温升不超过规定；1.1.1.3.8吸湿器完好，吸附剂干燥；1.1.1.3.9压力释放器或安全气道应完好无损；146 591.1.1.1.1引线接头、电缆、母线无过热、变色现象；1.1.1.1.2各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮；1.1.1.1.3中性点接地电阻箱内无异常现象。1.1.1.2下列情况应对变压器进行特殊检查，增加巡视检查次数：1.1.1.2.1新设备或经检修、改造过的变压器在投运72h内；1.1.1.2.2有严重缺陷时；1.1.1.2.3气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）；1.1.1.2.4雷雨季节特别是雷雨后；1.1.1.2.5高温季节、高峰负载期间；1.1.1.2.6变压器过负荷运行时。1.1.1.3变压器的特殊检查项目1.1.1.3.1过负荷运行时，应加强检查变压器油温和油位的变化，接头有无过热的现象。1.1.1.3.2大风天气，应检查室外变压器的接头引线有无摆动和松动，导电体及绝缘瓶有无搭挂杂物。1.1.1.3.3雷雨天气，应检查变压器瓷瓶，套管有无放电、闪络现象。1.1.1.3.4大雾天气，应检查变压器瓷瓶，套管有无放电、闪络现象。1.1.1.3.5下雪天气，应检查瓷瓶，引线的积雪情况，接头的发热情况和冰馏的挂接情况。1.1.1.3.6短路后，检查各部有无变形，变压器是否有喷油现象。1.1.2设备定期工作1.1.2.1正常运行定期工作序号工作内容工作日期班次操作人监护人要求1热工信号试验每班接班副值灯光、音响正常2汽包、除氧器、排汽装置水位计就地远方校对每班副值指示一致3高压主汽门活动试验周一后夜主值或副值单元长或机组长就地监视动作正常4中调门活动试验周一后夜主值或副值单元长或机组长就地监视动作正常5抽汽逆止门活动试验周二白班主值或副值单元长或机组长稍动既可6胶球清洗每天一次前夜副值---夏季增加次数7主油箱等油位计活动试验周三白班副值---无卡涩，报警正常8主油箱排污每天一次白班副值---9密封油系统滤网手柄转动排污周一白班副值---10锅炉全面吹灰每天一次白班副值--11高调门活动试验每月10日后夜主值单元长或机组长就地监视动作正常12MSP、TOP、EOP联动试验，盘车马达启动每月25日前夜主值或副值单元长或机组长EOP运行要大于20min13凝结水泵切换每月2日白班主值或副值单元长或机组长启动前测绝缘15危急保安器活动试验每月3日前夜主值或副值单元长或机组长就地确认锁定后试验16主跳闸电磁阀动作试验每月3日前夜主值或副值单元长或机组长动作正常17A小机高、低压主汽门活动试验小机连续运行3月前夜副值单元长或机组长无卡涩18小机交流油泵切换，直流油泵启动试验每月5日夜班主值或副值单元长或机组长直流油泵连续运行大于20min146 6019备用供油泵、汽轮机盘车电机测绝缘每月5、20日前夜副值副值20B小机高、低压主汽门活动试验小机连续运行3月前夜副值单元长或机组长无卡涩21机械真空泵切换每月7日前夜副值单元长或机组长启动前测绝缘22电泵启动试验每月8日白班副值单元长或机组长空载24开式泵切换每月9日前夜副值单元长或机组长启动前测绝缘25闭式泵切换每月9日前夜副值单元长或机组长启动前测绝缘26EHG油泵联动试验及切换每月10日白班主值或副值单元长或机组长27轴冷风机切换每月10日白班副值--28电泵、高压水泵测绝缘每月10日前夜副值副值29开式循环水滤网、循环冷却水滤网、大机真空泵冷却水滤网冲洗排污周四前夜副值副值根据季节等情况可适当增加次数30#3、4机 机、炉保安MCC电源自投试验停机后、起机前(一月一次)前夜主值或副值主值或副值各电源联动正常31主密封油泵切换，直流密封油泵启动试验每月18日白班主值或副值单元长或机组长直流油泵连续运行要大于20min32定子冷却水泵切换每月19日白班主值单元长34密封油真空泵放水不定期副值副值有水时执行35冲洗汽包水位计脏污时副值单元长低负荷时冲洗36火检探头冷却风机每月15日后夜主值或副值单元长或机组长37密封风机每月10日主值或副值单元长或机组长38风机油站油泵每月15、20、25日后夜副值单元长或机组长39磨煤机油站油泵每月5、10、15日后夜副值单元长或机组长40磨煤机油站滤网压差高时副值单元长或机组长41锅炉长吹灰器吹灰每天一次后夜副值42锅炉短吹灰器吹灰每天一次白班副值负荷420MW以上43空气预热器吹灰每班两次副值煤油混烧时加强44风机油站滤网压差高时副值单元长或机组长45厂用空压机/干燥塔每月5日白班副值单元长或机组长46空气预热器主辅驱动电机副值单元长或机组长启炉前47等离子冷却水泵每月4日白班副值单元长或机组长等离子投入时不做48等离子冷却风机每月4日白班副值单元长或机组长等离子投入时不做49锅炉油枪点火试验每月二次后夜副值单元长或机组长低负荷时试验50压缩空气管线排水每月二次白班副值51泵体顶部放空气每日白班副值根据实际情况52#3、#4主变冷却器电源切换试验每月1日白班巡检员主值联动正常146 6153事故照明保安段切换试验每月10日白班巡检员副值联动正常54备用变压器测绝缘每月25日前班巡检员副值1.1.1.1设备检修前后工作序号项目要求1真空严密性试验每月25日或停机时进行2汽轮机超速试验大修后应试验两次，动作转速为3300～3330rpm，两次动作转速差<18rpm3危急保安器注油及注油升速试验检修后或机组运行6～12个月后进行4发变组、变压器、电动机保护传动试验机组大、小修后进行5机、炉、电主保护试验机组大、小修后进行6各辅机联锁、保护试验机组大、小修后进行7电动门、气动门试验机组大、小修后进行8汽轮机调速系统静态试验大修后或调速系统调整后进行9主汽门、调门严密性试验大修后进行10锅炉汽水系统、高低压加热器、除氧器、辅汽系统等各安全门校验大修后或安全阀调整后进行11除氧器水压试验每六年一次12小机超速试验大修后或调速系统调整后进行13空气预热器漏风试验大修后进行14锅炉水压试验大修后或大面积金属受热面更换后15锅炉安全门校验和ERV阀试验大、小修后进行或安全门动作解体后16机组热力试验大修前后各一次1.2机组运行方式1.2.1机组控制1.2.1.1机组负荷在30%～100%范围内均可在协调控制方式下运行。只要系统没有故障应尽量投入协调控制。机组在启动过程中，当三台磨投入自动后，就应逐级投入协调方式。正常运行中，根据主辅设备健康水平选择机组控制方式。出现下列情况之一时，应迅速解除协调控制，切为手动调整，以免事故扩大：1.2.1.1.1出现RB工况，而RB功能未自动实现；1.2.1.1.2调节特性变差，机组主要参数偏离正常控制范围，长时间不回复；1.2.1.1.3机组在高负荷运行时，主蒸汽压力持续上升而主汽温急剧下降。1.2.1.2机组控制方式1.2.1.2.1基本方式（BASE）当锅炉控制器与汽轮机控制器都在手动方式时，控制方式便为基本方式。1.2.1.2.2汽轮机跟随方式1（TF1）汽轮机主控自动，锅炉主控在手动，汽轮机调门维持机前压力。146 621.1.1.1.1汽轮机跟随方式2（TF2）汽轮机主控自动的基础上，投入锅炉主控自动，LDC自动进入该方式，在该方式下，汽轮机调门维持机前压力，锅炉处于自动跟踪方式。1.1.1.1.2锅炉跟随方式1（BF1）锅炉主控在自动方式，汽轮机主控在手动方式，锅炉维持机前压力。1.1.1.1.3锅炉跟随方式2（BF2）在锅炉主控自动的基础上，投入汽轮机主控自动，LDC自动进入该方式，在该方式下，锅炉维持机前压力，汽轮机处于自动跟踪方式。1.1.1.1.4以机跟炉为基础的机炉协调汽轮机、锅炉侧均自动方式，汽轮机维持机前压力，锅炉控制机组负荷。1.1.1.1.5以炉跟机为基础的机炉协调汽轮机、锅炉侧均自动方式，汽轮机控制机组负荷，锅炉维持机前压力。1.1.1.1.6远方自动调度系统（ADS）LDC在BF2、TF2或CCS方式下均可进入ADS方式。在该控制方式下，允许远方调度员通过ADS对机组负荷进行控制。因为ADS模式在BF2、TF2或CCS方式下都有可能出现，所以可在这些模式间相互切换。在下列情况下ADS方式将被自动切换至原控制方式：闭锁负荷增、闭锁负荷减、远方调度无效、甩负荷。LDC最大、最小负荷限值在ADS方式下仍有效。1.1.2机组自动甩负荷（RB）、机组自动迫降负荷1.1.2.1机组在CCS方式下运行，负荷＞50%，当出现下列情况之一时LDC甩负荷1.1.2.1.1一台汽动给水泵跳闸；1.1.2.1.2一台一次风机跳闸；1.1.2.1.3一台磨煤机跳闸；1.1.2.1.4一台送风机跳闸；1.1.2.1.5一台引风机跳闸。1.1.2.2机组在CCS方式下运行，负荷＞50%，当出现下列情况之一时自动强减负荷1.1.2.2.1煤控制器在最大但燃料量远小于指令要求；1.1.2.2.2送风机出力最大但风量远小于指令要求；1.1.2.2.3给水量最大但给水量远小于指令要求；1.1.2.2.4引风机出力最大但炉膛负压远小于指令要求；1.1.2.2.5一次风机出力最大但一次风压远小于指令要求。1.1.3机组自动闭锁负荷变动1.1.3.1当出现下列情况之一时，闭锁负荷减1.1.3.1.1给水流量大于指令或给水量在最小；1.1.3.1.2风量大于指令或送风机出力在最小；1.1.3.1.3煤量大于指令或煤控制器输出在最小；1.1.3.1.4炉膛负压大于指令或引风机出力在最小；1.1.3.1.5一次风压大于指令或一次风机出力在最小。146 631.1.1.1当出现下列情况之一时，闭锁负荷增1.1.1.1.1煤控制器输出在最大或燃料量小于指令；1.1.1.1.2送风机出力在最大或风量小于指令；1.1.1.1.3给水在最大或给水量小于指令；1.1.1.1.4引风机出力在最大或炉膛负压小于指令；1.1.1.1.5一次风机出力在最大或一次风压小于指令。1.1.2机组保护联锁运行方式1.1.2.1所有运行、备用设备的保护、联锁必须投入。有问题需退出运行时，必须经过规定的审批手续。运行中发现某参数异常，确认为测量回路或测量元件故障时，为防保护误动，必须立即联系热工人员解除可能误动的保护。动力设备跳闸后必须检查电气保护是否动作，再确认热工保护，跳闸原因不清时，不得再将设备投入运行（事故处理除外）。备用设备联动后，应彻底查清联动原因，若为原运行设备故障引起，应停下检修。1.1.2.2锅炉运行中，严禁随意退出火焰探头或联锁装置，因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准，并事先做好安全措施。热工仪表、保护、制粉系统控制电源应可靠，防止因瞬间失电造成锅炉灭火。1.1.2.3机组跳闸后，应解除“电跳机”保护。启励后，立即投入“电跳机”保护。1.1.3冷却水系统运行方式1.1.3.1辅机循环水、开式水、闭式水等冷却水系统应保持正常运行，连续向各冷却水用户提供冷却用水。1.1.3.2冬季辅机循环水温低于10℃时，应加大外环淋水和水幕喷水，必要时加挂挡风板。冬季机组启动时，先开水塔旁路门，待辅机循环水温达15℃以上时，再将冷却水倒上水塔。冬季机组停运后，及时开启旁路门，防止冷却水塔结冰。辅机循环水系统停运时，应先停运开式水系统，再停循环水泵。循环水泵切换及小机凝汽器管束泄漏时，禁止投运胶球清洗系统。1.1.4辅汽系统运行方式厂用蒸汽系统无检修工作，#5、#6机高低压辅汽联箱联络门应保持开启，各机冷段至辅汽电动门在机组负荷50％以上时应打开。辅汽至除氧器及给水泵汽轮机备用汽源应保持热备用状态。1.1.5发电机运行方式1.1.5.1参数变化对发电机的影响正常运行的发电机，其各参数应保持在额定值允许的范围内运行，当参数偏离额定值时，应及时调整，使发电机保持在合理的运行工况。当参数发生变化时，必须遵循下列原则：1.1.5.1.1正常运行时定子绕组进水温度应高于冷氢温度至少2℃～5℃，任何情况下定子冷却水及氢冷器冷却水在发电机内的压力值都应低于氢气压力至少0.04Mpa。1.1.5.1.2发电机定子电流1)发电机在额定参数下连续运行，不平衡电流应小于8%的额定电流，短时负序电流须满足I2t≤10的要求。146 642)定子电流能承受短时过电流运行，且满足下列公式：(I2-1)t=37.5s其中：I—定子电流的标么值；t—持续时间，适用范围10s-60s,每年不超过两次。1.1.1.1.1发电机不同氢压时的出力：(见附图“运行容量曲线”)1)氢压0.2MPa时(cosφ=0.9)400MW2)氢压0.3MPa时(cosφ=0.9)500MW1.1.1.1.2发电机进相运行的能力：(见附图“运行容量曲线”)超前功率因数0.95带额定功率长期连续运行。1.1.1.1.3发电机失磁运行能力：(见附图“失磁运行曲线”)240MW，持续15分钟。1.1.1.1.4发电机电压和频率1)发电机运行期间周波的变化范围为50±0.5Hz，能保证发电机在额定出力下运行。允许范围见下表(见附图“电压频率偏差范围”)频率(Hz)允许时间每次(秒)累计(分钟)51.0-51.5＜30＜3050.5-51.0＜180＜18048.5-50.5连续运行48.0-48.5＜300＜30047.5-48.0＜60＜6047.0-47.5＜20＜102）短时U/f能力见下表(见附图“短时U/f能力曲线”)定子电压/频率1.251.191.151.121.101.091.081.071.05时间(秒)57.5101520304560∞3）当功率因数为额定值时，电压变化范围不超过±5%和频率变化范围不超过-3%～+1%时(见附图“电压频率偏差范围”中阴影部分)，发电机允许连续输出额定功率。当电压变化范围不超过±5%和频率变化范围不超过-5%～+3%时，发电机也允许输出额定功率，但每年不超过十次，每次不超过8小时。1.1.1.1.5定子绕组允许断水时间(见附图“定子绕组断水运行曲线”)定子绕组断水有两种运行方式可供用户选择：第一种方式：带额定负荷运行30s，若30s后备用水泵不能投入，则应解列发电机，并使发电机端电压降为零。第二种方式：断水5s后开始减负荷，2min内降到26%额定负荷，此后，根据线圈入口、线圈出口、离子交换器出口共3个水的导电率选择运行方式：如三个点均≤0.5μs/cm,运行1小时(详见附图“定子绕组断水运行曲线”C段)；如其中一点≥0.5μs/cm,运行3分钟(详见附图“定子绕组断水运行曲线”B段)；如三点均≥0.5μs/cm,立即停机(详见附图“定子绕组断水运行曲线”A段)1.1.1.1.6发电机氢气冷却器不同进水温度下发电机的出力见附图“发电机氢气冷却器冷却水进水温度超过33℃以后出力与温度关系曲线”1.1.1.1.7发电机一个氢气冷却器停用时发电机的负荷能力：146 65带80%额定负荷。1.1.1.1.1调峰能力1)允许负荷变化范围：40%-100%2)每年允许启停次数：250次3)总计允许启停次数：10000次1.1.1.1.2发电机自动励磁调节器AVR发电机自动励磁调节器正常运行在“自动”位置，运行人员切至“手动”或切至“备用通道”必须征得值长许可。事故情况下发生自动切换时，应立即汇报值长。1.1.1.1.3功率因数机组正常运行额定功率因数为0.9（迟相），一般不超过0.95（迟相），如果允许在不同的功率因数下运行，受到下述条件的限制：1）额定功率因数＞0.9（迟相）受到发电机电枢绕组发热条件限制。2）额定功率因数＜0.9（迟相）受到发电机励磁绕组发热条件限制。3）进相运行受到系统稳定、定子端部铁芯发热、厂用电电压等条件限制。1.1.1.1.4发电机进相运行的规定发电机进相运行时，将使其静态稳定特性降低，发电机定子端部铁芯及结构件温度上升，厂用电电压降低。为此#5、6发电机分别进行了进相试验，经过试验#5、6发电机进相运行范围分别如下：#5发电机进相运行范围有功(MW)无功(Mvar)功率因数15099(超前)<0.95(超前)300125(超前)<0.95(超前)450101(超前)低励限制60061(超前)低励限制说明：#6发电机进相运行范围有功(MW)无功(Mvar)功率因数150100(超前)0.832(超前)300120(超前)0.928(超前)450100(超前)0.976(超前)60070(超前)0.993(超前)说明：有功负荷150、300MW时，进相深度受功率因数(0.95)的限制；有功负荷450、600MW，进相深度受低励的限制。#5、6发电机进相运行时，应遵守以下规定：a、#5、6发电机进相运行时的无功负荷及功率因数不允许超过以上两表规定的数值，且监视6kV厂用母线电压最低不允许低于6.0kV，380V厂用母线电压最低不允许低于380V。启动大容量设备时适当提高母线电压。b、#5、6发电机进相运行时应加强对发电机各部温度的监视且不允许超过以下允许值：146 66定子铁芯温度≤120℃定子铁芯端部结构件温度≤120℃定子绕组层间温度≤120℃定子绕组及出线水温度≤85℃c、接于同一母线的发电机组运行功率因数应基本一致，不允许出现有的机组进相，有的机组大量发无功。d、进相运行时，自动励磁调节器必须投入运行。e、发电机进相运行特别是深度进相运行时，#5、6机组人员应做好发电机失磁及失步的事故预想。1.1.1发电机碳刷运行规定1.1.1.1每班应检查碳刷的磨耗情况，对超出磨损界限的碳刷应予以更换。1.1.1.2当发电机碳刷出现颤振时，引起碳刷颤振的任何碳刷部件应从刷架中抽出，检查损坏情况及碳刷的表面情况、碳刷是否能在刷架上自由移动。1.1.1.3注意监视碳刷是否冒火。1.1.1.4每天前夜班对碳刷进行测温。1.1.2励磁系统运行方式1.1.2.1发电机采用自动静止可控硅励磁方式，励磁设备由调节柜+ER、可控硅功率柜+EG、灭磁设备+EE以及励磁变压器等组成。自动电压调节器具有励磁电流限制器和欠励限制器以防止过励和欠励。1.1.2.2发电机的启励电源取至本机，将发电机激励至大约15%～30%Ue（发电机额定电压），然后发电机通过励磁变提供励磁电流。当发电机电压升至一定电压时，自动切除启励电源。1.1.2.3调节器具有“软启动”装置，能避免励磁建立过程中发电机电压的过冲击。1.1.2.4调节器由两个完全分开的通道保证其冗余度，即通道I自动、手动、后备通道和通道II自动、手动、后备通道。装有功率柜（N－1冗余）。1.1.2.5正常情况下，调节器应选择“远方控制”、“自动”方式。1.1.2.6励磁系统的运行方式1.1.2.6.1正常运行方式：自动通道运行，手动通道跟踪备用。1.1.2.6.2非正常运行方式：自动通道运行，手动通道不备用或手动通道运行。1.1.2.7正常运行时，系统提供了两个通道的跟踪。在通道无故障时，非工作通道自动跟踪工作通道，这时可从任一通道切换至另一通道。如果备用通道有故障则不允许切换（通道切换由检修人员进行）。1.1.2.8如工作通道的自动通道故障，将自动切换到另一通道的自动通道，如另一通道的自动通道也故障，将切换本通道的手动通道运行。1.1.2.9在手动通道运行时，运行人员应对发电机励磁进行连续监视。1.1.2.10运行中注意监视五台功率柜EG1-EG5的电流是否平衡，是否有故障灯显示。1.1.2.11当任一台功率柜故障后，其它功率柜将承担其工作电流。二台功率柜故障后，不能进行强励。如果三台功率柜故障则自动切断励磁。1.1.2.12运行中严禁打开功率柜柜门。146 671.1.1变压器冷却系统运行方式1.1.1.1主变强迫油循环冷却装置运行1.1.1.1.1主变压器运行时，至少必须投入一组冷却器运行。1.1.1.1.2冷却装置由两路电源供电，分别为工作和备用，当工作电源因故断开时，备用电源自动投入运行。根据运行方式的不同，两路电源可互为备用。1.1.1.1.3每组冷却器的运行方式选择可以有“工作、辅助、备用、停运”四种状态。工作状态是指电源正常时，只要控制开关切至“工作”位置，冷却器既投入运转。辅助状态是指正常情况下，该组冷却器的控制开关切至“辅助”位置，根据变压器上层油温或变压器负荷电流来启动。当上层油温达到55℃（或绕组温度65℃）时，辅助冷却器自动投入运转；当上层油温低于45℃（或绕组温度55℃）时，辅助冷却器自动停止运转。当变压器的负荷电流达到75%时，则将自动投入运行，当负荷电流低于此值时，则将自动退出运行。备用状态是正常的情况下，该组冷却器的控制开关切至“备用”位置，当工作或辅助冷却器任一组因故停止运行时，备用冷却器自动投入运行。1.1.1.2主变满负荷运行且环境温度为40℃时，全部冷却器退出运行后，允许满负荷运行至少20min，当油面温度不超过75℃时，允许上升到75℃，但切除冷却器后的变压器允许最长运行1h。在不同环境温度下投入不同数量的冷却器时，变压器允许满载运行时间及持续运行的负载系数见下表：运行冷却器数满负荷运行时间(min)持续运行的负荷率10℃20℃30℃40℃10℃20℃30℃40℃139030021012085%75%65%55%2连续360027001800100%95%90%85%3连续连续连续连续100%100%100%100%1.1.1.2.1额定负荷长期运行时，变压器的冷却器运行方式为两组运行，一组辅助，一组备用。1.1.1.2.2当变压器投入运行时，工作冷却器应自动投入运行。1.1.1.2.3当变压器退出运行时，通过变压器高压侧开关的辅助接点切断冷却器的电源，使冷却器全部自动停止运行。1.1.2#5、#6机组厂用空压机系统运行方式1.1.2.1正常运行维持两台空压机运行，两台空压机备用。执行定期切换。1.1.2.2干燥塔一套投入自动运行，另外一套投入备用。1.1.2.3储气罐正常投入，罐底部自动疏水器好用投入，冬季做好防冻措施。1.1.2.4定期排放压缩空气管线疏水。1.1.3制粉系统运行方式1.1.3.1锅炉负荷75%～100%MCR时，运行5台磨煤机。锅炉负荷55%MCR～75%MCR时，运行4台磨煤机。锅炉负荷40%MCR～55%MCR时，运行3台磨煤机。磨煤机出口温度保持正常75℃。1.1.3.2当运行的给煤机转数均正常超过50%后，应考虑启动一套制粉系统运行。当运行的给煤机转数均正常低于50%后，应停止一套制粉系统运行。146 681.1.1.1启停制粉系统时，应防止造成负荷大幅度增减扰动；在暖磨和磨煤机吹空过程中应缓慢增减风量。1.1.1.2磨煤机正常停运应吹扫干净。紧急停运后，应按规定进行充惰。充惰门内漏时应关闭手动截门，执行充惰时开启，充完关闭。1.1.1.3锅炉启动过程中投入四台磨煤机且机组负荷大于300MW后，应及时将A磨煤机从等离子方式切至正常运行方式，以防止等离子断弧跳A磨煤机。在切换过程中，应先将A磨煤机停运，并将A磨煤机各粉管内的积粉彻底吹扫干净后，关闭中A磨煤机所有粉管的心新粉管的调解门及电动隔绝门，再按正常方式启动A磨煤机。机组正常运行中，由于A磨煤机对应的油层已取消机，因此当机组负荷小于450MW时，在启动A磨煤机过程中，必须将A磨煤机燃烧器的等离子全部拉弧正常后，再启动A磨煤机，并就地看火监视燃烧情况。1.1.1.4磨煤机正常运行中发生跳闸时，应立即检查磨煤机出口挡板、一次风关断挡板确已关闭，给煤机跳闸。否则应立即手动关闭或停运，并联系热工人员进行检查处理。1.1.1.5磨煤机正常停运后，需认真监视至少18小时，以防因磨煤机内积粉自燃造成着火爆炸。1.1.1.6磨煤机停运后预防着火措施1.1.1.6.1如果磨煤机停运检修3天以上，在停运磨煤机之前需将给煤机上闸板门关闭将给煤机皮带上的存煤走空，防止给煤机皮带长期存煤自燃。1.1.1.6.2在停运磨煤机前，应将给煤机煤量减至最小，如果磨煤机振动不大维持磨煤机运行6分钟后再停运磨煤机。1.1.1.6.3磨煤机停运后保持磨煤机出口门开启状态，磨煤机冷风门全开热风门全关风量维持60T/H左右通风30分钟将磨煤机内和粉管内存粉彻底吹扫干净。1.1.1.6.4确认磨煤机内和粉管内存粉吹扫干净后，再做磨煤机检修措施关闭密封风门及磨煤机出口门，如果风门关闭不严需联系检修人员手动绞紧。1.1.1.6.5磨煤机停运后，应立即通知除灰人员将磨煤机的石子煤排放干净。1.1.1.6.6在磨煤机停运检修期间，不允许再次开关磨煤机密封风门和磨煤机出、入口风门防止磨煤机通风自燃。1.1.1.6.7在磨煤机停运检修期间，加强磨煤机出、入口风温监视，发现磨煤机出、入口风温异常升高，立即采取有效措施防止磨煤机着火。1.1.1.6.8检查消防器材是否完备。1.1.1.6.9检查磨煤机消防蒸汽疏水良好参数合格处于备用状态。1.1.1.6.10检查磨煤机充氮气系统具备投用条件。1.1.1.6.11加强停运磨煤机及系统检查。1.1.1.7在冬季，对于停运的磨煤机应注意系统防冻。1.1.2锅炉运行调整1.1.2.1锅炉运行正常参数监视与调整1.1.2.1.1锅炉运行参数监视与调整注意事项1.1.2.1.1.1146 69值班人员在遇到异常工况或机组运行工况大幅度变化时，必须视情况解除有关自动调节，进行手动调整，使机组各项运行参数稳定。在解除自动进行手动操作时，必须小心谨慎。调整磨煤机负荷、调整风机出力，以及调整主、再热汽温减温水时，注意不要过调，且应互相联系，配合协调好，避免运行参数大范围的波动，以免造成机组异常或事故扩大。1.1.1.1.1.1锅炉的吸、送风机并列操作时，待并列风机启动后，逐渐增加其动叶开度，同时关小运行风机的动叶，直至两风机出力相等。当引风机并列操作完成，运行稳定后，将引风机导叶调节投入自动，方可再进行送风机的并列操作。1.1.1.1.1.2锅炉的吸、送、一次风机并列运行中因故需停止一侧进行检修时，首先应逐渐将锅炉热负荷降至300MW以下，然后再逐渐将需停运风机的负荷转移到运行风机。待各项运行参数调整稳定后，再停止需停运的风机。单侧风机运行正常稳定后，可根据运行风机及磨煤机出力情况，决定是否增、减锅炉负荷。1.1.1.1.1.3锅炉运行中水冷壁、省煤器放水门、过热器疏水门应保持严密关闭。1.1.1.1.1.4给水泵切换或并列时，要缓慢操作，时刻注意汽包水位变化；防止两台水泵出现负荷不匹配的情况并列。防止切换过程中造成汽包水位波动过大。1.1.1.1.2锅炉运行调整1.1.1.1.2.1锅炉运行调整的任务1.1.1.1.2.1.1使锅炉参数达到额定值，满足机组负荷要求。1.1.1.1.2.1.2保持稳定和正常的汽温汽压。1.1.1.1.2.1.3均衡给水，维持汽包的正常水位。1.1.1.1.2.1.4保持合格的炉水和蒸汽品质。1.1.1.1.2.1.5保持良好的燃烧，减少热损失，提高锅炉效率。1.1.1.1.2.1.6及时调整锅炉运行工况，使机组在安全、经济的最佳工况下运行。1.1.1.1.2.1.7减少NOx的排放。1.1.1.1.2.2燃料调整1.1.1.1.2.2.1锅炉负荷变化不大时，通过调节运行的给煤机转速增大或减小总煤量，实现锅炉负荷的增减。1.1.1.1.2.2.2锅炉负荷变化大时，要通过启停制份系统来增减锅炉负荷。1.1.1.1.2.2.3锅炉在低负荷工况下运行，应尽量投用下层燃烧器。若锅炉负荷过低且又必须投入上层燃烧器时，应投入油枪稳燃。1.1.1.1.2.2.4锅炉正常运行中，尽量将给煤机控制投入“自动”，接受CCS指令。1.1.1.1.2.2.5锅炉运行中，燃油压力须正常，并使各层点火器都具备投入条件。1.1.1.1.2.2.6燃油量需求变化不大时，可通过增减燃油压力和开关回油调整阀调节；燃油量需求变化大时，要投停油枪来满足需求。1.1.1.1.2.3风量调整1.1.1.1.2.3.1锅炉正常运行，通过调节送引风机调节挡板开度来调节送风量和维持炉膛压力正常。锅炉负荷改变时，随着燃料量的变化应及时调节锅炉风量。以保证锅炉安全经济运行。1.1.1.1.2.3.2锅炉在启停以及正常运行过程中，总风量必须严格按照＞30%MCR风量进行控制。1.1.1.1.2.3.3146 70锅炉在内、外扰动时，应保证足够空气量。锅炉负荷30%以上时，可将氧量投入“自动”。不同负荷对应氧量值如下表：1.1.1.1.1.1.1锅炉正常运行时，用辅助风挡板来调节大风箱与炉膛差压。大风箱与炉膛差压大于1.2KPa时报警，当大风箱与炉膛差压到2.3KPa时应立即将辅助风挡板和燃料风挡板全开。1.1.1.1.1.2水位的调整1.1.1.1.1.2.1水位调整是确保锅炉安全稳定运行的重要环节，在各种负荷下，应连续均匀地向锅炉进水，保持锅筒的水位在允许的范围内波动。1.1.1.1.1.2.2汽包的水位调节与控制应以单室平衡容器的测量值为基准。1.1.1.1.1.2.3正常运行时，汽包水位应控制在正常水位（汽包中心线上51mm）±50mm范围内。1.1.1.1.1.2.4水位保护值为（以正常水位为基准）：1.1.1.1.1.2.5高位报警：+100mm高位跳闸：+200mm1.1.1.1.1.2.6低位报警：-100mm低位跳闸：-365mm1.1.1.1.1.2.7给水控制系统采用单冲量水位控制（仅限于汽包水位）和同时匹配送入汽包的锅炉给水流量和从汽包分离出的蒸汽流量的三冲量水位控制。升负荷时，当给水流量小于25%BMCR时，锅筒采用单冲量水位控制，当负荷接近25%的流量时，流量控制转换为三冲量控制。降负荷时，当负荷接近20%BMCR时，流量控制转换为单冲量控制。1.1.1.1.1.2.8机组在启停和正常运行中，应保持锅炉汽包的均衡给水，使汽包水位维持在正常运行范围内。严格防止水位过高或水位过低运行。1.1.1.1.1.2.9机组运行期间，运行中的给水泵均应投自动，若发现给水自动失灵应立即切至手动控制，维持汽包水位在正常范围。并应通知热工尽快处理。1.1.1.1.1.2.10机组运行期间，每班应进行就地汽包水位计与控制室水位表零位校对工作，当各水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。1.1.1.1.1.2.11当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8小时内恢复。若不能完成，应制定措施，应总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24小时，并报上级主管部门备案。1.1.1.1.1.2.12锅炉汽包水位高、低保护采用独立测量的三取二的逻辑判断方式，当有一点故障退出运行时，自动转换为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期（不超过8小时）恢复；当有二点故障退出运行时，自动转换为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期（不超过8小时）恢复；如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行1.1.1.1.1.2.13锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校验。用上水方法进行高水位保护试验、用排污防水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。1.1.1.1.1.2.14146 71在对汽包水位进行调整时，根据汽包水位的变化，保持给水流量与蒸汽流量一致性，使水位保持稳定。1.1.1.1.1.1.1机组运行时，若负荷发生大幅度变化，或开启锅炉对空排汽及安全门动作时，要注意虚假水位现象。必要时可将水位自动控制切换至手动控制，调整控制给水流量，防止汽包满水或缺水1.1.1.1.1.1.2汽动给水泵与电泵并泵时，以及两台汽动给水泵并泵时，要平稳准确，防止汽包水位大幅度波动。1.1.1.1.1.2燃烧调整1.1.1.1.1.2.1正常运行时，应保持炉内燃烧稳定，火焰呈光亮的金黄色，火焰不偏斜，不冲墙，具有良好的火焰充满度。否则及时调整二次风门挡板的开度。1.1.1.1.1.2.2锅炉负荷变化时，及时调整风量、粉量以保持汽温、汽压的稳定。增负荷时，先增加风量，后增加给粉量。减负荷时，先减给粉量，后减风量，并尽量使同层粉量一致。负荷变化幅度大，调给粉量不满足要求时，采用启、停磨煤机的办法。1.1.1.1.1.2.3正常运行时，同一层标高的前后墙燃烧器应尽量同时运行，不允许有两层以上的燃烧器单面墙运行。1.1.1.1.1.2.4应维持炉膛出口负压为0至-0.12KPa，正常数量值为-0.07KPa，若超压或压力过低应及时调整送风量和引风量，炉膛压力保护值为：1.1.1.1.1.2.5低位报警：-0.3KPa燃料低位跳阐：-2.5KPa1.1.1.1.1.2.6高位报警：+0.1KPa燃料高位跳阐：+2.5KPa1.1.1.1.1.2.7锅炉运行过程中，炉膛各门孔应处于严密关闭状态。1.1.1.1.1.2.8中心风取自二次风调节挡板之前，中心风的送入可以防止热烟气的倒流和提供油枪一定比例的燃烧自用风。中心风调节挡板有两个位置，锅炉运行时挡板所处位置取决于二次风连通风道内的压力。1.1.1.1.1.2.9燃尽风（OFA）口主要用于减少运行过程中NOx的排放。燃尽风与二次风的风量分配原则是使在BMCR负荷时，燃烧器区域的过量空气系数为1。1.1.1.1.1.2.10BMCR负荷时，大约12%的二次风作为冷却风，用来冷却未投运的燃烧器。未投运的燃烧器的二次风门挡板位置处于最小，其通风量是随热二次风道上的压力变化的。1.1.1.1.1.2.11锅炉负荷变化时，炉膛出口过量空气系数要作相应的调整，负荷与过量空气系数的关系曲线见附录。1.1.1.1.1.2.12磨煤机出口风温控制应设定在65-82℃。磨煤机出口风温的控制是通过调节磨煤机调温风挡板来实现的。正常运行时，磨煤机出口风温不能降到60℃以下。1.1.1.1.1.3汽温调整1.1.1.1.1.3.1在定压60%BMCR~100%BMCR负荷，滑压45%BMCR~100%BMCR负荷时，过热蒸汽及再热蒸汽能维持其额定汽温；汽温允许偏差在±5℃之内。1.1.1.1.1.3.2过热汽温的调节采用两级喷水减温，一级减温布置在屏式过热器的入口，用于汽温粗调；二级减温器布置在高温过热器的入口，用于微调。1.1.1.1.1.3.3二级减温器的温降一般可设置为7℃；为防止喷水减温器后蒸汽凝结和带水，一级减温器减温后的蒸汽温度一般不能低于当时运行压力下的饱和温度加一个裕度（△146 72D）。当压力小于12.1Mpa.g时，△D至少为28℃；大于17.6Mpa.g时，△D至少为14℃。中间压力△D值可通过线性差值得到。如果一级减温器减温后不能满足达到汽温要求，则可通过增大二级减温器减温幅度。1.1.1.1.1.1.1在20%BMCR负荷以下，一级减温水应停止使用，在10%BMCR负荷以下时,二级减温器应停止使用。1.1.1.1.1.1.2正常运行时，再热蒸汽出口温度是通过调整低温再热器和低温过热器烟道出口的调节挡板来调节。但在事故工况下，可用设在冷段再热器入口的事故喷水减温器来进行减温。1.1.1.1.1.1.3尾部烟气调节挡板的开度值随着锅炉的负荷变化而变化，过热器和再热器推荐的挡板开度见附录所示。1.1.1.1.1.1.4当再热蒸汽温度偏低时，低再侧烟气档板向打开方向调节，低过侧烟气档板向关闭方向调节。1.1.1.1.1.1.5当再热蒸汽温度偏高时，低再侧烟气挡板向关闭方向调节，低过侧烟气挡板向打开方向调节。1.1.1.1.1.1.6当需要烟气挡板向关闭方向调节时，只能关闭一侧的烟气挡板，不能同时关闭过热器和再热器烟气调节挡板。1.1.1.1.1.1.7再热器喷水减温器的出口汽温一般不能低于当时运行压力下的饱和温度加14℃，且锅炉负荷小于40%BMCR工况时，不能使用再热器喷水减温器。1.1.1.1.1.2汽压调整1.1.1.1.1.2.1在额定工况下，正常运行时，过热器出口蒸汽压力为17.5±0.2MPa.g.1.1.1.1.1.2.2主蒸汽压力的调整，可通过增减燃料量等方法来进行，但不允许用影响燃烧稳定的方法来调整汽压。在非事故工况时，禁用安全阀和对空排汽来降低汽压。由于动力泄放阀整定压力低，故超压时，动力泄放阀应首先开启。1.1.1.1.1.2.3若汽压达至安全阀动作值，而安全阀拒动作，并且压力继续升高时，应采取措施直至切除部份燃烧，开启对空排汽阀进行降压。1.1.1.1.1.2.4各压力表指示值应经常校对若有误差应及时修复。1.1.1.1.1.2.5锅炉汽包壁温控制。1.1.1.1.1.2.6无论采用哪种运行方式，在锅炉启动加热、冷却停炉时，都应控制汽包的壁温，使锅筒的上、下壁温差<56℃、内、外壁温差<28℃。当锅炉启动，汽包压力＜0.1MPa.g，汽包温度变化应小于1.1℃/min，当锅筒压力＜6.0MPa.g时，温度变化应小于1.5℃/min。1.1.1.1.1.2.7当锅炉滑压运行时，锅炉变压速度大于1.0MPa/min超过约5秒时,第一只动力泄放阀应开启，第二只动力泄放阀在第一只开启约5秒再开启。当压力变化速度小于1.0MPa/min后，动力泄放阀应关闭，动力泄放阀至少开启约5秒。1.1.1.1.1.3锅炉吹灰1.1.1.1.1.3.1为保持受热面管的外壁清洁，防止结渣，使之具有良好的传热性能，降低排烟温度，提高锅炉安全经济运行的水平，从新机组一开始投入运行就须定期对受热面进行吹灰。1.1.1.1.1.3.2在锅炉低负荷运行和燃烧不稳定的时候，锅炉不宜进行吹灰。一般在锅炉负荷低于50%时，吹灰器应停用。146 731.1.1.1.1.1.1锅炉吹灰顺序从炉膛开始，顺烟气流动的方向直至尾部，并对侧进行。1.1.1.1.1.1.2锅炉启动和负荷较低时，空气预热器的吹灰器汽源可用辅助蒸汽系统的汽源来代替。1.1.1.1.1.1.3若发现吹灰器故障，应及时消除，使其经常处于良好状态，不允许长期搁置不用。1.1.1.1.1.1.4在吹灰进行前，应对吹灰器进行疏水和暖管。当介质温度达到设定值之后，疏水阀才能关闭。吹灰结束，管路停止供汽，疏水阀应自动打开，以尽量减少管路系统的凝结水。1.1.1.1.1.1.5应根据锅炉各部件结渣的情况，在运行过程中不断优化吹灰，提高吹灰效率，防止炉管吹坏事故。1.1.1.1.1.2锅炉连续排污调整1.1.1.1.1.2.1锅炉正常运行时，可根据化学要求调整锅炉连续排污流量，但要保证锅炉最小排污流量大于6t/h，以保证锅炉汽水品质合格，防止锅炉受热面结垢。1.1.2发电机密封油系统运行方式1.1.2.1密封油系统有4种运行方式，能保证各种工况下对机内氢气的密封。1.1.2.2正常运行时，一台主密封油泵运行，油源来自主机润滑油，即主机润滑油箱→润滑油系统→密封油真空箱→主密封油泵→差压阀→发电机密封瓦→主机润滑油箱。1.1.2.3当主密封油泵均故障或交流电源失去时，密封油运行方式如下：主机润滑油箱→润滑油系统→直流密封油泵→差压阀→发电机密封瓦→主机润滑油箱。1.1.2.4密封油泵全停,润滑油供油时，应紧急停机并排氢至机内压力在59Kpa以下，直至主机润滑油压能够对氢气进行密封，此时密封油运行方式：主机润滑油箱→润滑油系统→差压阀→发电机密封瓦→主机润滑油箱。1.1.2.5当主机润滑油系统停运,密封油来油中断时，密封油系统可独立循环运行。此时应注意保持密封油真空箱较高真空，密封油运行方式为:密封油真空箱→主密封油泵→差压阀→发电机密封瓦→密封油真空箱。1.1.2.6正常运行，密封油真空箱要保持76Kpa以上的真空，以利析出并排出油中水气。1.1.3氢气系统运行方式1.1.3.1发电机内额定氢压为414KPa，正常运行不要超过该值，低于380KPa时要及时补氢。氢气纯度要大于98%。1.1.3.2机组启动前，发电机内需充满纯度合格的氢气。并网后，及时投入各氢冷器冷却水，保持冷氢温度46℃。机组解列后，停用氢冷器冷却水及去湿装置。1.1.3.3正常运行，氢气去湿装置应投入，有水时要及时放水。氢气湿度、纯度要由化学定期化验，并按时检查氢气纯度表。氢气露点温度一般不得超过0℃(额定氢压下)。湿度或纯度不合格时，应进行排污。1.1.3.4夏季补氢时，为防湿度过大，补前应先对补氢母管排污5分钟。1.1.3.5机内氢压下降较快时，须及时查找系统漏点，并开启屋顶风机以防积氢。1.1.3.6现场要常备足够的CO2气体(一般不得少于20瓶)146 74，以备紧急排氢时用。机组大修时，机内氢气必须完全排出。小修时视时间长短及工作内容决定是否排氢。排氢时要注意死角氢气的排出。1.1机组正常运行限额1.1.1锅炉正常运行主要参数限额项目单位正常值报警跳闸值备注高限低限锅炉蒸发量t/h18762070过热器出口汽压MPa17.4317.6过热器出口汽温℃541546531再热器出口汽压MPa3.653.98再热器出口汽温℃541546531给水温度℃277.1283.5汽包水位mm±50100-100+200/-365炉膛负压kPa-0.07+0.1-0.3+2.5/-2.5燃油母管压力MPa>2.02.52.01.0磨煤机出口温度℃75826590/102压缩空气压力MP0.80.850.55一次风压力kPa116.2密封/一次风差压kPa>1.253.251.251.0火检冷却风压力kPa7.94.233.231.1.2汽轮机运行参数序号参数单位正常高限低限跳闸1转速rpm300033602负荷MW600635．63主汽温度℃538546530<474或<4604主汽压力16.717.55高排温度℃<420420>432再热温度℃5385465306再热压力MPa3.473.707排汽装置压力KPa60656排汽温度℃<80931218轴向位移mm+0.6-1.05+1.2/-1.659高中压缸胀差mm+10.3/-5.3-6.6/11.610低压缸差胀mm<22222411主机轴振mm0.1250.2511主机轴瓦振mm0.050/0.08012EHG油压力MPa11.09.27.814EHG油温度℃36～49652015润滑油压MPa0.1770.100.06916润滑油温℃42463817顶轴油压MPa16.07.0146 7518轴承回油温度℃50～657519支持轴承温度℃10511520推力瓦温度℃10011021主油箱油位mm±50+100-10022EHG油箱油位mm±50+100-10023主机轴封压力KPa271024轴冷负压KPa-2.3-6.325排汽装置水位mm80017007001.1.1水、汽质量标准名称项目控制指标值补给水硬度（umol/L）0二氧化硅（ug/L)£20电导率(uS/cm，25℃)£0.2给水硬度（umol/L）≈0溶氧（ug/L)£7铁（ug/L)£20铜（ug/L)£5二氧化硅（ug/L)£20联氨（ug/L)10～50pH8.8～9.3油（mg/L)£0.3蒸汽钠（ug/kg）£10二氧化硅（ug/kg)£20铁(ug/kg)£20铜（ug/kg)£5电导率(uS/cm，25℃)£0.3凝结水硬度(umol/L)0溶解氧(ug/L)£30电导率(uS/cm)£0.2钠（ug/L）£10二氧化硅（ug/L)£15电导率(uS/cm)£0.1内冷水电导率(uS/cm)<0.5pH>7铜（ug/L)£2001.1.2汽轮机润滑油质量标准序号项目质量指标检验方法#201外观透明外观目测146 762机械杂质无外观目测3运动粘度(mm2/s)与新油原始测量值£20%GB/T2654水分（mg/L）£100GB/T76005闪点(开口杯，℃)与新油原始值比不低于15GB/T2676酸值(mgKOH/g)£0.2GB/T2647液相锈蚀无锈GB/T111438破乳化度(min)£60GB/T76051.1.1发电机系统运行限额：名称单位正常值高限低限跳闸值发电机功率MW600655.2发电机电流kA17.495发电机电压kV2223.120.9周波Hz50定子铁芯温度℃120定子线圈层间温度℃120转子线圈温度℃115机内氢气压力KPa0.38-414435375机内冷氢温度℃4650供氢压力KPa0.620.700.54机内氢气纯度%≥9890机内氢气湿度g/Nm3<24.8密封油泵出口压力KPa680联泵密封油真空箱真空KPa76油氢差压KPa5534定子冷却水泵出口压力KPa670联泵定子冷却水压力KPa31011089跳闸定子冷却水流量t/h60.6报警定子冷却水进水温度℃4548定子冷却水出水温度℃7174跳闸定子冷却水导电度us/cm0.59.9手动跳闸2146 77机组停止运行1.1机组停运前的准备1.1.1通知各岗位人员对设备系统进行全面检查，统计机组缺陷，做好停机前的准备工作。1.1.2分别启动主机MSP、TOP、EOP、JOP，检查其转动正常，盘车电机空试正常。1.1.3活动高压主汽门和中联门。1.1.4做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备。1.1.5试投锅炉各油枪正常。1.1.6锅炉全面吹灰一次。1.1.7若机组停运是为了大小修，则机组停运前要把原煤斗存煤烧尽。1.2机组停运操作1.2.1接正常停运命令后，机组减负荷至480MW1.2.1.1负荷510MW，检查主机轴封压力正常并注意轴封汽源切换。1.2.1.2负荷480MW，根据情况做真空严密性试验。1.2.2机组减负荷至300MW1.2.2.1设定目标负荷300MW，机组按照滑停曲线，降低汽温、汽压，降低负荷。确认机组负荷和汽压逐渐降低。1.2.2.2当运行中的给煤机转速降至50%左右时，可自上而下停运制粉系统。但要至少保留三套制粉系统运行。停磨时，应首先点燃要停运那台磨煤机所对应燃烧器的油枪，将磨煤机负荷降至最小后再关闭磨煤机和相应的油枪。1.2.2.3视小机运行情况可启动电动给水泵。1.2.2.4视情况停止一台汽泵运行。将保留运行的汽动给水泵控制切手动，投入电动给水泵自动，但要控制好电泵不要超负荷运行。1.2.2.5调整控制好锅炉汽包水位、主再热汽温度。1.2.3机组继续减负荷至180MW1.2.3.1机组负荷降至240MW左右时，投运一层正在运行的磨煤机所对应的油枪，减低运行制粉系统总给煤量。1.2.3.2在锅炉降负荷过程中，注意控制主、再热汽温度合格。1.2.3.3锅炉投入油燃烧器运行后，应增加投入空予器吹灰次数。1.2.3.4机组负荷降至200MW左右时，继续投运一层正在运行的磨煤机所对应的油枪，停掉一套制粉系统，保留同层两套制粉系统运行。1.2.3.5机组负荷180MW左右，可解除机炉协调控制。1.2.3.6逐渐减少第二台小机负荷并停止其运行，操作过程中保持汽包水位稳定。1.2.3.7将厂用电切至#4高备变带。1.2.4机组继续减负荷至60MW1.2.4.1负荷150MW，除氧器倒至备用汽源。停止高加运行。1.2.4.2逐渐减少第二台小机负荷并停止其运行，操作过程中保持汽包水位稳定。1.2.4.3机组负荷120MW，停掉一套制粉系统，剩余一套制粉系统运行。146 781.1.1.1负荷90MW，检查汽轮机低压缸喷水自动投入。检查主机下列疏水阀应自动开启，否则手动开启：a．#1、#2中联门阀座疏水；b.#1、#2高压主汽门上、下阀座疏水；c.主汽母管疏水和高压主汽门前疏水；d.热段母管疏水和#1、#2中联门前疏水；e.高排逆止门前后疏水及冷段母管疏水；f.高调门导管疏水。1.1.1.2机组负荷降至60MW左右时，进行操作如下：1.1.1.2.1视情况锅炉增加投运油枪数目，确定各运行参数稳定后，停止最后一套制粉系统，锅炉全燃油运行。1.1.1.2.2当停运的磨煤机通风结束后，停止一次风机运行。1.1.1.2.3一次风机停止2分钟后，可停止密封风机运行。1.1.1.2.4通知电除尘退出运行。1.1.1.3启动TOP、MSP运行，检查其正常。把有功快速降至零，无功接近零，汽轮机手动打闸，检查高、中压主汽门、调门关闭，转速开始下降。发电机解列。1.1.2发电机手动解列操作步骤1.1.2.1发电机解列前应检查发电机出口断路器的运行正常。1.1.2.2发电机解列停机的步骤：1.1.2.2.1把有功快速降至零，无功接近零，汽机打闸，检查发变组出口两开关跳闸；1.1.2.2.2检查灭磁开关Q02在分位；1.1.2.2.3检查发电机定子电压和三相电流到零；1.1.2.2.4检查发变组出口两开关在分位；1.1.2.2.5拉开发变组出口两开关两侧隔离刀闸；1.1.2.2.6将6kV（A、B）段快切装置停用；1.1.2.2.7拉开励磁调节器各控制电源开关；1.1.2.2.8拉开发电机启励电源；1.1.2.2.9断开1PT、2PT、3PT二次开关。将1PT、2PT、3PT拉至柜外；1.1.2.2.10拉开发电机中性点接地变刀闸；1.1.2.3发电机解列停机应遵守下列规定：1.1.2.3.1除紧急停机外，解列发电机必须有值长的命令方可进行。1.1.2.3.2发电机解列优先采用启动逆功率跳闸的方式。1.1.2.3.3机组应尽量避免在60MW负荷下长时间运行，解列前迅速将发电机有功减至0，无功接近为0。1.1.2.3.4只有在发变组两开关三相全部断开后，才能进行灭磁。1.1.2.3.5手动解列发电机后，应在汽机打闸前灭磁，防止发生发电机过激磁。1.1.2.3.6操作发变组出口开关及两侧刀闸时就地检查其状态。1.1.3锅炉正常退出运行操作146 791.1.1.1锅炉MFT前，通知油区值班员。1.1.1.2锅炉MFT后，确认MFT光字牌亮，炉膛熄火。1.1.1.3确认燃油供回油速断阀关闭。开启再循环阀，关闭各角油枪供油手动门及燃油系统供回油总手动门。1.1.1.4锅炉灭火后，保持30%～40%额定风量，对炉膛进行吹扫5-15分钟。停运引、送风机，检查确认关严锅炉各人孔、看火孔及各烟、风挡板，关闭有关挡板闷炉。1.1.1.5锅炉熄火后，关闭锅炉连排、加药、取样隔离阀。1.1.1.6用电动给水泵继续向汽包上水至+200mm，并保持汽包水位。1.1.1.7当汽包壁温＞90℃时，应尽量维持汽包高水位。1.1.1.8停炉8小时后，破坏炉底水封，打开风烟系统有关风门、挡板，锅炉自然通风冷却。在停炉18小时后可开启引风机冷却。注意监视汽包上、下壁温金属温度平均温差在允许范围内。1.1.1.9当空气预热器进口烟温低于125℃时，可停止两台空气预热器运行。1.1.1.10当炉膛温度低于50℃时，可停止探头冷却风机运行。1.1.1.11确认锅炉除灰渣系统具备停运条件，可通知停止除灰渣系统运行。1.1.2锅炉停止后状态1.1.2.1停炉后热备用1.1.2.1.1停炉后关闭汽水系统所有疏放水门，空气门。保持汽包水位。1.1.2.1.2严密关闭锅炉所有烟风挡板及看火孔门，保持炉底水封，保持炉膛烟风道封闭。1.1.2.1.3停炉备用期间维持一定的残余蒸汽压力。如锅炉机组需要泄压，可调节过热器系统的全部疏水阀和排汽阀，按许用的速率泄掉锅筒压力。许用的泄压速率为0.1MPa/分钟。1.1.2.2停炉后放水1.1.2.2.1带压放水：当汽包压力0.8～0.7MPa时，确认炉水温度＜150℃，迅速打开所有空气门、疏水门、排污门，锅炉进行放水。1.1.2.2.2无压放水：1.1.2.2.2.1汽包压力降至0.49MPa时，打开过热器疏水门。1.1.2.2.2.2汽包压力降至0.18MPa时，打开过热器、再热器、汽包左右两侧空气门。1.1.2.2.2.3当汽包压力降至0.1Mpa时，开启全部放汽阀和疏水阀锅炉进行放水，放水时炉水温度不能高于121℃。1.1.2.3锅炉停炉后冷却1.1.2.3.1锅炉停炉后，根据需要进行锅炉自然通风冷却和强制冷却。1.2机组停运注意事项1.2.1滑停过程中汽轮机、锅炉要协调好，降温、降压不应有回升现象。注意汽温、汽缸壁温下降速度，汽温下降速度严格符合滑停曲线要求。汽温在10min内急剧下降50℃，应打闸停机。1.2.2降负荷过程中注意各水位正常，及时退出高低压加热器运行。1.2.3滑停过程中注意加强各轴承振动的监视，发生异常振动立即打闸。146 801.1.1机组应尽量避免在60MW负荷下长时间运行，低负荷时注意高调门开度，检查“V.V阀”、“BDV阀”位置正确。解列前迅速将发电机有功减至0，无功接近为0，手动打闸，检查高中压主汽门、高中压调门、各级抽汽逆止门、高排逆止门关闭严密，V.V阀及BDV阀开启。1.1.2注意汽轮机打闸后转速开始下降，无特殊情况严禁在2000rpm以上开启真空破坏门。1.1.3转速2000rpm，检查顶轴油泵自启动，否则手动启动(不得低于1500r/min)。1.1.4排汽装置真空到零以前，应关闭所有至排汽装置的疏水。真空到零，停运轴封系统。1.1.5注意记录转子惰走时间。转子静止后延时30s检查盘车电机自启动，10s后检查确认盘车装置自动啮合，否则手动投入盘车。主机盘车投入后，定时记录转子偏心度及高中压缸膨胀、胀差、高中压缸第一级温度、轴向位移等。1.1.6盘车运行期间，润滑油温应在27～42℃之间，保持发电机密封油系统运行正常。定时仔细倾听高低压轴封声音。严密监视汽缸金属温度变化趋势，杜绝冷汽、冷水进入汽轮机。1.1.7盘车应连续运行直至高压缸第一级金属内壁温小于180℃，当该处壁温小于150℃时，可停运主机交流润滑油泵TOP。停机后盘车期间禁止检修与汽轮机本体有关的系统，以防冷空气倒入汽缸，特殊情况必须汇报总工批准，且需执行以下规定：1.1.8高压缸第一级内壁温在350℃以上时，停盘车不能超过3min，每停1min，应进行10min的连续盘车，直到转子偏心度恢复正常为止。1.1.9事故停机后，高压缸第一级内壁温在300—350℃时，如有紧急工作，每15min，应盘车180度，高压缸第一级内壁温在250—300℃时，每停30min，应盘车180度，高压缸第一级内壁温在180—250℃时，每停120min，应盘车180度。1.1.10盘车电机故障时，高压缸第一级内壁温在350℃以上时，每隔15min，应手动盘车180度，高压缸第一级内壁温在300—350℃时，每隔30min，应手动盘车180度，高压缸第一级内壁温在250—300℃时，每隔60min，应手动盘车180度，高压缸第一级内壁温在180—250℃时，每停120min，应盘车180度。1.1.11锅炉完全不需要上水时，停止除氧器加热，停电动给水泵，保留一台循环水泵运行，调整暖通用水后停凝结水泵。146 81机组停运后的保养1.1锅炉停运后的保养1.1.1停炉保养的原则1.1.1.1锅炉停炉保养的目的是为了防止或减轻锅炉的腐蚀，主要的基本的原则为：1.1.1.1.1不让空气进入锅炉的汽水系统；1.1.1.1.2保持停用后锅炉汽水系统金属表面的干燥；1.1.1.1.3在金属表面形成具有防腐作用的薄膜，以隔绝空气；1.1.1.1.4使金属浸泡在含有除氧剂或其它保护剂的水溶液中。1.1.1.2锅炉的停炉保养方法的选择应根据锅炉停用时间长短、停用后有无检修工作以及当地的环境条件来确定；对于冬季的停炉，应充分考虑锅炉防冻的要求。1.1.1.3停炉保养的方法的确定应充分考虑人员和环境的安全要求，不宜采用对人体和环境有害的保养方法。1.1.1.4炉保养期间，不仅要充分注意管内的防腐，同时受热面外部的防腐也应充分重视。1.1.2锅炉停运后的保养的方式机组停运后，应根据停后的时间长短，决定采用何种方式的保养，锅炉通常采用短期的湿保养，特殊情况下也可采用氮气干式保养。1.1.3湿法保养1.1.3.1锅炉各受热面停止期间的保养参照设备时间省煤器水冷壁过热器再热器主蒸汽管一周以内满水＋N2加压0.034MPaN2H3＝2000PPM；NH3=10PPMN2不处理N2一周以上一月以内满水＋N2加压0.034MPaN2H3＝300PPM；NH3=10PPMN2N2N2一月以上六月以内满水＋N2加压0.034MPaN2H3＝700PPM；NH3=10PPMN2N2N2六月以上满水＋N2加压0.034MPaN2H3＝1000PPM；NH3=10PPMN2N2N21.1.3.2湿法保养注水的PH=10。1.1.3.3最初运行期间水压试验后，省煤器、水冷壁、过热器、再热器注水溢流，用氮气维持汽包压力0.034MPa。1.1.3.4短期保养的操作方法：1.1.3.4.1除氧器内在停止时存储较多的除氧水，除氧器无需用蒸汽加热时，进行充氮保养。1.1.3.4.2机组解列后，立即开启再热蒸汽管道空气门，让锅炉继续运行，使其蒸干（炉膛烟温探针显示温度＜540℃）。1.1.3.4.3锅炉停运后6小时，开启风、烟道挡板，进行自然通风冷却。当汽包压力降至0.5MPa时，全炉放水。放水3小时后，开启下降管疏水阀。1.1.3.4.4放水期间，投入除氧器加热系统运行，保持除氧器水温大于104℃，启动电泵打循环，联系化学给除氧器加药，在除氧器内配制PH值为10～10.5的溶液。146 821.1.1.1.1确认炉水放完后，按锅炉上水检查系统，联系化学取样，当除氧器内水质合格后，进行除氧器加药的同时，锅炉按一定的上水速度上水，保证整个上水期间炉水PH值在10～10.5之间，至炉水上至+300mm。1.1.1.1.2关闭汽水系统各空气门，对锅炉一次汽系统充氮至汽包压力0.5MPa(就地压力表)。1.1.1.1.3保养期间，注意监视汽包压力，每班抄录一次；当汽包压力低于0.1MPa时，每2小时抄录一次汽包压力；当汽包压力低于0.03MPa时，应及时补氮。1.1.1.1.4冬季保养期间，注意监视汽包上、下壁温，尤其是当汽包上、下壁温最低点小于10℃时。汽包上、下壁温最低点任何时候不得小于5℃。1.1.1.2长期保养的操作方法，与短期保养相似，其余操作如下1.1.1.2.1利用过热器反洗系统，向过热器内注入N2H4和NH3的除氧水，注水温度控制在50℃以上，同时缓慢开启各空气门，待空气门溢水后关闭。1.1.1.2.2充水结束后，重新进行充氮。1.1.1.2.3再热器压力＜0.196Mpa，关闭再热器系统空气门，蒸汽管道温度为100℃时，进行再热器系统注水（50℃以上的N2H4和NH3除氧水）。注水时，缓慢开启空气门，并维持再热器内压力＞0.196MPa。1.1.1.2.4再热器空气门溢水后，停止注水，进行充氮保养，如再热器保养时已无压力，则应抽真空后方可进行。1.1.2氮气置换干式保养1.1.2.1机组解列后，立即开启再热蒸汽管道空气门，让锅炉继续运行，将内部蒸干，再热器压力降至0.196MPa时，关闭排空气阀充氮。1.1.2.2再热器温度为100℃时，维持氮气压力0.034MPa以上。1.1.2.3汽包压力为0.196MPa时，对汽包、过热器系统充氮，充氮压力稍高于汽包压力。1.1.2.4连排扩容器内水放尽，关闭汽包连排截止门。1.1.2.5锅炉放水时，应维持炉内氮气压力0.034MPa，待放完水后，关闭所有放水门。1.1.2.6保养期间定期检查炉内氮气压力维持在0.034MPa，定期由化学化验N2纯度，不合格时，应重新补入氮气，维持压力不变至合格。1.1.3锅炉检修期间的保养1.1.3.1机组停后锅炉有检修工作时，应根据情况进行保养，可在停炉前使用NH3—N2H4处理。1.1.3.2对除氧器加药。1.1.3.3对汽包加药NH3—N2H4。1.1.3.4当炉水中N2H4浓度达300～400ppm，PH=10.5。1.1.3.5汽包压力5.5MPa和3.5MPa时，分别进行半分钟定排。1.1.3.6汽包压力降至0.8MPa～0.7MPa时，将所有空气门、排污门、疏水门迅速打开带压放水。1.1.3.7检修时间一个月以上时，应在余热烘干的基础上，在汽包、水冷壁下联箱内部放置干燥剂，每月检查一次干燥剂及内部腐蚀情况。1.1.3.8停炉保养的方法的选择146 83停炉保养方法的选择应充分考虑各种情况后进行选择，锅炉停炉时间的长短、受热面是否在停炉期间需要维修、当地的自然环境、气候条件等均应作为考虑的条件。一般而言，锅炉要求作为备用，电网一有要求就应立即起动的锅炉可采用湿法保护；而锅炉处于计划停炉，重新启动前有足够的准备时间可采用干法保护。参照图1、图2所示进行停炉保养方法的选择。图1：调试前的锅炉保养图2：运行后的锅炉保养1.1汽轮机停运后的保养1.1.1汽轮机停机不超过一周时的保养方法。1.1.1.1开启排汽装置放水门放尽内部存水。1.1.1.2隔绝一切可能进入汽轮机内部的汽水系统。1.1.1.3所有的管道及本体疏水阀均应开启。1.1.1.4除氧器用辅汽加热保养，除氧器蒸汽压力保持0．04MPa。1.1.1.5高压加热器水侧由化学充联氨水保护。1.1.1.6高压加热器汽侧湿贮存保养。1.1.1.7低压加热器汽、水侧及排汽装置疏水扩容器存水放尽。1.1.2汽轮机停机超过一周时的保养方法1.1.2.1高压加热器汽，水侧及除氧器均充氮保养。1.1.2.2长时间停运的汽轮机保养，应由检修进行热风干燥，烘干汽缸内设备。1.1.3发电机停运后的保养1.1.3.1#3、#4发电机转子在停盘车后（静止时），位置必须是转子的两个大齿处在垂直的位置，即NS极处在垂直的位置，否则将造成转子绕组的变形、损坏等严重后果。1.1.3.2发电机累计运行两个月以上，遇有停机机会时，应对定、转子水回路进行反冲洗，以确保水回路的畅通。1.1.3.3冬季停机，应使发电机本体各部分的温度维持在5℃以上，如室温低于5℃时，短时停机应采用维持内冷水温度在5℃以上通水循环的方法防冻；长期停机，可在发电机与气体冷却器之间的风室内装设电热器（注意防火），维持机体温度在5℃以上。1.1.3.4对于停机时间较长的发电机，定转子绕组和定子端部冷却元件中的水应放净吹干，或通入水质合格的水长期循环，此期间运行人员应注意监视内冷水的水质。1.1.3.5定子绕组的内冷水温应高于发电机的进风温度（冷风温度），以防止定子绕组结露。1.2机组冬季停运防冻措施1.2.1机组冬季停运后，应做好如下防冻措施1.2.1.1每年十月初，进行一次全面防冻检查。1.2.1.2冬季机组停运后锅炉应尽可能采用干式保养。1.2.1.3保持厂房内环境温度在5～10℃范围，否则应采取措施并及时汇报。1.2.1.4146 84投入采暖及拌热系统，必要时增加临时采暖设备。并经常检查是否正常，发现缺陷及时处理。1.1.1.1投运所有冷却水系统，检修时应将冷却器内冷却水放尽，以免冻裂冷却器。1.1.1.2加强重点部位防冻工作。必要时加覆电热毯。1.1.1.3所有压力表管及测量表计存水放尽。1.1.1.4冷灰斗水封用密封水适当开大，保持溢流，以免冻结。1.1.1.5室外可能造成冻结的设备与系统，应采用放水或定期启动的方法来防冻。1.1.1.6各辅助设备油系统的冷却水应保持畅通，若冷却水停用应打开管道放水门，把水放净，无放水阀时应联系检修解法兰放水。1.1.1.7所有停运的汽、水系统均应放尽存水。1.1.1.8厂房、辅机室的门窗应关闭严密，根据水塔运行状态，按规定做好防冻措施。1.2冷却水塔防冻措施1.2.1冬季水塔不运行时，塔盆水位保持1.5—1.8m，水塔放水门关闭，水塔挡风板全部挂上。开启水塔旁路门将水塔竖井及化冰管存水倒入塔盆。1.2.2保持水塔水温不低于5℃，根据水温情况，开启#5、#6水塔联络门。1.2.3冬季水塔停运，若邻塔运行，则开启循环水回水联络一、二次门，开启水塔联络门，开启水塔旁路门，保持水塔水温不低于5℃。保持水塔#1、2化冰管电动门，水塔内环、外环配水电动门开启。1.2.4发现水塔水面结冰，恢复循环水系统，启动循环水泵运行。并汇报有关领导。1.2.5冬季水塔运行时，根据循环水温度、小机凝汽器真空和负荷情况，决定循环水泵运行台数。1.2.6保持水塔正常水位1.7-1.8m，水温5-10℃，防止溢流。根据情况调整水塔水幕淋水量。1.2.7根据水塔温度和结冰情况，在进风口上方加挂挡风板。2146 85机组联锁保护及试验1.1汽轮机联锁保护1.1.1汽轮机超速机械脱扣1.1.1.1当汽轮机转速达到110％～111％额定转速时，偏心飞环式机械危急遮断器动作，通过机械跳闸阀泄去ETS油，关闭高压主汽门和高压调门，开启通风阀；关闭中压主汽门和中压调门，开启紧急排放阀；关闭各级抽汽逆止门和高排逆止门而停机。1.1.1.2就地手动机械脱扣此脱扣器位于汽轮机前箱。操作时，逆时针旋转90O后拉出，通过机械跳闸阀动作泄去ETS油，关闭高压主汽门和高压调门，开启通风阀；关闭中压主汽门和中压调门，开启紧急排放阀；关闭各级抽汽逆止门和高排逆止门而停机。1.1.1.3远方手动脱扣为两按钮，装于集控室DEH盘。操作时，同时按下两按钮，则机械跳闸电磁阀和主跳闸电磁阀A、B均动作，关闭高压主汽门和高压调门，开启通风阀；关闭中压主汽门和中压调门，开启紧急排放阀；关闭各级抽气逆止门和高排逆止门而停机。1.1.1.4当机组发生下列异常情况之一时，保护动作，机械跳闸电磁阀和主跳闸电磁阀A及B均动作跳机。1.1.1.4.1A或B低压缸排汽温度高（≥121℃）（三取二）；1.1.1.4.2轴承油压低（≤0.070MPa）（三取二）；1.1.1.4.3轴向位移超限停机（≥+1.2和≤-1.65）；1.1.1.4.4主蒸汽温度低a.汽轮机负荷＞50%，主蒸汽入口温度由490℃以上降至474℃（二取二）；b.汽轮机负荷＜50%，主蒸汽入口温度由490℃以上降至460℃（二取二）；1.1.1.4.5排汽装置压力65KPa；1.1.1.4.6支持轴承振动高（X或Y向）：#1-#9轴振值大于250μm动作值，且#1-#9任一轴振达125μm报警值。1.1.1.4.7#1-#8任一支持轴承温度高（≥115℃）（二取二）；1.1.1.4.8推力轴承温度高（≥110℃）（二取二）1.1.1.4.9高压缸排汽室内壁温度高（≥432℃）（三取二）；1.1.1.4.10发电机负荷＞50％（三取二），高旁阀全关（三取二）,而低旁阀开度＞50％（三取二）；1.1.1.4.11定子冷却水进口流量小于1050L/min（三取二）；1.1.1.4.12D—EHG超速保护（动作转速≥110％额定转速，三取二）；1.1.1.4.13EHG油压力低于7.8MPa（三取二）；1.1.1.4.14D—EHG跳闸油压小于3.9MPa；1.1.1.4.15电调系统严重故障；1.1.1.4.16高压缸启动方式下，高压旁路隔离阀和高压旁路调整阀未全关；1.1.1.4.17发电机主保护动作（电跳机）；1.1.1.4.18锅炉MFT与上汽包水位高三值（炉跳机）；146 861.1.1.1.1手动跳闸。1.1.2加速继电器当发电机甩负荷量大于15%且小于40%额定负荷时，检测到转速大于102％额定转速，且升速率大于49r/min/s，加速继电器动作关闭中压调门以防止汽轮机超速，同时使目标转速、给定转速改为3000r/min。一段时间后中调阀恢复由饲服阀控制，维持汽轮机转速3000r/min。1.1.3功率负荷不平衡继电器（PLU）当发电机甩负荷量大于40％时，检测到进入汽轮机的能量（再热汽压力）和发电机负荷（电流）之间的不平衡值超过规定值，PLU动作快速关闭高中压调门以防汽轮机超速，同时使目标转速、给定转速改为3000r/min。一段时间后中调阀恢复由饲服阀控制，维持汽轮机转速3000r/min。1.1.4主机油系统联锁保护1.1.4.1主油泵出口油压低至1.205MPa，交流润滑油泵（TOP）自启动；1.1.4.2主油泵进口油压低至0.07MPa，启动油泵（MSP）自启动；1.1.4.3轴承润滑油压低于0.105MPa，直流事故油泵（EOP）自启动；1.1.4.4轴承润滑油压低于0.07MPa时，汽轮机跳闸，盘车拒投；1.1.4.5汽轮机转速＞2500rpm顶轴油泵自停；转速＜2000rpm顶轴油泵自启；1.1.4.6主机油箱油温油温高于35℃，电加热自停；1.1.4.7EHG油压力低于9.2MPa时，备用EHG油泵自启动；1.1.4.8EHG油温低于32℃，电加热自启，高于37℃自停；1.1.5低压排汽缸喷水保护联锁1.1.5.1轴冷风机运行时机组负荷小于15％，则后缸喷水自动投入；或者当任一低压缸排汽温度高于65℃时，后缸喷水阀开始开启，至80℃时全开；1.1.5.2当机组负荷大于15％时，后缸喷水阀自动关闭；当低压缸排汽温度降至65℃时，喷水阀全关。1.1.6旁路系统保护1.1.6.1低压旁路关闭条件：a.排汽装置温度大于93℃；b.排汽装置水位高于2000mm；c.低旁喷水压力低至1.5MPa；d.低旁出口温度高190℃；e.排汽装置压力大于60KPa；f.手动快关。1.1.6.2高压旁路关闭条件：a.高旁喷水压力低至7.6MPa；b.高旁后温度大于380℃，延时20S；1.1.7主机盘车装置联锁保护1.1.7.1盘车装置自动啮合条件：146 87a.盘车装置处于“自动”；b.1、2号主汽门全关；c.汽轮机转速至零，延时30秒；d.盘车电机运行，延时10秒。1.1.1.1盘车电机自启动条件：a.盘车未在手动位置；b.轴承润滑油压＞0.103MPa；c.各顶轴油压力＞7.0MPa；d.盘车电机无电气故障；e.盘车装置处于“自动”；f.1、2号主汽门全关；g.汽轮机转速至零，延时30秒。1.1.1.2当发生下列情况之一时，盘车电机停止：a.任一顶轴油压力＜7.0MPa；b.轴承润滑油压＜0.103MPa；c.盘车电机电气故障；d.就地停盘车；e.盘车改为手动盘车；f.热过载保护动；g.电机运行延时30S盘车未啮合；1.1.2汽轮机防进水保护1.1.2.1汽轮机负荷低于20％时，下列疏水阀自动开启：a.1～6段抽汽逆止门前、后和电动门后各疏水门。b.高排逆止门前、后疏水门，冷段母管疏水门。c.主蒸汽母管疏水门，主汽门前疏水门。d.热段母管疏水门，#1、2中联门前疏水门。e.#1、2主汽门下阀座疏水门。f.#1、2主汽门上阀座疏水门。g.#1、2中联门下阀座疏水门。h.高旁隔离门后疏水及低旁调整门前疏水门。i.高调门导管疏水门。（抽汽逆止门前疏水阀在抽汽电动隔离门开时关闭，关时开启）。1.1.2.2锅炉点火后，检查凝结水系统、循环水系统、真空系统投运正常，根据实际情况开启机侧各疏水。当负荷高于20％额定负荷时，关闭主再热管路疏水（下列疏水阀是自动关闭的）；停机过程中，当负荷小于15％额定负荷时，自动开启机组疏水，应手动开启：a.#1、2主汽门上阀座疏水（汽轮机复位后自动开启）；b.#1、2主汽门下阀座疏水；c.高调门导管疏水；146 88d.#1、2中联门阀座疏水；其中b、c、d这些疏水在发电机主开关断开，或汽轮机复位后自动开启。1.1.1.1高加水位保护a.高加水位高Ⅰ值（#1/#2/#3:-663/-672/-666mm），报警。b.高加水位高Ⅱ值（#1/#2/#3:-613/-622/-616mm），联开高加危急疏水。c.高加水位高Ⅲ值（#1/#2/#3:-513/-572/-566mm），高加解列，高加抽汽电动隔离门及抽汽逆止门关闭，高加水侧走旁路，高加出入口门关闭，同时开启抽汽管道疏水。e.高加水位低Ⅰ值（#1/#2/#3:-739/-748/-742mm）报警。1.1.1.2#7低加水位保护a.低加水位高Ⅰ值（-400mm）报警，联开低加危急疏水。b.低加水位高Ⅱ值（-360mm）低加水侧解列，低加水侧走旁路，关闭低加水侧出、入口阀，上一级低加疏水自动切至排汽装置。c.低加水位低Ⅰ值（-560mm）报警。1.1.1.3#5、#6低加水位保护a.低加水位高Ⅰ值（-500mm）报警，联开低加危急疏水。b.低加水位高Ⅱ值（-460mm）低加解列，低加水侧走旁路，低加抽汽电动隔离门及逆止门关闭，同时开启抽汽管道疏水，上一级低加疏水自动切至排汽装置。c.低加水位低Ⅰ值（-660mm）报警。1.1.1.4除氧器水位保护a.除氧器水位高Ⅰ值（＋1080mm），报警。b.除氧器水位高Ⅱ值（＋1190mm），液位低于此值且负荷高于时，为四抽电动门及四抽至除氧器电动门开允许，水位低于此值联关除氧水箱溢流阀和除氧水箱事故疏水电动门。c.除氧器水位高Ⅲ值（＋1450mm），关除氧器水位调节阀旁路电动门,关除氧器水位调节阀,开除氧器水箱溢流阀，关#3高加正常疏水阀,联锁开#3高加紧急疏水阀,开凝结水泵最小流量再循环阀，联动关闭四抽至除氧器进汽电动门、四抽电动总门和四抽逆止门，并开启四抽管路疏水气动门；d.除氧器水位低Ⅰ值（＋650mm），报警；e.除氧器水位低Ⅱ值（-450mm），联跳汽泵前置泵及电泵；f.当给水流量大于35％时，除氧器水位自动允许由单冲量切至三冲量。1.2主要设备试验、校验要求序号项目要求1真空严密性试验每月或停机时进行2汽轮机超速试验大修后应试验两次，动作转速为3300～3330rpm，两次动作转速差<18rpm3危急保安器注油及注油升速试验检修后或机组运行6～12个月后进行4机、炉、电主保护试验机组大、小修后进行5各辅机联锁、保护试验机组大、小修后进行6电动门、气动门试验机组大、小修后进行146 897汽轮机调速系统静态试验大修后或调速系统调整后进行8主汽门、调门严密性试验大修后进行9高低压加热器、除氧器、辅汽系统等各安全门校验大修后或安全阀调整后进行10除氧器水压试验每六年一次11小机超速试验大修后或调速系统调整后进行12机组热力试验大修前后各一次1.1锅炉主要保护1.1.1锅炉MFT保护动作条件1.1.1.1手动MFT。1.1.1.2引风机全停。1.1.1.3送风机全停。1.1.1.4两台空气预热器均停止,延时15秒。1.1.1.5炉膛压力高+2.5kPa，延时2秒。1.1.1.6炉膛压力低-2.5kPa，延时2秒。1.1.1.7总风量＜25%。1.1.1.8两台一次风机停且无油层在工作且任一给煤机运行。1.1.1.9丧失全部火焰且没有油层在工作。1.1.1.10第一次点火三次故障。1.1.1.11失去全部燃料。1.1.1.12火检冷却风压力低3.23kPa，延时120秒。1.1.1.13汽包水位高+200mm，延时2秒。1.1.1.14汽包水位低-365mm，延时2秒。1.1.1.15汽轮机跳闸且负荷大于50MW。上述任一保护动作，发炉MFT声光报警。跳闸磨煤机、给煤机、一次风机，关闭燃油跳闸阀，关油角阀，退点火枪，禁止高能点火器打火；关磨煤机出口门，关磨煤机入口快关门，切断进入锅炉的一切燃料。切除电气除尘器。关过热器、再热器减温水电动门、闭锁阀。停吹灰系统。跳汽轮机。1.1.2锅炉OFT保护动作条件1.1.2.1锅炉MFT。1.1.2.2燃油跳闸阀关闭。1.1.2.3燃油母管压力低。1.1.2.4手动OFT。上述任一保护动作，发炉OFT声光报警，燃油跳闸阀关闭，停运油枪，关闭各油枪进油电磁阀，切断进入锅炉的燃油。1.2汽轮机试验1.2.1调节系统静态试验146 901.1.1.1试验要求1.1.1.1.1应在锅炉无压且排尽主、再热蒸汽管道中的积水后进行。1.1.1.1.2此项试验以设备部汽机、热工为主，运行人员配合进行。1.1.1.1.3调节系统静态动作应可靠灵活，控制信号与阀门行程的对应关系符合要求。1.1.1.2试验步骤1.1.1.2.1检查DEH控制系统已投运正常。1.1.1.2.2检查旁路系统在停用状态，高、低压旁路减压阀关闭。1.1.1.2.3投运润滑油系统及EH油系统，检查运行正常。1.1.1.2.4由热工人员解除跳机保护信号，确认DEH“超速保护”在“投入”位置，DEH无报警信号。1.1.1.2.5汽轮机挂闸，检查主机安全油压建立，开启高、中压主汽阀。1.1.1.2.6将LLMSET设置为100％。1.1.1.2.7在DEH“AUTOCONTROL”画面上，按“AUTO/MAN”，时期处于手动控制状态。在“AUTOCONTROL”画面上，按“MANGOVSET”，输入预期的阀位值，或通过手动“增、减”修改给定值，也可通过设定“目标转速“，“升速率”，DEH自动全行程开、关高压调门及中压调门，在CRT中及就地观察各阀门开、关应灵活且无卡涩现象。1.1.1.2.8试验完毕，手动打闸。1.1.1.2.9联系热工，恢复解除的信号。1.1.2手动脱扣试验1.1.2.1遇下列情况应做此项试验1.1.2.1.1机组冷态启动。1.1.2.1.2调节、保安系统检修后。1.1.2.2注意事项1.1.2.2.1启动前的试验，应在锅炉无压且排尽主、再热蒸汽管道中的积水后进行。1.1.2.2.2试验应分别进行就地及远方脱扣操作，动作情况应正常。1.1.2.2.3试验步骤1.1.2.2.4检查确认DEH应正常投运，工作正常。1.1.2.2.5检查旁路系统在停用状态，高、低压旁路阀在关闭位置。1.1.2.2.6投运润滑油、EH油系统，检查运行正常。1.1.2.2.7由热工人员解除已闭合的各跳机信号，检查各跳机信号消失。1.1.2.2.8按DEH画面“LATCH”按钮，检查主机安全油压建立，按“RUN”键，开启高、中压主汽阀,按正常启动方式打开其余各汽门。1.1.2.2.9分别在集控室按紧急停机按钮及就地手动脱扣手柄至遮断位置各一次，检查高、中压主汽门及高、中压调门迅速关闭。1.1.2.2.10试验完毕，应恢复解除的的信号。1.1.3汽轮机主跳闸电磁阀试验1.1.3.1此试验要求一周一次，试验时严禁同时试验A、B主跳闸电磁阀，否则可能造成汽轮机跳闸。146 911.1.1.1试验前确认与该试验有关的指示灯指示正确。1.1.1.2在进行主跳闸电磁阀A活动试验时需要满足两个条件1.1.1.2.1没有汽机跳闸信号。1.1.1.2.2主跳闸电磁阀B不在跳闸位置且不在试验位置。1.1.1.3进入HPTTEST画面，按下“主跳闸电磁阀A试验”按钮，弹出操作框，按下“Test”按钮，确认主跳闸电磁阀A失电动作，机组不跳闸。1.1.1.4释放A主跳闸电磁阀“试验”按钮，检查电磁阀上方灯灭。注意该灯不灭时，不能继续试验，否则可能会造成汽轮机跳闸。1.1.1.5进行主跳闸电磁阀B试验时需要满足两个条件1.1.1.5.1没有汽机跳闸信号。1.1.1.5.2主跳闸电磁阀A不在跳闸位置且不在试验位置。1.1.1.6按上述方法试验B主跳闸电磁阀。1.1.2汽轮机抽汽逆止门活动试验1.1.2.1试验要求负荷540MW以下；1.1.2.2机组回热全投，运行稳定，无缺陷；1.1.2.3试验期间有热工和维护人员参加；1.1.2.4试验过程中，每一抽汽逆止门应分别试验，压力由低到高。试验时要迅速，以免影响热力系统或小汽机运行稳定；1.1.2.5试验时派专人在就地检查逆止门动作情况，抽汽逆止门关闭，即可恢复。对照就地与CRT状态应一致。1.1.2.6试验四抽逆止门时，监视好小机运行情况，防止小机因四抽汽量突增造成超速，发生异常停止试验，恢复至试验前状态。1.1.2.7试验过程中发生水位高导致加热器解列，注意监视段压力、负荷的变化，根据情况采取相应措施。1.1.2.8试验前、后分别记录机组负荷、主再热蒸汽参数、加热器水位、除氧器水位、压力、温度，给水和#5低加出口凝结水温度。1.1.2.9在CRT上调出抽汽逆止门操作窗，关闭抽汽逆止门，就地检查抽汽逆止门关闭，通知主值迅速开启逆止门。1.1.2.10确认试验逆止门全开后，用同样的方法试验其它各逆止门。1.1.2.11试验四抽逆止门时，为防止抽汽中断，事先将辅汽至除氧器管路暖好，必要时辅汽倒除氧器运行。1.1.2.12高排逆止门试验时，确认另一侧逆止门不试验，就地按试验逆止门试验手柄，检查高排逆止门关闭10%左右，释放试验手柄，开启逆止门。完全恢复后，进行另一侧逆止门试验。1.1.3汽轮机高中压主汽门、调速汽门活动试验1.1.3.1试验要求1.1.3.1.1146 92为了保证机组在正常运行工况下，阀门不出现卡涩，需要定期进行阀门活动试验。试验过程中要求锅炉燃烧稳定，尽量减少扰动，主汽压力尽量低点。汽门活动期间，机组负荷扰动大约在3％～5％额定负荷。汽门活动试验在“ValveTest”画面内进行操作。1.1.1.1.1两个主汽门（MSV）试验位置是由电气联锁动作的，因此它们可能全关。1.1.1.1.2主汽门活动试验时，建议试验机组负荷尽量保持低于420MW。1.1.1.2高压主汽门全行程活动试验：1.1.1.2.1在进行#2高压主汽门活动试验时，要求#1高压主汽门试验按钮不在试验位置。1.1.1.2.2在试验画面上按下“MSVRTest”按钮，弹出试验操作窗，按下“Test”按钮；1.1.1.2.3#2高压主汽门伺服阀接受阀门关闭信号，关闭阀门，绿灯亮，此时红绿灯均亮；1.1.1.2.4当#2高压主汽门关至小于10％全行程时，快关电磁阀带电动作，阀门快关，阀门全关后，红灯灭，只有绿灯亮；1.1.1.2.5当确认#2高压主汽门全关后，按下“复位”试验按钮；1.1.1.2.6快关电磁阀失电，同时开门信号送至#2高压主汽门伺服阀，此时红绿灯均亮，#2高压主汽门全开后，绿灯灭，只有红灯亮。1.1.1.2.7在进行#1高压主汽门活动试验时，要求#2高压主汽门在全开状态，#2高压主汽门试验按钮不在试验位置。1.1.1.2.8在试验面板上按下“MSVLTest”按钮，弹出试验操作窗，按下“Test”按钮并执行；1.1.1.2.9#1高压主汽门活动电磁阀接受阀门关闭信号，关闭阀门，绿灯亮，此时红绿灯均亮；1.1.1.2.10当#1高压主汽门关至小于10％全行程时，快关电磁阀带电动作，阀门快关，阀门全关后，红灯灭，只有绿灯亮；1.1.1.2.11当确认#1高压主汽门全关后，按下“复位”试验按钮；1.1.1.2.12快关电磁阀和活动电磁阀失电，#1高压主汽门打开，此时红绿灯均亮，当#1高压主汽门全开后，绿灯灭，只有红灯亮。1.1.1.3高调门活动试验1.1.1.3.1高压调门活动试验要求一月一次，试验时推荐机组负荷低于480MW。1.1.1.3.2在进行CV-1控制阀活动试验时，要求CV-2、CV-3、CV-4控制阀试验按钮不在试验位置。1.1.1.3.3在试验面板上按下“CV-1TEST”按钮，弹出NO.1CV阀试验窗，按下“Test”并执行；1.1.1.3.4CV-1伺服阀接受阀门关闭信号，关闭阀门；1.1.1.3.5当CV-1关至全行程的10％时，快关电磁阀带电动作，CV-1快关；1.1.1.3.6当CV-1全关后，按下“复位”试验按钮；1.1.1.3.7快关电磁阀失电，同时开门信号送至伺服阀，CV-1恢复至试验前开度。1.1.1.3.8试验过程中，注意机组负荷、压力的变化情况，同时在就地实际检查阀门动作情况。1.1.1.3.9CV-2、CV-3、CV-4活动试验同上，试验完成后将试验情况做好记录。1.1.1.4中压联合汽门活动试验1.1.1.4.1试验时机组负荷一般保持低于420MW。146 931.1.1.1.1在进行“RSVLTEST”活动试验时，要求RSVR试验按钮不在试验位置，RSVR在全开位置。1.1.1.1.2按下“RSVLTEST”按钮，弹出操作窗，按下“TEST”并执行。1.1.1.1.3ICV-1伺服阀接受关信号，ICV-1开始关闭，当ICV-1关至全行程的10％时，延时2秒RSV-1活动电磁阀带电，RSV-1开始关闭。1.1.1.1.4当ICV-1关至全行程的10％时，延时10秒ICV-1快关电磁阀带电，ICV-1快关。1.1.1.1.5RSV-1开始关闭时，其红绿灯均亮。当RSV-1关至全行程的10％时，RSV-1快关电磁阀带电动作，RSV-1快关，RSV-1全关后，红灯灭，只有绿灯亮。1.1.1.1.6当RSV-1全关后，按下“复位”试验按钮。1.1.1.1.7试验按钮释放后，延时1秒RSV-1快关电磁阀失电复位，延时2秒RSV-1活动电磁阀失电复位，RSV-1开始开启，此时红绿灯均亮，延时10秒ICV-1快关电磁阀失电复位，当RSV-1全开后，绿灯灭，只有红灯亮，信号送至ICV-1伺服阀，ICV-1恢复至试验前开度。1.1.1.1.8CRV-2活动试验，同上。1.1.2汽轮机危急保安器注油试验1.1.2.1危机保安器注油试验1.1.2.1.1进行该试验的目的在于确保飞环和紧急跳闸机构不卡涩，能够正常动作。1.1.2.1.2设计闭锁阀的目的是在机组在线进行机械超速飞环动作试验时，维持ETS供油，使得机械跳闸机构动作时机组并不切断进汽。1.1.2.1.3检查汽机在3000r/min稳定运行。1.1.2.1.4进入“SPRAYOILTEST”画面，按“SPRAYOILTEST”按钮，“TEST”指示灯亮，闭锁阀动作，然后喷有电磁阀动作，正常时飞环飞出。1.1.2.1.5几秒钟后DEH自动发出危急遮断器挂闸指令，是危急遮断装置恢复正常，此时闭锁阀复位。1.1.2.1.6以上各步完成后，汽机机械跳闸系统复位，机组进入正常运行状态。1.1.2.1.7在进行闭锁阀试验过程中，就地打闸、电超速保护动作或机械跳闸电磁阀带电动作时，闭锁阀自动复位，机组跳闸。1.1.3汽轮机机械超速试验1.1.3.1试验规定及注意事项1.1.3.1.1汽轮机初次启动、大修或连续运行6～12个月及危急保安器检修后，必须进行超速试验，以确证危急保安器动作正确。1.1.3.1.2试验由总工程师主持，在汽轮机专业技术人员指导下进行。1.1.3.1.3试验必须在高中压主汽门、调门关闭试验、集控室手动“汽机跳闸”试验、就地手动脱扣试验、后备超速保护试验和注油试验进行完毕且动作正常后进行。1.1.3.1.4机组冷态启动过程中的超速试验应在机组带25％额定负荷下至少运行4小时后方可进行。1.1.3.1.5试验过程中，保持主汽参数稳定，不得提升主汽压力。1.1.3.1.6升速过程中不得停留，若出现振动突然增大时应立即打闸停机。1.1.3.1.7试验前应配备足够的试验人员、试验仪表及工具。146 941.1.1.1.1试验过程中，就地专人监视转速、负责就地手动打闸。1.1.1.1.2机械超速试验时，转速下降到飞环复位后方可重新挂闸。1.1.1.1.3试验进行两次，要求两次动作值相差小于0.6%。1.1.1.1.4试验时，应严密监视机组转速、振动、轴向位移、低压缸排汽温度等参数变化。1.1.1.1.5试验前应投入有关记录仪及打印机，连续打印机组转速、振动、低压缸排汽温度等参数。1.1.1.2试验条件1.1.1.2.1机组完成并网带25%额定负荷运行4小时以上（转子中心金属温度达到脆性转变温度FATT121℃以上）。1.1.1.2.2机组在空负荷3000r/min稳定运行。1.1.1.2.3机组各轴振、高/中压缸胀差、低压缸胀差、串轴等参数在正常范围，保护可靠投入。1.1.1.2.4高中压主汽门、高中压调节汽门严密性试验合格。1.1.1.2.5高中压主汽门、高中压调节汽门、高排逆止门、各段抽汽逆止门关闭时间合格。1.1.1.2.6危急保安器注油试验合格。1.1.1.2.7主控、就地打闸试验合格。1.1.1.2.8电超速保护在投入状态，且控制回路经过确认可靠。1.1.1.2.9确认TOP油泵、MSP油泵、EH油泵自动备用状态。1.1.1.2.10润滑油温调整在40℃～45℃之间。1.1.1.2.11解除机跳炉联锁。1.1.1.3试验步骤1.1.1.3.1在“OSPTEST”画面，按下“MECHOSPTEST”按钮，按“ON”键，设定目标转速“3361r/min”，按“GO”，在DEH超速程序的控制下进行升速，在3000r/min～3240r/min转速范围升速率为300r/min2、在3240r/min～3361r/min转速范围升速率为100r/min2，1.1.1.3.2机组转速在3300-3330r/min时危急保安器飞环应动作，飞环动作后，MSV、CV、RSV、ICV应迅速关闭，高排逆止门关闭，BDV、VV阀开启，记录飞环实际动作转速。飞环动作转速在110～111％额定转速为合格。1.1.1.3.3试验完毕，画面“MECHOSPTEST”按钮自动切到“OFF”位。1.1.1.3.4当机组转速降至额定转速时，按下“LATCH”按钮。1.1.1.3.5机组跳闸阀将复位，按“RUN”按钮，主汽门开启。1.1.1.3.6投入阀限，选择合适的升速率，并设定机组转速3000r/min，将机组转速升至3000r/min。1.1.1.3.7若机组转速达到3360r/min而危急保安器没有动作，应立即按下“OFF”按钮，机组转速应以程序设定的降速率下降，并最终稳定在3000r/min。1.1.1.3.8若超速飞环动作转速值不合格，应按厂家要求进行调整。1.1.1.4电超速试验1.1.1.4.1电超速保护试验要求一年到两年进行一次，动作定值为110％额定转速。1.1.1.4.2在“OSPTEST”画面，按下“ELECOSPTEST”按钮，按“ON”146 95键，设定目标转速“3310r/min”，按“GO”，在DEH超速程序的控制下进行升速，在3000r/min～3240r/min转速范围升速率为300r/min2、在3240r/min～3310r/min转速范围升速率为100r/min2，1.1.1.1.1机组转速在3300r/min时，电超速保护动作，MSV、CV、RSV、ICV应迅速关闭，高排逆止门关闭，BDV、VV阀开启，记录实际动作转速。动作转速在110％额定转速为合格。1.1.1.1.2试验完毕，画面“ELECOSPTEST”按钮自动切到“OFF”位。1.1.1.1.3当机组转速降至额定转速时，按下“LATCH”按钮。1.1.1.1.4机组跳闸阀将复位，按“RUN”按钮，高中压主汽门开启。1.1.1.1.5投入阀限，选择合适的升速率，并设定机组转速3000r/min，将机组转速升至3000r/min。1.1.1.1.6若机组转速达到3310r/min而电超速保护没有动作，应立即按下“OFF”按钮，机组转速应以程序设定的降速率下降，并最终稳定在3000r/min。1.1.1.1.7如果超速试验按钮释放后，机组转速继续上升，应立即打闸。1.1.1.1.8电超速试验失败，热控查明原因且采取措施后，方可再次进行试验。1.1.1.1.9试验过程中注意事项同机械超速试验。1.1.2汽门严密性试验1.1.3遇到下列情况应进行该项试验1.1.3.1汽轮机首次安装或大修后。1.1.3.2超速试验前。1.1.3.3汽门检修后。1.1.4试验要求1.1.4.1DEH自动“AUTO”方式1.1.4.2发变组出口开关未合闸。1.1.4.3调整锅炉燃烧及主机旁路的压力设定值，逐步提高主蒸汽压力到额定值或不低于额定值的50%。1.1.4.4在升压、升温过程中，检查蒸汽温度至少有50℃的过热度。1.1.4.5试验由设备部汽机、热工人员参加。1.1.5试验方法1.1.5.1在操作员站“VALVELEAKTEST”阀门严密性试验画面上，按“MSVLEAKTEST”按钮，高中压主汽门应快速关闭，并自动切换到“MAN”手动方式，主汽门严密性试验开始计时，记录惰走时间。1.1.5.2汽轮机转速降至1000r/min为主汽门严密性试验合格。1.1.5.3如主汽压力未达到额定压力则规定合格下降转速规定合格下降转速=1000*实际主汽压力/额定主汽压力1.1.5.4当试验完成，按“MSVTESTEND”,汽轮机保持主汽门全关，运行人员手动打闸。1.1.5.5重新挂闸升速至3000r/min定速。1.1.5.6在操作员站“VALVELEAKTEST”阀门严密性试验画面上，按“CVLEAKTEST”按钮，高中压调门应快速关闭，并自动切换到“MAN”手动方式，调门严密性试验开始计时，记录惰走时间。146 961.1.1.1汽轮机转速降至1000r/min为调门严密性试验合格。1.1.1.2如主汽压力未达到额定压力则按与主汽门严密性试验相同的方法进行修正转速。1.1.1.3当试验完成，按“CVTESTEND”,汽轮机保持调门全关，运行人员手动打闸。1.1.1.4根据试验结果判断汽门是否严密，并采取相应措施。试验合格如需并列，则重新挂闸，提升转速至3000r/min。1.1.2汽轮机真空严密性试验1.1.2.1联系值长，维持机组负荷在480MW以上，保持运行工况稳定。1.1.2.2检查空冷风机运行良好。1.1.2.3检查轴封压力、温度正常。1.1.2.4机组排汽压力与设计值偏差不超过5Kpa。1.1.2.5试验备用真空泵启动正常，停止备用真空泵，稳定5分钟。1.1.2.6将空冷风机转速控制切至手动位，试验过程中维持空冷风机转速不变。1.1.2.7试验过程中维持汽轮机主汽压力和进入空冷凝汽器的蒸汽量不变。1.1.2.8记录试验前机组负荷、主、再热蒸汽压力、温度、空冷风机运行台数及转速、主蒸汽流量、排汽压力、排汽温度、环境温度。1.1.2.9停止运行两台真空泵(或关闭排汽装置抽空气总门)，记录好时间。1.1.2.10每隔30秒记录机组排汽压力、排汽温度。1.1.2.11试验时间5分钟，取后3分钟排汽压力上升值的平均数为最终试验计算结果。1.1.2.12试验结束后，及时启动真空泵恢复机组真空。1.1.2.13真空严密性评价标准如下：合格：≤0.2KPa/min；优良：≤0.1KPa/min。1.1.2.14试验结束，检查机组运行正常，做好记录。1.1.2.15试验注意事项：1.1.2.15.1试验过程中如果排汽压力超过报幕值，则立即中止试验。1.1.2.15.2试验过程中应密切监视各空冷凝汽器单元凝结水温度，如果出现局部凝结水温度快速下降至高于空冷风机跳闸值10℃时，应中止试验。1.1.2.15.3试验过程中不进行机侧汽水系统的其他操作。1.1.2.15.4机组出现异常情况，应中止试验。1.1.3小机超速保护试验1.1.3.1遇下列情况应做超速保护试验1.1.3.1.1小机危急保安器解体或调整后。1.1.3.1.2小机新安装或大修后。1.1.3.2试验条件1.1.3.2.1确认小机与给水泵靠背轮已脱开。1.1.3.2.2做超速试验前，应经手动脱扣试验并正常。1.1.3.2.3试验前小机按启动要求完成小机暖机。1.1.3.2.4超速试验前应联系设备部点检人员到场。146 971.1.1.1试验方法1.1.1.1.1小机电超速保护a)联系热工断开前置泵跳闸联跳小机及给水泵的跳闸保护，投入小机低油压、低真空保护、电超速保护。b)按正常启动要求将小机冲转至1000r/min，手动脱扣一次，检查速关阀、调节阀迅速关闭。c)在MEH画面上按下“电超速试验”键。d)设定小机目标转速5400r/min，观察小机实际转速开始上升，同时注意调节油压变化。e)当小机转速达5400r/min时，电超速保护动作小机脱扣，转速连续下降。f)当小机转速下降到5000r/min以下后，可重新挂闸冲转，恢复至正常转速。g)退出小机电超速试验按钮。1.1.1.1.2小机机械超速保护a)小机机械超速试验可紧接着电超速试验进行。b)按小机“机械超速试验”按钮，设定目标转速5500r/min，将小机升速，当转速接近5500r/min后，观察飞锤动作，并记录飞锤的动作转速。c)机械超速试验应进行两次，两次动作转速差值不得大于36转。d)超速试验完毕退出小机“机械超速按钮”，检查MEH系统恢复至正常运行方式。e)小机机械超速试验完毕，停止小机运行，交检修连接靠背轮。1.2锅炉试验1.2.1锅炉电动门（挡板）、气动门（挡板）试验1.2.1.1试验时，确认电动门转向正确、气动门开关正确、灯光信号状态（反馈）指示正确。记录各门开关时间、动作不灵敏区情况。1.2.1.2在满足试验条件后（条件不满足时由热工人员强制），由热工人员模拟各种联动、跳闸工况，以检查其动作和报警情况是否正常。1.2.1.3具体试验要求1.2.1.3.1已投入运行的系统及承受压力的电动门、调节门不可试验。1.2.1.3.2有近控、远控的伺服机构，远控、近控都要试验，并专人记录开、关时间及试验情况。1.2.1.3.3气动调节装置应动作灵活，无漏气及卡涩等异常现象。1.2.1.4试验方法对所有电动门及电动调整门进行远、近控全开、全关试验，远方开度指示与就地指示应一致，有中停的电动门要试验中间停止正常。1.2.2锅炉水压试验1.2.2.1在下列情况下，应进行锅炉常规水压试验和超压试验：1.2.2.1.1运行中的锅炉每6～8年进行一次超压试验（在大修结束后）；根据设备具体状况，经集团公司或省级电力公司锅炉监察部门同意，可适当延长或缩短时间间隔。1.2.2.1.2新装锅炉，在开始运行前；或停用的锅炉停用一年以上恢复运行时。1.2.2.1.3锅炉严重超压达1.25倍工作压力及以上时。146 981.1.1.1.1锅炉严重缺水后受热面大面积变形时。1.1.1.1.2锅炉大小修后或局部受热面检修后，必须进行常规水压试验(再热器视情况而定)。水压试验应由检修负责人主持，运行和检修人员共同参加。1.1.1.1.3锅炉承压部件经重大修理或更换后，如水冷壁管更换50%以上，过热器管或省煤器管更换100%。1.1.1.1.4根据运行情况，对设备安全可靠性有怀疑时。1.1.1.2水压试验的目的：在冷态下检验锅炉承压部件的严密性、有无变形、损伤情况，保证锅炉安全、稳定、可靠的运行。1.1.1.3锅炉水压试验压力一般按制造厂要求规定：系统常规水压试验压力Pe超压水压试验压力炉本体及主蒸汽系统19.0MPa23.75MPa（1.25倍Pe）再热汽系统4.06MPa6.09MPa（1.5倍Pe）1.1.1.4参与水压试验的各部件的水容积表：部件名称省煤器汽包水冷壁过热器再热器连接管道合计水容积（m3）966619732832510151.1.1.5锅炉水压试验范围1.1.1.5.1一次汽系统：主给水管道电动闸阀后高压加热器、省煤器、水冷壁、过热器部分及其各部分的管道附件至汽轮机电动主汽门前。1.1.1.5.2二次汽系统：冷段管道水压试验堵阀后再热器部分及其管道附件，即汽轮机高压缸排汽逆止阀后至再热器出口；热段管道水压堵阀前部分。1.1.1.5.3锅炉本体范围内一次门以内承压管道及附件。1.1.1.5.4汽包水位计和安全门，不参加超压试验。1.1.1.6水压试验要求1.1.1.6.1水压试验必须制定专用措施。锅炉超压试验必须由总工程师批准。并遵照《电力工业锅炉压力容器监察规程》规定。1.1.1.6.2水压试验用水质：水压试验用水应采用加氨和联氨处理的除盐水或凝结水，水质应满足以下要求：氯离子含量小于0.2mg/l；联胺或丙酮含量为200～300mg/l；PH值为9.5～10.5（通过氨水调节）。对带不锈钢的再热器系统进行水压试验用水，水中氯离子含量应小于25ppm。项目氨浓度联氨浓度氯化铁pH值可见固型物标准10ppm200ppm100ppb10左右<1ppm1.1.1.7锅炉水压试验前的准备和检查1.1.1.7.1检查与锅炉水压试验有关的汽水系统检修工作已结束，工作票已终结。炉膛和烟道内无人工作。1.1.1.7.2146 99汽包和再热器出口已装精度为0.5级的就地压力表，且控制室内汽包和再热器出口压力指示已经校验正确。1.1.1.1.1就地与集控室之间所需通讯工具准备齐全。1.1.1.1.2锅炉所有安全阀应采取防起座措施，ERV阀的控制开关处于“OFF”位置，手动门关闭，防止水压试验时开起。1.1.1.1.3检查锅炉汽水系统与汽轮机确以隔绝，汽轮机主汽门后、本体、高压排汽前、中联门后疏水门及小汽轮机部分非水压试验范围的所有疏水门都已打开。1.1.1.1.4水压试验时环境温度一般应在5℃以上，否则应有可靠的防寒防冻措施。水压试验锅炉进水温度高于周围露点温度，一般在20～70℃，上水温度与锅筒壁温之差不超过28℃，受热面金属温度不低于20℃。严格控制汽包的壁温，使锅筒的上、下壁温差<56℃、内、外壁温差<28℃。建议上水速度，夏季不少于2小时，冬季不少于4小时，当水温与锅筒壁温较为接近时，可适当加快上水速度。1.1.1.1.5锅炉进水前，按照水压试验要求，检查锅炉各阀门处于正确状态。1.1.1.1.6水压范围内的主汽管道的弹簧吊架在试验前应固定好。1.1.1.1.7确认过热器、再热器减温水电动门、手动门关闭严密。1.1.1.1.8水压试验用水水质合格。应采用经过加氨和联胺处理的除盐水或凝结水；联胺浓度为200ppm，PH为10左右。1.1.1.1.9进水前应确认锅炉承压部件内的杂物应清理干净。1.1.1.1.10按给水泵运行规程，做好电动给水泵的检查和准备工作。1.1.1.2水压试验操作方法1.1.1.2.1水压试验按先低压后高压的顺序进行，先进行再热器系统的水压试验，然后进行省煤器、水冷壁和过热器系统的水压试验。1.1.1.2.2再热器水压试验结束，应关闭进水阀，再热器自然泄压后，再对省煤器、水冷壁和过热器进行水压试验。1.1.1.2.3一次汽系统进行水压试验时，锅炉进水后，当各空气门中有水连续溢出时将其关闭。1.1.1.2.4在锅炉升压前，必须检查汽包壁温不低于20℃，升压速度≯0.3MPa/min。1.1.1.2.5再热器系统水压试验：用户可通过再热器系统专门设计的水压试验用接头给再热系统充水升压。升压时应缓慢，在0.98MPa.g以下压力升压速度≤0.098MPa/min，达到10％水压试验压力（0.61MPa.g）时应做初步检查；达到0.98Mpa.g时停下检查，稳压15分钟继续升压，升压速度≤0.3MPa/min，升到工作压力（4.06MPa.g）后停止升压持压力稳定，对再热器系统进行全面检查，门路无异常时再升压至水压试验压力（6.09MPa.g），并在该压力下保持20分钟，水压合格后，疏水泄压。1.1.1.2.6锅炉新蒸汽系统水压试验：升压时应缓慢，在9.8MPa.g以下压力升压速度≤0.244MPa/min，压力升至0.98MPa.g时暂停升压进行检查，无异常，稳压15分钟后继续升压；达到10％水压试验压力（2.38MPa.g）时应进行检查；至5.88MPa.g时暂停升压，观察压力变化，无异常，继续升压至9.8MPa.g后放慢升压速度，使其≤0.196MPa/min，当压力升至11.77MPa.g时暂停升压，检查有无异常。无异常，继续升压至工作压力（19MPa.g）时，暂停升压，检查有无异常，无异常，继续升压至水压试验压力（23.75MPa.g），146 100并在此压力下保持20分钟。水压合格后，疏水泄压。1.1.1.1.1当升压至工作压力或设计压力时，关闭进水阀，进行全面检查，记录压力下降值。1.1.1.1.2如进行超压试验，应解列汽包水位计，待检查工作正常后，继续升压至超压试验压力，然后关闭进水阀，保持20分钟，记录压力下降值。1.1.1.1.3开启连排或疏水门以0.3MPa/min的降压速度降压。当降至工作压力或设计压力时，进行全面检查。1.1.1.1.4泄压过程：1、再热器系统水压试验：泄压速度控制在≈0.3MPa/min，待锅炉本体水压结束后，再拆除再热器进口和出口的水压堵阀中的垫板、阀瓣、支撑挡板、压杆。2、锅炉本体水压试验，泄压速度控制在≈0.3MPa/min，压力降至0.098～0.196Mpa.g时，开启各放空气阀和疏水阀。1.1.1.1.5水压试验结束后，恢复投入汽包水位计。联系检修解除安全门压紧装置。恢复各弹簧支吊架。恢复各隔绝的系统和防护措施。1.1.1.1.6如锅炉准备投运且水质合格，可将汽包放水至点火水位，过热器、主汽管道、再热器应将疏水放尽。1.1.1.2锅炉水压试验的合格标准1.1.1.2.1当水压试验保持20分钟后降至工作压力，进行全面检查，检查期间压力保持不变。1.1.1.2.21.1.1.2.3承压部件金属壁及焊缝没有泄漏痕迹。1.1.1.2.4经宏观检查，承压部件无明显的残余变形及破损现象。1.1.1.3锅炉水压试验注意事项1.1.1.3.1水压试验前，应严格执行锅炉水压试验前的准备和检查条例。1.1.1.3.2水压试验过程中，要有专人负责升压，严防超压。压力要以汽包就地压力表指示为准，控制室内专人监视CRT压力。就地压力表应设专人监视，在接近试验压力时应降低升压速度以防超压；上下经常联系，当上下压力指示差别大时，应由热工人员校核确定。1.1.1.3.3水压试验过程中必须统一指挥，升压和降压时要得到现场指挥许可才能进行。1.1.1.3.4水压试验前，汽机侧应做好主蒸汽，再热蒸汽管道的隔绝措施，防止汽轮机进水。水压试验时，各高加应解列。1.1.1.3.5在水压试验过程中，如发现超压，则可开启连排、定排的电动门和再热器入口疏水阀或过热器疏水门等，快速泄压。1.1.1.3.6为防止与水压试验相关的低压系统超压，除应可靠隔离外，还应开启有关疏水阀。1.1.1.3.7在水压试验过程中，当达到超压压力时，不许人员到外面检查，待压力降至额定压力以下时方可进行检查。1.1.1.3.8在水压试验过程中，压力升降要均匀平稳，严格控制升压速度，防止超过规定压力。调节进水量应缓慢均匀，以防发生水冲击。1.1.1.3.9升压过程中不得冲洗压力表管和取样管。1.1.1.3.10在进行省煤器、水冷壁及过热器水压试验过程中，应严密监视再热器压力情况，防止再热器起压、超压，并加强汽轮机缸温监视。146 1011.1.1锅炉安全阀校验1.1.1.1安全阀校验原则1.1.1.1.1在机组大修或安全阀检修后均应对安全阀动作值进行校验。电磁泄压阀的热控、电气回路试验在每次机组停运期间进行一次。每次大、小修停机前应对安全门、电动泄压阀进行一次放气试验。1.1.1.1.2安全阀校验工作应由锅炉检修负责人主持，检修人员负责校验，运行人员负责操作。安全阀校验必须有完善的技术、组织措施。1.1.1.1.3安全门校验一般在机组不带负荷工况下进行，如进行带负荷校验，必须经总工批准，并有完善的技术措施。1.1.1.1.4安全门校验内容包括起、回座及阀门升程等。1.1.1.1.5安全门校验的顺序应先高压、后低压，依次对汽包安全门、过热器安全门、再热器进口安全门、再热器出口安全门逐一进行校验。1.1.1.2安全阀校验应具备的条件1.1.1.2.1锅炉检修工作已结束，对锅炉本体和辅机进行启动前检查，确认已符合启动要求。1.1.1.2.2校验现场与集控室之间已设置通讯联络工具。1.1.1.2.3汽轮机旁路系统和真空系统能正常投运，排汽装置真空正常。1.1.1.3利用液压校验装置进行安全阀校验方法1.1.1.3.1按照升温升压曲线，将汽包压力升至80%的安全阀最低整定压力，稳定机组负荷进行整定。ERV阀控制开关应置于“OFF”位置。1.1.1.3.2待过热器出口安全阀校验结束后，将ERV阀控制开关置于“自动”位置，校验ERV阀。ERV阀在锅炉启动过程中其压力低于3.45MPa不应开启。1.1.1.3.3再热器安全阀校验时，采用液压校验装置进行。再热器压力升到4.0MPa时保持稳定，进行安全阀校验。1.1.1.4安全门参数序号安装位置数量型号整定压力MPa(g)回座压差排放量t/h1锅筒11749WB19.954%2802锅筒11749WB20.154%2843锅筒11749WB20.354%2884锅筒11749WB20.554%2935锅筒11749WB20.554%2936锅筒11749WB20.554%2937过热器出口11740WD18.314%1768过热器出口11740WD18.314%1769过热器出口EBV阀13537W18.132%11810过热器出口EBV阀13537W18.132%11811再热器进口11705RWB4.674%21212再热器进口11705RWB4.674%21213再热器进口11705RRWB4.724%26214再热器进口11705RRWB4.724%26215再热器进口11705RRWB4.814%267146 10216再热器进口11705RRWB4.814%26717再热器出口11705RWD4.394%14818再热器出口11705RWD4.394%1481.1.1.1锅炉安全阀校验注意事项1.1.1.1.1安全阀校验时，应加强对汽温、汽压和水位的监视。1.1.1.1.2安全阀校验后，其起座压力、回座压力，应做好详细记录。1.1.1.1.3在锅炉运行中不得任意提高安全阀起座压力，不得使用压紧装置将安全阀锁住。1.1.1.1.4安全阀校验过程中，如出现异常情况，应立即停止校验工作。1.2电气有关试验1.2.1主变冷却器联动试验，按操作票执行。1.2.2保安段切换试验1.2.2.1经单元长同意。1.2.2.2低电压切换：拉开保安MCC段工作电源上级PC段母线PT一次开关(拉PT一次开关前先拉开PT二次开关，检查PT断线闭锁良好，然后再合上PT二次开关)，检查工作电源跳闸，备用电源联投正常。如有设备跳闸将跳闸设备记录清楚。1.2.2.3拉开保安MCC7××—1开关，检查8××—1开关联跳，8××—2开关联投。1.2.2.4合上保安MCC7××—1开关，拉开7××—2开关，检查8××—2开关联跳，8××—1开关联投。1.2.2.5拉开8××—1开关（7××—2开关在开位），8××—3开关联合正常。1.2.2.6选择8××—1开关，拉开7××—3开关检查8××—3开关联跳，8××—1开关联合。1.2.2.7拉开8××—1开关，8××—3开关联合正常。1.2.2.8合上7××—2开关，选择8××—2开关，拉开8××—3开关，8××—2开关联合。1.2.2.9拉开8××—2开关，8××—1开关联合。1.2.3启机前给煤机MCC段试验步骤(引风机MCC段相同)1.2.3.1试验前检查给煤机MCC段联锁投入。1.2.3.2拉开给煤机MCC段工作电源开关，备用电源开关联投正常。反过来切换正常。1.2.3.3拉开给煤机MCC段工作电源上级PC段进线开关，检查工作电源跳闸，备用电源联投正常。1.2.3.4低电压切换：拉开给煤MCC段工作电源上级PC段母线PT一次开关(拉PT一次开关前先拉开PT二次开关，检查PT断线闭锁良好，然后再合上PT二次开关)，检查工作电源跳闸，备用电源联投正常。1.2.4启机前UPS电源切换试验步骤1.2.4.1由正常工作电源切换到旁路工作电源步骤。1、断开整流器进线开关Q001。电池运行灯亮（绿），直流蓄电池自动投入运行，电池向逆变器提供能量。指示灯情况：15灯亮（输入开关断开）；4灯亮（蓄电池开关投入）。146 1032、断开UPS切换柜蓄电池进线开关Q1。10（旁路静态开关）自动投入运行，负荷由旁路通过静态开关供电。指示灯情况：9灯亮：旁路电压正常。6灯亮：同步。10灯亮：静态开关投入。1.1.1.1由旁路状态切换到正常工作电源状态。先合上蓄电池进线开关Q1，再合上交流电源进线开关Q001，通过面板操作：先按#，在按将“上或下箭头”直到旁路运行启动，再按*键，显示器显示正常运行带负载，系统由逆变器供电。BYPASSOPERATION打到ON。UPS装置自动切换回整流器输入电源工作状态。1.1.2启机前6kV低电压试验步骤1.1.2.1在6kV母线送电前，做6kV低电压试验。1.1.2.2先做低电压闭锁条件：先将所有辅机试验位，合上控制及动力电源开关后，合上辅机6kV开关。将6kV母线PT送至工作位，断开PT二次开关后，投入6kV低电压保护压板，检查所有辅机均不跳闸；先将6kV母线PT摇至不在“工作”位，再合上PT二次开关，检查所有辅机均不跳闸。1.1.2.36kV低电压试验：将6kV母线PT摇至“工作”位，检查记录0.5s跳闸的设备，9s跳闸的设备及不跳闸的设备。1.1.3空冷PC段快切切换试验步骤1.1.3.1试验前检查空冷PC段快切投入，无报警信号。1.1.3.2低电压切换：拉开空冷PC段母线PT一次开关(拉PT一次开关前先拉开PT二次开关，检查PT断线闭锁良好，然后再合上PT二次开关)，检查工作电源跳闸，备用电源联投正常。检查切换过程中空冷风机是否跳闸。1.1.3.3合上空冷PC段相对应空冷变6kV开关后，再合上空冷PC段工作电源开关联跳正常，空冷备用变高、低压侧开关联合正常。1.1.3.4拉开空冷PC段相对应空冷变6kV开关，检查空冷PC段工作电源开关联跳正常，空冷备用变高、低压侧开关联合正常。1.1.3.5合上空冷PC段相对应空冷变6kV开关后，再合上空冷PC段工作电源开关联跳正常，空冷备用变高、低压侧开关联合正常。1.1.4电除尘PC段快切切换试验步骤1.1.4.1试验前检查电除尘PC段快切投入，无报警信号。1.1.4.2低电压切换：拉开电除尘PC段母线PT一次开关(拉PT一次开关前先拉开PT二次开关，检查PT断线闭锁良好，然后再合上PT二次开关)，检查工作电源跳闸，备用电源联投正常。检查切换过程中是否有设备跳闸。1.1.4.3合上电除尘PC段相对应电除尘变6kV开关后，再合上电除尘PC段工作电源开关联跳正常，电除尘备用变高、低压侧开关联合正常。1.1.4.4拉开电除尘PC段相对应电除尘变6kV开关，检查电除尘PC段工作电源开关联跳正常，电除尘备用变高、低压侧开关联合正常。1.1.4.5合上电除尘PC段相对应电除尘变6kV开关后，再合上电除尘PC段工作电源开关联跳正常，电除尘备用变高、低压侧开关联合正常。1.2机组DCS控制逻辑说明(以#5机为例)146 1041.1.1励磁自动通道选择条件1.1.1.1励磁系统在远方位置1.1.1.2励磁系统不在自动通道1.1.2励磁手动通道选择条件1.1.2.1励磁系统在远方位置1.1.2.2励磁系统不在手动通道1.1.3发电机启励条件1.1.3.1励磁系统在远方位1.1.3.2发变组500kV第五串I母侧5051开关在断开位1.1.3.3发变组500kV第五串联络5052开关在断开位1.1.3.4汽机转速已升至3000转/分1.1.3.5发变组A和B屏保护均未动作1.1.3.6励磁系统在退出状态1.1.3.7励磁已选择自动通道1.1.3.8励磁系统无故障1.1.3.9AVR装置无异常1.1.3.10灭磁开关在合位1.1.4发电机灭磁条件1.1.4.1励磁系统在远方位1.1.4.2励磁系统在投入状态1.1.4.3发变组500kV第五串I母侧5051开关在断开位1.1.4.4发变组500kV第五串联络5052开关在断开位1.1.4.5灭磁开关在断位1.1.5发电机电压升条件1.1.5.1励磁系统在远方位1.1.5.2励磁系统已投入1.1.5.3发电机电压设定值未达到最大1.1.6发电机电压降条件1.1.6.1励磁系统在远方位1.1.6.2励磁系统已投入1.1.6.3发电机电压设定值未达到最小1.1.7PSS投入条件1.1.7.1励磁系统在远方位1.1.7.2励磁系统已投入1.1.7.3PSS在退出状态1.1.8PSS退出条件1.1.8.1励磁系统在远方位置1.1.8.2励磁系统已投入146 1051.1.1.1PSS在投入状态1.1.2励磁开关FCB合闸条件1.1.2.1励磁系统在远方位置1.1.2.2灭磁开关在断位1.1.3励磁开关FCB跳闸条件1.1.3.1励磁系统在远方位置1.1.3.2灭磁开关在合位1.1.3.3发变组500kV第五串I母侧5051开关和联络5052开关均在断开位1.1.4自动同期装置ASS投入条件1.1.4.1机组保护未动作1.1.4.2励磁系统已投入1.1.4.3灭磁开关在合位1.1.4.4发电机端电压升至90％Un以上1.1.4.5ASS装置无异常1.1.4.6ASS装置电源未消失1.1.5自动准同期装置合闸控制条件。说明：因#5机进线无刀闸，而#2联变侧有刀闸，因此，5052开关同期电压应根据近区优先原则取得，具体为5052开关一端电压固定为机组进线电压，另一端电压在联变侧刀闸闭合时取联变高压侧电压，若联变退出，且第五串合环运行，则取II母电压。由于ASS增加了选线装置，因此这两种并列电压的选择定义为二种同期方式来实现。即DCS通过选线器选择5051开关同期（方式一），5052开关同期（方式二），5052开关(方式三)。第六串进出线无隔离开关，因此DCS通过选线器选择5061开关同期，5062开关同期。另外由于机组进线无刀闸，机组退出必须断开发变组500kV侧两开关，为简化操作，避免人为的误操作可能，NCS不再对这两个开关进行控制，仅控制两开关相关的刀闸并监视开关位置。500kVI母侧开关，联络开关仅由DCS控制，DCS同时监测这两开关相关的刀闸。对于#5机及第五串而言有三种方式：方式一：DCS发选择同期命令至选线器合第五串5051开关。选线器自动切换系统侧为500kV升压站I母电压，待并侧为发变组高压侧电压。1、5051开关同期合闸条件①ASS投入条件满足②500kV第五串I母5051开关在断开位③500kV第五串I母5051开关5051-1刀闸在合位④500kV第五串I母5051开关5051-2刀闸在合位⑤ASS未投入2、ASS停止条件①ASS已投入②500kV第五串I母5051开关在合位3、ASS复归条件146 106500kV第五串I母5051开关在合位方式二：DCS发选择同期命令至选线器合第五串联络5052开关，选线器自动切换系统侧为#2联变高压侧电压，待并侧为发变组高压侧电压。1、5052开关同期合闸条件①ASS投入条件满足②500kV第五串联络5052开关在断开位③500kV第五串联络5052开关5052-1刀闸在合位④500kV第五串联络5052开关5052-2刀闸在合位⑤#2联变500kV侧5053-6刀闸在合位⑥ASS未投入2、ASS停止条件①ASS已投入②500kV第五串联络5052开关在合位3、ASS复归条件500kV第五串联络5052开关在合位方式三：DCS发选择同期命令至选线器合第五串联络断路器，选线器自动切换系统侧为500kV升压站II母电压，待并侧为发变组高压侧电压。1、5052开关同期合闸条件①ASS投入条件满足②500kV第五串联络5052开关在断开位③500kV第五串联络5052开关5052-1刀闸在合位④500kV第五串联络5052开关5052-2刀闸在合位⑤#2联变500kV侧5053-6刀闸在断开位⑥500kV第五串II母侧5053开关在合位⑦500kV第五串II母侧5053开关5053-1刀闸在合位⑧500kV第五串II母侧5053开关5053-2刀闸在合位⑨ASS未投入2、ASS停止条件①ASS已投入②500kV第五串联络5052开关在合位3、ASS复归条件500kV第五串联络5052开关在合位对于#6机及第六串而言有两种方式：方式一：DCS发选择同期命令至选线器合第六串I母侧5061开关。选线器自动切换系统侧为500kV升压站I母电压，待并侧为发变组高压侧电压。1、5061开关同期合闸条件①ASS投入条件满足②500kV第六串I母5061开关在断开位146 107③500kV第六串I母5061开关5061-1刀闸在合位④500kV第六串I母5061开关5061-2刀闸在合位⑤ASS未投入2、ASS停止条件①ASS已投入②500kV第六串I母5061开关在合位3、ASS复归条件500kV第六串I母5061开关在合位方式二：DCS发选择同期命令至选线器合第六串联络5062开关，选线器自动切换系统侧为#4出线侧电压，待并侧为发变组高压侧电压。1、5062开关同期合闸条件①ASS投入条件满足②500kV第六串联络5062开关在断开位③500kV第六串联络5062开关5062-1刀闸在合位④500kV第六串联络5062开关5062-2刀闸在合位⑤ASS未投入2、ASS停止条件①ASS已投入②500kV第六串联络5062开关在合位3、ASS复归条件500kV第六串联络5062开关在合位1.1.1发变组500kV侧第五串I母侧5051开关控制发变组500kV侧第五串I母侧5051开关合闸只能由自动同期装置完成，DCS仅可以对其进行远方手动跳闸。发变组500kV侧第五串I母侧5051开关手动跳闸条件⑴发变组500kV第五串联络5052开关A相在合位⑵发变组500kV第五串联络5052开关B相在合位⑶发变组500kV第五串联络5052开关C相在合位⑷发变组500kV第五串I母侧5051开关就地/远方控制在远方位⑸发变组500kV第五串I母侧5051开关A相在合位⑹发变组500kV第五串I母侧5051开关B相在合位⑺发变组500kV第五串I母侧5051开关C相在合位⑻发变组500kV第五串I母侧5051开关控制电源未故障⑼发变组500kV第五串I母侧5051开关跳闸回路I监视无故障⑽发变组500kV第五串I母侧5051开关跳闸回路II监视无故障或⑴发变组500kV第五串联络5052开关A相在断开位⑵发变组500kV第五串联络5052开关B相在断开位146 108⑶发变组500kV第五串联络5052开关C相在断开位⑷发电机A相电流低⑸发电机B相电流低⑹发电机C相电流低⑺发变组500kV第五串I母侧5051开关就地/远方控制在远方位置⑻发变组500kV第五串I母侧5051开关A相在合位⑼发变组500kV第五串I母侧5051开关B相在合位⑽发变组500kV第五串I母侧5051开关C相在合位⑾发变组500kV第五串I母侧5051开关控制电源未故障⑿发变组500kV第五串I母侧5051开关跳闸回路I监视无故障⒀发变组500kV第五串I母侧5051开关跳闸回路II监视无故障1.1.1发变组500kV第五串联络5052开关控制发变组500kV第五串联络5052开关合闸只能由自动同期装置完成，DCS仅可以对其进行远方手动跳闸。发变组500kV第五串联络5052开关手动跳闸条件⑴发变组500kV第五串I母侧5051开关A相在合位⑵发变组500kV第五串I母侧5051开关B相在合位⑶发变组500kV第五串I母侧5051开关C相在合位⑷发变组500kV第五串联络5052开关就地/远方控制在远方位⑸发变组500kV第五串联络5052开关A相在合位⑹发变组500kV第五串联络5052开关B相在合位⑺发变组500kV第五串联络5052开关C相在合位⑻发变组500kV第五串联络5052开关控制电源未故障⑼发变组500kV第五串联络5052开关跳闸回路I监视无故障⑽发变组500kV第五串联络5052开关跳闸回路II监视无故障或⑴发变组500kV第五串I母侧5051开关A相在断开位⑵发变组500kV第五串I母侧5051开关B相在断开位⑶发变组500kV第五串I母侧5051开关C相在断开位⑷发电机A相电流低⑸发电机B相电流低⑹发电机C相电流低⑺发变组500kV第五串联络5052开关就地/远方控制在远方位置⑻发变组500kV第五串联络5052开关A相在合位⑼发变组500kV第五串联络5052开关B相在合位⑽发变组500kV第五串联络5052开关C相在合位⑾发变组500kV第五串联络5052开关控制电源未故障⑿发变组500kV第五串联络5052开关跳闸回路I监视无故障146 109⒀发变组500kV第五串联络5052开关跳闸回路II监视无故障1.1.1发变组500kV侧第六串I母侧5061开关控制发变组500kV侧第六串I母侧5061开关合闸只能由自动同期装置完成，DCS仅可以对其进行远方手动跳闸。发变组500kV侧第六串I母侧5061开关手动跳闸条件⑴发变组500kV第六串联络5062开关A相在合位⑵发变组500kV第六串联络5062开关B相在合位⑶发变组500kV第六串联络5062开关C相在合位⑷发变组500kV第六串I母侧5061开关就地/远方控制在远方位⑸发变组500kV第六串I母侧5061开关A相在合位⑹发变组500kV第六串I母侧5061开关B相在合位⑺发变组500kV第六串I母侧5061开关C相在合位⑻发变组500kV第六串I母侧5061开关控制电源未故障⑼发变组500kV第六串I母侧5061开关跳闸回路I监视无故障⑽发变组500kV第六串I母侧5061开关跳闸回路II监视无故障或⑴发变组500kV第六串联络5062开关A相在断开位⑵发变组500kV第六串联络5062开关B相在断开位⑶发变组500kV第六串联络5062开关C相在断开位⑷发电机A相电流低⑸发电机B相电流低⑹发电机C相电流低⑺发变组500kV第六串I母侧5061开关就地/远方控制在远方位置⑻发变组500kV第六串I母侧5061开关A相在合位⑼发变组500kV第六串I母侧5061开关B相在合位⑽发变组500kV第六串I母侧5061开关C相在合位⑾发变组500kV第六串I母侧5061开关控制电源未故障⑿发变组500kV第六串I母侧5061开关跳闸回路I监视无故障⒀发变组500kV第六串I母侧5061开关跳闸回路II监视无故障1.1.2发变组500kV第六串联络5062开关控制发变组500kV第六串联络5062开关合闸只能由自动同期装置完成，DCS仅可以对其进行远方手动跳闸。发变组500kV第六串联络5062开关手动跳闸条件⑴发变组500kV第六串I母侧5061开关A相在合位⑵发变组500kV第六串I母侧5061开关B相在合位⑶发变组500kV第六串I母侧5061开关C相在合位⑷发变组500kV第六串联络5062开关就地/远方控制在远方位⑸发变组500kV第六串联络5062开关A相在合位146 110⑹发变组500kV第六串联络5062开关B相在合位⑺发变组500kV第六串联络5062开关C相在合位⑻发变组500kV第六串联络5062开关控制电源未故障⑼发变组500kV第六串联络5062开关跳闸回路I监视无故障⑽发变组500kV第六串联络5062开关跳闸回路II监视无故障或⑴发变组500kV第六串I母侧5061开关A相在断开位⑵发变组500kV第六串I母侧5061开关B相在断开位⑶发变组500kV第六串I母侧5061开关C相在断开位⑷发电机A相电流低⑸发电机B相电流低⑹发电机C相电流低⑺发变组500kV第六串联络5062开关就地/远方控制在远方位置⑻发变组500kV第六串联络5062开关A相在合位⑼发变组500kV第六串联络5062开关B相在合位⑽发变组500kV第六串联络5062开关C相在合位⑾发变组500kV第六串联络5062开关控制电源未故障⑿发变组500kV第六串联络5062开关跳闸回路I监视无故障⒀发变组500kV第六串联络5062开关跳闸回路II监视无故障146 111事故处理1.1事故处理的原则及要点1.1.1事故处理的原则1.1.1.1发生事故时，应按“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。1.1.1.2发生事故时，在值长统一指挥下正确处理，单元长应在值长的直接领导下，带领全机组人员迅速按规程规定处理事故。值长的命令除明显可能对人身、设备有直接危害外，均应立即执行，否则应申明理由，拒绝执行。值长坚持时，应向上级领导汇报。1.1.1.3发生事故时，运行人员应迅速弄清事故发生原因，消除对人身和设备的威胁，同时努力保证非故障设备的正常运行。事故处理中应周全考虑好各步操作对相关系统的影响，防止事故扩大。紧急停机首先设法保证厂用电，尤其事故保安电源的可靠性。1.1.1.4当发生本规程以外的事故及故障时，值班人员应作出正确判断，主动采取对策，迅速进行处理。时间允许时，请示值长、单元长，并在值长、单元长的指导下进行事故处理。1.1.1.5事故处理中，达到停机条件而保护未动作时，应立即手动打闸。辅机达到紧急停运条件而保护未动作时，应立即停止辅机运行。1.1.1.6若出现机组突然跳闸情况，事故原因已查清，故障处理完后，应尽快恢复机组运行。1.1.1.7在机组发生故障和处理事故时，运行人员不得擅自离开工作岗位。如果事故处理发生在交接班时间，应延期交班。在未办理交接手续前，准备交班人员应继续工作，直到事故处理完毕或告一段落。接班人员应主动协助进行事故处理。1.1.1.8事故处理过程中，无关人员禁止围聚在集控室或停留在故障发生地。1.1.2事故发生时的处理要点1.1.2.1根据各参数变化、CRT显示、设备联动、屏幕报警、光字牌报警、故障录波及故障打印和机组外部现象等情况，确定机组故障性质。1.1.2.1.1迅速消除对人身和设备的威胁，必要时应立即解列发生故障的设备，防止事故蔓延。1.1.2.1.2迅速查清原因，查清故障的性质、发生的地点和范围，然后进行处理和汇报。1.1.2.1.3保持非故障设备的正常运行。1.1.2.1.4事故处理的每一阶段，都要尽可能迅速汇报单元长和值长，以便及时汇报中调，正确地采取对策，防止事故蔓延。密切配合，迅速按规程规定处理。1.1.2.2当判明是系统与其它设备故障时，则应采取措施，维持机组运行，以便有可能尽快恢复整套机组的正常运行。1.1.2.3处理事故时应当迅速、准确。1.1.2.4事故处理完毕，值班人员应立刻如实向上级领导反映事故发生及处理情况，并将所观察到的现象、事故发展的过程和对应时间及采取的处理措施等进行详细的记录，并将事故发生及处理过程中的有关数据记录收集备齐，以备故障分析。班后会组织全班人员进行事故分析，并按事故时间、现象、处理经过及原因详细写出报告。1.2厂用电全部失去1.2.1现象146 1121.1.1.1机组跳闸，炉MFT，发电机解列；警铃响，相应光字牌亮。1.1.1.2厂用电母线电压降到零，其电源开关均指示跳闸，保安段自动切换至事故保安PC段。1.1.1.3所有运行的交流辅机停运，无保安电源的交流电机均跳闸，备用交流辅机不联动；电动门操作不动。1.1.1.4各直流设备联动。1.1.1.5交流照明灯灭，直流照明灯亮，控制室变暗，光字牌报警。1.1.2原因1.1.2.1厂用电工作电源事故跳闸，备用电源未自投或自投未成功。1.1.3处理1.1.3.1确认主机、给水泵汽轮机直流油泵和主机直流密封油泵均已启动，否则手动强合直至启动。检查主机润滑油压、密封油系统氢油压差正常。1.1.3.2手动关闭至排汽装置所有疏水。1.1.3.3保安段联投后，确认保安电源所带设备正常。1.1.3.4维持空气预热器运行，主辅电机均不能投入则应人力手动盘车。1.1.3.5停止锅炉疏放水，检查燃油系统无泄漏。1.1.3.6通知各外围岗位进行厂用电失去的相应处理。复归各跳闸设备，解除备用设备联锁。1.1.3.7做好锅炉启动准备工作，待厂用电恢复后，具备条件应进行启动。1.1.3.8保安电源恢复后，进行下列工作1.1.3.8.1启动主机MSP、TOP油泵、顶轴油泵、交流密封油泵、小机交流油泵。1.1.3.8.2投入各辅机润滑油系统。1.1.3.8.3关闭汽泵、电泵出口门，检查泵不倒转。1.1.3.8.4检查确认高中压主汽门、调速汽门、高排逆止门、各段抽汽逆止门已关闭，关闭有关电动门。检查V.V、BDV阀开启。1.1.3.8.5主机转速至零投入盘车运行。如在投盘车前转子已静止，应先翻转转子180度，直轴后再投入连续盘车。1.1.3.9厂用电恢复，根据机组情况逐步恢复各系统。1.1.3.10逐步进行恢复机组运行的其它操作。1.2厂用压缩空气失去1.2.1现象1.2.1.1压缩空气压力低报警。1.2.1.2气动调节门调节失灵，有关水位、温度无法自动调整。1.2.1.3个别气动调节门位置发生变化，或全开，或全关。1.2.2原因1.2.2.1运行空压机跳闸，备用空压机未及时投入。1.2.2.2运行空压机带负荷不够。1.2.2.3压缩空气管道严重泄漏，气压维持不住。1.2.2.4压缩空气供气总门误关。146 1131.1.1处理1.1.1.1确认压缩空气供气总门误关后，立即开启。1.1.1.2立即增大运行空压机的出力，启动备用空压机，对压缩空气系统全面检查、调整。1.1.1.3检查空压机跳闸原因，迅速及时消除故障。1.1.1.4全面检查系统有无严重泄漏点，若有则设法隔离。1.1.1.5气压恢复前，就地手动调整一些重要调整门或旁路手动门，保证除氧器、排汽装置水位、主机润滑油温等重要参数正常。1.1.1.6对其它一些气动阀门，能做手动调整的可做相应手动处理。1.1.1.7严密监视机组运行工况，当无法维持机组运行时紧急停机。1.1.1.8停机后须就地操作相应的气动阀门，防止设备损坏。1.2锅炉自动MFT动作1.2.1现象：1.2.1.1锅炉MFT声光报警。1.2.1.2火焰电视无火焰显示。1.2.1.3锅炉各参数急剧下降。1.2.1.4所有运行制粉系统跳闸，一次风机跳闸。1.2.1.5锅炉OFT动作，燃油速断阀关闭。1.2.1.6减温水电动总门关闭。1.2.1.7电除尘器跳闸。1.2.1.8吹灰程序中断。1.2.2处理：1.2.2.1应立即手动停止未自动跳闸的一次风机、磨煤机、给煤机。1.2.2.2确认燃油速断阀关闭、减温水总门关闭。否则应立即手动关闭。1.2.2.3确认切断进入锅炉的一切燃料供应。1.2.2.4启动电动给水泵，维持汽包水位。关闭排放门。1.2.2.5烟风系统无故障，应进行炉膛吹扫。1.2.2.6烟风系统故障跳炉，故障消除后应延长炉膛吹扫时间，若两台引风机停运，应自然通风15分钟后允许启风机。1.2.2.7对跳闸的磨煤机进行惰性处理。1.2.2.8电除尘未自动停止通知手动停止运行。1.2.2.9确认吹灰程序停止，将未退出炉膛的吹灰器退出。1.2.2.10从CRT首显跳闸画面，查明MFT首出原因。1.2.2.11及时消除故障，做好恢复机组原状态运行准备。1.2.2.12如故障难以在短时消除，按常规停炉处理。1.3锅炉手动紧急停炉1.3.1手动紧急停炉条件146 1141.1.1.1锅炉自动MFT保护拒动时。1.1.1.2锅炉主汽水管道发生爆破或严重泄露，影响机组安全运行或危及人身设备安全。1.1.1.3尾部烟道发生二次燃烧。1.1.1.4所有汽包水位计损坏。1.1.1.5锅炉蒸汽压力升高至安全阀动作压力而所有安全阀拒动。1.1.1.6再热蒸汽中断。1.1.1.7主要辅机故障无法恢复正常运行。1.1.2处理：同锅炉自动MFT处理。1.2锅炉故障申请停炉1.2.1锅炉故障申请停炉条件1.2.1.1水冷壁管、省煤器管、过热器管、再热器管等受热面发生泄露尚能维持运行时。1.2.1.2锅炉管壁温度超限，经降低负荷仍无法降至正常时1.2.1.3锅炉汽水品质不合格，经处理后仍不能恢复正常时。1.2.1.4锅炉严重结焦、堵灰，经处理后不能维持正常运行时。1.2.1.5控制室所有汽包水位计损坏短时间内无法修复时。1.2.1.6安全门启座后不回座。1.2.1.7控制气源失去，短时间无法恢复。1.2.2处理：同锅炉自动MFT的处理。1.3机组R.B1.3.1机组50％R.B1.3.1.1现象：1.3.1.1.1机组50％R.B声、光报警。1.3.1.1.2有重要辅机跳闸声、光报警，跳闸辅机所控制的参数发生波动。1.3.1.1.3机组负荷自动快速下降至300MW稳定。1.3.1.1.4主蒸汽流量、给水流量、汽压大幅度下降，汽温也会有所降低。1.3.1.1.5CCS自动将运行方式切至“汽轮机跟随”方式，目标负荷指令自动降至300MW。1.3.1.1.6自动跳闸部分制粉系统，仅剩三套制粉系统运行。1.3.1.2原因：1.3.1.2.1两台送风机运行，一台跳闸。1.3.1.2.2两台引风机运行，一台跳闸。1.3.1.2.3两台一次风机运行，一台跳闸。1.3.1.2.4两台汽泵运行，一台汽泵跳闸，电动给水泵未联动。1.3.1.3处理：1.3.1.3.1R.B自动好用时，机组控制方式自动由CCS切至“机跟随”方式，并按照RB减负荷设定强减负荷至50％MCR。1.3.1.3.2146 115从设备掉闸首出画面，查明故障原因，及时消除缺陷。争取迅速恢复至原运行状态。1.1.1.1.1在自动R.B过程中，运行人员须严密监视各参数变化。只要自动动作正常，一般不需干涉，直至机组稳定。1.1.1.1.2若风机故障，应隔离故障风机。注意监视炉膛燃烧情况，如燃烧不稳，应及时投油助燃。1.1.1.1.3若为一台汽泵跳闸，电泵未联启，应立即启动电泵并视情况投入运行；注意监视调整汽包水位，如水位自动偏差大，应手动调整。1.1.1.1.4注意主、再热汽温的调整，避免汽温下降过快。1.1.1.1.5当一次风机掉闸时，应注意监视一次风压的变化，如不能满足三套制粉系统运行，则应及时投运油层，可剩余一或两套制粉系统运行。1.1.1.1.6消除故障后，接令后恢复系统，重新带负荷。1.1.1.1.7若自动R.B过程中出现异常，应立即将有关自动切至手动进行处理和调整。1.1.1.1.8R.B自动不成功时，应手动操作汽轮机调门降低电负荷，直至与锅炉热负荷相匹配。并进行其它的相关操作。1.1.1.1.9若R.B失败导致锅炉灭火，则应立即对锅炉进行吹扫，并在允许的情况下尽快点火，并使机组尽快恢复原运行方式。1.1.2机组其他R.B1.1.2.1若锅炉负荷＞50％MCR，一台磨煤机跳闸，则机组甩负荷至80％。1.1.2.2若锅炉负荷＞50％MCR，两台汽泵全跳，电泵自启动成功，则机组甩％MCR负荷。1.2水冷壁管、省煤器管、过热器管及再热器管损坏1.2.1现象：1.2.1.1锅炉泄漏检测装置报警。1.2.1.2泄露处有显著的响声。1.2.1.3锅炉给水流量明显大于蒸汽流量。1.2.1.4不同部位泄露可导致炉膛负压及引风机电耗、排烟温度等有明显变化。1.2.1.5各受热面金属温度，及受热面工质温度有明显变化。1.2.1.6漏泄严重时机组负荷下降。1.2.1.7漏泄严重时，锅炉汽包水位维持不住。1.2.2原因：1.2.2.1管子结垢，运行中过热损坏。1.2.2.2管材制造、焊接不合格。1.2.2.3管子磨损。1.2.2.4受热面吹灰不正常引起。1.2.2.5燃烧调整不当造成高温腐蚀。1.2.2.6锅炉给水品质不合格造成内壁腐蚀。1.2.3处理：1.2.3.1当泄漏不严重，能维持运行时注意监视参数，并做好申请停炉准备。146 1161.1.1.1当泄露严重，无法继续维持运行时，应立即停炉。1.2空气预热器、尾部烟道着火1.2.1现象：1.2.1.1空气预热器着火报警。1.2.1.2空气预热器处或尾部烟道负压波动。1.2.1.3炉膛负压波动大。1.2.1.4空气预热器出口风温不正常升高。1.2.1.5空气预热器出入口压差不正常增高。1.2.1.6排烟温度不正常升高。1.2.1.7空气预热器电流增大或摆动。1.2.1.8尾部烟道着火，省煤器出入口水温升高。1.2.1.9尾部烟道着火，低温过热器受热面及汽温均升高。1.2.2原因：1.2.2.1煤粉过粗，燃烧不完全。1.2.2.2锅炉灭火后，吹扫不彻底。1.2.2.3锅炉长期超负荷或低负荷运行。1.2.2.4燃油雾化不良，油滴沉积在受热面上。1.2.2.5长期煤油混燃。1.2.2.6预热器发生燃烧。1.2.3处理：1.2.3.1排烟温度升高，立即采取调整燃烧和受热面吹灰等措施，降低烟气温度。1.2.3.2预热器发生燃烧应投入吹灰或消防水。1.2.3.3省煤器、空气预热器等处发生再燃烧无法控制时，或排烟温度上升至250℃应紧急停炉。停炉后停止吸、送风机，一次风机运行，并严密关闭各烟风挡板。禁止打开看火门和人孔门。1.2.3.4确认空气预热器、尾部烟道着火，立即汇报。机组采取措施后，立即组织灭火，并投入消防设施。1.3锅炉汽包水位异常1.3.1现象：1.3.1.1汽包水位异常（高或低）报警。1.3.1.2就地水位计及CRT都显示汽包水位异常（高或低）。1.3.1.3汽包水位高＞＋200mm或汽包水位低达－365mm时，锅炉MFT自动动作。1.3.1.4严重满水时，过热器蒸汽温度急剧下降。1.3.1.5严重满水控制不住时，汽轮机可能发生水击声音。1.3.1.6严重缺水时，过热器蒸汽温度升高。1.3.2原因：146 1171.1.1.1给水调节装置失灵。1.1.1.2水位调节系统测量装置故障，造成给水调节装置调整异常。1.1.1.3主汽压力骤变，造成水位波动。1.1.1.4由于操作不当造成水位波动。1.1.1.5机组负荷或蒸汽流量骤变，造成水位波动。1.1.1.6给水系统阀门或管道故障。1.1.1.7水冷壁或省煤器漏泄严重造成汽包缺水。1.1.2处理：1.1.2.1如果给水调节装置失灵，将给水“自动”切为“手动”调整水位。1.1.2.2若水位指示不正确，应校对水位。1.1.2.3若水位是由压力突变引起的，应采取措施稳定压力。1.1.2.4若水位太低可开启电动给水泵补水。1.1.2.5水位变化太大时应立即稳定水位，并进行超前调整。1.1.2.6确认汽包水位高＞＋200mm或汽包水位低达－365mm时，锅炉MFT应自动动作；未动作时应立即手动紧急停炉。1.1.2.7确认汽包水位高动作停炉后，应停止汽包上水。如水位仍不下降，应开启汽包连排和过热器疏水门。并开启主、再热汽管道上疏水门。可开启定期排放门进行锅炉放水，以使汽包水位恢复正常。1.2引起炉膛爆炸的原因1.2.1造成炉膛外爆的直接原因及措施1.2.1.1锅炉点火操作不当1.2.1.1.1锅炉点火前已有油或煤粉漏入炉膛，并已形成和达到可爆燃浓度的空气混合物，未进行通风吹扫即点火。1.2.1.1.2锅炉启动点火时，油温低于规定值或有杂物堵塞使油喷嘴前油压低造成雾化不良，有油滴积沉在受热面上，当炉膛温度逐渐升高，沉积的油滴大量挥发并遇上火源，在炉内爆燃。1.2.1.1.3多次点火不成功，炉膛及后部烟道或受热面上积有可燃燃料，未经通风吹扫即再点火，引起爆燃。1.2.1.2可燃物滞积锅炉长时间在低负荷或空气不足情况下运行，在灰斗和烟道死区滞积有阴燃的燃料，当这些燃料被突然增大通风或吹灰所扰动时，也会形成爆燃。1.2.1.3炉膛上部突然掉大渣因操作不当或其他原因造成炉膛结渣，当炉膛上部大渣突然掉下使部分燃烧器失去火焰，或使全炉膛灭火，而继续送入燃料和空气，并在此情况下强投点火器，企图以爆燃法挽救灭火。1.2.1.4燃料或空气突然中断供给燃烧器的燃料或空气或点火源突然中断，而造成瞬间灭火，但随即又恢复，使积聚的可燃物被点着而引起爆燃。146 1181.1.1.1燃烧器灭火一个或多个燃烧器灭火或燃烧不稳定，在此情况下另行再投入燃烧器等，亦会引起积聚的燃料爆燃。1.1.1.2油系统阀门泄漏锅炉熄火停炉后，油系统阀门关闭不严，特别是油抢前的安全关断阀关断不严，燃油继续漏入炉膛而未被发现，在热炉膛的条件下，燃油挥发达到一定浓度后，即可发生爆燃。1.1.1.3当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒监全部灭火时，严禁投助燃油枪。当锅炉灭火后，要立即停止燃料供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。1.1.1.4严禁随意退出火焰探头或联锁装置，因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准，并事先做好安全措施。热工仪表、保护、给粉控制电源应可靠，防止因瞬间失电造成锅炉灭火。1.1.1.5加强点火油系统的维护管理，消除泄漏，防止燃油漏入炉膛发生爆燃。对燃油速断阀要定期试验，确保动作正确、关闭严密。1.1.1.6防止严重结焦。1.1.1.6.1采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施。1.1.1.6.2运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一但发现结焦，应及时处理。1.1.1.6.3锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣造成超温。1.1.1.6.4受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理1.1.2引起炉膛内爆的原因及措施1.1.2.1引风机由于在环境温度下，引风机的压头高于运行温度下所产生的压头，因此冷态启动时，如操作错误，在送风机挡板关闭条件下，引风机在挡板开启状态下启动，则会出现即使引风机选型点的能力不超过，但接近炉膛瞬态设计压力时，亦会出现炉膛内爆。1.1.2.2送风机炉膛灭火或总燃料跳闸时，无论是由于何种原因使送风机的调节挡板还是风门关闭，都有可能出现炉膛内爆。1.1.2.3锅炉启炉前或停炉时，联系热工做负压（-4.0Kpa）跳引风机试验。1.1.2.4锅炉负压达到-4.0Kpa时，引风机应跳闸，否则应手动停止引风机。1.2汽轮机紧急故障停机1.2.1汽轮机紧急停机条件1.2.1.1汽轮机转速超过危急保安器动作转速而危急保安器拒动。1.2.1.2汽轮机轴向位移小于-1.65mm或大于+1.2mm，保护未动作。1.2.1.3汽轮机发生水冲击。1.2.1.4机组突然发生剧烈振动达保护动作值（0.25mm）而保护未动作或机组内部有明显的金属撞击声。1.2.1.5汽轮机任一轴承断油，或任一轴承金属温度达到保护动作至115℃。1.2.1.6轴承或端部轴封磨擦冒火时。146 1191.1.1.1轴承润滑油压下降至0.07MPa，而保护未动作。1.1.1.2主油箱油位急剧下降至-150mm以下，补油无效。1.1.1.3排汽装置压力下降至65KPa，而保护不动作。1.1.1.4发电机冒烟、着火，氢气系统发生火灾或爆炸。1.1.1.5机组周围或油系统着火，无法迅速扑灭并已严重威胁人身或设备安全。1.1.1.6厂用电全部失去。1.1.1.7密封油系统油氢差压失去，发电机密封瓦处大量漏氢。1.1.2紧急停机操作及处理1.1.2.1在集控室手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机跳闸手柄，确认发电机解列，汽轮机转速下降；手动启动或联动主机TOP、MSP油泵，检查润滑油压正常。1.1.2.2检查确认高中压主汽门、调速汽门、高排逆止门、各段抽汽逆止门关闭，高压缸通风阀和紧急排放阀开启。1.1.2.3检查汽轮机主再热汽管道、抽汽管道疏水门开启。1.1.2.4如需破坏真空，则停运真空泵。当汽轮机转速降至2000rpm时，关闭至排汽装置所有疏水，开启真空破坏门，真空到0，停止轴封供汽。1.1.2.5转速至0，检查盘车自动投入正常；若自投不成功，应手动投入，详细记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。1.1.2.6停机过程中应注意机组的振动、润滑油温、密封油系统油氢压差正常。1.1.2.7运行人员应到现场仔细倾听机组内部声音，当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时，在查明原因前严禁启动机组。1.1.2.8其它操作与正常停机相同。1.1.3汽轮机故障停机条件1.1.3.1主、再热蒸汽温度超过规定值，而在规定时间内不能恢复正常。1.1.3.2主、再热汽温低至保护动作值或在10分钟内急剧下降50℃。1.1.3.3真空缓慢下降，虽减负荷至0，但仍不能维持。1.1.3.4高中压缸胀差达到极限。1.1.3.5低压缸A或B排汽温度大于93℃，经处理无效，继续上升至121℃时而保护不动作。1.1.3.6两台EHG油泵运行，但EHG油压仍低于7.8Mpa，保护未动作。1.1.3.7发电机定子冷却水中断而保护不动作，或发电机定子线圈漏水，无法处理。1.1.3.8汽轮机主油泵工作严重失常。1.1.3.9主汽管道、高压给水管道或其它汽、水、油管道破裂，无法维持机组正常运行时。1.1.3.10DEH、TSI系统故障，致使一些重要参数无法监控，不能维持机组运行时。1.1.3.11高压缸排汽室内壁金属温度大于432℃，而保护不动作。1.1.3.12发电机氢气或密封油系统发生泄漏，无法维持机组正常运行时。1.1.3.13汽轮机调速系统故障，运行中无法处理。1.2主、再热蒸汽参数异常1.2.1现象：146 1201.1.1.1主、再热蒸汽温度高或低声光报警。1.1.1.2CRT上汽温显示报警。1.1.1.3主、再热蒸汽压力、温度等过高或过低。1.1.1.4参数超限出现报警。1.1.1.5机组负荷有变化。1.1.1.6主机轴向位移、胀差等有变化。1.1.2原因1.1.2.1压力、温度控制系统故障，或减温水调整不当。1.1.2.2机组突然甩负荷。1.1.2.3高加突然解列。1.1.2.4蒸汽系统安全阀突开。1.1.3处理：1.1.3.1正常运行时，主、再热蒸汽温度允许在530～546℃范围内变化。1.1.3.2主、再热蒸汽温度异常升高至546～552℃之间运行时，应加强调整，使其恢复正常。主、再热蒸汽温度达546～552℃，一年累计不得超过400小时，每次运行时间不得超过30分钟，否则故障停机。1.1.3.3主、再热蒸汽温度异常升高至552～566℃之间运行时，一年累计时间不得超过80小时，每次连续运行时间超过15分钟时应故障停机。1.1.3.4主、再热蒸汽温度超过566℃时，立即打闸停机。1.1.3.5额定蒸汽压力条件下，主、再热蒸汽温度下降到520℃，应尽快恢复汽温至正常；若主、再汽温持续下降无法使之回升时，机组应减负荷，降低主汽压力，必须保证主、再蒸汽温度高于汽缸相应第一级金属温度50℃。1.1.3.6主、再热蒸汽温度异常时，应迅速采取措施恢复汽温至正常，在处理过程中，若汽温在10分钟内急速下降超过50℃应立即停机。1.1.3.7高加保护动作解列，应及时调整机组负荷。1.1.3.8汽温低至保护动作值时保护不动作，应手动停机。1.1.3.9主汽压力一般应低于17.5MPa（105%额定压力），主汽压力瞬时波动值在17.5-20.0MPa（105-120%额定压力）,一年累计时间不得超过12小时，再热压力瞬时波动值在小于3.63MPa（小于110%额定压力）。1.1.4排汽装置压力上升1.1.4.1CRT与就地各排汽装置压力指示上升。1.1.4.2排汽温度升高，凝结水温度升高。1.1.4.3机组在同一负荷下，蒸汽流量增加，调节级压力升高。1.1.4.4排汽装置压力上升至60KPa，或排汽温度上升至93℃，报警发出。1.1.5原因1.1.5.1空冷系统工作失常或部分空冷风机跳闸。1.1.5.2轴封供汽压力明显降低，轴冷水位及负压异常。146 1211.1.1.1真空泵工作不正常或跳闸。1.1.1.2凝结水泵工作失常或跳闸，排汽装置热井水位过高淹至排汽管导致排汽装置压力上升。1.1.1.3真空破坏阀误开或未关严，真空系统管道和其它设备系统损坏或漏泄，真空系统阀门水封失去。1.1.1.4低压旁路误开，与排汽装置连接的疏水、事故放水门等开启。1.1.1.5大小机低压缸排汽安全门破裂。1.1.1.6排汽装置压力表计失灵。1.1.2处理1.1.2.1发现排汽装置压力上升，应迅速核对各压力表指示，对照排汽温度上升情况，确认压力上升情况。1.1.2.2对空冷系统进行检查。1.1.2.3对真空系统进行下列检查并做相应的隔离处理：1.1.2.3.1真空泵工作不正常，倒备用泵运行。1.1.2.3.2真空系统有漏泄点，则设法隔离。1.1.2.3.3检查关闭真空破坏门，调整密封水正常。1.1.2.3.4若轴封供汽压力低，检查轴封进汽阀、泄载阀是否正常，提高轴封供汽压力，检查轴冷疏水水封是否正常，如轴冷风机故障或轴冷负压低，可启动备用风机。1.1.2.4检查凝泵密封水应正常，盘根不漏空气。排汽装置水位不应过高，否则关小补水，开启凝结水启动放水阀或泄放阀，调整水位至正常。凝泵故障应启备用泵，停止故障泵。1.1.2.5旁路误开，应关闭。疏放水门开启应查明原因，采取相应措施。1.1.2.6排汽装置压力上升60KPa，备用真空泵自启，否则手动投入，压力如继续上升，应开始减负荷。排汽装置压力上升65KPa，减负荷至零，跳机保护应动作，否则，手动打闸停机。1.1.2.7真空下降过程中，应密切注意低压缸排汽温度，当排汽温度升高到65℃时，低缸喷水开始投入。到80℃时喷水阀全开，继续上升到121℃时，跳机保护动作停机。1.2汽轮机水冲击1.2.1现象1.2.1.1汽轮机进水或进低温蒸汽，白色湿蒸汽从有关阀门盖、汽轮机轴封、汽缸结合面等处冒出。1.2.1.2机组负荷晃动。1.2.1.3汽轮机内部、主再热蒸汽管、抽汽管及旁路系统蒸汽管内有水击声。1.2.1.4胀差、轴向位移有明显变化，推力瓦温度及回油温度升高。1.2.1.5汽轮机上、下缸温差增大。1.2.1.6机组振动增加，严重时发生强烈振动。水冲击是汽轮机的恶性事故之一，以上现象不一定同时出现，处理时应慎重。1.2.2原因146 1221.1.1.1汽温自动调节失灵或主再热蒸汽减温水门内漏，造成主、再热蒸汽温度急剧下降，过热度不够。1.1.1.2运行中电泵突然启动，减温水压力突升，减温水调门关闭不及时。1.1.1.3汽包水位控制不当，造成汽包满水。1.1.1.4高低压加热器、除氧器满水，汽轮机防进水保护拒动或抽汽逆止门关闭不严。1.1.1.5高旁减温水控制不当或减温水隔离阀、控制阀不严。1.1.1.6低负荷时，汽轮机有关蒸汽管道疏水不畅。1.1.1.7轴封系统疏水不良、减温水投入不当。1.1.1.8机组负荷突变。1.1.2处理1.1.2.1确认水冲击时，必须迅速破坏真空紧急停机。1.1.2.2汽轮机水冲击时，应尽快切断有关汽源、水源，加强主、再热蒸汽管道、本体抽汽管道、轴封母管等有关系统的疏水。1.1.2.3如因加热器、除氧器满水引起，应立即隔离故障加热器或开启除氧器事故放水，同时加强抽汽管道疏水。1.1.2.4高旁减温水控制不当或隔离阀、控制阀不严，应手动调整减温水或手动关严减温水隔离阀，停机处理。1.1.2.5调整汽包水位和主、再热汽温正常。1.1.3汽轮机水冲击事故处理的特别注意事项1.1.3.1停机过程中，应严密监视推力瓦温度及回油温度、推力轴承磨损油压、上下缸温差、汽缸膨胀、机组的振动情况等。1.1.3.2必须准确记录惰走时间，检查偏心度，仔细倾听机内声音，以确定机组是否可以重新启动。1.1.3.3若惰走时间明显缩短，推力轴承磨损油压、推力瓦温度、振动、大轴弯曲值超限或机内有异常声音，应及时汇报有关领导，以决定是否揭缸检查。1.1.3.4投盘车时，要特别注意盘车电流是否异常增大、晃动，严禁强行盘车。1.1.3.5汽轮机水冲击紧急停机后，必须连续盘车4小时以上，偏心度、汽缸温差等控制参数正常后方可重新启动。1.2汽轮机叶片断落1.2.1现象1.2.1.1汽缸内有金属撞击声。1.2.1.2机组剧烈振动。1.2.1.3轴向位移、胀差异常变化，推力瓦温度及回油温度升高。1.2.1.4抽汽压力发生不正常变化。1.2.2处理1.2.2.1确认叶片断裂，机组剧烈振动，立即按紧急停机处理。1.2.3预防146 123为防止汽轮机叶片断裂，运行中应注意：1.1.1.1保持机组在允许周波范围内运行。1.1.1.2保持机组蒸汽参数正常。1.1.1.3保证加热器、除氧器运行正常，有关疏水畅通。1.1.1.4保持机组正常出力，严禁超负荷运行。1.1.1.5加强汽水品质监督，防止叶片腐蚀结垢。1.2主机轴向位移异常1.2.1现象1.2.1.1CRT显示轴向位移增大。1.2.1.2推力轴承及其回油温度异常升高，机组可能振动增大。1.2.1.3达到保护动作定值时汽轮机跳闸。1.2.2原因1.2.2.1机组过负荷或机组负荷、蒸汽流量突变。1.2.2.2同一负荷，蒸汽参数偏低或抽汽工况突变。1.2.2.3汽轮机发生水冲击。1.2.2.4推力瓦磨损。1.2.2.5叶片结垢严重。1.2.2.6叶片断裂。1.2.2.7排汽装置压力高。1.2.2.8机组轴向振动异常。1.2.3处理1.2.3.1立即检查推力瓦温度是否升高，机内是否有异音，机组振动是否正常，润滑油压、油温是否正常，蒸汽参数、排汽装置压力是否正常等。1.2.3.2若为上述参数异常引起，应调整各参数至正常。1.2.3.3汇报值长，适当降低机组负荷，使轴向位移及回油温度、推力轴承温度恢复正常。1.2.3.4若为叶片断裂或汽轮机水冲击引起，立即紧急停机。1.2.3.5轴向位移达到极限值而保护不动作时，应紧急停机。1.3汽轮机轴承温度高1.3.1现象1.3.1.1CRT显示轴承温度高或报警。1.3.1.2就地轴承回油温度计指示增高。1.3.1.3机组振动可能增大。1.3.2原因1.3.2.1冷油器冷却水系统故障，润滑油温高。1.3.2.2润滑油压低或油质不合格。1.3.2.3轴承进、回油不畅。146 1241.1.1.1机组强烈振动。1.1.1.2轴承损坏。1.1.1.3轴封漏汽大。1.1.1.4机组过负荷，抽汽系统、真空系统运行不正常，推力轴承温度及回油温度均可能升高。1.1.2处理1.1.2.1发现轴承温度及回油温度比正常值高时，应立即核对下列参数和进行现场检查：1.1.2.1.1同一轴承温度CRT显示和就地回油温度是否均升高。1.1.2.1.2各个轴承温度均升高时，一般是润滑油温高、润滑油压低或机组转速升高、负荷升高、机组振动大等引起，应立即调整至正常。1.1.2.1.3检查轴承回油窗油流情况，就地仔细倾听轴承内部声音。1.1.2.2调节润滑油温、润滑油压至正常值。1.1.2.3若油质不合格，应加强滤油或换油，油质严重老化应要求停机处理。1.1.2.4推力轴承过负荷引起温度升高时，应降低机组负荷。1.1.2.5若轴封漏汽量大，应在保证排汽装置真空的前提下，适当调整轴封供回汽，降低轴封汽压力。1.1.2.6支持轴承温度达105℃或推力轴承温度达100℃，经处理无效，继续升高，保护拒动，立即紧急停机。1.2机组甩负荷1.2.1现象1.2.1.1机组负荷突降，就地声音突变，轴向位移变化。1.2.1.2蒸汽压力升高，锅炉安全阀可能动作。1.2.1.3各段抽汽压力下降。1.2.1.4机组甩负荷，达到功率负荷不平衡继电器及加速继电器动作条件时，PLU、ACC动作。1.2.1.5发生“RUNBACK”工况时，炉侧相关联锁动作。1.2.2原因1.2.2.1电力系统发生故障，送电线路跳闸。1.2.2.2机组保护动作。1.2.2.3调速系统故障，调门误关，或主要辅机跳闸。1.2.3处理1.2.3.1密切监视主、再汽参数的变化，尽可能维持正常参数。1.2.3.2全面检查机组运行情况，尽快查明原因并作相应处理。若无明显故障，立即汇报值长并做好升负荷的准备。1.2.3.3若为调速系统故障，运行中无法处理应停机处理。1.2.3.4启动电泵，检查汽泵运行情况及给水自动调节情况，若给水自动调节不能满足锅炉需要时，停止汽泵运行。1.2.3.5注意厂用电运行情况。注意排汽装置压力及低压缸排汽温度。监视调整好排汽装置146 125、除氧器、加热器水位。1.1.1.1维持辅汽母管压力正常，注意除氧器压力和轴封供汽情况。1.1.1.2若机组保护误动，应立即汇报值长并迅速执行值长命令。1.2机组振动大1.2.1现象1.2.1.1TSI指示各轴承盖振动、轴振动均大，就地实测也大。1.2.1.2轴承手感振动明显，机组声音异常。1.2.1.3各轴承温度可能有所升高。1.2.2原因1.2.2.1润滑油压、油温异常或油膜振荡。1.2.2.2机组暖机不充分，缸体膨胀受阻或疏水不良。1.2.2.3大轴弯曲。1.2.2.4运行参数或工况剧变，使轴向推力异常变化。1.2.2.5断叶片或汽轮机内部机械零件损坏，脱落。1.2.2.6主机轴承损坏。1.2.2.7汽轮机进冷汽、冷水或水冲击。1.2.2.8排汽装置压力上升引起汽轮机大轴中心线偏移或末级叶片振动。1.2.2.9开停机中，机组转速在临界转速区内。1.2.2.10发电机方面的原因造成的机组振动，如磁场不平衡等。1.2.3处理1.2.3.1机组振动异常增大至保护动作值时汽轮机应跳闸，否则手动停机。1.2.3.2检查润滑油压、油温是否正常，轴承金属温度及回油温度是否正常，不正常则应立即进行调整。1.2.3.3若为排汽装置压力上升、排汽缸温度高，应尽量恢复排汽装置正常压力，降低排汽缸温度。1.2.3.4若为掉叶片造成振动异常增大，或清楚听到汽轮机内有金属摩擦声，应立即紧急停机。若为水冲击造成振动，紧急停机后，应隔绝冷汽、冷水源，加强疏水。1.2.3.5汽轮机启动升速过程中，任何转速下达到保护动作值时，无论保护是否动作均应打闸停机，禁止采用降速暖机或强行升速的方法消除振动。1.2.3.6正常运行中振动异常增大，应先采取降低负荷的办法，直至异常振动消除。若采取措施无效，振动达到保护动作值时，保护拒动，立即紧急停机。1.2.3.7若由于发电机引起的振动，应降低机组负荷查找原因进行处理。1.3汽轮机胀差增大1.3.1现象汽轮机高中压胀差、低压胀差正、负向指示偏高或报警1.3.2处理146 1261.1.1.1高中压缸正胀差增大，应降低主汽温度或逐渐降低汽轮机负荷。1.1.1.2高中压缸负胀差增大，应增加主汽温度或逐渐增加汽轮机负荷。1.1.1.3出现高中压缸胀差异常，应检查高压缸通风阀开关状态是否正常。1.1.1.4低压缸正胀差增大，应降低再热蒸汽温度或逐渐降低汽机负荷。1.1.1.5低压缸正胀差较大而未达极限时，不要冒然停机，以免胀差超限过多，造成动静摩擦。1.1.1.6低压缸负胀差增大，应增加再热蒸汽温度或逐渐增加汽机负荷。1.1.1.7低压胀差增大时，要同时检查排汽温度是否正常。1.2高压缸排汽温度高的检查与处理1.2.1检查主汽温度和压力是否正常。1.2.2检查高压缸第一级内壁金属温度和蒸汽压力是否正常。1.2.3检查一段抽汽室金属温度和蒸汽温度是否正常。1.2.4检查高压缸体膨胀和胀差是否正常。1.2.5启机时检查高调门和通风阀是否在规定位置。1.2.6查找原因后采取相应措施。1.3主机润滑油系统故障1.3.1常见故障1.3.1.1润滑油压力下降。1.3.1.2润滑油温异常升高。1.3.1.3主油箱油位下降。1.3.1.4润滑油品质不合格。1.3.1.5油管道漏泄。1.3.2润滑油压力下降1.3.2.1现象1.3.2.1.1各就地表计、CRT显示润滑油压力下降。1.3.2.1.2各轴承温度及回油温度可能会升高或报警。1.3.2.1.3润滑油压低至0.105MPa，报警，同时EOP自启动。1.3.2.2原因及处理1.3.2.2.1主油泵或油涡轮泵工作失常，应启动TOP、MSP，主油泵工作严重失常，应故障停机。1.3.2.2.2润滑油供油管路漏泄，应设法堵漏并联系检修处理，严密监视主油箱油位，必要时应进行补油。1.3.2.2.3润滑油压降至0.105MPa，EOP自启动，若润滑油压继续降至0.07MPa，应紧急停机。1.3.2.2.4TOP、EOP出口逆止门不严，汇报值长，联系处理。1.3.2.2.5安全阀误动时，应调整至正常。146 1271.1.1.1.1润滑油压下降时，应立即检查各轴承金属及回油温度，回油窗的油流情况。1.1.1.1.2轴承温度高，按规程有关规定处理。1.1.1.1.3发现轴承断油应紧急停机。1.1.1.1.4润滑油压降低时，应注意密封油真空箱油位。1.1.2润滑油温度高1.1.2.1现象1.1.2.1.1冷油器出口温度高。1.1.2.1.2各轴承温度及其回油温度高或报警。1.1.2.2原因及处理1.1.2.2.1冷油器冷却水量少或冷却水温高，应增加冷却水量及降低冷却水温。1.1.2.2.2冷油器脏污，切换到备用冷油器运行，同时联系处理。1.1.2.2.3润滑油温自动调节失灵，应切换到手动调节或用调整阀门旁路调整。1.1.2.2.4主油箱电加热器误投，应立即停止电加热器工作。1.1.2.2.5机组振动大，轴承工作异常，轴封漏汽大等均会导致油温升高。确定不同原因相应处理。1.1.3主油箱油位下降的原因及处理1.1.3.1润滑油管路破裂而外漏，设法隔离堵漏并联系检修处理，同时及时补油。油管路破裂严重，应紧急停机。停机时应确保惰走所需油量。1.1.3.2密封油系统故障跑油，按密封油系统故障处理部分规定进行处理。1.1.3.3冷油器漏泄，应切换至备用冷油器，隔离处理。1.1.3.4油净化装置故障跑油，应立即关闭装置进油门，停运油净化装置。1.1.3.5主油箱油位缓慢下降到-100mm，应及时补油，若补油来不及，主油箱油位急剧下降到－150mm，则紧急停机。1.1.4润滑油品质不合格的原因及处理1.1.4.1新机组或检修后因油系统清理不彻底致使机械杂质或水带入，应加强滤油或换油。1.1.4.2运行中，冷却水压高于润滑油压而冷油器又漏泄时致使油中含水量增加。此时应调整冷却水压，切换冷油器运行，并加强滤油。1.1.4.3轴封供汽压力高而使油中含水量增多。此时应在不影响凝器真空的前提下，适当调低轴封供汽压力和调高轴冷负压。1.1.4.4油系统中有过热点，油质老化。应加强滤油或换油。消除过热点。1.2EHG油系统故障1.2.1常见故障1.2.1.1油压摆动。1.2.1.2油压下降。1.2.1.3油箱油位降低。1.2.1.4油管道漏泄。1.2.1.5油温异常。146 1281.1.1.1油质不合格。1.1.2故障处理1.1.2.1EHG油压摆动时，应立即检查运行油泵工作情况，过压阀是否动作，油箱油位是否正常，检查备用油泵出口逆止阀工作情况。油泵工作不正常应切换油泵。1.1.2.2油压下降，可能为油泵工作不正常、系统漏泄、滤网堵塞或过压阀动作所致，应分别情况进行处理。1.1.2.2.1油泵工作不正常应切换至备用油泵运行。1.1.2.2.2发现油系统漏泄，应在尽力保持EHG油压不过低的前提下，隔离泄漏点，并及时联系检修补油；若漏油严重不能隔离，应故障停机。1.1.2.2.3若为滤网压差高或过压阀动作，应隔离处理。1.1.2.2.4当油压降至9.2MPa，备用泵自启动，否则手动启动；当油压降至7.8MPa时，保护动作停机，否则手动停机。1.1.2.3油箱油位下降到-100mm时，发出报警，必须及时补油。油位降低一般为油管路漏油或冷油器漏泄引起，若是该原因，应设法隔离；无法隔离油位继续下降且无法维持时，停机处理。1.1.2.4油温异常时，应检查加热泵的投停情况，就地检查冷却水、调节阀工作情况，冷油器的投入情况。1.1.2.5油质不合格时，应联系检查系统各滤网，必要时更换。1.2周波不正常1.2.1.1低周波运行对于低压缸末几级叶片有共振断裂的危险，应尽可能避免低周波运行。1.2.1.2系统出现低周波时，应根据值长命令，立即快速增带机组负荷。1.2.1.3检查主蒸汽参数、真空、轴向位移、推力轴承金属温度、振动、润滑油压等全部运行参数不得超过限值，否则作相应的处理。1.2.1.4注意各辅机的运行情况，因低周波会造成辅机出力不足，当出现异常情况作相应处理。若辅机因周波低而电流超限，应降低辅机负荷，避免电机过热烧损。1.3发电机、变压器异常及事故处理1.3.1发电机遇有下列情况之一时，应申请停机1.3.1.1发电机失去主保护运行。1.3.1.2发电机温度、温升超过允许值，经采取措施无效。1.3.1.3转子匝间短路严重，转子电流达到额定值，无功仍然很小。1.3.1.4发电机定子出水温度经减负荷处理后仍不符合规定。1.3.1.5发电机漏氢超标，经处理无效时。1.3.1.6发电机定子线圈漏水，经处理无效时。1.3.1.7发电机定子线棒温差或定子引水管出水温差大于8℃，且有上升趋势，经采取措施无效。1.3.1.8发电机定子冷却水导电度升高至9.9μS/cm，经采取措施无效。146 1291.1.1.1发电机定子绕组层间温度高于120℃，经采取措施无效。1.1.2发电机遇有下列情况之一时，应立即将发电机解列停机1.1.2.1汽轮机打闸后，逆功率保护拒动。1.1.2.2发电机内有摩擦、撞击声，振动超过允许值。1.1.2.3机组内部冒烟、着火、爆炸。1.1.2.4发电机组有明显故障，而保护拒动。1.1.2.5发电机互感器冒烟、着火、爆炸。1.1.2.6发电机定子接地。1.1.2.7发电机发生短路，定子电流表指向最大，电压严重降低，发电机保护拒动。1.1.2.8发生直接威胁人身安全的紧急情况。1.1.2.9发电机滑环碳刷严重冒火，形成环火，且无法处理。1.1.2.10发电机断水，达到保护动作条件而保护未动时。1.1.2.11发电机定、转子温度急剧升高，超过允许值。1.1.2.12发电机密封油系统故障，油氢差压维持不住，发电机大量漏氢。1.1.3变压器有下列情况之一者应立即停运。若有运用中的备用变压器，尽可能先将其投入运行：1.1.3.1套管爆炸或破裂，大量漏油，油面突然下降；1.1.3.2套管端头发热熔化和放电现象；1.1.3.3变压器内部声音明显增大，很不正常，内部有炸裂声；1.1.3.4严重漏油或喷油使油面下降，低于油位计的指示限度；1.1.3.5压力释放阀动作，向外喷烟、火，喷油；1.1.3.6变压器外壳破裂；1.1.3.7变压器冒烟或着火；1.1.3.8变压器无主保护运行（直流查找接地等能短时恢复者除外）；1.1.3.9发生危及变压器安全的故障，变压器保护或开关拒动；1.1.3.10发生直接威胁人身安全的紧急情况。1.1.4发电机、变压器异常的处理方法1.1.4.1发电机、变压器运行参数异常1.1.4.1.1当功率因数与频率为额定值时，电压在其额定值的95—105%范围内变动时，发电机视在功率与电压的关系如下：定子电压∕额定定子电压（%）10510095视在功率∕额定视在功率（%）100100100定子电流∕额定定子电流（%）95100105146 1302）发电机可以降低功率因数运行，此时转子励磁电流不允许大于额定值，而且视在功率应减小，当功率因数增大时，发电机的有功功率不能大于其额定值，功率因数变化时的允许运行负荷见V形曲线。2）在系统故障状态下，允许发电机短时过负荷运行，但此时氢气参数,定子绕组内冷水参数,定子电压均为额定值。3）当发电机的定子电流过负荷运行时，运行人员应首先检查发电机的功率因数和电压，并记录过负荷的大小及时间，按规程规定，在允许的持续时间内，用减少励磁电流的方法，降低定子电流到正常值。但不得使电压过低。如果减少励磁电流不能使定子电流降低到正常值时，则必须降低发电机的有功负荷或切断一部分负荷。4）定子绕组能承受下式短时过电流运行，不产生有害变形及接头开焊等情况。这种运行工况，每年不得超过二次，时间间隔不小于30min。且满足下列公式：(I2-1)t=37.5s其中：I—定子过电流的标么值；t—持续时间，适用范围10s—60s。5）转子绕组能承受2倍，20s短时过电流运行，每年不得超过二次，时间间隔不小于30min。6）变压器的正常过负荷当变压器过负荷时，汇报值长尽快转移负荷，使变压器负荷恢复到额定值以内。尽量缩短过负荷的时间。7）变压器的事故过负荷在事故过负荷运行时，应投入包括备用在内的所有冷却器并尽量减少负载，减少时间（一般不超过0.5h）：主变压器事故过负荷允许运行时间（小时：分）过负荷倍数环境温度（℃）0102030401.124：0024：0024：0014：3005：101.224：0021：0008：0003：3001：351.311：0005：1002：4501：3000：451.403：4002：1001：2000：4500：151.501：5001：1000：4000：1600：071.601：0000：3500：1600：0800：051.700：3000：1500：0900：05+8）高厂变的事故过负荷倍数变压器允许短时间过载能力应满足下表要求（正常寿命，过载前已带满负荷、环境温度40℃）。过负荷电流/额定电流1.21.31.451.61.72过负荷持续时间min480120604520109）变压器事故过负荷时，其上层油温不得超过相应的规定值。10）变压器事故过负荷后，应及时记录事故过负荷的大小及运行时间。1.1.1.1发电机异常运行1.1.1.1.1在额定功率因数和额定氢气压力时，发电机最大连续输出有功功率为655.2MW。1.1.1.1.2在额定功率因数下，电压偏离额定值±5%范围内，同时频率偏离额定值±146 1310.5Hz范围内，发电机能连续输出额定功率。1.1.1.1.1发电机进风温度高于额定值时，定子电流的允许值按下表的原则确定：（冷氢温度最高不允许超过55℃）进风温度℃每升高1℃定子电流比额定值减少每升高1℃定子电流比额定值减少47-502%351.6A50-553%527.4A1.1.1.1.2当发电机冷氢温度为额定值时，其负荷应不高于额定值；当冷氢温度低于额定值时，不允许提高发电机出力。1.1.1.1.3当一台氢冷却器停用时，发电机至少可以在80%额定负荷下运行。1.1.1.1.4当发电机运行负载不平衡1）如果持续负序电流不超过额定电流的8%，且每相电流不大于额定电流，允许发电机长期运行。2）如果运行中发现发电机三相不平衡电流超过规定值，应立即降低发电机定子电流，使其不超过规定值，同时严密监视发电机各部温度。如果发现温度异常升高，不平衡电流增大应紧急停机。1.1.1.1.5发电机过负荷1）正常运行中发电机不允许过负荷运行。2）事故情况下，发电机允许短时过负荷运行，发电机采用反时限过负荷保护。如果保护未动，应手动解列停机。1.1.1.2变压器的异常运行1.1.1.2.1值班人员在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并汇报上级领导和做好记录。1.1.1.2.2变压器出现下列情况时，应汇报值长，通知检修处理1）变压器正常负荷及冷却条件下，温度不断上升。2）压力释放阀打开。3）变压器漏油，使油面下降到极限以下（能看见油位）。4）变压器油色显著变化。5）套管有裂纹且有放电痕迹。6）接头发热，变色。7）变压器冷却装置故障。8）有载调压装置卡涩。9）变压器内部声音不正常。10）变压器轻瓦斯保护动作，放气检查为可燃性气体。1.1.1.2.3变压器过负荷时，应汇报值长，并限制负荷，同时加强监视变压器上层油温，尽快将事故消除恢复正常运行。1.1.1.2.4变压器油温升高超过许可温度时，值班人员应查明原因进行下列工作：1）检查变压器的负荷，并与环境温度对照是否相符。2）检查变压器冷却装置；146 1323）通知检修校核温度表，外壳温度是否有所升高，油位有无异常升高；4）检查变压器的各散热器温度是否一致，有无堵塞现象；5）检查变压器的三相电流是否平衡；6）若变压器负荷不变，变压器温度不正常并有不断上升趋势，而检查结果证明不是1）、2）、3）、4）、5）的原因，则认为变压器已发生内部故障，(如铁芯故障、绕阻匝间短路等)，这样应按下列原则处理：1)立即汇报单元长、值长；2)投入备用变压器；3)停止故障变压器，通知检修人员检查处理。1.1.1.1.1油位显著变化油位过低时：1）检查有无明显漏油处，若在瓦斯继电器玻璃窗内能看到油位，尚能维持运行时，采取应急措施制止漏油，联系检修加油，加油时应遵照规定执行；2）如因大量漏油油位迅速下降，禁止将重瓦斯保护改投信号，必须迅速采取停止漏油措施，应立即停止变压器的运行。油位过高时：油位因(环境)温度升高而逐渐升高或因变压器负荷过大引起，高出油位指示计，经检查不是假油位所至时，联系检修放油，使油位降至对应标准高度同时降低变压器的负荷，放油时应遵循瓦斯保护的运行规定。1.1.1.1.2变压器声音异常1）检查变压器是否有放电声；2）检查变压器内部是否有杂音；3）检查变压器外部螺丝是否松动，接地线与端子箱有无振动声音。如系上述原因引起，则请示有关技术人员决定是否停电或不停电检修，运行期间加强对变压器检查和维护。1.1.1.2发电机漏氢1.1.1.2.1现象：1）发电机氢压下降速度增快，补氢次数明显增加，补氢量增大。2）发电机漏氢在线监测装置可能报警，并显示漏氢量。1.1.1.2.2处理：1)汇报值长，立即寻找漏氢点并设法阻止漏氢的发展，并检测（按时检测）氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过1%时，应停机查漏消缺。当内冷水箱内的含氢量达到3%时报警，在120h内缺陷未能得到消除或含氢量升至20%时，应停机处理。2）待缺陷处理好后进行补氢，恢复正常氢压。3）如氢压继续下降，补氢仍不能保持正常氢压时，则应降发电机负荷，使各部温度保持正常，并请示总工程师停机。1.1.1.3发电机定子升不起电压1.1.1.3.1现象：146 1331)发电机定子电压指示很低或为零。2）转子电压表有指示，而电流表无指示。3）转子电流表有指示，而电压表无指示或指示很低。4）转子电流表无指示、电压表无指示。1.1.1.1.1处理：1)检查发电机定子电压、励磁电压以及励磁电流表指示是否正常。2）检查发电机灭磁开关是否合闸良好，发电机是否起励，起励电源是否正常。3）检查变送器电源是否正常。4）检查发电机电压互感器是否正常，一次插头是否接触良好、一次保险、PT二次熔断器接触是否良好。5）检查转子回路是否开路、短路。6）调节器是否正常，调节器直流电源是否良好。7）检查励磁变运行是否良好。8）检查发电机碳刷接触是否良好。9）检查功率柜工作是否正常。10）根据当时有无报警、光字及表计测量等现象做综合判断。1.1.1.1.2发生下列情况应立即对励磁系统灭磁1）升压过程中转子电流正常，已达到空载励磁电流值，而定子电压无指示；2）升压过程中转子电流正常，定子电流有指示。1.1.1.2发电机着火1.1.1.2.1现象：1)氢气泄漏点发出轻微爆炸声，并有明火2)发电机内部着火，有异常声音。3)发电机内部各部温度升高。4)发电机内部氢压波动较大。1.1.1.2.2处理：1)立即打下危急保安器或操作紧急停机按钮，并通知集控人员。2）停止向发电机补氢，用二氧化碳灭火，定子冷却水泵继续运行，直至火焰熄灭为止。3)若发电机内部着火、爆炸，应立即解列发电机，并排氢向发电机内充入二氧化碳灭火，并保持转子转速在300—500r/min。4）通知消防部门。5）值班人员必须设法使用一切灭火手段及时扑灭火焰，但不得使用泡沫式灭火器或砂子灭火（当地面上有油类着火时，可用砂子灭火，但应注意不使砂子落到发电机内或其轴承上），应用二氧化碳灭火器进行灭火。6）对发电机进行隔离，保护事故现场，分析着火原因。1.1.1.3发电机非同期并列1.1.1.3.1现象1）发电机各表计剧烈摆动。146 1342）发电机声音异常。1.1.1.1.1处理：1）立即解列发电机，并对发电机、主变等进行全面检查，并进行必要的电气试验。2）查明非同期并列的原因，消除并确认无问题后，方可重新并列。3）重新并列前必须采用AVR手动，发电机零起升压，无问题后方可并列。4）检查发变组出口开关是否有异常。1.1.1.2发电机变为同步电动机运行1.1.1.2.1现象：1）发电机有功指示为负值。2）无功表指示通常升高。3）系统周波可能降低，定子电压、定子电流减小，转子电压、电流表指示正常。“逆功率”信号发出，故障录波器动作。1.1.1.2.2处理：1）若逆功率保护动作跳闸，则待查明原因，排除故障后，重新并网。2）若逆功率保护未动作跳闸，立即手动按下紧急停机按钮。1.1.1.3发变组保护动作跳闸1.1.1.3.1现象：1）警报响，发变组出口开关跳闸、灭磁开关跳闸、高厂变跳闸，高备变联动，主汽门关闭。2）发变组各表计全部到零。3）“发变组保护动作”信号发出，故障录波器动作。1.1.1.3.2处理：1）检查厂用工作电源是否跳闸，备用电源自投是否成功。如果厂用工作电源确已拉开，备用电源未自投，应强送备用电源一次，以确保厂用电。但下列情况除外：●来“6.3kV母线工作电源进线分支过流、接地过流”、“6.3kV母线备用电源进线分支过流、接地过流”告警时；●来“高备变保护动作”，“快切装置动作”告警时。2）在厂用电切换过程中，如果高厂变和高备变同时跳闸，厂用电全停，保安段保安应自投至事故保安PC段，如未自投检查工作开关确实在开位后，手动合事故保安PC段至保安MCC段开关。此时应安全停机。同时检查高备变跳闸原因，尽快恢复高备变送电；3）检查保护屏动作情况判明跳闸原因为何种保护动作，判断故障性质，通知检修人员。4）如果为人员误动，可不经检查发电机，依值长命令将发电机升压并列。5）故障消除各方面无问题后，方可将发电机重新并入电网。6）若是外部故障引起跳闸时，在隔离故障点后，无需检查，可将发电机重新并列；如在区内故障，则应进行全面检查，做必要的电气试验合格后，方可将发电机重新并列。7）若是内部故障引起跳闸，则应进行如下检查：●对发变组保护范围内的所有设备进行全面检查。检查发电机、主变及高厂变有无绝缘烧焦的气味或其他明显的故障现象。●146 135外部检查无问题，应测量发电机定、转子绝缘电阻和主变及高厂变绝缘电阻是否合格及各点温度是否正常。●通知继保检查保护装置。经上述检查及测量无问题，发电机零起升压试验良好后，经总工程师批准将发电机并列。1.1.1.1发电机非全相运行1.1.1.1.1现象：1）发变组出口母线侧断路器合位，中间断路器非全相运行时，DCS发出“断路器非全相”、“断路器位置不对应”信号，断路器信号指示故障。2）发变组出口中间断路器合位，母线侧断路器非全相运行，现象同上。3）发变组出口中间断路器在分位，母线侧断路器非全相运行时（或母线侧断路器分位，中间断路器非全相运行时），发电机发出“负序”、“断路器非全相”、“断路器位置不对应”信号，断路器信号灯均不亮。有功负荷下降。若二相跳闸，发电机可能失步，表计摆动，机组产生振动和噪音。一相跳闸或二相跳闸的现象如下：●一相跳闸：发电机一相电流表指示最大另两相电流相等。●二相跳闸：发电机一相电流表指示为零，另两相电流表指示相等。发电机有功、无功指示为负。1.1.1.1.2处理：1）正常成串运行时，其中一开关发生非全相运行，如三相不一致保护已动作三相跳闸，应不再重合，通知检修设法处理。2）如非全相保护动作跳闸，应迅速进行全面检查，判明故障性质，通知检修处理。3）如手动解列停机时，发电机开关拒动造成三相不一致时，汽轮机不关主汽门，保持3000rpm，将发变组重新与系统同期并列，通知检修设法处理。4）如主汽门已关闭或发变组无法同期与系统并列，将拒动开关所有相邻开关拉开，汇报调度。5）线路单相故障使主开关单相跳闸，此时运行人员不应干涉重合闸动作（见网控规程）。6）发变组出口母线侧断路器非全相运行（中间断路器在开位）或（或母线侧断路器分位，中间断路器非全相运行时），发电机非全相保护未动作时，手动再断开一次发变组出口断路器。同时，应迅速降低有功、无功负荷，使发电机定子电流的不平衡电流降至最小(有功为零，无功近于零)，手动断开发电机出口断路器，若远方断不开，应就地手动断开。7）若就地手动断不开时，应将拒动开关的所有相邻开关拉开，使发电机退出运行。8）在发电机非全相运行时，禁止断开灭磁开关，以免发电机从系统吸收无功负荷，使负序电流增加。9）若保护未动作或其它原因，非全相运行超过发电机负序电流允许水平，再次启动前，必须全面进行检查无问题后，经总工程师批准后方可并列。1.1.1.2发电机失磁1.1.1.2.1现象：1)转子电流表、转子电压表指示到零或在零点摆动。2)无功表指示为负值。3)有功、定子电压表指示降低，定子电流表指示大幅度升高，并可能摆动。146 1364)转子的转速超过额定值。5)“失磁保护动作”信号发出。故障录波器动作。1.1.1.1.1处理：1）发电机失去励磁后，发电机失磁保护动作跳闸停机。如果失磁保护拒动或开关未跳时，则应立即手动停机。发电机解列后应对励磁回路进行详细检查，无问题应将发电机并入系统1.1.1.2发电机振荡或失去同步1.1.1.2.1原因1）由于系统故障引起。2）发电机失磁或欠磁引起。3）人员误操作或保护误动引起。1.1.1.2.2现象：1）静子电流表指针往复摆动，通常电流超过额定值。2）静子电压表指针剧烈摆动，并电压指示降低。3）有、无功功率表指针剧烈摆动。4）转子电流表指针在正常值附近摆动。5）发电机发出有节奏的响声，且与表计摆动合拍。6）如发电机和系统同步振荡，发电机表计与系统表计摆动一致，如发电机与系统发生振荡，发电机表计和系统表计摆动相反，失步保护动作停机，故障录波器动作。1.1.1.2.3处理1）降低发电机有功。2）手动励磁时，增加发电机励磁电流。当采用自动励磁时，严禁干扰励磁调节器动作。3）检查发电机励磁系统，若因发电机失磁或误并列引起的振荡，应立即将发电机解列。如果发电机和系统发生振荡，失步保护未动作并危胁机组安全时，应立即将发电机解列。4）若因系统故障引起的发电机振荡，应尽可能增加励磁电流，同时降低发电机有功负荷。若采取措施后仍不能恢复同期时，应请示调度解列发电机。1.1.1.3发电机定子接地1.1.1.3.1现象“发电机定子接地”信号发出。故障录波器动作。1.1.1.3.2处理1）如定子接地保护动作发电机跳闸，按7.23.3.8项处理。2）如发电机未跳闸，应立即手动停机，停机后全面检查。1.1.1.4发电机转子接地1.1.1.4.1现象“发电机转子接地”信号发出。故障录波器动作。1.1.1.4.2处理1）对励磁系统进行全面检查，有无明显接地。如接地的同时发电机发生失磁或失步，应立即解列停机。146 1372）配合检修人员确定接地点在转子内部或外部。3）如为转子外部接地，由检修人员设法消除。4）如为转子内部接地，汇报值长，尽快停机。5）当确定转子回路发生稳定金属性接地或两点接地时，保护未动作，立即手动停机。6)如转子接地保护Ⅱ段动作跳闸，按7.23.3.8项处理。1.1.1.1发电机转子匝间短路1.1.1.1.1现象1)发电机转子电流比相同有功、无功负荷下电流增大。2)发电机振动增加。1.1.1.1.2处理1)发电机如因振动或转子电流达到动作值，如保护未动作立即手动停机，如保护动作按机组跳闸处理。2)发电机转子绕组如因匝间短路而引起不允许的振动或转子电流明显增大(变化达10%以上)，必须立即减少负荷，使振动或转子电流减少到允许的范围，尽快停机检查、处理。1.1.1.2发电机出口电压回路断线1.1.1.2.1现象：1）有电压回路断线信号。（带保护的PT）2）电压表、功率表指示下降。（带仪表的PT）3）励磁调节器表计指示可能异常。1.1.1.2.2处理：1）记录时间以及失压电度表的表码。2）若测量回路断线，立即解除协调，保持机组负荷稳定。3）停用断线PT有关保护和自动装置。4）若高压熔断器熔断，应对PT进行检查，检查没问题后更换熔断器。5)若二次开关跳闸，检查无问题后可重新合上二次开关，如又跳闸通知继保处理。1.1.1.3电流互感器二次回路断线1.1.1.3.1现象：1）测量回路断线时，所带的电流表、有功功率表、无功功率表指示降低或为零。2）保护回路断线时，“电流互感器回路断线”信号可能发出。3)电流互感器有异常声音，严重时冒烟着火有放电声。1.1.1.3.2处理：1）若保护回路断线，立即停用保护，并注意安全距离。2）若测量回路断线，立即解除协调，保持机组负荷稳定。3)将故障电流互感器一次回路停电。1.1.1.4发电机定子线棒或导水管漏水1.1.1.4.1现象：1）定子线棒内冷水压升高。2）氢气漏气量增大,补氢量增大，氢压降低。146 1383）内冷水箱氢含量升高。1.1.1.1.1处理：1）从发电机排污门放出液体化验，判断是否内冷水泄漏。2）检查内冷水箱压力升高是否由发电机定子线棒或引水管漏水引起。3）若确认发电机定子线棒或导水管漏水属实，则应立即解列停机。4）注意监视发电机各部温度。1.1.1.2发电机断水1.1.1.2.1发电机断水后，如果发电机保护不动作，应立即手动解列停机。1.1.1.3发电机进水温度高1.1.1.3.1当发电机冷却水进水温度高于45℃，发出报警信号。此时若出水温度及定子线圈温度未超出定值时，可不降低发电机出力，查明原因并做必要的处理。当冷却水进水温度超过49℃或出水温度超过71℃，应降低发电机出力。当出水温度大于78℃时，发电机跳闸。1.1.2变压器的事故处理1.1.2.1变压器自动跳闸的处理1.1.2.1.1有备用变压器则迅速将其投入。1.1.2.1.2有自动投入装置的厂用变压器，未自动投入，应立即手动投入一次。1.1.2.1.3备用变压器自动投入后，保护装置动作跳闸，则禁止再强送。1.1.2.1.4检查保护动作情况，对变压器进行检查，并汇报值长。1.1.2.1.5如无备用变压器时，则需根据保护信号、光字信号检查何种保护装置动作，在变压器跳闸时,有何种外部现象（如外部短路、变压器过负荷及其它等）如检查结果证明变压器跳闸,不是由于内部故障所引起，而是由于外部过负荷、短路或保护、二次回路故障所造成的则变压器可重新投入运行。1.1.2.1.6如出口短路造成的，则应进行必要的电气试验，检查无问题后方可投运。1.1.2.1.7如果原因不明，则必须进行检查、试验以查明跳闸原因，在未查明原因之前，不得将变压器投入运行。1.1.2.1.8若变压器有内部故障的现象时，应进行内部检查，排除故障后方可投运。1.1.2.2变压器过流保护动作跳闸的处理1.1.2.2.1根据表计有无短路冲击，电压是否下降的故障现象做具体判断，若由于保护误动、误碰，则变压器可不经检查立即投入运行。1.1.2.2.2根据表计有冲击，且电压一直下降的现象，应判明是否外部故障造成，当外部故障消除后，变压器的外部检查无问题可投入运行。1.1.2.3变压器差动保护动作的处理1.1.2.3.1瓦斯继电器内有气体，按规定执行。1.1.2.3.2对变压器差动保护范围内全部电气设备详细检查，是否有损坏和闪络现象。安全阀、油位、油色等是否正常。1.1.2.3.3测定变压器的绝缘电阻，并通知检修检查处理。1.1.2.3.4经检查保护范围内故障，不是变压器本身，146 139待故障消除后，可投入运行。如变压器本身故障，需对变压器进行检查试验。1.1.1.1.1差动保护动作、变压器跳闸未查明原因禁止投入运行。1.1.1.2无差动保护的变压器，当速断保护动作跳闸，应按7.23.5.3处理。1.1.1.3跳闸后无保护装置掉牌1.1.1.3.1跳闸时，如无电压下降及短路冲击现象，检查开关的附近和二次回路有无作业人员。若为人为误碰，保护误动可立即投入变压器运行。1.1.1.3.2跳闸有电压下降及短路冲击现象，应进行详细检查，故障消除后投入运行。1.1.1.4瓦斯保护动作的处理1.1.1.4.1轻瓦斯动作：1)因滤油，加油或冷却系统不严，以致空气进入变压器；2)因温度下降或漏油，使油面缓慢下降；3)由于发生轻微故障或发生穿越性故障；4)二次回路故障。1.1.1.4.2轻瓦斯与重瓦斯同时动作，或只重瓦斯动作：1)变压器内部发生严重故障；2)由于漏油等原因使油面下降过速；3)检修后，油中空气分离速度过快；4)二次回路有故障。1.1.1.4.3瓦斯保护动作的原因和故障性质可由内部积聚的气体量，颜色和化学成份鉴别。根据气体的多少可估计故障程度。如积聚的气体是无色无味且不可燃的，则瓦斯继电器动作是空气所致；如气体是可燃的则瓦斯继电器动作的原因是变压器内部故障所致。1.1.1.4.4变压器故障的性质可按下表来确定气体性质故障性质处理方法无色、无味、不可燃空气侵入放气后继续运行黄色、不易燃木质故障停止运行淡灰色、强烈臭味、可燃绝缘材料故障停止运行灰色、黑色、易燃油故障停止运行1.1.1.4.5气体颜色的鉴别必须迅速进行，否则经一定时间颜色会消失。1.1.1.4.6轻瓦斯动作时，应立即进行下列检查：1)是否有空气侵入变压器内；2)是否漏油造成油位降低；3)是否二次回路故障；4)倾听变压器有无异音；5)记录瓦斯继电器气量，并联系取样化验。1.1.1.4.7如瓦斯保护动作是由于油内剩余空气逸出造成，应放出瓦斯继电器的空气，并注意下次信号动作的时间间隔。若时间逐渐缩短，有备用变压器应倒备用变压器运行，若无备用变压器应采取特殊防护措施，汇报有关领导。1.1.1.4.8如油面过低造成，应联系加油，并做好措施。1.1.1.4.9如外部检查不能查出原因时，则需鉴定继电器内积聚的气体性质。146 1401.1.1.1.1如气体是无色无味不可燃的，则变压器可继续运行。1.1.1.1.2如气体是可燃的，或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断变压器是否停运。1.1.1.1.3轻重瓦斯同时动作，或重瓦斯动作时，不得任意将瓦斯继电器内气体放出，应立即通知化学人员取样化验。1.1.1.1.4重瓦斯动作变压器跳闸，值班人员应对变压器油温、油位、本体做详细检查并记录，测定变压器绝缘，做好停电安全措施，通知检修处理。1.1.1.1.5若瓦斯保护动作是由于瓦斯保护误动或二次回路故障，应将瓦斯保护停用，通知检修处理。1.1.1.1.6瓦斯保护动作跳闸确属人为过失造成，可不经任何检查，立即投入跳闸变压器。1.1.1.2变压器着火的处理1.1.1.2.1首先拉开变压器所有电源开关和刀闸,并停止冷却装置电源进行灭火。1.1.1.2.2运行值班人员必须监护，并与消防人员共同灭火；1.1.1.2.3若油溢在变压器顶盖上而着火时，则应打开下部门放油到油面低于着火处；1.1.1.2.4若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生爆炸；1.1.1.2.5当变压器外壳炸破着火时，应将变压器油全部放出；1.1.1.2.6使用二氧化碳、泡沫灭火器、干砂灭火；1.1.1.2.7相邻设备应采取隔离措施，防止火势蔓延，将受火灾威胁或影响灭火的带电设备停电。1.1.2火灾1.1.2.1发生在辖区内的火灾时，对运行人员的要求：1.1.2.1.1立即汇报值长、单元长、消防队，以便采取一切可行措施灭火。1.1.2.1.2值班员不得擅离岗位或惊恐乱跑。1.1.2.1.3加强机组监视与维护，按规程规定处理事故。1.1.2.1.4迅速执行上级岗位的正确命令。1.1.2.2发生火灾时的处理1.1.2.2.1火警信号发出时，应迅速赶到火灾现场，了解火灾情况，检查消防系统动作正常，正确使用有关灭火器进行灭火。1.1.2.2.2电气设备发生火灾时，首先切断电源，然后使用灭火器加以灭火，电气设备附近发生火灾威胁设备安全时，应停止设备运行，并切断电源。1.1.2.2.3火灾尚未威胁机组运行时，应设法不使火势蔓延，移开火灾现场周围易燃物品，尽快将火扑灭。1.1.2.2.4加强运行监视，做好停机准备。1.1.2.2.5当火灾严重威胁机组安全时，应立即紧急停机。1.1.2.2.6油箱或油箱附近着火严重威胁油箱安全时，在破坏真空停机的同时，开启油箱的事故放油门，但必须考虑到机组停转前，润滑油不中断，以免烧坏轴承。1.1.2.2.7密封油系统着火无法迅速扑灭，威胁设备安全时，应立即紧急停机，并在惰走过程中，迅速进行排氢，密封油系统应尽量维持到机组停转。146 1411.1.1.1.1发电机或氢气系统发生火灾，应紧急停机，同时向发电机内充入CO2，排H2灭火，同时水冷系统保持运行。1.1.1.2灭火方法，使用器材及注意事项：1.1.1.2.1未浸油类的杂物着火时，可用水、泡沫灭火器、沙子等灭火。1.1.1.2.2浸有油类的杂物着火时，应用泡沫灭火器、沙子等灭火。1.1.1.2.3油箱和其它容器内的油着火时，可用泡沫灭火器、CO2、灭火器灭火。必要时可用湿布扑灭或隔绝空气，但禁用沙子和不带喷嘴的水龙头灭火。1.1.1.2.4带电设备着火，应在切断电源后用CO2、、干粉灭火器灭火，不准用泡沫灭火器灭火。电机着火不准用沙子或大股水注入电动机内进行灭火。1.1.1.2.5带电设备着火，如不能立即切断电源可用CO2、灭火器灭火，禁止使用其它非绝缘性的灭火器材。1.1.1.2.6蒸汽管道或其它高温部件着火，不准用CO2灭火器灭火，一般使用蒸汽灭火，以防热应力损坏设备。1.1.1.2.7设备的转动部分及调速系统着火，禁止用沙子灭火，同时参照上述有关规定执行。1.1.1.2.8氢气系统着火，主要用CO2灭火器灭火。146 142附录附录一：锅炉性能数据汇总表锅炉性能数据表（设计煤种）负荷项目单位B-MCRT-MCR100%THA75%THA50%THA30%THA高加全切1、蒸汽及水流量过热器出口t/h20702011187613639066211653再热器出口t/h17681720161211938085611639省煤器进口t/h1988.61935.81798.21313858.5613.81413过热器一级喷水t/h61.655.858.030.222.01.1220.3过热器二级喷水t/h19.819.419.819.825.66.119.8再热器喷水t/h00000002、蒸汽及水压力过热器出口压力MPa17.617.5517.4314.399.607.6217.27一级过热器压降MPa0.560.530.460.310.210.140.29二级过热器压降MPa0.470.440.390.260.18.1100.32三级过热器压降MPa0.470.450.390.260.180.110.30过热器总压降MPa1.501.421.250.830.570.360.92过热器一级喷水汽侧压力MPa18.5418.4418.2214.919.967.8417.90过热器二级喷水汽侧压力MPa18.0717.0017.8314.659.787.7317.57再热器进口压力MPa4.164.053.812.831.931.353.97一级再热器压降MPa0.090.090.080.060.040.030.08二级再热器压降MPa0.090.090.080.060.040.030.08再热器总压降MPa0.180.180.160.120.080.060.16再热器出口压力MPa3.983.883.652.711.851.293.81再热器喷水蒸汽侧压力MPa4.194.083.842.851.941.364.00汽包压力MPa19.118.9718.6915.2210.177.9818.19省煤器压降MPa0.170.160.140.070.030.010.08省煤器重位压降MPa0.220.220.220.240.240.260.26省煤器总压降MPa0.390.380.360.310.270.270.34省煤器进口压力MPa19.4919.3519.0515.5310.448.2518.533、蒸汽和水温度过热器出口℃541.0541.0541.0541.0541.0541.0541.0过热器温度偏差℃±5±5±5±5±5±5±5高过进口℃478.3478.2478.0476.5482.4506.7467.6屏过出口℃485.3485.4176.2144.8512.5518.1476.3负荷项目单位B-MCRT-MCR100%THA75%THA50%THA30%THA高加全切屏过进口℃389.1388.2386.0367.0338.2324.3371.2低过出口℃399.5397.9397.0375.7351.7325.4423.7低过进口℃363.5363.2363.5349.5324.5306.2363.9146 143再热器进口℃333.0330.3324.1315.3322.7324.2333.5低再出口℃431.0432.0433.0446.0467.0439.0432.0再热器出口℃541.0541.0541.0541.0541.0541.0541.0再热器温度偏差℃±5±5±5±5±5±5±5省煤器进口℃283.5281.6277.1258.1235.9216.6189.6省煤器出口℃301.6299.9296.1279.3264.7247.1229.2减温水℃190.3189.0186.3173.7158.7145.9189.6汽包℃361.5361.0360.3343.2312.3295.0357.64、空气流量空气预热器进口一次风kg/s166.00163.52156.99131.95102.486.66168.3空气预热器进口二次风kg/s484.44470.33439.55328.63277.13212.59452.09空气预热器出口一次风kg/s127.03124.78119.2094.1066.5848.98128.97空气预热器出口二次风kg/s485.76471.74440.97331.99279.39217.55453.9混合一次风到磨煤机kg/s148.00146.78144.10113.4783.3356.59145.2空气预热器的漏风一次风漏到烟气kg/s26.2026.0425.4925.0724.4324.6526.34一次风漏到二次风kg/s12.7812.7112.3112.7811.4013.0912.99二次风漏到烟气kg/s6.536.345.914.283.932.716.11炉膛出口过剩空气系数/1.181.181.181.181.371.461.185、烟气流量炉膛出口kg/s702.3685.5648.2492.3394.8285.4662.7过热器出口kg/s493.3468.5413.8215.199.142.8456.0再热器出口kg/s209.0217.1234.3277.2295.7242.6206.6省煤器出口（过热器侧）kg/s493.3468.5413.8215.199.142.8456.0省煤器出口（再热器侧）kg/s209.0217.1234.3277.2295.7242.6206.6空气预热器进口kg/s701.30684.60647.30491.20394.40286.5661.20空气预热器出口kg/s738.96721.94683.68525.69427.96319.21698.726、空气预热器出口烟气含尘量空气预热器出口烟气含尘量g/Nm336.9136.8836.8336.5431.0827.9236.70空气预热器出口烟气含尘量g/kg28.0728.0528.0027.6423.7521.3427.917、空气温度空气预热器进口℃28282828282828146 144一次风空气预热器进口二次风℃24.024.024.033.938.549.529.9空气预热器出口一次风℃298.1297.3296.9289.3289.6276.9281.4空气预热器出口二次风℃326.7324.8322.1306.4301.7285.5307.38、烟气温度炉膛出口℃982974954860743633959屏式过热器出口℃1091108210619578106691066高过进口℃1091108210619578106691066高过出口℃982974954860743633959低过进口℃677670654577501415659低过出口℃409406402371340320411高再进口℃943934915823716613920高再出口℃814807790708644560795低温再热器进口℃768761745674607527749低温再热器出口℃380379377378390375379省煤器进口（过热器侧）℃408405400369337313409省煤器出口（过热器侧）℃380377372337300264362省煤器进口（再热器侧）℃378378376376388373377省煤器出口（再热器侧）℃345344342339342325314空气预热器进口℃368.0365.0360.0337.0330.0313.0345.0空预器出口（未修正）℃124.4123.4121.7115.4111.6102.4118.5空预器出口（未修正）℃119.3118.3116.6109.9105.696.4113.79、空气压降空气预热器一次风压降kpa0.6450.6280.5870.4190.2610.1760.640空气预热器二次风压降kpa0.8180.7770.6920.4200.3110.1950.714一次风燃烧器阻力kpa1.32二次风燃烧器阻力kpa1.6510、烟气压力及压降空预器压降kpa0.970.9260.8360.5050.3450.1950.844炉膛到设计界限压降kpa1.2511、磨煤机投运数量146 145磨煤机投运数量台555432512、燃料消耗量燃料消耗量Kg/s87.685.580.961.442.929.382.7燃料消耗量t/h315.5308.0291.2221.2154.6105.4297.713、输入热量（包括空气带入的热量）输入热量（包括空气带入的热量）GJ/h631961635818439631162137592614、锅炉热损失干烟气热损失%4.174.134.063.804.183.933.90燃料中水分及含氢热损失%0.390.390.380.350.330.290.37空气中水分热损失%0.060.060.060.050.060.060.06未完全燃烧热损失%0.670.670.670.670.670.670.67表面辐射及对流散热热损失%0.170.670.670.220.250.280.17不可测量热损失%0.300.300.300.300.300.300.30总热损失%5.765.725.645.395.795.535.4715、锅炉热效率锅炉计算热效率（低位发热量）ASMEPTC4.1%94.2494.2894.3694.6194.2194.4794.53锅炉保证热效率（低位发热量）%93.4493.4493.4416、热量，炉膛热负荷，NOx过热蒸汽吸热量GJ/h4478.14368.44122.83165.02247.41600.24273.0再热蒸汽吸热量GJ/h873.2858.5823.7615.2390.8209.4802.1燃料向锅炉供的热量GJ/h5639.15504.85204.73953.42762.81883.25321.0炉膛容积热负荷KW/m384.582.578.059.341.428.279.8炉膛断面热负荷KW/m24519.44411.84171.23168.42214.21509.34264.5燃烧器区域热负荷 KW/m21772.61730.41636.11242.7868.5592.01672.6燃尽区域容积热负荷KW/m3228.3222.9210.7160.1111.976.2215.4NOx排放值（Ｏ2=6%）Mg/Nm3400炉膛容积m318532炉膛断面面积m2346.60燃烧器区域面积m2883.68炉膛燃尽区域容积m36860.5146 146锅炉性能数据表（金属温度）名称规格材料设计温度℃预期金属平均温度℃BMCRTMCR30%MCR高加切除1、省煤器系统省煤器“A”型母管φ406.4×50SA-106C367284282217190省煤器进口连接管（低过侧）φ194×20SA-106C367284282217190省煤器进口连接管（低再侧）φ194×20SA-106C367284282217190省煤器进口集箱（低过侧）φ219×30SA-106C367284282217190省煤器进口集箱（低再侧）φ219×30SA-106C367284281216189省煤器蛇形管（低过侧）φ51×6SA-210C367300298227231省煤器蛇形管（低再侧）φ51×6SA-210C367291289256211省煤器吊挂管进口集箱（低过侧）φ219×30SA-106C367298296228226省煤器吊挂管进口集箱（低再侧）φ219×30SA-106C367289288252208省煤器吊挂管低过侧φ57×11.5SA-210C367318316239256省煤器吊挂管（低再侧）φ51×10SA-210C367310308267236省煤器吊挂管出口集箱（低过侧）φ323.9×40SA-106C367309307235246省煤器吊挂管出口集箱（低再侧）φ323.9×40SA-106C367299297263224省煤器至汽包连接管（合并前）φ323.9×32SA-106C367303301249233省煤器至汽包连接管（合并后）φ406.4×40SA-106C3673033012492332、水冷壁系统汽包φ2090×14513MnNIMo54367362361295358集中下降管φ609.6×60SA-106C367362361295358下降管分配集箱φ609.6×80/65SA-106C367362361295358下水连接管φ141×16SA-106C367362361295358水冷壁进口集箱（前后墙）φ219×40SA-106C367362361295358水冷壁进口集箱（两侧墙）φ219×40SA-106C367362361295358水冷壁管子-下部光管φ66.7×8SA-210C410389388317385146 147水冷壁管子-内螺纹管φ66.7×8SA-210C402401325397水冷壁管子-上部光管φ66.7×8SA-210C410379381308377水冷壁后墙吊挂管φ82.5×1115CrMoG392372370300367水冷壁水平烟道管φ66.7×7SA-210C392366365298362水冷壁后墙拉稀管φ66.7×7SA-210C392366365298362水冷壁出口集箱（前后侧）φ273×55SA-106C367362361295358水冷壁出口集箱（水平烟道）φ273×50SA-106C367362361295358汽水连接管φ168×18SA-106C3673623612953583、过热器系统饱和蒸汽连接管φ168×18SA-106C367362361295358顶棚进口集箱φ219×35SA-106C367362361295358顶棚管φ63.5×6.515CrMoG480378378328380顶棚出口集箱φ273×50SA-106C392370369315372包墙管（顶部、前后）φ44.5×5.5SA-210C410374371327376包墙管（两侧）φ63.5×8SA-210C410375372326376包墙环形集箱（前后）φ406.4×60SA-106C392374371327376包墙环形集箱（两侧）φ406.4×70SA-106C392374371327376侧包墙上集箱φ219×35SA-106C375367366320369侧包墙至中隔墙连接管φ168×18SA-106C375367366320369中隔墙上集箱φ273×45SA-106C375367366320369中隔墙管φ63.5×8SA-210C410373370323374低过进口集箱φ273×4512Cr1MoVG375367366320369低过蛇形管（水平进口段）φ57×7SA-210C410371370320377低过蛇形管（水平中间段）φ57×715CrMoG460379378320390低过蛇形管（水平出口段）φ57×715CrMoG490402400324423低过蛇形管（垂直段）φ57×712Cr1MoVG510409407330435低过出口集箱φ508×6012Cr1MoVG490400398325423一级减温器进口连接管φ508×5012Cr1MoVG470400398325423一级减温器出口连接管φ508×5012Cr1MoVG400389389325372屏过进口母管φ508×5012Cr1MoVG400389389325372屏过进口连接管φ168×1812Cr1MoVG400389389325372屏过进口分配集箱φ219×3012Cr1MoVG400389389325372前屏进口管φ38×612Cr1MoVG500463463419452前屏进口管φ38×6SA213-T91600529529501523146 148后屏进口管φ38×612Cr1MoVG500463463419452后屏进口管φ38×6SA213-T91600529529501523屏过出口分配集箱φ245×5012Cr1MoVG550486486459477屏过出口连接管φ194×3012Cr1MoVG540486486459477屏过出口母管φ609.6×8512Cr1MoVG540486486459477二级减温器出口连接管φ508×5512Cr1MoVG489479479459468高过进口母管φ508×6012Cr1MoVG489479479459468高过进口连接管φ194×2012Cr1MoVG489479479459468高过进口分配集箱φ245×3612Cr1MoVG489479479459468高过管子φ44.5×7SA213-T91600559559547560高过出口分配集箱φ219×40SA335-P91570541541541541高过出口连接管φ194×25SA335-P91560541541541541高过出口母管φ609.6×85SA335-P915605415415415414、再热器系统21再热器进口集箱φ762×45SA-106C355333330324334低再管（水平进口管）φ63.5×5SA-210C385349347363350低再管（水平中间段）φ63.5×515CrMoG445371371394373低再管（水平出口管）φ63.5×515CrMoG485440442441442低再管子（垂直段）φ57×4.512Cr1MoVG515461462447462高再进口段管φ57×4.512Cr1MoVG515523523479523高再出口段管（后7排）φ57×4.5SA213-T91620590589508588高再出口段管（前3排）φ57×4.5SA213-304H620590589508588再热器出口分配集箱φ273×20SA335-P91580541541495541再热器出口连接管φ219×18SA335-P91575541541495541再热器出口母管φ863.6×56SA335-P91575541541495541锅炉性能数据表(金属报警温度)名称金属最大表面温度(受热区域)℃金属最大表面温度(非受热区域)℃报警温度℃低温过热器出口529509504屏式过热器出口603550545高温过热器出口598566560高温再热器出口638580575锅炉性能数据表(鳍片金属温度)名称鳍片厚度(mm)鳍片材料鳍片最大温度℃水冷壁鳍片620518顶棚鳍片815CrMo539包墙鳍片620473锅炉性能数据表(水循环计算)146 149负荷汽包工作压力(Mpa)全炉实际循环倍率循环水量(kg/s)下降管水速(m/s)BMCR18.902.9816433.6350%BMCR定压16.976.1115203.3150%BMCR滑压10.028.3919943.7830%BMCR滑压7.8212.2920843.78高加切除17.994.2216593.47锅炉性能数据表(水循环计算)名称前墙后墙侧墙回路最水质量流速(kg/s*m2)1129.41060.01040.2回路出口最大含汽量燃烧区域出口未饱和水未饱和水未饱和水折焰角前端(平齐)0.3410.3980.372炉膛出口0.5690.5640.520DNB临界热负荷(kw/m2)燃烧区域出口849（内螺纹管）849（内螺纹管）849（内螺纹管）折焰角前端(平齐)823（内螺纹管）802（内螺纹管）813（内螺纹管）炉膛出口345（光管）319（光管）381（光管）最大热负荷(kw/m2)燃烧区域出口512510508折焰角前端(平齐)512102508炉膛出口209101182平均热负荷(kw/m2)燃烧区域出口413411409折焰角前端(平齐)41374409炉膛出口15474134DNB最水裕度(燃烧区域出口)DNB临界/最大热负荷1.661.671.67DNB临界热/平均热负荷2.062.072.08附录二：锅炉烟气挡板调节曲线附录三：汽轮机启停机曲线附录四：蒸汽压力—饱和温度对照表146
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