河曲电厂600MW集控规程最终版20051012（新）

河曲电厂600MW集控规程最终版20051012（新） 山西鲁能河曲发电有限公司企业 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 Q/188–105.01–2004 600MW 机 组 集 控 运 行 规 程 2005–09–01发布 2005–09–01实施 发布 山西鲁能河曲发电有限公司 前 言 为了保证600MW机组的安全经济运行,防止运行中发生事故和正确处理事故,特制定本规程。本规程是根据#1、2机组调试、试运行的实践经验,在《600MW机组集控运行规程》(A版)的基础上作了一定修改而成。 全规程共分六章，其中第一章为《机组设备概况》，第二章为《机组辅助设备启停》，第三章为《机组启停》，第四章为《机组运行维护》，第五章为《机组联锁保护及试验》，第六章为《机组事故处理》。 由于时间仓促,运行经验积累不多,该规程中尚有许多不妥之处,需在生产实践中不断总结经验,使之逐步完善。 本规程适用于山西鲁能河曲发电有限公司600MW机组的运行工作。 本规程引用下列资料:A、部颁《电力工业技术管理法规》 B、部颁《电业安全工作规程》 C、设备制造厂使用说明书 D、山西电力 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 院设计技术资料 E、《600MW机组集控运行规程》(A版) 本规程由山西鲁能河曲发电有限公司运行处负责编写。 本规程主要编写人:于卫东 周世祥 程军 本规程初审: 冯浩 曹忠友 本规程审核: 张延运 本规程审定: 于世友 本规程批准: 韩明理 下列人员应熟悉本规程: 总经理、副总经理、副总工程师、生产部室的处长及专工。 下列人员应掌握并执行本规程: 运行处处长、运行处副处长、专业专工、值长、机组长、主值 、副值 、巡检员。 本规程由山西鲁能河曲发电有限公司建制委员会提出。 本规程由山西鲁能河曲发电有限公司运行处负责起草。 本规程由山西鲁能河曲发电有限公司运行处负责解释。 本规程自批准实施之日起执行。原《600MW机组集控运行规程》(A版)同时作废。 本规程于2005年9月1日发布实施(B版) 目 录 前言 第一章 机组设备概况 1 机组设计概况------------------------------------------------------------------------------------------------ 1 1.1 机组总体设计-----------------------------------------------------------------------------------------------1 ---- 1.2 机组主要设计指标--------------------------------------------------------------------------3 --- 3 2 锅炉设备概况------------------------------------------------------------------------------- 2.1 锅炉总体概况-------------------------------------------------------------------------------3 --- 2.2 锅炉本体主要部件性能参数----------------------------------------------------------------------------3 ---- 2.3 锅炉热力性能计算数据表------------------------------------------------------------------7 --- 2.4 燃煤特性------------------------------------------------------------------------------------15 --- 2.5 吸风机---------------------------------------------------------------------------------------16 --- 2.6 送风机---------------------------------------------------------------------------------------17 --- 2.7 一次风机------------------------------------------------------------------------------------17 --- 2.8 磨煤机---------------------------------------------------------------------------------------18 --- 2.9 暖风器---------------------------------------------------------------------------------------20 --- 2.10 空气预热器--------------------------------------------------------------------------------21 ----- 2.11 火检风机-----------------------------------------------------------------------------------21 ---- 2.12 吹灰器--------------------------------------------------------------------------------------21 ---- 2.13 燃油系统-----------------------------------------------------------------------------------22 ---- 2.14 启动锅炉-----------------------------------------------------------------------------------24 ---- 2.15 炉水循环泵系统---------------------------------------------------------------------------29 ---------- 2.16 空压机--------------------------------------------------------------------------------- ---30 - 3 汽轮机设备概况-----------------------------------------------------------------------------32 - 3.1 汽轮机本体主要技术规范------------------------------------------------------------------32 ---- 3.2 主要蒸汽参数-------------------------------------------------------------------------------35 ---- 3.3 汽轮机启动方式定义-----------------------------------------------------------------------35 ----- 3.4 汽轮机主、再热蒸汽限制-------------------------------------------------------------- ---36 - 3.5 汽轮机各级抽汽参数-----------------------------------------------------------------------36 ----------- 3.6 旁路系统参数-------------------------------------------------------------------------------37 --- 3.7 汽轮发电机组轴系临界转速---------------------------------------------------------------38 --- 3.8 主机油系统----------------------------------------------------------------------------------38 --- 3.9 主机EH油系统------------------------------------------------------------------------------41 - 3.10 汽动给水泵组------------------------------------------------------------------------------42 ---- 3.11 电动给水泵组------------------------------------------------------------------------------45 ---- 目 录 3.12 高压加热器--------------------------------------------------------------------------------46 ----- 3.13 低压加热器--------------------------------------------------------------------------------47 ----- 3.14 除氧器--------------------------------------------------------------------------------------48 ---- 3.15 轴封系统-----------------------------------------------------------------------------------49 ---- 3.16 凝结水系统--------------------------------------------------------------------------------50 ----- 3.17 水环式真空泵------------------------------------------------------------------------------51 ------- 3.18 发电机定子冷却水系统-------------------------------------------------------------------52 ----- 3.19 发电机密封油系统-------------------------------------------------------------------------52 ---- 3.20 辅机冷却水系统---------------------------------------------------------------------------53 ---- 3.21 除盐冷却水及闭式冷却水系统 -------------- ------------------------------------------55 -- 3.22 循环冷却水系统---------------------------------------------------------------------------57 ---- 3.23 水源地设备--------------------------------------------------------------------------------58 -------- 3.24 全厂暖通设备---------------------------------------------------------------------- ------59 - 3.25 综合水泵房设备---------------------------------------------------------------------------63 ---- 4 电气设备概况---------------------------------------------------------------------------- --65 - 4.1 发变组设备规范-----------------------------------------------------------------------------65 ---- 4.2 厂用电设备规范-----------------------------------------------------------------------------70 ---- 第二章 机组辅助设备启停 1 通则------------------------------------------------------------------------------------------86 ----- 2 空气预热器启停-----------------------------------------------------------------------------88 ----- 3 吸风机启停----------------------------------------------------------------------------------89 ----- 4 送风机启停----------------------------------------------------------------------------------91 ----- 5 一次风机启停--------------------------------------------------------------------------------94 ----- 6 密封风机启停--------------------------------------------------------------------------------96 ----- 7 火检风机启停--------------------------------------------------------------------------------97 ----- 8 炉水循环泵启停-----------------------------------------------------------------------------98 ----- 9 燃油系统投停--------------------------------------------------------------------------------101 ----- 10 制粉系统投停--------------------------------------------------------------------------------110 ----- 11 汽包双色水位计投停------------------------------------------------------------------------116 ----- 12 暖风器投停----------------------------------------------------------------------------------117 ----- 13 锅炉吹灰器操作-----------------------------------------------------------------------------118 ----- 14 辅助蒸汽系统投停--------------------------------------------------------------------------121 ----------- 15 启动锅炉启停--------------------------------------------------------------------------------122 -- 16 空压机的运行--------------------------------------------------------------------------------132 -- 目 录 17 循环水及辅机冷却水系统投停-------------------------------------------------------------137 --------------------- 18 凝结水系统投停-----------------------------------------------------------------------------149 ----- 19 电动给水泵启停-----------------------------------------------------------------------------155 ----- 20 汽动给水泵组启停--------------------------------------------------------------------------158 ----- 21 加热器投停----------------------------------------------------------------------------------167 ----- 22 主机轴封系统投停--------------------------------------------------------------------------171 ----- 23 真空系统投停--------------------------------------------------------------------------------172 ----- 24 主机润滑油系统投停------------------------------------------------------------------------174 ----- 25 顶轴油系统投停-----------------------------------------------------------------------------177 ----- 26 EH油系统运行-------------------------------------------------------------------------------178 ---- 27 综合水泵房水泵投停------------------------------------------------------------------------182 -- 28 发电机密封油系统投停---------------------------------------------------------------------185 ----- 29 发电机氢系统投停--------------------------------------------------------------------------189 ----- 30 发电机定子冷却水系统投停----------------------------------------------------------------194 ----- 31 油净化装置投停-----------------------------------------------------------------------------197 ----- 32 氢气干燥器投停-----------------------------------------------------------------------------200 -- 33 全厂水源地供水设备投停-------------------------------------------------------------------201 -- 34 制冷站设备投停-----------------------------------------------------------------------------204 -- 35 除盐冷却水系统投停------------------------------------------------------------------------207 ----- 36 闭式冷却水系统投停 -----------------------------------------------------------------------208 ------ 37 机组快速冷却装置投停---------------------------------------------------------------------209 -------- 38 除氧器投停----------------------------------------------------------------------------------212 ----- 39 汽轮机盘车投停-----------------------------------------------------------------------------215 ---------- 40 暖通热网加热站投停------------------------------------------------------------------------ 217 ---- 41 变压器调压装置和分接头调整-------------------------------------------------------------220 ----- 42 变压器冷却装置运行 -----------------------------------------------------------------------222 ----- 43 直流系统投停--------------------------------------------------------------------------------224 ----- 44 UPS 投停 ------------------------------------------------------------------------------------226 ----- 45 柴油发电机组投停--------------------------------------------------------------------------227 ----- 46 厂用电系统操作-----------------------------------------------------------------------------229 ----- 第三章 机组的启停 1 启动规定及条件----------------------------------------------------------------------------239 ----- 1.1 启动规定------------------------------------------------------------------------------------239 ----- 目 录 1.2 机组禁止启动条件-------------------------------------------------------------------------239 ----- 1.3 机组启动方式选择-------------------------------------------------------------------------240 ----- 2 机组启动前试验----------------------------------------------------------------------------241 ----- 2.1 试验总则------------------------------------------------------------------------------------241 ----- 2.2 机组启动前试验项目----------------------------------------------------------------------241 ------ 3 机组启动前检查及系统投运---------------------------------------------------------------242 ----- 3.1 检修 外浮顶储罐检修方案皮带检修培训教材1变电设备检修规程sf6断路器检修维护检修规程柴油发电机 后的检查验收-------------------------------------------------------------------------242 ----- 3.2 机组启动前检查----------------------------------------------------------------------------242 ----- 3.3 系统投运------------------------------------------------------------------------------------244 ----- 3.4 发电机启动前具备的条件-----------------------------------------------------------------244 ----- 3.5 发电机恢复备用前应进行下列检查-------------------------------------------------------245 ----- 3.6 发电机启动、并列规定--------------------------------------------------------------------245 -- 4 机组冷态启动冲转前操作-----------------------------------------------------------------246 ----- 4.1 除氧器上水加热----------------------------------------------------------------------------246 ----- 4.2 锅炉上水------------------------------------------------------------------------------------246 ----- 4.3 锅炉点火前吹扫准备----------------------------------------------------------------------247 ------ 4.4 炉膛吹扫--------------------------------------------------------------------------- -------248 - 4.5 燃油泄漏试验------------------------------------------------------------------------------249 ----- 4.6 锅炉点火------------------------------------------------------------------------------------249 ----- 250 4.7 锅炉点火后，确认下列阀门开启--------------------------------------------------------- 4.8 高压缸预暖---------------------------------------------------------------------------------250 -- 4.9 锅炉升温升压------------------------------------------------------------------------------251 ----- 4.10 旁路系统投入------------------------------------------------------------------------------252 ----- 4.11 高压调门室预暖----------------------------------------------------------------------------253 ----- 5 汽轮机冲转---------------------------------------------------------------------------------253 ----- 5.1 启动状态分类------------------------------------------------------------------------------253 ----- 5.2 冲转前的检查准备-------------------------------------------------------------------------254 ----- 5.3 机组启动时应对下列参数作重点监视、调整--------------------------------------------254 ----- 5.4 中压缸启动方式冲转----------------------------------------------------------------------255 ------ 5.5 高压缸启动方式冲转----------------------------------------------------------------------259 ------ 5.6 汽轮机冲转过程中注意事项---------------------------------------------------------------262 ----- 6 发电机并列带负荷-------------------------------------------------------------------------263 ----- 6.1 发变组恢复热备用-------------------------------------------------------------------------263 ----- 6.2 发电机并列带负荷-------------------------------------------------------------------------264 ----- 7 启动注意事项------------------------------------------------------------------------------268 ----- 7.1 锅炉启动注意事项-------------------------------------------------------------------------268 ----- 目 录 7.2 汽轮机启动注意事项----------------------------------------------------------------------265 ------ 7.3 发电机启动注意事项----------------------------------------------------------------------266 ------ 8 其它状态启动------------------------------------------------------------------------------267 ----- 8.1 热态启动------------------------------------------------------------------------------------267 ----- 8.2 极热态启动---------------------------------------------------------------------------------268 ----- 9 机组停止运行------------------------------------------------------------------------------268 ----- 9.1 机组停运前的准备-------------------------------------------------------------------------268 ----- 9.2 机组停运------------------------------------------------------------------------------------268 ----- 9.3 定压方式正常停机-------------------------------------------------------------------------271 ----- 9.4 机组停运注意事项-------------------------------------------------------------------------272 ----- 10 机组停运后保养----------------------------------------------------------------------------273 -- 10.1 锅炉停运后保养----------------------------------------------------------------------------273 -- 10.2 汽轮机停运后保养-------------------------------------------------------------------------275 --- 275 10.3 机组冬季停运防冻措施------------------------------------------------------------------- 第四章 机组运行维护 1 运行维护内容------------------------------------------------------------------------------277 ----- 2 运行调整------------------------------------------------------------------------------------283 ----- 2.1 运行调整的目的、任务--------------------------------------------------------------------283 ----- 2.2 汽温调整------------------------------------------------------------------------------------283 ----- 2.3 二次风调整---------------------------------------------------------------------------------284 -------- 2.4 燃烧调整------------------------------------------------------------------------------------285 ----- 2.5 水位调整------------------------------------------------------------------------------------285 ----- 3 机组运行方式------------------------------------------------------------------------------286 ----- 3.1 机组控制----------------------------------------------------------------------------------286 ----- 3.2 机组保护联锁运行方式------------------------------------------------------------------292 ------ 3.3 炉水循环泵系统运行方式----------------------------------------------------------------292 ----- 3.4 制粉系统运行方式------------------------------------------------------------------------293 ----- 3.5 空压机运行方式-------------------- -------------------------------------------------- ---293 - 3.6 辅汽系统运行方式------------------------------------------------------------------------294 ----- 3.7 发电机密封油系统运行方式-------------------------------------------------------------295 ----- 3.8 氢气系统运行方式------------------------------------------------------------------------295 ----- 3.9 除氧器排气门运行方式------------------------------------------------------------------295 --------- 3.10 给水泵汽轮机汽源运行方式-------------------------------------------------------------296 ----- 3.11 疏水系统带疏水阀的运行方式-----------------------------------------------------------296 --------- 目 录 3.12 循环水系统运行方式-------------------- ------------------------------------------------297 -- ---- 3.13 闭式冷却水系统运行方式-------------------- -------------------------------------------297 ------- ---- 3.14 夏季运行方式 - ------------------- -------------------------------------------------- ---298 - 3.15 发电机正常运行方式---------------------------------------------------------------------298 ----- 3.16 励磁系统运行方式------------------------------------------------------------------------300 ----- 3.17 变压器运行方式--------------------------------------------------------------------------302 ----- 3.18 瓦斯保护运行运行------------------------------------------------------------------------304 ----- 3.19 厂用电系统运行方式---------------------------------------------------------------------305 ----- 3.20 电动机运行方式--------------------------------------------------------------------------308 ----- 3.21 直流系统运行方式------------------------------------------------------------------------309 ----- 3.22 UPS 运行方式-----------------------------------------------------------------------------311 ----- 3.23 发电机碳刷运行规定---------------------------------------------------------------------311 ---------- 3.24 配电装置运行方式------------------------------------------------------------------------312 ----- 4 正常运行参数监视------------------------------------------------------------------------317 ----- 4.1 锅炉正常运行主要参数限额-------------------------------------------------------------317 ----- 4.2 锅炉主要辅机运行参数限额-------------------------------------------------------------318 ----- 4.3 汽轮机正常运行主要参数限额-----------------------------------------------------------319 --------------- 4.4 给水泵组运行参数限额------------------------------------------------------------------320 ------ 4.5 高低加、除氧器参数限额 ---------------------------------------------------------------322 - 4.6 发电机氢、油、水系统参数限额--------------------------------------------------------322 ----- 4.7 汽轮机其它参数限额---------------------------------------------------------------------323 ----- 4.8 发、变电系统参数限额------------------------------------------------------------------325 -------- 5 设备定期工作-----------------------------------------------------------------------------326 ----- 5.1 正常运行定期工作------------------------------------------------------------------------326 ----- 5.2 设备检修前、后定期工作----------------------------------------------------------------328 -------- 第五章 机组联锁保护及试验 1 机组联锁保护-----------------------------------------------------------------------------329 ----- 1.1 锅炉联锁保护-----------------------------------------------------------------------------329 ----- 1.2 汽机联锁保护-----------------------------------------------------------------------------335 ----- 1.3 继电保护----------------------------------------------------------------------------------344 ----- 2 机组试验原则-----------------------------------------------------------------------------372 ----- 2.1 检修后的检查验收------------------------------------------------------------------------372 -- 2.2 试验总则----------------------------------------------------------------------------------373 ----- 3 机组试验----------------------------------------------------------------------------------373 ----- 目 录 3.1 机组联锁保护试验-----------------------------------------------------------------------373 ------- 3.2 电动门(挡板)、气动门(挡板)试验------------------------------------------------373 ----- 3.3 锅炉水压试验-----------------------------------------------------------------------------374 ----- 3.4 锅炉安全阀校验--------------------------------------------------------------------------377 ----- 3.5 汽机高中压主汽门、调节汽门活动试验------------------------------------------------379 ----- 3.6 汽机主跳闸电磁阀动作试验-------------------------------------------------------------380 --------- 3.7 汽机后备超速保护(BUG)回路试验-------------------------------------------------------381 ----- 3.8 汽机抽汽逆止门活动试验----------------------------------------------------------------381 ---------- 3.9 汽机功率负荷不平衡继电器(PLU)回路试验--------------------------------------------381 ----- 3.10 辅助油泵、事故油泵和吸入油泵试验 -------------------------------------------------382 -- 3.11 汽轮机静态试验--------------------------------------------------------------------------382 ----- 3.12 机组定速后试验--------------------------------------------------------------------------383 ----- 3.13 高压主汽门、调速汽门严密性试验 - ---- ----------------------------------------------383 -- 3.14 汽轮机真空严密性试验------------------------------------------------------------------384 -------- 3.15 汽轮机注油试验--------------------------------------------------------------------------384 ----- 3.16 汽轮机超速试验 -------------------------------------------------------------------------385 ----- 3.17 汽轮机甩负荷试验------------------------------------------------------------------------386 ------- 3.18 给水泵汽轮机高压遮断模块活动试验 -------------------------------------------------389 -- 3.19 给水泵汽轮机主汽门活动试验 ---------------------------------------------------------389 ---------------- 第六章 机组事故处理 1 事故处理原则及要点------------------------------------------------------------------------391 ----- 2 事故停机-------------------------------------------------------------------------------------392 ----- 3 厂用电全部失去-----------------------------------------------------------------------------394 ----- 4 锅炉MFT--------------------------------------------------------------------------------------395 ----- 5 锅炉手动紧急停炉--------------------------------------------------------------------------396 ----- 6 锅炉故障申请停炉--------------------------------------------------------------------------396 ----- 7 机组甩负荷至60,--------------------------------------------------------------------------397 ------- 8 锅炉满水-------------------------------------------------------------------------------------398 ------ 9 锅炉缺水-------------------------------------------------------------------------------------399 ------ 10 汽包水位计损坏的处理---------------------------------------------------------------------399 ----- 11 水冷壁管损坏--------------------------------------------------------------------------------400 ---------- 12 省煤器管损坏--------------------------------------------------------------------------------400 -------- 13 过热器管损坏--------------------------------------------------------------------------------401 ----- 14 再热器管损坏--------------------------------------------------------------------------------402 ------- 目 录 15 空气预热器、尾部烟道二次燃烧-----------------------------------------------------------402 ----- 16 空气预热器故障的处理 --------------------------------------------------------------------403 - 17 吸、送风机喘振-----------------------------------------------------------------------------403 ----- 18 磨煤机自燃、爆炸--------------------------------------------------------------------------404 ---- 19 蒸汽参数异常--------------------------------------------------------------------------------405 ----- 20 汽轮机水冲击--------------------------------------------------------------------------------406 ----- 21 循环水泵故障--------------------------------------------------------------------------------407 ----- 22 除盐冷却水系统故障------------------------------------------------------------------------407 ----- 23 EH 油系统故障------------------------------------------------------------------------------408 ---- 24 主机润滑油系统故障------------------------------------------------------------------------408 ----- 25 密封油系统故障-----------------------------------------------------------------------------411 ----- 26 汽机叶片断落. ------------------------------------------------------------------------------413 ----- 27 主机轴向位移异常--------------------------------------------------------------------------413 ----- 28 汽机轴承温度高-----------------------------------------------------------------------------414 ----- 29 机组负荷晃动--------------------------------------------------------------------------------415 ----- 30 机组甩负荷----------------------------------------------------------------------------------416 ----- 31 凝汽器真空下降-----------------------------------------------------------------------------416 ----- 32 机组振动大----------------------------------------------------------------------------------418 ----- 33 辅机故障-------------------------------------------------------------------------------------419 ----- 34 汽泵反转-------------------------------------------------------------------------------------420 ----- 35 厂区水源地供水中断------------------------------------------------------------------------421 ----- 36 周波不正常----------------------------------------------------------------------------------421 ----- 37 电动机故障----------------------------------------------------------------------------------421 ----- 38 汽轮机超速----------------------------------------------------------------------------------424 ----- 39 厂用电系统故障-----------------------------------------------------------------------------425 ----- 40 直流系统故障--------------------------------------------------------------------------------428 ----- 41 发电机故障 ---------------------------------------------------------------------------------430 ----- 42 励磁系统故障--------------------------------------------------------------------------------436 ----- 43 变压器故障----------------------------------------------------------------------------------442 ----- 44 配电装置故障--------------------------------------------------------------------------------446 ----- 45 发电机冷却系统故障------------------------------------------------------------------------450 ----- 46 火灾------------------------------------------------------------------------------------------451 ----- 47 DCS故障--------------------------------------------------------------------------------------452 ----- 48 仪用气失去----------------------------------------------------------------------------------453 - 49 防止汽轮机跑油化瓦的反事故措施--------------------------------------------------------454 ----- 50 防止汽轮机进水和大轴弯曲的事故反措---------------------------------------------------455 ----- 目 录 51 防止制粉系统爆炸的技术措施-------------------------------------------------------------456 ----- 52 防止堵磨的运行措施------------------------------------------------------------------------456 ----- 53 磨煤机湿煤运行措施------------------------------------------------------------------------457 ----- 54 防止定排扩容器、连排扩容器等承压容器爆破的反事故措施---------------------------457 ---- 55 防止炉膛爆炸的反事故措施----------------------------------------------------------------458 ----- 56 防止省煤器、过热器、再热器爆管的反事故措施----------------------------------------459 ------------ 57 防止水冷壁管泄露的反事故措施 --------------------------------------------------------460 - 58 防止锅炉缺、满水的反事故措施-----------------------------------------------------------460 -- 59 防止锅炉尾部二次燃烧的反事故措施-----------------------------------------------------460 ---------------- 60 燃油区防火防爆措施 ----------------------------------------------------------------------461 -- 61 电气误操作的预防措施---------------------------------------------------------------------461 ----- 62 防止误拉误合断路器和隔离开关的措施---------------------------------------------------462 ----- 63 防止带负荷拉合隔离开关的措施-----------------------------------------------------------462 ----- 64 防止带电挂地线(带电合接地刀)的措施---------------------------------------------------463 ----- 65 防止带地线合闸的措施---------------------------------------------------------------------463 ----- 66 防止非同期并列的措施---------------------------------------------------------------------464 ----- 67 防止电缆火灾事故 -------------------------------------------------------------------------464 - 68 防止发电机损坏-事故-----------------------------------------------------------------------465 -- 69 防止大型变压器损坏事故------------------------------------------------------------------466 -------- 70 防止开关爆炸损坏事故---------------------------------------------------------------------467 ----- 71 防止全厂停电事故 -------------------------------------------------------------------------468 - 附录-----------------------------------------------------------------------------------------------470 ------ 山西鲁能河曲发电有限公司企业标准 Q/188-105.01-2004 600MW 机 组 集 控 运 行 规 程 第一章 机组设备概况 1. 机组设计概况 1.1 机组总体设计 山西鲁能河曲发电有限公司一期工程安装两台600MW燃煤汽轮发电机组，电力通过500kV输电线路送入华北电网。 山西鲁能河曲工程为“西电东送”北通道的建设项目。其主要设备供货情况为:锅炉由哈尔滨锅炉厂提供;汽轮发电机组由东方电站成套设备公司设计生产;输变电设备主要由保定天威保变、欧洲ABB等公司生产;热控设备采用西门子TELEPERM XP分散控制系统(DCS)，由西门子公司提供。 锅炉为亚临界、中间一次再热、强制循环、平衡通风、单炉膛、悬吊式、燃煤汽包炉，设计燃用河曲烟煤。制粉系统采用正压直吹式，设有两台50%容量的一次风机提供一次热、冷风输送煤粉。喷燃器共20只，采用四角布置的直流式摆动燃烧器，切向燃烧，配5台双进双出正压直吹式磨煤机，每角燃烧器设置五层一次风喷口，燃烧器可上下摆动，最大摆角为,30:。 汽温调节方式:过热器采用二级喷水。第一级喷水减温器设在低温过热器与过热器分隔屏间的大直径连接管上，分左、右各一点。第二级喷水减温器设在过热器后屏与末级过热器间的大直径连接管上，分左、右各一点。减温器采用笛管式。再热器的调温主要靠燃烧器摆动，在再热器的冷端进口管道上装有两只雾化喷嘴式的喷水减温器，主要作事故喷水用。过量空气系数的改变对过热器和再热器的调温也有一定的作用。 根据燃煤的沾污特点，在炉膛、各级对流受热面和回转式空气预热器处均装设不同型式的吹灰器。其中在炉膛四周布置100只短吹灰器，对流受热面布置34只长伸缩式吹灰器，在回转式空气预热器烟气进、出口处布置4只摆动式吹灰器。吹灰器运行采用DCS程序控制，在2,4小时可全部运行一遍。 锅炉装有炉膛安全监控系统(FSSS)，用于锅炉的正常启停、紧急停炉以及正常运行时的监视。其主要功能是炉膛火焰检测和主燃料跳闸(MFT)功能，以保护锅炉炉膛的安全，避免发生爆炸事故。 机组装有协调控制系统，进行汽机和锅炉之间的协调控制。它将锅炉和汽机作为一个完整的系统来进行机组的自动调节。 山西鲁能河曲发电公司 2005 –09–01发布 2005 –09–01实施 1 Q/188-105.01-2004 汽轮机为亚临界、中间再热、单轴三缸四排汽、冲动凝汽式，设计额定功率为600MW，最大连续出力647.11MW。汽机采用高中压缸合缸结构，低压缸为双流反向布置。本体设有内部法兰螺栓加热系统。从机头向发电机方向看为逆时针方向旋转。本机共设有八段抽汽，分别供给三台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器。本机设有二个高压自动主汽门和四个高压调节汽门，布置在机头前的运转层下方;二个左右对称布置的中压联合汽门。 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。各轴承上瓦的X、Y向装有轴振测量装置，下瓦装有测温装置。推力轴承位于高中压缸和低A缸之间的#2轴承座，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A缸、低B缸的膨胀死点分别位于各自的中心附近。死点处的横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。 汽机给水系统设计有2台50%容量的汽动变速给水泵和一台30%容量的电动定速给水泵作为备用。小机设计有高低压两路汽源，自动内切换，并可采用辅汽冲转。小机排汽至主机凝汽器。 凝汽器设计为双壳体、双背压、单流程，可在机组最大出力、循环冷却水温33?，背压不大于4.9/11.8 kPa工况下长期运行。循环水系统为闭式循环。河曲发电厂选用龙口泉梁家碛为水源地，该水源地位于厂址东北方向的黄河岸边的梁家碛村附近，距厂址约9(5km，厂址标高高出水源地约90m，供水系统采从2条DN900的供水管，通过泵站将水送至电厂。 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。旁路系统不能投入时，也可用高压缸方式，但冲转时应注意高排逆止门的摆动情况。旁路系统采用二级串联的启动旁路，旁路控制系统具有高中压联合启动、中压缸启动及其保护功能。 机组冷态、温态、热态、极热态起动时，能控制汽机主汽、再热蒸汽进汽压力，以适应汽机在各种工况下的启动要求，实现汽机冲转、带初负荷、切缸直至带满负荷，缩短机组启动时间和减少蒸汽介质损失，减少汽机循环寿命损耗，实现机组的最佳启动。高低压旁路阀的调节控制全开全关时间为30s;高旁快开时间为10秒，低压旁路阀的快关时间为10秒。低压旁路装置应具有凝汽器保护的功能。这些功能包括:当机组在启动或运行中有下列情况之一发生时，低旁应能在10秒内自动快速关闭。 ,凝汽器真空下降到设定值; ,凝汽器温度太高，高于设定值; ,低旁出口压力或温度高于设定值; ,低旁减温水的压力低于设定值; ,锅炉MFT动作; 发电机为全封闭、自通风、强制润滑、水/氢/氢冷却、圆筒型转子、同步交流发电机。定子绕组为直接水冷，定、转子铁芯及转子绕组为氢气冷却。密封油系统采用单流环式密封瓦。励磁系统为全 2 Q/188-105.01-2004 静止可控硅机端自并励励磁方式，励磁电源直接取自发电机出口，设有三个单相励磁变，启励电源取自本机汽机PC段。 主变采用分相式，其出口通过3/2接线接入500KV 系统。#1、2机共用两台高备变以提供备用动力电源，每机一台柴油发电机和共用一台保安变作为备用保安电源。发变组保护采用GE公司生产的微机式继电保护，每套保护均设双CPU，整个发变组保护为双套配置。 #1机组于2004年11月19日168试运结束投产;#2机组于2005年01月12日168试运结束投产。 1.2 机组主要设计指标 汽轮机效率: 91.91% 发电机效率: 98.9% 锅炉效率: 94.2% 电除尘效率: 99.79% 3氢气泄漏量: ?12m/d 厂用电率: 4.495% 热耗: 7736kJ/kWh 发电标准煤耗: 288.2g/kWh 供电标准煤耗:301.76g/kWh 补水率: 3, 2. 锅炉设备概况 2.1 锅炉总体概况 锅炉型号:HG-2028/17.45-YM7 锅炉型式:亚临界、中间一次再热、强制循环、平衡通风、单炉膛、悬吊式、四角切圆燃烧、固 态排渣、紧身封闭、全钢构架的,型汽包炉。 制粉系统:正压直吹式，配5台BBD3854型双进双出钢球磨 制造厂家:哈尔滨锅炉有限责任公司 2.2 锅炉本体主要部件性能参数 名 称 有 关 参 数 1 汽包 1.1 筒身长度 25756mm 1.2 全长 27794mm 1.3 汽包内径 Φ1778mm 1.4 壁厚 上半部182mm，下半部153mm 1.5 材质 SA299 1.6 旋风分离器数量 112只 1.7 单只分离器出力 18.11t/h 1.8 正常水位线 汽包中心线下229mm 3 Q/188-105.01-2004 名 称 有 关 参 数 1.9 水容积 70.2t 1.10 允许工作压力 19.90MPa 1.11 工作温度 366? 2 炉膛 2.1 炉膛断面尺寸(宽?深) 18542?16432mm 上层煤粉燃烧器中心至屏21372mm 2.2 底距离 3 下降管 3.1 数量 6根 3.2 管径?壁厚 Φ406?34mm 3.3 材质 SA-106B 4 水冷壁 4.1 型式 膜式 4.2 水循环回路 47个 4.3 数量 前后墙各291根，两侧墙各178根 4.4 管径?壁厚 Φ51?6.5mm Φ63.5?14mm Φ50.8?5.59mm 4.5 节距 63.5mm(横向) 4.6 材质 SA-210A1 SA-210C 5 后包墙管 5.1 管径 Φ57?7.5mm Φ57?7mm 5.2 材质 #20G 6 后包墙顶棚管 6.1 管径 Φ57?7mm 6.2 节距 153mm(横向) 6.3 材质 #20G 7 顶棚管 7.1 管径 Φ63?7mm Φ57?6.5mm Φ51?6.5mm 7.2 节距 127mm(横向) 7.3 材质 15CrMoG #20G 8 低温过热器 8.1 数量 立式:130片 水平:130片 每片6根 130?6=960根 8.2 管径?壁厚 立式:Φ63mm 水平:Φ57mm 8.3 材质 15CrMo 4 Q/188-105.01-2004 名 称 有 关 参 数 8.4 节距 153mm(横向) 8.5 报警温度 456? 9 分隔屏过热器 数量 六大片，每大片又沿炉深方向分为八小片 每片8根 6?8?89.1 ,384根 9.2 管径?壁厚 Φ57?7mm Φ57?8mm Φ57?9mm 9.3 材质 15CrMoG SA-213TP-304H 12Cr1MoVG 9.4 报警温度 503? 10 后屏过热器 10.1 数量 24片，每片19根 24?19=436根 10.2 管径?壁厚 Φ60?9mm Φ60?11mm Φ60?12mm Φ63?7.5mm Φ63? 8mm Φ63?11mm 10.3 材质 SA-213T91 SA-213TP-347H 12Cr1MoVG 10.4 节距 762 mm(横向) 10.5 报警温度 579? 11 末级过热器 11.1 数量 96片 每片6根 96?6=576根 11.2 管径?壁厚 Φ57?8mm Φ57?10mm 11.3 材质 12Cr1MoVG SA-213T91 11.4 报警温度 580? 12 末级再热器 12.1 数量 72片 每片12根 72?12=864根 12.2 管径?壁厚 Φ63?4mm Φ63?7mm 12.3 材质 SA-213T91 SA-213TP-304H 12Cr1MoVG 12.4 报警温度 627? 13 屏式再热器 13.1 数量 48片，每片18根 48?18=864根 13.2 管径?壁厚 Φ63?4mm Φ63?7mm 13.3 材质 SA-213T91 SA-213TP-347H 12Cr1MoVG 14 墙式辐射再热器 14.1 数量 256根(前墙) 260根(侧墙) 14.2 管径?壁厚 Φ60?4mm 14.3 材质 15CrMoG 15 过热器一级减温器 5 Q/188-105.01-2004 名 称 有 关 参 数 15.1 数量 2个 15.2 型式 笛管式 15.3 安装位置 低温过热器出口 15.4 冷却水源 给水泵增压级出口 16 过热器二级减温器 16.1 数量 2个 16.2 型式 笛管式 16.3 安装位置 后屏过热器出口 16.4 冷却水源 给水泵增压级出口 17 再热器减温器 17.1 数量 2个 17.2 型式 雾化喷嘴式 17.3 安装位置 墙式再热器入口 17.4 冷却水源 给水泵中间抽头 18 省煤器 18.1 管径?壁厚 Φ51?6.5mm 18.2 材质 #20G 18.3 节距 138 mm(横向) 19 煤燃烧器 19.1 型式 左右浓淡低NO型 X19.2 数量 5?4=20只 19.3 布置方式 四角切圆布置 20 油 枪 20.1 油枪喷嘴型式 简单机械雾化Q型式 20.2 油枪数量 3?4=12只 20.3 油压 3.43MPa 20.4 每支油枪油量 2.2t/h 20.5 气缸压力 0.55MPa 20.6 点火枪 高能点火器 20.7 输入电压 220,240VAC 20.8 输出电压 2000VDC 20.9 制造 FORNEY CORPORATION 21 定排扩容器 6 Q/188-105.01-2004 名 称 有 关 参 数 21.1 型号 DP-24.4 321.2 容积 24.4m 21.3 设计压力 0.3MPa 21.4 工作压力 0.15MPa 21.5 设计温度 200? 21.6 工作温度 115? 21.7 制造 济南市压力容器厂 22 连排扩容器 22.1 型号 LP-7.5 322.2 容积 7.5 m 22.3 设计压力 1.57MPa 22.4 工作压力 1.4MPa 22.5 设计温度 300? 22.6 工作温度 200? 22.7 制造 济南市压力容器厂 2.3 锅炉热力性能计算数据表 设 计 煤 种 校 核 煤 种 序号 名称 单位 定压高加全滑压滑压 BMCR THA BMCR THA 75%THA 切工况 75%THA 45%BMCR 1 主蒸汽流t/h 2028 1760.2 1295.5 1557.3 1282.9 912.6 2028 1760.2 量 2 主蒸汽压MPa 17.45 17.24 16.93 17.09 14.19 9.54 17.45 17.24 力 3 主蒸汽温? 541 541 541 541 541 541 541 541 度 4 给水温度 ? 282.1 273.0 254.7 186.7 254.4 236.3 282.1 273.0 5 给水压力 MPa 19.34 18.74 17.89 18.34 15.11 10.13 19.34 18.74 6 再热蒸汽t/h 1717.8 1504.4 1126.2 1531.1 1116.0 806.6 1717.8 1504.4 流量 7 再热蒸汽MPa 3.80 3.32 2.48 3.47 2.46 1.76 3.80 3.32 出口压力 7 Q/188-105.01-2004 设 计 煤 种 校 核 煤 种 序号 名称 单位 定压高加全滑压滑压 BMCR THA BMCR THA 75%THA 切工况 75%THA 45%BMCR 8 再热蒸汽? 541 541 541 541 541 541 541 541 出口温度 9 再热蒸汽MPa 3.98 3.48 2.60 3.63 2.57 1.84 3.98 3.48 进口压力 10 再热蒸汽? 333 320 304 331.2 312.4 323.8 333 320 进口温度 11 减温水喷? 189.1 183.5 171.9 186.7 171.3 158.3 189.1 183.5 水温度 12 过热器一t/h 0 17.96 55.34 64.86 65.77 72.58 0 17.96 级喷水量 13 过热器二t/h 0 9.44 26.64 34.54 34.95 16.23 0 7.89 级喷水量 14 再热器喷t/h 0 0 0 3.28 0 0 0 0 水流量 15 总燃煤量 t/h 243.28 214.63 165.48 217.61 163.95 120.57 256.8 226.66 16 总风量(到t/h 2161.2 1906.8 1635.6 1933.3 1488.0 1119.3 2156.1 1902.6 风箱) 17 炉膛漏风t/h 113.7 100.4 86.09 101.8 78.32 58.91 113.5 100.1 量 18 总风量 t/h 2275.0 2007.1 1721.7 2035.0 1566.4 1178.2 2269.6 2002.7 19 炉膛出口t/h 2471.96 2180.9 1855.5 2211.2 1699.1 1275.8 2469.2 2178.8 烟气量 20 下炉膛出? 1377 1350 1284 1297 1306 1217 1373 1350 口烟温 21 炉膛出口? 1007 973 918 960 910 832 1006 972 烟温 22 煤粉喷嘴层 5 5 4 5 4 3 5 5 投运层数 23 顶层喷嘴 , E E D E E D E E 24 底层喷嘴 , A A A A B B A A 25 喷嘴摆动度 0 5 25 -30 25 25 -3 5 8 Q/188-105.01-2004 设 计 煤 种 校 核 煤 种 序号 名称 单位 定压高加全滑压滑压 BMCR THA BMCR THA 75%THA 切工况 75%THA 45%BMCR 角度 26 炉膛截面kW/5064 4467 3444 4529 3413 2510 5049 4455 热负荷 ,, 27 炉膛容积kW/94.96 83.77 64.59 84.94 63.99 47.06 94.68 83.54 热负荷 ,, 28 干烟气损, 4.24 4.17 4.23 2.80 3.88 3.44 4.06 3.95 失 29 氢燃烧损, 3.59 3.59 3.56 3.46 3.55 3.51 3.24 3.23 失 30 燃料中水, 0.93 0.93 0.92 0.91 0.92 0.92 1.35 1.35 份损失 31 空气中水, 0.08 0.08 0.08 0.05 0.07 0.06 0.07 0.07 份损失 32 未燃烬碳, 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 损失 33 辐射热损, 0.17 0.17 0.27 0.19 0.25 0.34 0.17 0.17 失 34 不可测量, 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 损失 35 总热损失 , 9.96 9.89 10.01 8.36 9.62 9.22 9.84 9.72 36 效率(按高, 90.04 90.11 89.99 91.64 90.38 90.78 90.16 90.28 位发热值) 37 效率(按低, 94.12 94.20 94.06 95.79 94.47 94.89 94.33 94.46 位发热值) 38 过量空气, 1.20 1.20 1.335 1.20 1.226 1.254 1.20 1.20 系数 39 送风机温? 3 3 3 3 3 3 3 3 升 40 二次暖风? 0 0 0 4 2 8 0 0 器温升 41 空气预热? 23 23 23 27 25 31 23 23 9 Q/188-105.01-2004 设 计 煤 种 校 核 煤 种 序号 名称 单位 定压高加全滑压滑压 BMCR THA BMCR THA 75%THA 切工况 75%THA 45%BMCR 器二次风 进口温度 42 一次风机? 3 3 3 3 3 3 3 3 温升 43 一次暖风? 0 0 0 4 2 8 0 0 器温升 44 空气预热? 23 23 23 27 25 31 23 23 器一次风 进口温度 45 空气预热? 362 350 332 306 326 298 362 349 器入口烟 气温度 46 空气预热? 319.2 314.6 302.3 271.5 298.6 277.3 314.2 308.9 器出口一 次风温度 47 空气预热? 330.8 323.6 308.7 280.9 304.4 280.9 328.8 320.7 器出口二 次风温度 48 排烟温度? 128.2 125.8 117.9 111.0 116.2 107.6 123.3 119.6 (修正前) 49 排烟温度? 123.0 120.1 111.7 106.2 109.7 100.4 118.3 114.2 (修正后) 50 预热器出? 185 172 168 175 167 166 226 210 口一次风 混合温度 51 空气预热t/h 367.94 345.51 302.38 396.35 303.22 267.22 443.69 415.35 器进口一 次风量 52 空气预热t/h 1709.79 1467.5 1290.4 1492.8 1142.4 863.17 1698.0 1458.1 器进口二 次风量 10 Q/188-105.01-2004 设 计 煤 种 校 核 煤 种 序号 名称 单位 定压高加全滑压滑压 BMCR THA BMCR THA 75%THA 切工况 75%THA 45%BMCR 53 预热器进t/h 2471.96 2180.9 1855.5 2211.2 1699.1 1275.9 2469.2 2178.8 口烟气量 54 空气预热t/h 254.53 230.89 185.85 275.13 185.45 146.45 328.83 298.81 器出口一 次风量 55 冷一次风t/h 210.888 220.91 172.14 179.36 171.85 120.67 142.79 157.99 量 56 空气预热t/h 1695.82 1454.3 1277.6 1478.9 1130.7 852.30 1684.6 1445.9 器出口二 次风量 57 空气预热t/h 2599.32 2307.9 1984.8 2346.3 1828.5 1407.5 2597.5 2307.6 器出口烟 气量 58 到磨煤机t/h 465.41 451.80 357.98 454.49 357.30 267.12 471.62 456.80 的总风量 59 空气到烟t/h 127.36 127.8 129.27 135.05 129.43 131.64 128.27 128.74 气总漏风 量 60 一次风到t/h 19.33 19.91 20.41 21.30 21.32 22.29 19.99 20.97 二次风侧 的漏风量 61 二次风到t/h 33.29 33.09 33.14 35.13 32.99 33.15 33.40 33.18 烟气侧的 漏风量 62 一次风到t/h 94.07 94.71 96.13 99.92 96.44 98.49 94.87 95.56 烟气侧的 漏风量 63 煤粉细度, 22.5 22.5 22.5 22.5 22.5 22.5 22.5 22.5 (R90) 64 单台磨煤t/h 72 72 72 72 72 72 72 72 机最大出 11 Q/188-105.01-2004 设 计 煤 种 校 核 煤 种 序号 名称 单位 定压高加全滑压滑压 BMCR THA BMCR THA 75%THA 切工况 75%THA 45%BMCR 力 65 磨煤机运台 5 5 4 5 4 3 5 5 行台数 66 总的磨煤t/h 465.41 451.80 357.98 454.49 357.3 267.12 471.62 456.80 机风量 67 总的磨煤t/h 243.28 214.63 165.48 217.61 163.95 120.57 256.87 226.66 量 68 单台,总kW 852,852,852,852,852,852,852,852, 的磨煤机4260 4260 3408 4260 3408 2556 4260 4260 功率 69 磨出口混? 75 75 75 75 75 75 75 75 合物温度 70 磨煤机出, 1.94 1.94 1.94 1.94 1.94 1.94 2.85 2.85 口煤粉水 份 71 磨煤机进口? 185 172 168 175 167 166 226 210 风温 72 冷一次风温? 23 23 23 27 25 31 23 23 度 73 冷一次风百, 45.31 48.90 48.09 39.46 48.10 45.17 30.28 34.59 分比 74 总的风粉混,,153.98 148.67 115.9 147.45 115.64 86.41 156.89 151.08 合容积流量 ,, 75 过热器分隔? 1330 1097 1033 1077 1032 953 1129 1097 屏出口烟温 76 过热器后屏? 1007 973 918 960 910 832 1006 972 出口烟温 77 屏式再热器? 862 830 783 823 772 707 861 830 出口烟温 78 后水冷壁吊? 853 822 776 815 765 698 853 822 挂管出口烟 12 Q/188-105.01-2004 设 计 煤 种 校 核 煤 种 序号 名称 单位 定压高加全滑压滑压 BMCR THA BMCR THA 75%THA 切工况 75%THA 45%BMCR 温 79 末级再热器? 768 742 705 736 695 643 767 741 出口烟温 80 水冷壁对流? 753 727 691 722 680 628 752 727 管束出口烟 温 81 末级过热器? 680 660 633 656 625 589 679 659 出口烟温 82 过热器对流? 672 652 626 649 617 582 672 652 管束出口烟 温 83 立式低温过? 637 619 595 617 586 552 637 618 热器出口烟 温 84 转向室吊挂? 630 611 587 608 578 544 629 611 管出口烟温 85 转向室出口? 614 595 572 593 561 525 613 595 烟温 86 水平低温过? 452 441 430 442 418 388 451 441 热器出口烟 温 87 省煤器出口? 362 350 332 306 326 298 362 349 烟温 88 墙式辐射再? 364 366 357 370 367 382 364 366 热器出口汽 温 89 分隔屏过热? 443 443 447 445 449 436 442 443 器出口汽温 90 后屏过热器? 510 514 528 525 538 537 508 514 出口汽温 91 过热器二级? 510 510 510 506 511 517 508 510 13 Q/188-105.01-2004 设 计 煤 种 校 核 煤 种 序号 名称 单位 定压高加全滑压滑压 BMCR THA BMCR THA 75%THA 切工况 75%THA 45%BMCR 减温器后出 口汽温 92 屏式再热器? 476 481 481 478 486 496 476 480 出口汽温 93 末级再热器? 541 541 541 541 541 541 541 541 出口汽温 94 末级过热器? 541 541 541 541 541 541 541 541 出口汽温 95 过热器一级? 390 387 382 386 372 342 390 387 减温器后出 口汽温 96 立式低温过? 390 390 398 401 396 396 390 390 热器出口汽 温 97 水平低温过? 384 383 389 398 385 380 383 383 热器出口汽 温 98 省煤器出口? 306 298 288 239 285 269 306 298 烟温 99 过热器后屏m/s 9.09 7082 6.35 7.83 5.79 4.08 9.07 7.81 烟气速度 100 屏式再热器m/s 9.855 8.46 6.88 8.50 6.25 4.39 9.83 8.44 烟气速度 101 末级再热器m/s 11.36 9.76 7.97 9.83 7.14 5.11 11.34 9.74 烟气速度 102 末级过热器m/s 11.37 9.80 8.07 9.89 7.31 5.23 11.35 9.79 烟气速度 103 过热器排管m/s 11.60 10.02 8.28 10.12 7.51 5.42 11.58 10.00 烟气速度 104 立式低温过m/s 12.03 10.39 8.60 10.51 7.79 5.62 12.01 10.38 热器烟气速 14 Q/188-105.01-2004 设 计 煤 种 校 核 煤 种 序号 名称 单位 定压高加全滑压滑压 BMCR THA BMCR THA 75%THA 切工况 75%THA 45%BMCR 度 105 水平低温过m/s 10.90 9.45 7.86 9.56 7.09 5.10 10.88 9.43 热器烟气速 度 106 省煤器烟气m/s 9.18 7.96 6.63 7.82 5.99 4.30 9.16 7.96 速度 2.4 燃煤特性 项 目 符号 单位 设计煤种 校核煤种 可燃基挥发分 Vdaf % 37 30 收到基灰分 Aar % 18.61 21.84 工 空气干燥基水分 Mad % 3.88 5.7 业 分 全水分 Mt.ar % 8.4 11.57 析 收到基低位发热量(LHV) Qnet.ar kJ/kg 22980 21700 可磨度,哈氏 HGI 65 56 收到基碳 Car % 58.8 56.17 收到基氢 Har % 3.65 3.12 元 收到基氧 Oar % 9.16 5.99 素 收到基氮 Nar % 0.90 0.33 分 收到基硫 Sar % 0.48 0.98 析 收到基水分 Mar % 8.4 11.57 收到基灰 Aar % 18.61 21.84 二氧化硅 SiO % 48.98 46.61 2 三氧化二铝+二氧化钛 AlO+TiO % 31.32+1.42 42.07+1.42 232 三氧化二铁 FeO % 8.29 5.57 23灰 成 氧化钙 CaO % 4.69 2 分 氧化镁 MgO % 2.46 0.72 分 氧化钾 KO % 0.63 0.05 2析 氧化钠 NaO % 0.91 0 2 三氧化硫 SO % 1.53 1.35 3 15 Q/188-105.01-2004 项 目 符号 单位 设计煤种 校核煤种 五氧化二磷 PO % 0.05 0.06 25 变形温度(弱还原性) DT ? 1500 1320 软化温度(弱还原性) ST ? ,1500 1350 流动温度(弱还原性) FT ? ,1500 1370 磨损冲刷指数 Ke ,1 ,1 2.5 吸风机 吸风机 型式 静叶可调轴流式 数量 2台 型号 AN 37e6(V19+4?) 设计流量 1586.9t/h 转速 595 r/min 静压 3882 Pa 动压 195 Pa 全压 4077 Pa 叶轮外径 3750 mm 叶片 共1级 19片 轴功率 2312 kW 效率 85.3% 0O叶片可调范围 30,-75 风机尺寸 15.7?5.5?5.5m 风机轴承型式 滚动轴承 轴承润滑方式 油脂润滑 轴承冷却方式 冷却风机强制冷却 制造 成都电力机械厂 吸风机电机 型号 YKK900-10 功率 3700kW 电压 6000 V 电流 438A 同步转速 600 r/min 绝缘等级 F 旋转方向 逆时针(从电机向风机制造 湘潭电机股份有限公司 看) 吸风机电机油站 型号 XYZ-16GF 油泵功率 1.1kW?2 油箱容积 0.63 m, 工作压力 0.4MPa 供油温度 30,40? 电加热功率 12kW 过滤精度 0.12mm 制造 启东市南方润滑液压设 备有限公司 吸风机轴承冷却风机 型号 G9-19?5A 数量 4台 功率 7.5 kW 风量(标准状态) 1610,3166m,/h 16 Q/188-105.01-2004 电压 380 V 风压(标准状态) 5697,5323Pa 2.6 送风机 送风机 型式 动叶可调轴流式 数量 2台 型号 FAF26.6-14-1 设计流量 798768 m,/h 转速 985r/min 全压 3444Pa 风机内径 2660 mm 叶轮直径 1412 mm 叶片数量 16片 轴功率 888 kW 效率 87.21% 风机转向 从风机侧看顺时针 OO叶片可调范围 -30,+15 制造 上海鼓风机厂 送风机电机 型号 YKK630-6 转速 993r/min 功率 1500kW 电流 175.7A 电压 6000V 制造 湘潭电机厂 送风机油泵 流量 25L/min 压力 3.5MPa 转速 1450r/min 电机功率 2.2kW 电压 380V 油箱容积 250L 加热器功率 2.5kW 加热器电压 220V 冷却风机功率 2.2kW 冷却风机电压 220V 送风机电机油泵 工作压力 0.4Mpa 供油量 10L/min 过滤精度 0.12mm 供油温度 30,40? 换热面积 0.6m, 电机功率 0.55?2kW 加热功率 2kW 压降 0.15MPa 制造 四川川润(集团)有限公司 2.7 一次风机 一次风机 型式 双吸离心式 数量 2台 型号 1888AZ/1145 设计流量 206.1t/h 转速 1480r/min 静压 10.8kPa 17 Q/188-105.01-2004 轴功率 1736.7 kW 效率 66% 一次风压 14kPa 制造 上海鼓风机厂 一次风机电机 型号 YFKK630-4 功率 2000kW 电压 6000 V 转速 1493 r/min 电流 228.8A 制造 湘潭电机厂 一次风机电机油泵 工作压力 0.4MPa 供油量 10L/min 过滤精度 0.12mm 供油温度 30,40? 换热面积 0.6m, 电机功率 0.55?2kW 加热功率 2 kW 压降 0.15MPa 制造 四川川润(集团)有限公司 2.8 磨煤机 磨煤机本体 型号 BBD3854 数量 5台 筒体有效直径 φ3750 mm 筒体转速 17r/min 筒体有效长度 5540mm 出力 72t/h 筒体有效容积 61.2m, 煤粉细度(R90) 22.5, 磨煤机出口温度 75? 最大轴功率 942kW 轴功率(BMCR) 852.3kW 装球量 46,65t 钢球直径及其比例 φ30:φ40:φ50=1:1:1 制造 沈阳重型机械集团有限责 任公司 磨煤机电机 型号 YTM630-6 额定功率 1120kW 额定电压 6000V 额定转速 985r/min 额定电流 129A 重量 11.25t 制造 上海电机厂 磨煤机高压顶轴油泵 最高压力 31.5MPa 流量 2.5L/min 正常压力 25MPa 电机型号 Y132S-4V1 电机功率 2.2kW 电机电压 380V 电机转速 1440r/min 磨煤机低压润滑油泵 18 Q/188-105.01-2004 最高压力 0.63MPa 泵流量 63L/min 正常压力 0.4MPa 电机功率 5.5kW 电机型号 Y112M-6B3 电机转速 1000r/min 电机电压: 380V 磨煤机油箱 容积 1.6m, 换热面积 13m, 过滤面积 0.2 m, 加热功率 18kW 磨煤机喷射润滑装置 油压 0.63 MPa 气压 0.63 MPa 喷嘴数量 4 喷射距离 200mm 喷射润滑宽度 480mm 润滑介质粘度 680mm,/s 油泵型号 CB-B6 空压机型号 V-0.17/7 油泵流量 6L/min 排气量 0.17 m,/min 油泵电机型号 Y801-4 空压机电机型号 Y90S-2 油泵电机功率 0.55kW 空压机电机功率 1.5kW 油泵电机转速 1390r/min 空压机电机转速 2880r/min 油箱容积 0.08m, 空气罐容积 60L 磨煤机慢速传动装置电机 电机型号 YEJ160L-4 电机功率 15kW 电机电压 380V 电机转速 1460r/min 传动比 206.4 输出轴转速 7.07r/min 磨煤机大齿轮罩密封风机 出口压力 0.4kPa 电机功率 0.4kW 电机电压 380V 电机转 3000r/min 磨煤机密封风机 密封2个端部轴承 410m,/h 型号 MF4-26-12NO.60 风风2个中空轴 4375m,/h 数量 2台 量 BSOD关时 450m,/h 全压 9kPa BSOD开时 46m,/h 工作压力 高于磨入口压力4kPa 转速 1460r/min 制造 沈阳市长城风机厂 电机型号 Y315L2-4 电机功率 200kW 电机电压 380V 电机转速 1490r/min 额定电流 361.3A 制造 衡水电机股份有限公司 磨煤机冷却水参数 19 Q/188-105.01-2004 减速机 3.8t/h 轴瓦 2?4.6 t/h 油站 7.8t/h 水源 辅机冷却水 给煤机 型号 EG2490 数量 10台 型式 耐压电子称重皮带式 给煤机出力 10,100t/h 进煤口内径 Φ920mm 出煤口内径 Φ629mm 制造 沈阳STOCK电力设备公司 给煤机驱动电机 型号 SF87DV100M4 电机功率 3kW 电压 380V 电机电流 6.4A 清扫电机型号 SF77R37DR63L4 清扫电机功率(给煤0.25kW 距离2134mm) 清扫电机型号 SF77R37DT71D4 清扫电机功率(给煤0.37kW 距离5200mm) 制造 德国SEW 2.9 暖风器 一次暖风器型号 SAH-?-4HQ 数量 2组，每组2片 一次暖风器进口风温 -16? 一次暖风器出口风温25?/50? (BMCR/30,BMCR) 一次暖风器蒸汽耗量 5.1 t/h 二次暖风器蒸汽耗量 15.1 t/h 二次暖风器型号 SAH-?-3HQ 数量 2组，每组5片 二次暖风器进口风温 -16? 二次暖风器出口风温25?/50? (BMCR/30,BMCR) 蒸汽压力 0.42MPa 蒸汽温度 237? 暖风器疏水泵数量 2台 暖风器疏水箱安全阀动1.5MPa 作压力 暖风器疏水箱设计压力 0.6MPa 暖风器疏水箱工作压力 0.46MPa 暖风器疏水箱设计温度 170? 暖风器疏水箱工作温度 150? 3疏水扩容器容积 5 m 制造 济南市压力容器厂 暖风器疏水泵 泵型号 100M30 流量 52.5m,/h 扬程 141m 允许汽蚀余量 1.5m 轴功率 40kW 转速 2950r/min 电机型号 Y250M,2 电机功率 55kW 电机电流 102.6A 电机转速 2970r/min 制造 山东红卫电机股份有限公司 20 Q/188-105.01-2004 2.10 空气预热器 空气预热器本体 型号 32VNT2000 型式 再生三分仓回转式 数量 2台 转子直径 13600mm 总受热面积 53615m, 外壳高度 2825mm 转速 0.75r/min(正常运行)总重 约520t 0.375r/min(水洗) 空气预热器电机 电机型号 WEGTEAL 数量 4台 电机功率 11kW 转速 1460 r/min 电机电压 380 V 电机电流 22.1A 14.63:1 齿轮ZF108-K4-160 蜗轮蜗杆CDA200 9.25:1 减速箱型号 减速箱转速比 蜗轮蜗杆CDA400 13.33:1 空气预热器轴承润滑油 设备 粘度 数量 类型 导向轴承SKFC3172M/C4 ISO VG1000 20L 合成油 支撑轴承SKF29480EM ISO VG1000 35L 合成油 齿轮ZF108-K4-160 ISO VG220 5.3L 合成油 蜗轮蜗杆CDA200 ISO VG1000 40L 合成油 蜗轮蜗杆CDA400 ISO VG1000 216L 合成油 制造 豪顿华工程有限公司 2.11 火检冷却风机 火检冷却风机 型号 NY2406A7.5 最大入口温度 43.3? 3空气流量 1529 m/h 风机额定风压 8.2kPa 转向 顺时针旋转 火检冷却风机电机 电机型号 IKK 电流 24 A 电机功率 5.6 kW 电压 380V 转速 2840 r/min 制造 美国纽约风机公司 2.12 吹灰器 21 Q/188-105.01-2004 炉膛吹灰器 型号 V92 行程 300 mm 吹扫角度 340? 行进速度 540mm/min 炉膛四周(燃烧器下一层，安装位置 数量 100只 上四层) 电机型号 M2QA71M4B-J4 电机功率 0.37kW 电压 额定电流 380V 1.04A 启动电流 输入转速 5.2A 1400r/min 输出转速 汽源 屏再入口集箱 22r/min 蒸汽工作压力 蒸汽工作温度 ?350? 0.8,1.5MPa 长吹灰器 型号 PS,SL 行程 9250 mm 吹灰管转速 24rpm 吹灰管移动速度 1440mm/min 电机型号 M2QA80M4B-J4 电机功率 0.75kW 电机转速 电压 1400r/min 380V 安装位置 过、再热器;省煤器 数量 34只 炉膛温度探针 型号 TS-O 型式 非冷式 温度探针数量 2台 测温范围 0,600? 行程 行走速度 1440mm/min 6500 mm 电机型号 M2QA80M4A-J4 电机功率 0.55kW 电压 380V 额定电流 1.52A 启动电流 5.2A 空气预热器吹灰器 安装位置 空气预热器烟气侧进、出口 数量 4只 汽源 正常运行使用屏再入口集箱 (机组启动使用锅炉辅助蒸制造 上海克莱德-伯尔格曼公司 汽联箱) 吹灰蒸汽参数 汽源 汽源压力 后屏再热器入口集箱 3.9MPa 汽源温度 压力控制阀后压力 364? 2.5MPa 压力控制阀后温度 汽源温度 351? 300,350? 汽源压力 汽源 锅炉辅助蒸汽联箱 1.0,1.6MPa 2.13 燃油系统 22 Q/188-105.01-2004 2.13.1 燃油系统设备: 供油泵 型号 80AY50?12 数量 3台(2运1备) 3流量 42,52m/h 动压头 6.5MPa 电机型号 YB315M-2 电机功率 132kW 电机电压 380V 电机电流 242A 2细滤油器 3台(2运1备)，100孔/cm 制造 北京中水科工程总公司科禹泵 制造厂 启动炉供油泵 型号 40AY35B?10 数量 2台(1运1备) 3流量 6.25m/h 动压头 3.5MPa 电机型号 YB200L1-2 电机功率 30kW 电机电压 380V 电机电流 56.9A 制造 北京中水科工程总公司科禹泵制造厂 卸油泵 型号 150AYZ-A-65 数量 2台(1运1备) 3流量 80,130 m/h 动压头 70,59 mHO 2电机型号 YB200L2-2 电机功率 30 kW 电机电压 380V 电机电流 56.9A 制造 北京中水科工程总公司科禹泵2粗滤油器 2台(1运1备)，36孔/cm 制造厂 污油泵 型号 2CY-12/10-2 数量 1台 3流量 10,15m/h 动压头 0.67MPa 电机型号 YB132M-4 电机功率 7.5kW 电机电压 380V 电机电流 15.4A 抽吸泵 3型号 KCB18.3 流量 18.3 m/h 压力 1.45 MPa 制造 上海南亚泵业有限公司 电机型号 YB90L,4 电机功率 1.5kW 转速 1400r/min 制造 浙江吉安防爆电机有限公司 取样泵 3型号 KCB18.3 流量 18.3 m/h 压力 1.45 MPa 制造 上海南亚泵业有限公司 23 Q/188-105.01-2004 电机型号 YB90L,4 电机功率 1.5kW 转速 1400r/min 制造 浙江吉安防爆电机有限公司 其它 3油罐容积 2000 m 油罐数量 2个 油罐型式 钢质拱顶地上式 油罐蒸汽加热器 2个 油水分离器型号 YSCE-4 CJ型 油水分离器数量 1个 3污油池型式 钢筋混凝土地下式 污油池 15 m 33集油池 8m 隔油池 30 m 2.13.2 燃油特性 油 种 #0轻柴油 十六烷值 ?50% o恩氏粘度(20?时) 1.2,1.67E 闭口闪点 ?65? 运动粘度(20?时) 3.0,8.0厘沱 凝固点 ?0? 灰 份 ?0.02% 低位发热量 41870kJ/kg 3硫 分 ?0.2% 比 重 0.8,0.83t/m 2.14 启动锅炉 2.14.1 主要参数 型号 SHS35—1.25/350—Y 额定蒸发量 35 t/h 额定工作压力 1.25 MPa 过热蒸汽温度 350? 给水温度 20? 热风温度 169? 冷风温度 30? 水压试验压力 1.65 MPa 受热面积 燃烧方式 负压室燃 658m, 设计燃料 #0轻柴油 燃油量 2696 kg/h 燃油压力 2.5MPa 排烟温度 165? 锅炉效率 90.6% 外形尺寸 15510?8520?16000? 制造 长沙锅炉厂 2.14.2 启动锅炉本体主要部件性能参数 序 号 名 称 有 关 参 数 1 汽包 1.1 上汽包中心线标高 13800mm 24 Q/188-105.01-2004 序 号 名 称 有 关 参 数 1.2 上汽包直径 Φ1600?22 mm 1.3 上汽包总长(直端部分) 5100mm 1.4 旋风分离器数量 9只 1.5 单只分离器出力 2.5t/h 1.6 下汽包直径 Φ1000?16 mm 1.7 下汽包总长(直端部分) 5360mm 2 炉膛 2.1 炉膛净宽 3960mm 2.2 炉膛净深 3040mm 2.3 炉壁面积 164.582,, 2.4 炉膛容积 116.26,, 2.5 炉膛出口过量空气系数 1.1 2.6 炉膛出口烟温 1058.2? 2.7 炉膛壁面热负荷 188425.4kcal/m,.h 2.8 炉膛容积热负荷 243696.9 kcal/m,.h 2.9 水冷壁管类型 膜式 2.10 水冷壁管直径 60mm 2.11 水冷壁管壁厚 5mm 2.12 管距 80mm 2.13 下降管数量 16根 2.14 下降管直径 108mm 2.15 下降管壁厚 6mm 3 凝渣管 3.1 管子直径 60mm 3.2 管子壁厚 3mm 3.3 横向排数 15 3.4 纵向排数 2 3.5 横向节距 240mm 3.6 纵向节距 200mm 3.7 受热面面积 15.6,, 3.8 烟气出口温度 1000.8? 4 低温过热器 25 Q/188-105.01-2004 序 号 名 称 有 关 参 数 4.1 管子类型 光管 4.2 烟气冲刷方式 横向冲刷 4.3 烟气与工质流向 逆流 4.4 管子排列方式 顺排 4.5 管径 Φ42mm 4.6 管子厚度 3.5mm 4.7 横向排数 31 4.8 纵向排数 8 4.9 横向节距 110mm 4.10 纵向节距 103mm 4.11 受热面积 89.23,, 4.12 材料 20G 4.13 烟气出口温度 855.1? 4.14 蒸汽入口温度 209.5? 4.15 蒸汽出口温度 350? 5 减温器 5.1 类型 表面式减温器 5.2 蒸汽焓降 88.3kcal/kg 6 高温过热器 6.1 管子类型 光管 6.2 烟气冲刷方式 横向冲刷 6.3 烟气与工质流向 逆流 6.4 管子排列方式 错排 6.5 管径 Φ42mm 6.6 管子厚度 3.5mm 6.7 横向排数 29 6.8 纵向排数 12 6.9 横向节距 110mm 6.10 纵向节距 90.8mm 6.11 受热面积 72.38,, 6.12 材料 15CrMo 6.13 烟气出口温度 667.5? 26 Q/188-105.01-2004 序 号 名 称 有 关 参 数 6.14 蒸汽入口温度 194.0? 6.15 蒸汽出口温度 393.6? 7 锅炉管束 7.1 管子类型 光管 7.2 烟气冲刷方式 横向冲刷 7.3 管子排列方式 顺排 7.4 管径 Φ60mm 7.5 管子厚度 3mm 7.6 横向排数 25 7.7 纵向排数 14 7.8 横向节距 120mm 7.9 纵向节距 140mm 7.10 烟气出口温度 393.7? 7.11 管内工质温度 194.0? 8 二级省煤器 8.1 管子类型 光管 8.2 烟气冲刷方式 横向冲刷 8.3 烟气与工质流向 逆流 8.4 管子排列方式 错排 8.5 管径 Φ32mm 8.6 管子厚度 3mm 8.7 横向排数 20 8.8 纵向排数 24 8.9 横向节距 50mm 8.10 纵向节距 60mm 8.11 烟气出口温度 297.7? 8.12 给水入口温度 114.0? 8.13 给水出口温度 143.7? 9 空气预热器 9.1 管径 Φ41mm 9.2 管子厚度 1.5mm 9.3 管子长度 4.1m 27 Q/188-105.01-2004 序 号 名 称 有 关 参 数 9.4 横向排数 51 9.5 纵向排数 33 9.6 横向节距 40mm 9.7 纵向节距 34mm 9.8 烟气出口温度 184.8? 9.9 热风出口温度 168.4? 9.10 平均烟温 241.3? 9.11 平均空气温度 99.2? 10 一级省煤器 10.1 管子类型 光管 10.2 烟气冲刷方式 横向冲刷 10.3 烟气与工质流向 逆流 10.4 管子排列方式 错排 10.5 管径 Φ32mm 10.6 管子厚度 3mm 10.7 横向排数 20 10.8 纵向排数 16 10.9 横向节距 40mm 10.10 纵向节距 60mm 10.11 烟气出口温度 164.6? 10.12 给水入口温度 108.3? 10.13 给水出口温度 114.0? 11 油枪 11.1 高能点火器工作电压 AC220V 11.2 高能点火器总功率 2kW 11.3 火花能量 25J 11.4 火花频率 ?16次/s 11.5 两次点火时间间隔 3,5min 11.6 着火响应时间 ?2s 11.7 熄火响应时间 ?4s 2.14.3 启动炉辅机 28 Q/188-105.01-2004 启动炉送风机 型号 G4-68?10D 流量 12.78 m,/s 功率 55kW 压力 3070Pa 转速 1440r/min 制造 长沙三湘风机厂 电机型号 Y250M,4 电压 380V 功率 55kW 电流 102.5A 转速 1480r/min 绝缘等级 B级 制造 长沙电机厂 启动炉吸风机 型号 Y4-68?16D 流量 25.13 m,/s 功率 55kW 压力 1412Pa 转速 750r/min 制造 长沙三湘风机厂 电机型号 Y315S,8 电压 380V 功率 55kW 电流 113.5A 转速 750r/min 制造 长沙电机厂 启动炉给水泵 型号 DG46-50?4 扬程 200m 流量 46m,/h 转速 2980r/min 汽蚀余量NPSH 2.8 m 轴功率 39.8kW 制造 长沙水泵厂 启动炉给水泵电机 电机型号 Y255M,2 功率 45kW 转速 2970r/min 电压 380V 电流 84A 绝缘等级 B级 制造 西安电机厂 2.15 炉水循环泵系统 炉水循环泵 型号 LUVAc2?350-500/1 泵和隔热体设计温度 371? 设计压力 22 MPa 试验压力 33 MPa 单泵运行保证流3724m,/h 设计流量(二台泵运行4609m,/h 量 时) 设计总压头 32.1m NPSH 19m 炉水循环泵电机 29 Q/188-105.01-2004 型号 LUV5/4HQ40-605 额定功率 460 kW 额定电压 6000V 额定电流 60A 额定转速 1470 r/min 启动电流 300 A 启动时间 1S 电机绕组绝缘 PE2/PA 最大报警 60? 绝缘等级 Y 工作跳闸 65? 温度 隔热体冷却水参数 进口温度 ?37? 出口最高允许温度 50? 正常流量 2 m,/h 最小流量 1.4 m,/h 供水压力 0.2,0.4MPa 压降 0.02 Mpa 电机腔室冷却水参数 进口温度 ?37? 出口最高允许温度 43.7? 供水压力 正常流量 10 m,/h 0.2,0.4 Mpa 最小流量 7 m,/h 一次水水质要求 一次水水质 凝结水 一次水悬浮物含量 ?0.25 PPm 一次水进口温度 5,50? 注水和清洗流量 0.8,1.0 m,/h (每台 泵) 2.16 空压机 2.16.1 空压机主要性能参数 空压机 型号 SA-250W 型式 箱体式 3尺寸(长?宽?高) 3400?1950?1950 mm 额定排气量 41.7 m/min 额定排气压力 0.85 MPa 排气含油量 ?3ppm 排气温度 ?40? 压缩级数 一级 传动方式 联轴器传动 冷却方式 水冷 2吸气温度 5-40? 吸气压力 1.033 kg/cm 相对湿度 80, 轴功率 245kW 润滑油量 100L 安全阀设定压力 0.85Mpa 电动机 型 号 Y355M-4 转 速 1480rpm 功 率 250kW 电 压 380V 启动方式 Y-Δ启动 最大启动电流 210A 30 Q/188-105.01-2004 防护等级 IP54 绝缘等级 F 冷却风扇电机功率 0.75kW 冷却风扇绝缘等级 F 冷却水 型式 壳式冷却器 水源 空压机冷却水泵供水 3冷却水耗水量 ?21.0m/h 冷却水设计压力 0.2,0.5Mpa 冷却水进口温度 33,35? 冷却水出口温度 40,43? 制造 复盛(上海)实业有限公司 2.16.2空压机辅助设备参数 冷冻式干燥机 3型号 SLAD-50NW 额定处理气量 50Nm/min 工作压力 0.85 MPa 冷却方式 水冷 冷却水压力 0.2,0.4MPa 冷却水温度 ?33? 3冷却水消耗量 9.2 m/h 电动机型号 MT125 功率 10.66kW 电机防护等级 IP55 绝缘等级 F级 制造 杭州山立净化设备有限公司 无热再生吸附式干燥机 3型号 SLAD-60WXF 额定处理气量 60 Nm /min 工作压力 0.85 MPa 进气温度 ?45? 进气含油量 ?0.1ppm 工作压力 0.6-1.0Mpa 压缩空气露点 -40? 再生量 ? 15, 工作周期 T=10min 制造 杭州山立净化设备有限公司 HC级主管路过滤器 3型号 SLAF-50HC 额定处理气量 50Nm/min 工作压力 0.85MPa 工作温度 45 ? DOP效率 99.9 , 过滤器压差 7 kPa 安装位置 冷干机入口 制造 杭州山立净化设备公司 HT级精过滤器 3型号 SLAF-50HT 额定处理气量 50Nm/min 工作压力 0.85MPa 工作温度 45 ? 31 Q/188-105.01-2004 DOP效率 ,99.9 , 过滤精度 1 um 过滤器压差 7 kPa 安装位置 冷干机出口 制造 杭州山立净化设备有限公司 HT级精过滤器 3型号 SLAF-60HT 额定处理气量 60Nm/min 工作压力 0.85MPa 工作温度 45 ? DOP效率 ,99.9 , 过滤精度 1 um 过滤器压差 7 kPa 安装位置 吸干机进口 制造 杭州山立净化设备有限公司 HA级高效精过滤器 3型号 SLAF-60HA 额定处理气量 60Nm/min 工作压力 0.85MPa 工作温度 45 ? DOP效率 ,99.9 , 过滤精度 0.01 um 过滤器压差 11 kPa 安装位置 吸干机进、出口 制造 杭州山立净化设备有限公司 储气罐 型号 C-20.0/0.8 容积 20 m3 工作压力 0.88 Mpa 直径 Ø2400 设计温度 150 数 量 6个 型号 C-4.0/0.8 容积 4.0m3 工作压力 0.88 Mpa 直径 Ø1400 设计温度 150 数量 2个 型号 C-1.0/0.8 容积 1.0m3 工作压力 0.88 Mpa 直径 Ø800 设计温度 150 数量 2个 制造 上海申江压力容器厂 3. 汽轮机设备概况 3.1 汽轮机本体主要技术规范 序号 名 称 有 关 参 数 1 机组型号 N600—16.7/538/538—1 2 机组型式 亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机 32 Q/188-105.01-2004 序号 名 称 有 关 参 数 3 热耗率验收工况(THA) 600 MW 4 能力工况(TRL) 600 MW 5 汽轮机最大工况(TMCR) 647.111 MW 6 阀门全开工况(VWO) 674(572 7 额定转速 3000 r/min 8 转向 逆时针(从汽轮机端向发电机端看) 9 凝汽器设计冷却水温 20 ?(夏季最高33 ?) 共42级 高压缸:1个单列调节级，8个压力级 10 通流级数 中压缸:5个压力级 低压缸:2?2? 7个压力级(两个双流低压缸) 11 配汽方式 复合调节(喷嘴调节+节流调节) 12 额定主蒸汽压力 16.67Mpa 13 额定主蒸汽温度 538? 14 额定高压缸排汽压力 3.648 Mpa 15 额定再热蒸汽进口压力 3.283 Mpa 16 额定再热蒸汽进口温度 538? 17 主蒸汽额定进汽量 1760.24t/h 18 主蒸汽最大进汽量 2028.0 t/h 19 再热蒸汽额定进汽量 1504.402 t/h 20 额定排汽压力 4.9KPa(4.27 KPa /5.61 KPa) 21 低压缸末级叶片高度 1016 mm(40 Inch) 22 设计冷却水温度 20? 23 给水回热级数 3级高加，1级除氧，4级低加 24 额定给水温度 273 ?(最大工况下278.6 ?) 25 THA工况热耗 不大于 7736 kJ /kW.h TRL工况(能力工况)出力600MW TMCRA 工况(汽轮机最大工况)647.111MW 26 汽轮机性能保证 THA工况(额定工况)热耗值7736 kJ /kW.h VWO工况(调节阀全开工况)进汽量2028t/h 各轴三个方向最大振动值0.25mm 高压加热器退出运行时 27 1&2 停运 600MW;1，2&3停运600MW;2&3停运540MW 负荷限制情况 低压加热器退出运行时 5&6停运540MW; 6&7停运540MW;7&8停运540MW;5，6&828 负荷限制情况 停运480MW;6，7&8停运480MW;5，6，7&8停运420MW 29 厂用汽工况 600MW 33 Q/188-105.01-2004 序号 名 称 有 关 参 数 汽轮机总内效率91.91% 高压缸效率88.34% 30 汽轮机效率 中压缸效率94.04% 低压缸效率92.99% 一阶 13.7Hz 二阶 26.4 Hz 三阶 31.1 Hz 四阶 138.4 Hz 31 机组轴系各阶扭振频率 五阶 140.6 Hz 六阶 158.8 Hz 七阶 192.7 Hz 八阶 195.3 Hz 32 运行层标高 13.7m 8.846m 带横担时 33 最大起吊高度 8.926m 不带横担时 冷态 100次 温态 700次 热态 3000次 34 30年寿命分配 极热态 150次 强迫停机 100次 负荷变化(10%额定负荷) 12000次 带厂用电 15次 主变高压侧误并列在寿命期内120?为2次,180?为5次 35 允许非正常工况运行限制 机组带励磁失步如振荡电流和力矩小于0.6,0.7出口短路相应 值时,允许运行时间15,20振荡周期 36 旁路系统容量 30%BMCR 37 启动及运行方式 定---滑---定运行方式 38 变压运行范围 40%,90%额定负荷 阶跃负荷变化率 ?10%额定出力/min 定压、变压负荷最大允许39 等负荷变化率 50%THA以下: ?3%额定出力/min 变化率 50%THA以上: ?5%额定出力/min 40 轴振动正常值 ?0(076mm 41 轴振动临界转速允许值 ?0.15mm 临界转速时轴承振动最大42 ?0.08mm 允许值 43 运行允许最高背压值 13.5kPa(绝对压力)(对应的排汽温度为51.8?) 42 最高允许背压值 25.3kPa(绝对压力) 低压缸排汽隔膜阀释放44 34.3kPa(表压力) 爆破压力 45 低压缸最高允许排汽温度 107? 46 甩负荷后允许空负荷时间 15min 47 允许无蒸汽运行时间 1min 48 轴承回油温度 ?65? 49 正常运行时轴承金属温度 ?90? 允许长期连续运行的周波50 48.5,50.5Hz 变化范围 34 Q/188-105.01-2004 序号 名 称 有 关 参 数 51 盘车转速 1.5 r/min 52 汽轮机组外形尺寸 27.82 m?10.68m?6.29m 53 噪音水平 不大于90dB 3.2 主要蒸汽参数 项目 主汽 主汽 主汽 再热汽再热汽再热汽排汽 排汽 出力 压力 温度 流量 压力 温度 流量 压力 流量 工况 MW kPa.a ? kg/h kPa.a ? kg/h kPa.a kg/h TMCR 647.11 16.67 538 1927.6 3.569 538 1638.2 4.9 1154.1 VWO 674.57 16.67 538 2028 3.736 538 1717.8 4.9 1203.3 THA 600 16.67 538 1760.2 3.283 538 1504.4 4.9 1070.2 TRL 600 16.67 538 1927.6 3.543 538 1630 11.8 1161.5 高加停用 600 16.67 538 1557.3 3.423 538 1531 4.9 1143.7 75% THA 450 16.67 538 1282.9 2.45 538 1116 4.9 842.2 50% THA 300 16.67 538 852.65 1.67 538 755.3 4.9 586.6 40% THA 240 16.67 538 729.44 1.407 538 648 4.9 491.5 45% VWO 319.5 9.46 538 912.6 1.782 538 806.6 4.9 622.7 30% VWO 205.95 8.62 516 608.4 1.18 501 543. 4.9 435.8 3.3 汽轮机启动方式定义: 启动方式 启动方式定义 启动次数 寿命消耗(%/次) 冷态启动 停机72h以上(金属温度降至该测点满负荷温度的 100次 0.03 40%以下,T,305?) 温态启动 停机10,72h(金属温度降至该测点满负荷温度的 700次 0.008 40%至80%之间，305??T,420?) 热态启动 停机10h以内(金属温度降至该测点满负荷温度的 3000次 0.005 80%以上，420??T,490?) 极热态启动 停机1h以内(金属温度接近该测点满负荷温度， 150次 0.025 490?,T) 35 Q/188-105.01-2004 负荷阶跃 ?10%THA 12000次 0.001 3.4 汽轮机主、再热蒸汽限制 参数名称 限制值 主任何12个月周期的平均压力 ?1.00额定主汽压力 蒸保持所述年平均压力下允许连续运行的压力 ?1.05额定主汽压力 汽 压例外情况下允许偏离值,但12个月周期内积累时间?12小时 ?1.20额定主汽压力 力 冷再热汽压力 ?1.25额定再热汽压力 主任何12个月周期的平均温度 ?1.00t 蒸保持所述年平均温度下允许连续运行的温度 ?t，8? 汽例外情况下允许偏离值,但12个月周期内积累时间?400小时 ?t，(8,14) ? 及例外情况下允许偏离值,每次?15分钟.但12个月周期内积累 ?t，(14,28)? 再时间?80小时 热不允许 ,t，28? 蒸两平行主蒸汽或再热蒸汽管道之间的蒸汽温差不超过17? 连续运行 汽 任意4小时内延续时间不温两平行主蒸汽或再热蒸汽管道之间的蒸汽温差不超过28? 超过15分钟 度 备注: t --- 为主蒸汽或再热蒸汽额定温度 3.5 汽轮机各级抽汽参数 抽汽 抽汽点 抽汽压力(MPa) 抽汽温度(?) 抽汽量(t/h) 级数 设计工况 校核工况 设计工况 校核工况 设计工况 校核工况 1 第6级 6.339 6.59 392.9 398.6 139.092 150.208 2 第9级 3.965 4.154 328.3 333.0 120.447 128.682 3 第11级 2.309 2.416 472.1 471.9 84.992 90.659 4 第14级 1.14 1.192 367.9 367.5 167.36 155.83 5 第16级 0.397 0.415 238.3 237.9 47.45 50.28 6 第17级 0.234 0.245 180.8 180.5 49.783 52.584 36 Q/188-105.01-2004 7 第18级 0.122 0.128 118.4 118.3 56.675 60.065 8 第19级 0.051 0.054 82 83 97.846 104.718 注:按汽机T-MCR工况作为加热器的设计工况,按汽机VWO工况作为校核工况 3.6 旁路系统参数 3.6.1 旁路系统设备参数 高压旁路压力调节阀 型号 DUV*S-1-2VSm-ES 出力 608.4t/h 阀流量 169kg/s 阀座直径 210mm 设计压力 17.45MPa 设计温度 546? 入口工作压力 16.67 MPa 入口工作温度 538? 出口工作压力 3.976 MPa 出口工作温度 333? 快动时间 10秒 调节时间 30秒 阀体材料 10CrMo910 高压旁路喷水阀 型号 RV-4-0-Sm-ES 出力 96.228t/h 阀流量 26.73kg/s 阀座直径 55mm 设计压力 27.5MPa 设计温度 200? 入口工作压力 22 MPa 入口工作温度 189.1? 阀体材料 13CrMo4-5 出口工作温度 189.1? 快动时间 10秒 调节时间 30秒 低压旁路压力调节阀 型号 DUV*E1-1-1VSm-ES 出力 704.664t/h 阀流量 2?97.87kg/s 阀座直径 280mm 设计压力 4.78MPa 设计温度 546? 入口工作压力 3.569 MPa 入口工作温度 538? 出口工作压力 0.54 MPa 出口工作温度 150? 快动时间 10秒 调节时间 30秒 阀体材料 10CrMo910 低压旁路喷水阀 型号 RV-1-0-Sm-ES 出力 109.404t/h 阀流量 30.39kg/s 阀座直径 80mm 设计压力 4MPa 设计温度 50? 入口工作压力 3.4 MPa 入口工作温度 33? 37 Q/188-105.01-2004 阀体材料 C22.8 出口工作温度 33? 快动时间 10秒 调节时间 30秒 3.6.2 旁路系统启动工况参数 项目 单位 冷态启动 温态启动 热态启动 极热态启动 压力 MPa 8.62 8.62 8.62 8.62 高旁进口 温度 ? 390 420 440 480 压力 MPa 1.17 1.17 1.17 1.17 高旁出口 温度 ? 330 330 330 330 压力 MPa 1.1 1.1 1.1 1.1 低旁进口 温度 ? 340 400 420 460 压力 MPa 0.54 0.54 0.54 0.54 低旁出口 温度 ? 150 150 150 150 高旁通过流量 t/h 240 240 320 320 切换负荷点 % 9 9 11 11 3.7 汽轮发电机组轴系临界转速 一阶临界转速(r/min) 二阶临界转速(r/min) 序 转 子 号 轴系设计值 单轴设计值 轴系设计值 单轴设计值 1 高中压转子 1692 1650 ,4000 ,4000 2 低压A转子 1724 1670 3835 ,4000 3 低压B转子 1743 1697 ,4000 ,4000 4 发电机转子 984 933 2676 2695 3.8 主机油系统 3.8.1主机润滑油系统 主 油 箱 3型式 集装式 最大容积 43.8 m 33运行油位容积 34.9m 溢油口容积 39.02 m 油型号 透平油32 外型尺寸 7070?3180?1950mm 主 油 箱 排 烟 风 机 3风机型号 AP(V)0350-0200-1 流量 1410 m/h 全压 3507 Pa 转速 2900 r/min 38 Q/188-105.01-2004 原动机功率 3 kW 制造厂 杭州科星风机厂 电机型号 YB2-100L-2 功率 3 kW 电压 380 V 电流 6.3 A 绝缘等级 F 转速 2860 r/min 防护等级 IP55 制造 河北防爆电机厂 3分离器型号 M519?02.007 分离器流量 1500 m/h 分离器产地 烟台宝源净化公司 主 油 泵 型式 主轴驱动离心泵 出口压力 1.372MPa 3流量 378 m/h 吸入压力 0.098,0.147MPa 转速 3000 r/min 制造 日本日立公司 油涡轮驱动式升压泵(BOP) 驱动压力 1.372MPa 出口压力 0.392 MPa 电动吸入泵(MSP)电机 电机型号 YB225M-4 功率 45 kW 电压 380/660 V 接法 ?/Y 电流 84/48.2 A 绝缘等级 F 转速 1480 r/min 功率因数 0.88 防护等级 IP44 制造 佳木斯电机股份有限公司 电动吸入泵(MSP) 型号 150LY-23 流量 6300L/min 扬程 23m 配用功率 45KW 转速 1450 r/min 效率 66% 制造厂 成都泵类应用技术研究所 交流辅助润滑油泵(TOP)电机 电机型号 YB250M-4 功率 55 kW 电压 AC380/660V 接法 ?/Y 电流 101/58A 绝缘等级 F 转速 1480r/min 功率因数 0.88 防护等级 IP44 制造 佳木斯电机股份有限公司 交流辅助润滑油泵(TOP) 型号 125LY-36 流量 4685L/min 扬程 36m 配用功率 55KW 转速 1450r/min 效率 64% 39 Q/188-105.01-2004 制造厂 成都泵类应用技术研究所 直流润滑油泵(EOP)电机 电机型号 Z2-82 功率 40 kW 励磁电压 220V(他励) 电压 220V 绝缘等级 定子B/电枢B 电流 208 A 转速 1500 r/min 制造 西安西玛电机集团公司 直流润滑油泵(EOP) 电机型号 125LY-32 流量 3820L/min 扬程 32m 配用功率 40KW 转速 1500r/min 效率 65% 制造厂 成都泵类应用技术研究所 主 机 冷 油 器 2型号 GX—100?335 冷却面积 336.3 m 设计压力 1.0 MPa 试验压力 1.3 Mpa 设计温度 98? 出口油温 46 ? 入口油温 63.8 ? 流量组合 1?167/1?167 制造厂 北京舒瑞普板式换热器 3.8.2主机顶轴油及其它设备 汽轮机顶轴油装置液压系统 型号 D600B-601000A(J03200) 功率 55 kW 电压 380V 最大流量 150 L/min 使用压力 16 MPa 制造厂 济南捷迈液压公司 顶轴油泵 型号 A10VSO100R/30R-PPA12NOO 转速 1480 r/min 流量 150 L/min 溢油阀设定值 16MPa 出口压力 16MPa 制造厂 德国力士乐 顶轴油泵电机 型号 YB2-250M-4 功率 55 kW 转速 1475 r/min 功率因数 0.87 电压 380/660V 电流 103.3/59.6 A 接法 ?/Y 绝缘等级 F 防护等级 IP55 制造厂 南阳防爆集团 自动反冲洗滤网 40 Q/188-105.01-2004 型号 ZCL-1-450 流量 450L/min 工作压力 0.6 MPa 压力损失 ?0.025 MPa 过滤精度 50μm 旁路阀开启压力 0.04 MPa 制造厂 扬州金利机械有限公司 双联过滤器 型号 DZC 滤芯型号 HBX-250X10 制造厂 黎明油压有限公司 二通插装阀集成系统 型号 JO320 - 0.2 压力 31.5 MPa 制造厂 济南捷迈液压机电工程 油净化输油泵 型号 100AY1160B 扬程 38 m 3转速 2950 r/min 流量 79m/h 轴功率 12.9KW 必须汽蚀余量 3.5 m 效率 63% 制造厂 四川川润西南工业泵 油净化输油泵电机 型号 YB160-M2-2 功率 15kW 电压 380/660 V 电流 29.4/17.0A 接法 ?/Y 转速 2930r/min 防护等级 IP44 绝缘等级 F级 制造厂 无锡市南方防爆电机厂 油 净 化 装 置 型号 QJP30/MMB305 工作压力 ?0.6MPa 加热器功率 48 kW 处理后油含水率 ?50ppm 电机功率 7.5/3.0+1.5 kW 处理后油清洁度 MOOG标准4级 水封用水压力 0.2,0.6 MPa 制造厂 北京国电富通 主 机 盘 车 电 机 型号 YB2.180L-6 功率 15 kW 电压 380/660 V 电流 31.6/18.3 A 转速 975 r/min 接法 ?/Y 功率因数 0.81 绝缘等级 , 制造 南阳防爆电机厂 3.9 主机EH油系统 41 Q/188-105.01-2004 EH油泵电机 型号 Y225M-4 功率 45 kW 电压 380 V 电流 84.5 A 转速 1480r/min 绝缘等级 B 防护等级 IP44 制造厂 昆明电工有限责任公司 EH油箱 3型式 集装式 容积 1.65 m 油型号 三芳基磷酸脂抗燃油 油牌号 FYRQUEL EHG 制造 日本日立公司 EH冷油器 2型式 卧式“U”型管 冷却面积 10.9 m 设计温度 80?/70?(壳/管侧) 设计压力 0.52/1.0MPa(壳/管侧) 冷却水量 38 L/min 设计最高冷却水温 33 ? 循环过滤泵电机 电机型号 Y90L-4 电压 380V 电流 3.7 A 压力 0.52 MPa 功率 1.5 kW 转速 1400 r/min 接法 Y 绝缘等级 B 蓄 能 器 型式 丁基橡胶皮囊式 工作压力 8 MPa 3.10汽动给水泵组 3.10.1给水泵汽轮机设备规范 小 汽 机 单轴、单缸、新汽内切换、变型号 G7-1.0 型式 转速、凝汽式给水泵汽轮机 铭牌功率 7000kW 控制系统 MEH 额定功率 6000 kW 额定转速 5171 r/min 低压额定进汽压力 0.999MPa 低压额定进汽温度 368.2? 高压额定进汽压力 16.67MPa 高压额定进汽温度 538? 调试用汽压力 0.8MPa 调试用汽温度 320? 高压额定用汽量 25 t/h 低压额定用汽量 28.33 t/h 调试用汽量 8,10 t/h 高低压用切换负荷 40% 高低压汽切换压力 0.455 MPa 高低压汽切换温度 353.1? 42 Q/188-105.01-2004 排汽口压力 6.2 kPa 低压汽源能力功率 9200 kW 电保护脱扣转速? 6327 r/min 电保护脱扣转速? 6427 r/min 临界转速一阶 2365 r/min 临界转速二阶 7133 r/min 最高工作转速 5900r/min 旋转方向 从机头方向看为顺时针 级数 7级(1+6) 运行转速范围 2900,5900 r/min 转子材料 30Cr2Ni4MoV 转子形式 整锻转子 末级叶片长度 304.8mm 转子长度 3386mm 支持轴承型式 可倾瓦 推力轴承型式 活支可倾瓦 低压汽源配汽方式 5个喷嘴配汽 高压汽源配汽方式 单腔室调节阀控制 安全阀动作值 34.3 kPa 盘车转速 37 r/min 制造 东方汽轮机厂 汽 源 主汽、四抽、调试用汽三路; 本体重量 约38吨 本体外形尺寸 7133?4140mm?3643mm 给水泵汽轮机盘车 型号 PC-4/37 型式 电液操纵摆动齿轮切向啮入 蜗轮蜗杆速比 12.5 摆动齿与转动齿比 3.11 摆动齿轮径节 6/8 投入方式 程控、远控、就地、手动 油动机排油方式 重力自排 油动机工作油压 0.08,0.15MPa 油动机排油时间 小于1min 油动机活塞型式 回转式、带自锁 给水泵汽轮机盘车电机 型号 YB112M-4B5 额定功率 4kW 电机转速 1440r/min 电机转向 从电机尾端看顺时针 额定电压 380V 接线 方法 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 ? 3.10.2汽动给水泵设备规范 汽动给水泵 型式 卧式离心泵 型号 FK4E39-KM 级数 4级，增压级 转向 从驱动端看为顺时针 额定转速 5171 r/min 最高工作转速 5661 r/min 33额定流量 1291 m/h 最小再循环流量 280 m/h 额定入口温度 179.9? 额定入口压力 2.4 MPa 扬程 2279m 出口压力 21.06 MPa 效率 84.8% 中间抽出压力 11.6 MPa 3中间抽出流量 51 m/h 轴功率 6031 kW 43 Q/188-105.01-2004 密封形式 机械密封 必须汽蚀余量 48.5m 3增压级流量 120 m/h 制造 威尔泵业有限公司 小机交流润滑油泵电机 型号 YB160L-2 功率 18.5kW 电压 380 V/660V 接法 ?/Y 功率因数 0.89 电流 35.5/12.5A 绝缘等级 F 转速 2930 r/min 防护等级 IP44 制造厂 南阳防爆集团公司 小机交流润滑油泵 型号 70LY-3 电压 380 V/660V 3扬程 66m 流量 20 m/h 转速 2930 r/min 轴功率 13 kW 效率 55% 制造厂 东方汽轮机厂 小机直流润滑油泵电机 型号 Z2-42L3 功率 7.5 kW 电压 200 V 电流 40.8A 绝缘等级 定子B/电枢B 转速 3000 r/min 防护等级 IP22 制造厂 西安电机厂 小机直流润滑油泵 型号 70YB-45 扬程 45m 3流量 15.9 m/h 轴功率 7.5 kW 转速 3000 r/min 效率 55% 制造厂 东方汽轮机厂 小机润滑油箱排烟风机电机 型号 YB901-2 功率 0(75kW 电压 380/660V 电流 1.8/1.1A 转速 2825 r/min 接法 ?/Y 功率因数 0.84 绝缘等级 F 防护等级 IP44 制造厂 南阳防爆集团公司 小机润滑油箱排烟风机 3型号 D55B-59000A00 流量 136 m/h 转速 2830 r/min 制造厂 烟台宝源净化公司 汽 泵 前 置 泵 型号 FAID67型 额定流量 1342 t/h 44 Q/188-105.01-2004 扬程 142.66m 转速 1485 r/min 进口温度 179.9?(183.4?) 进水压力 1.2MPa 出口压力 2.43MPa 效率 84.13, 轴功率 547.18 kW 必须汽蚀余量 5.22 m 制造 威尔泵业有限公司 汽 泵 前 置 泵 电 机 型式 YKK450-4 功率 630 kW 电压 6000 V 电流 70.8 A 转速 1489 r/min 绝缘等级 , 接法 ? 功率因数 0.905 电机加热器功率 500W 加热器电压 220V 制 造 厂 家 上 海 电 机 厂 3.11 电动给水泵组 电动给水泵 型号 FK5F32KM 型式 茼体芯包、卧式离心泵 3额定流量 759 m/h 额定转速 5709 r/min 入口压力 2.04 MPa 入口温度 179.9? 出口压力 22.16 MPa 必须汽蚀余量 40.7 m 轴功率 5403 kW 效率 80.7% 级数 四级+增压级 中间抽头位置 二级后 扬程 2328 m 转向 顺时针(从驱动端看) 33中间抽头流量 51 m/h 增压级流量 120 m/h 中间抽水压力 9.99 MPa 密封型式 机械密封 3最小再循环流量 192 m/h 制造 上海电力修造总厂 电 动 给 水 泵 电 机 型式 YKS800-4 功率 6300 kW 电流 681A 电压 6000 V 转速 1493 r/min 接法 ? 绝缘等级 , 功率因数 0(915 冷却方式 IC 81W 防护等级 IP54 电机加热器功率 2(4 kW 电机加热器电压 380V 电机空冷器 45 Q/188-105.01-2004 热交换容量 180 kW 最高进水温度 38? 3进水流量 70 m/h 运行压力 0(2,0.6 MPa 最高出口风温 43? 制造 上海电力修造总 电动给水泵前置泵 型号 FAID56A 型式 单级双吸卧式离心泵 3流量 810 m/h 转速 1485 r/min 入口温度 179.9? 入口压力 1.08 MPa 轴功率 210 kW 出口压力 2.04 MPa 扬程 93m 效率 83.9, 必须汽蚀余量 4.89m 制造厂 上海电力修造总厂 电动给水泵电液偶合器 型号 GCH104A 输入转速 1490r/min 输出额定转速 5709 r/min 额定输出功率 5403 kW 调速范围 25%,97% 额定滑差 ?3最高转速时 电动给水泵辅助油泵 型号 FCKLAW21 功率 11 kW 电压 380V 电流 21.9A 防护等级 IP44 转速 1430 r/min 产地 日本东芝 3.12 高压加热器 3.12.1高压加热器设备规范 项 目 单位 #1高加 #2高加 #3高加 型 号 JG-2063-1-3 JG-2231-1-2 JG1745-1-1 传热面积 m2 2063 2231 1745 管侧设计压力 MPa 27.5 27.5 27.5 管侧设计温度 ? 290 265 227 管侧最大工作压力 MPa 27.5 27.5 27.5 管侧工作压力 MPa 19.87 19.87 19.87 管侧工作温度 ? 276.9 247.1 203 壳侧设计压力 MPa 7.47 4.73 2.67 壳侧设计温度 ? 420/290 360/265 480/227 壳侧最大工作压力 MPa 7.47 4.73 2.67 壳侧工作压力 MPa 5.972 3.784 1.655 46 Q/188-105.01-2004 壳侧工作温度 ? 383.6/275.2 325/247.1 429.1/203 上端差 ? -1.6 0 0 下端差 ? 5.6 5.6 5.6 型式 单列卧式 制造商 上海动力设备有限公司 3.12.1高压加热器性能参数 #1高加 #2高加 #3高加 名称 项目 T-MCR VWO T-MCR VWO T-MCR VWO 给 水 流量 T/h 1927.6 2028 1927.6 2028 1927.6 2028 设计压力 MPa 27.5 27.5 27.5 27.5 27.5 27.5 水压试验压力 MPa 35.75 35.75 35.75 35.75 35.75 35.75 进口工作压力 MPa 20.2 20.2 20.2 20.2 20.2 20.2 进口温度 ? 248 250.8 217.1 219.4 187.1 189.1 出口温度 ? 278.8 282.1 248 250.8 217.1 219.4 抽 汽 流量 T/h 139.092 150.208 120.447 128.682 84.992 90.659 设计压力 MPa 7.47 7.47 4.73 4.73 2.67 2.67 水压试验压力 MPa 9.71 9.71 6.15 6.15 3.47 3.47 进口压力 MPa 6.339 6.66 3.965 4.154 2.309 2.416 进口温度 ? 392.9 398.6 328.3 333 472.1 471.9 疏 水 流量 T/h 139.094 150.206 259.541 278.882 344.531 369.548 温度 ? 253.4 256.4 222.7 225 192.7 194.7 3.13 低压加热器 3.13.1低压加热器设备规范 项 目 单位 #5低加 #6低加 #7、#8低加G #7、#8低加T 型号 JD-1100-IV JD-1100-III JD-1620-I JD-1620-II 2传热面积 m 1100 1100 650/970 650/970 壳侧设计温度 ? 265 200 150/150 150/150 壳侧设计压力 MPa 0.6 0.4 0.6/0.6 0.6/0.6 47 Q/188-105.01-2004 管侧设计温度 ? 170 128 110 110 管侧设计压力 MPa 4.0 4.0 4.0 4.0 上端差 ? 2.4 2.8 2.8 2.8 下端差 ? 5.6 5.6 5.6 5.6 型式 单列卧式 制造 东方汽轮机厂 3.13.2低压加热器性能参数 名称 5号加热器 6号加热器 7号加热器 8号加热器 项目 T-MCR VWO T-MCR VWO T-MCR VWO T-MCR VWO 给 水 流 量 t/h 1472.3 1540.9 1472.3 1540.9 1472.3 1540.9 1472.3 1540.9 67 67 67 67 67 67 67 67 进口压力 MPa(a) 根据凝结泵最高扬程决定 进口温度 ? 120.8 122.3 101.1 102.4 77.9 79 33.6 33.6 进口热焓 kJ/kg 509.2 515.2 425.9 431.4 328.6 333 143.8 143.7 出口温度 ? 139.1 140.7 120.8 122.3 101.1 102.4 77.9 79.0 出口热焓 kJ/kg 586.8 593.6 509.2 515.2 425.9 431.4 328.6 333.0 抽 汽 流 量 t/h 47.45 50.28 49.783 52.584 56.675 60.065 97.846 104.718 进口压力 MPa(a) 0.397 0.415 0.234 0.245 0.122 0.128 0.051 0.054 进口温度 ? 238.3 237.9 180.8 180.5 118.4 118.3 82 83 进口热焓 kJ/kg 2940.4 2938.9 2829.6 2828.3 2711 2710.1 2576.7 2575.4 疏 水 流 量 t/h 47.449 50.28 97.232 102.864 153.908 162.929 254.321 270.467 温 度 ? 126.4 127.9 106.7 108 83.5 84.6 39.2 39.2 热 焓 kJ/kg 531.3 537.3 447.5 453 349.7 354.1 164.4 164.3 备注: 按汽轮机T-MCR为设计工况, 按汽轮机VWO为校核工况 3.14 除氧器 3.14.1 设备规范 型号 YC-2050(235) 型式 无头除氧器 48 Q/188-105.01-2004 设计压力 1.37MPa 设计温度 350? 工作压力 1.14MPa 工作温度 183.5? 3有效容积 353m 设计最高工作温度 388? 额定出力 1760.24t/h 额定出水温度 179.9? 最大出力 2050 t/h 汽水损失 ?0.2% 出水含氧量 ?7μg/L 运行状态重 365吨 喷嘴数 2个 喷嘴压降 ,0.06 MPa 运行方式 定---滑---定压 滑压范围 0.25,1.2 MPa 筒体长 31800mm 筒体直径 3800mm 喷头型式 施托克喷头1200t/h 喷头产地 荷兰STORK公司 安全阀动作值 1.37MPa 除氧器制造厂 东方锅炉厂 3.14.2 除氧器各工况下的性能参数: 工况 夏季工况热耗率验收工阀门全开工最大连续运行 单位 名称 (TRL) 况(THA) 况(VWO) 工况(TMCR) 加热蒸汽压力 MPa.a 1.12 1.052 1.192 1.14 加热蒸汽温度 ? 366.4 368 367.5 367.9 加热蒸汽流量 t/h 113.621 99.5 117.482 110.703 凝结水量 t/h 1515.668 1356.7 1540.967 1472.367 凝结水温 :C 138.4 136.3 140.7 139.1 高加疏水量 t/h 356.133 304.17 369.548 344.531 高加疏水温度 :C 191.9 189.1 194.7 192.7 除氧器出水量 t/h 1985.428 1760.24 2028 1927.6 除氧器出水温度 :C 182.6 179.9 185.4 183.4 3.15 轴封系统 3.15.1 轴封加热器 项 目 单 位 参 数 型号 JQ-130-3 制造 东方汽轮机厂 设计压力 MPa 4(管侧)/-0.00436(壳侧) 设计温度 ? 100(管侧)/300(壳侧) 49 Q/188-105.01-2004 水压试验压力 MPa 5(管侧)/1(壳侧) 工作压力 MPa 3.8(管侧)/0.0951(壳侧) 冷却水流量 T/h ?300 2冷却面积 m 230 正常运行时负压 MPa -0.00436 3.15.2 轴加风机及电机 轴加风机 型号 A7Y0133-021.0-1 原动机功率 11KW 3出口压力 1.47 kPa 流量 1260 m/h 全压 13230Pa 转速 2900 r/min 制造 杭州科星 轴加风机电机 型号 YZ-160M1-2 功率 11 kW 电压 380V 电流 21.3 A 转速 2930 r/min 接法 Y 防护等级 IP54 制造 安徽皖南电机厂 3.16 凝结水系统 凝汽器 2型号 N-34500型 冷却面积 34500 m 型式 双壳体、 双背压、 单凝汽量 1157 t/h 流程(对每一壳体而(主机+ 小机) 言) 热井出口凝结水 ? 30μg/L 设计冷却水量 60800 t/h 含氧量 凝汽器铜管总根数 40968根 水室设计压力 0.3MPa 设计进口冷却水温 20 ?(最高33?) 冷却介质 淡水 清洁系数 0.85 凝汽器设计压力 4.27kPa/5.61kPa 凝结水温度 34.3 ? 膨胀节材料 不锈钢 制造 东方汽轮机厂 凝结水泵 型式 立式筒型泵 型号 BDC-450-490-D3S 级数 首级双吸\四级 密封形式 盘根密封 50 Q/188-105.01-2004 额定流量 1408.5 t/h 额定工况扬程 340 mHO 2最大流量 1674.2 t/h 最大工况扬程 326 mHO 2最小流量 450 t/h 最小流量扬程 392 mHO 2转速 1491 r/min 泵关闭扬程 398 mHO 2额定进水温度 32.7? 额定入口压力 0.0049 MPa 配用功率 2200 kW 轴功率 1725 kW 效率 82.8, 临界转速 1950 r/min 径向轴承型式 氰橡胶直槽圆筒式 推力轴承型式 可倾瓦式 联轴器型式 弹性 产地 英国SULZER 凝结水泵电机 型号 AMA500L4AV 功率 2200 kW 电压 6000 V 效率 96.5% 转速 1500 r/min 冷却方式 空/空冷却 额定电流 252A 功率因素 0.88 绝缘等级 F 制造 ABB 3.17水环式真空泵 水环式真空泵 型号 NASH-TC-11 转速 500r/min 2抽吸干空气量 58 kg/h 热交换器面积 12.5 m <1000 kg/h 密封水补充水量 热交换冷却水量 33000 kg/h 真空泵工作水量 真空泵最低抽吸入压力 2.0 KPa 13200 kg/h 运行背压下，真空泵的4.27 KPa 单泵极限抽吸能力 >200 kg/h 吸入压力 制造厂 上海纳氏集团 水环真空泵电机 型号 Y2-355M1-10 额定功率 110 kW 额定电压 380 V 同步转速 593 r/min 电流 235 A 绝缘等级 F 效率 92.5% 防护等级 IP54 功率因数 0.85 冷却方式 空冷 堵转转矩 1.3倍 堵转电流 6倍 转向 从轴端看顺时针 制造厂 上海先锋电机厂 分离器 51 Q/188-105.01-2004 设计压力 0.1MPa 最高工作压力 0.05 MPa 试验压力 0.2 MPa 设计温度 80? 容积 0.34立方米 制造厂 淄博北方压力容器 换热器 试验压力 1.3 MPa 设计压力 1.0 MPa 设计温度 35? 换热面积 7.7平方米 3.18 发电机定子冷却水系统 定子冷却水泵 3型号 65-250A 流量 115 m/h 扬程 85m 转速 2970 r/min 配用功率 45 kW 制造 大连研化耐酸泵厂 定子冷却水泵电机 型号 Y255M-2 LMB 功率 45 kW 电流 83.9 A 转速 2970 r/min 电压 380V 接法 ? 防护等级 IP44 绝缘等级 B 制造 丹东电机厂 离子交换器(树脂除盐器) 设计压力 1.2 MPa 设计温度(?) 70 工作压力 1.2 MPa 制造厂 东方电机集团有限公司 管式冷却器 型号 AEW630-1.2-100-管侧设计压力 1.2 MPa 3.4/19-21 管侧设计温度 60 ? 管侧试验压力 1.5 MPa 壳侧设计压力 1.2 MPa 壳侧设计温度 76? 壳侧试验压力 1.5 MPa 折流板间距 152mm 定子冷却水滤网 型号 WFF-150-12 工程直径 150 mm 设计压力 1.0 MPa 设计温度 70? 3.19 发电机密封油系统 交流密封油泵 型号 DLZB820-R64A 型式 螺杆泵 52 Q/188-105.01-2004 出口压力 1.0MPa 转速(r/min) 1450 轴功率 5.52kW 流量 268 L/min 交流密封油泵电机 型号 YB32M-4 功率 7.5 kW 1 3电压 380V 流量 15.84m/h 转速 1440 r/min 绝缘等级 F 直流密封油泵 型号 MSNM210-54 出口压力 1.0MPa 3转速 1500 r/min 流量 15.84m/h 必需汽蚀余量 5.7m 轴功率 5.42 kW 直流密封油泵电机 型号 Z2-52 功率 7.5 kW 电压 220 V 电流 41 A 转速 1500 r/min 绝缘等级 B 励磁电压 220 V 励磁电流 0.98 A 密封油再循环泵 型号 7LXB820-R67 压力 0.3MPa 转速 2450r/min 流量 240L/min 密封油再循环泵电机 型号 YB132S-4 功率 5.5 kW 电压 380V 电流 11.6A 密封油真空泵电机 型号 30SPEN 功率 160W 转速 1430 r/min 电流 21(9A 密封油排烟风机 3型号 SZFDHB-7-2 流量 420m/h 全压 4.6kPa 转速 2920 r/min 配用功率 3 kW 制造 杭州星科 密封油排烟风机电机 型号 YB2-100L-2 功率 3 kW 电压 380V 电流 6.3A 转速 2860 r/min 制造 安徽皖南电机有限公司 3.20 辅机冷却水系统 53 Q/188-105.01-2004 辅机冷却水泵 型号 QS350-360B-132 扬程 26 m 3流量 1320 m/h 允许吸上真空高度 6.2 m 轴功率 132 kW 制造 山东电泵股份公司 辅机冷却水泵电机 型号 Y315M-4 功率 132 kW 电压 380V 电流 240A 功率因数 0.89 防护等级 IP44 转速 1485 r/min 绝级等级 F 制造 山东红卫电机股份有限公司 冷油器冷却水滤网 型号 QLS-16L-1.01 最大工作压力 1.0 MPa 3/最高工作温度 90? 最大过滤流量 1600 mh 2过滤面积 1.65m 进口管径 400mm 制造厂 武汉华源电力有限公司 辅机冷却水滤网 型号 QLS-20L-1.01 最大工作压力 1.0 MPa 3/最高工作温度 90? 最大过滤流量 2000 mh 2过滤面积 1.85m 进口管径 500mm 制造厂 武汉华源电力有限公司 冷却水滤网电机设备规范 型号 Y90L-4 功率 1.5 KW 电流 3.7A 电压 380V 转速 1400 r/min 绝缘等级 B 防护等级 IP44 制造厂 江苏微特利电机 空压机冷却水泵 型号 ZH150-30-180 型式 自吸泵 3/流量 180 mh 扬程 30 m 效率 63% 轴功率 23.7kW 转速 1480 r/min 必须汽蚀余量 1.8 m 制造厂 山东电泵股份有限公司 空压机冷却水泵电机 型号 Y225S-4 电机功率 37KW 电压 380V 电流 70.4 A 54 Q/188-105.01-2004 转速 1480 r/min 绝缘等级 F 保护等级 IP44 接法 ? 功率因数 0.87 制造厂 山东红卫电机公司 冷油器冷却水泵 型号 KQL100-160-15/2 型式 立式单级离心泵 3/流量 100 mh 扬程 32 m 转速 2960r/min 配用功率 15kW 必须汽蚀余量 4.5m 制造厂 上海凯泉泵业 冷油器冷却水泵电机 型号 Y2-160M2-2W 电机功率 15KW 电压 380V 电流 28.8 A 转速 2930 r/min 绝缘等级 F 保护等级 IP54 接法 ? 功率因数 0.89 制造厂 中龙电机有限公司 真空泵冷却水泵 型号 SLL100-200A 型式 立式单级离心泵 3/流量 60 mh 扬程 50 m 转速 2950r/min 配用功率 18.5kW 制造厂 上海凯泉泵业 真空泵冷却水泵电机 型号 Y160-L-2 电机功率 18.5KW 电压 380V 电流 35.5 A 转速 2930 r/min 绝缘等级 B 保护等级 IP44 制造厂 浦东电机有限公司 3.21 除盐冷却水系统 除盐冷却水泵 型号 IH100-65-200 扬程 50 m 3/流量 100 mh 必须汽蚀余量 2 m 配用功率 22kW 转速 2900r/min 效率 制造 上海连成 除盐冷却水泵电机 型号 Y180M-2 转速 2940 r/min 55 Q/188-105.01-2004 电机功率 22kW 电流 42.2 A 保护等级 IP44 电压 380V 绝缘等级 B 接法 ? 工作制 S1 制造厂 上海浦东电机 除氧器上水泵 型号 IH100-65-250-37 型式 耐腐蚀离心泵 3流量 100 m/h 扬程 80m 转速 2900 r/min 配用功率 37 kW 汽蚀余量 3(2 m 制造厂 山东电泵厂 除氧器上水泵电机 型号 Y200L2-2 电机功率 37 kW 电流 69(8A 接法 ? 转速 2950 r/min 功率因数 0(89 绝缘等级 F 制造厂 山东淄博 凝结水补充水泵 型号 IH150-125-250-18.5 扬程 20 m 3流量 200 m/h 汽蚀余量 3.2m 转速 1450 r/min 制造厂 山东电泵厂 凝结水补充水泵电机 型号 180M-4/18.5 功率 18.5 kW 电压 380V 电流 80A 转速 1500r/min 绝缘等级 F 效率 87.5% 制造厂 长沙电机厂 闭式冷却水泵 型号 SLH100-160 型式 立式离心泵 3流量 100 m/h 扬程 32 m 转速 2950 r/min 配用功率 15 kW 制造厂 上海连成 闭式冷却水泵电机 型号 Y160M2-2 功率 15 kW 电压 380V 电流 29.4A 转速 2930r/min 绝缘等级 F 防护等级 IP44 制造厂 浦东电机有限公司 56 Q/188-105.01-2004 3.22循环冷却水系统 3.22.1循环泵设备规范 循环水泵 3型式 88LKXA-25型立斜流泵 流量 32760m/h 扬程 25m 转速 425 r/min 轴功率 2528 kW 必需汽蚀余量 9.2 m 效率 83,,85, 最小淹深 4.5 m 3润滑冷却水量 (3.5+6.0)m/h 润滑水压 ,0.3 MPa 转子提升高度 4.0 mm 制造厂 长沙水泵厂 循环水泵电机 型号 YKKL3000-14/2150-1型 功率 3000kW 电压 6000 V 电流 354.9A 转速 425 r/min 功率因素 0(87 保护等级 IP44 绝缘等级 F 冷却方式 IC611 上轴承用油牌号 L-TSA A6 下轴承用油牌号 二硫化钼 制造厂 湘潭电机厂 3.22.2启动冷却水泵及胶球清洗装置设备规范 启动冷却水泵 3型式 300LP-35A 流量 700 m/h 扬程 31 m 转速 1480r/min 配用功率 110 kW 效率 76% 转向 从电机向泵为顺时针 制造厂 北京科禹泵制造厂 启动冷却水泵电机 型号 Y315S-4 V1型 功率 110 kW 电压 380/660 V 电流 201/116 A 接法 ?/Y 防护等级 IP44 转速 1486r/min 绝缘等级 B级 工作制 S1 频率 50Hz 标准编号 JB/T9616-1999 制造厂 山西防爆电机有限公司 循环水排水泵 3型号 2T125WFB-AD 流量 120 m/h 扬程 17 m 配用功率 15 kW 转速 2985 r/min 制造厂 江苏靖江久力水泵厂 57 Q/188-105.01-2004 循环水排水泵电机 型号 Y2-160M2-2 功率 15 kW 电流 28.7A 转速 2980 r/min 绝缘等级 F 制造厂 山东华力电机集团 排污泵 3型号 2T50WFB-AD 流量 7.5 m/h 扬程 10.5m 配用功率 1.5 kW 转速 2985 r/min 制造 江苏靖江久力水泵厂 胶球清洗泵 3型号 125JQ-27 流量 108 m/h 扬程 27 m 转速 1460 r/min 配用电机功率 22 kW 吸上真空高度 7m 制造厂 青岛华泰电力设备厂 胶球清洗泵电机 型号 Y180H-4 功率 18.5 kW 电压 380V 电流 35.9 A 转速 1470 r/min 防护等级 IP44 工作制 SI 绝缘等级 B 制造厂 山东淄博博山大业电机厂 装球室 型号 1047 工作压力 0.4 MPa 制造厂 青岛华泰电力设备厂 凉 水 塔 2冷却面积 7000 m 塔总高 130 m 进风口标高 9.0 m(相对高程) 填料底标高 10.17 m(相对高程) 填料顶标高 11.17 m(相对高程) 喉部标高 107m(相对高程) 塔底部直径 104.158m 塔喉部直径 56m 塔顶直径 58(61m 防冻管标高 9.2 m 3.23 水源地设备 水源地升压泵 型号 OMEGA300-700A 型式 卧式双吸离心泵 3扬程 108m水柱 额定流量 1800m/h 转速 1480r/min 配用功率 710 kW 58 Q/188-105.01-2004 效率 ,84% 制造厂 上海KSB泵 水源地升压泵电机 型号 YKK450-4 额定功率 710 kW 额定电压 6000V 额定电流 80(3A 转速 1479 r/min 功率因数 0(904 防护等级 IP54 电机冷却方式 空冷 绝缘等级 F 电机加热器功率 600W 电机加热器电220V 制造厂 上海异步电机厂 压 水源地深井泵 3型号 500QRJ500-27?3 额定流量 550 m/h 额定扬程 75m 效率 ,81% 轴功率 139 kW 必须汽蚀余量 5mHO 2转速 1475 r/min 制造厂 南京古尔兹制泵公司 水源地深井泵电机 型号 1234/4-160 型式 全不锈钢电机 功率 160 kW 电压 380V 转速 1500 r/min 效率 ,89% 升压泵房排污泵 型号 65WLZ25-12.5 扬程 11m 3转速 2950r/min 流量 25 m/h 配用功率 3 kW 制造厂 北京科禹 升压泵房排污泵电机 型号 Y100L-2 电压 380V 电流 6.4A 转速 2880r/min 接法 Y 功率 3 kW 防护等级 IP44 功率因数 0.87 制造厂 山东华力电机集团 3.24 全厂暖通设备 主厂房热网循环泵 型号 ISR125-100-200A 型式 单级单吸卧式热水离心泵 扬程 42.9 m 流量 185t/h 转速 2900r/min 必须汽蚀余量 4.5m 59 Q/188-105.01-2004 效率 78% 轴功率 27.7 kW 配用功率 37kW 制造厂 山东电泵股份有限公司 主厂房热网循环泵电机 型号 Y,200L,2 功率 30kW 21 转速 295 0r/min 电压 380V 额定电流 55.3A 接法 Δ 功率因素 0.9 制造厂 山东华力电机集团 主厂房热水补水泵 型号 ISG50,200A ’ 型式 单级单吸立式管道热水泵 转速 2900r/min 流量 12.5t/h 扬程 45m 汽蚀余量 2.3m 效率 46% 轴功率 3.3kW 主厂房热水补水泵电机 型号 Y132S,2 功率 5.5kW 1 转速 2900r/min 电压 380V 电流 11.1A 绝缘等级 B级 防护等级 IP44 制造厂 上海沪华防爆电机厂 厂区热网循环泵 型号 ISR125 -100 -250B 型式 单级单吸卧式热水泵 3扬程 60.6m 流量 174 m/h 轴功率 36.9kW 必须汽蚀余量 4.0m 转速 2900r/min 效率 78% 配用功率 55KW 制造厂 山东电泵股份有限公司 厂区热网循环泵电机 型号 250M,2 功率 55kW 转速 297 0r/min 电压 380V 额定电流 102.6A 接法 Δ 功率因素 0.89 制造厂 山东红卫电机厂 厂区热水补水泵 型号 ISG50,200A 型式 单级单吸立式管道热水泵 3转速 2900r/min 流量 12.5 m/h 扬程 44m 汽蚀余量 4.5m 效率 46% 轴功率 3.7kW 厂区热水补水泵电机 60 Q/188-105.01-2004 型号规范 Y,132M,2 功率 5.5kW 21 转速 2900r/min 电压 380V #1热网疏水泵 型号 65DLRX10 型式 立式多级热水泵 扬程 160 m 汽蚀余量 2.6m 3流量 30 m/h 轴功率 21.1 kW 转速 1450r/min 配用功率 30 kW 效率 62% 制造厂 山东电泵 #1热网疏水泵电机 型号 200L-4 功率 30kW 电压 380V 额定电流 56.8A 转速 1470 r/min 接法 Δ 功率因素 0.87 制造厂 山东红卫电机厂 #2热网疏水泵 型号 80DLR30? 6 型式 立式多级热水泵 3扬程 180 m 流量 43 m /h 效率 75% 汽蚀余量 4.5m 转速 2900r/min 轴功率 28kW #2热网疏水泵电机 型号 Y,200L,2 功率 37kW 22 电压 380V 额定电流 84.3A 转速 2900r/min 接法 Δ 功率因素 0.87 制造厂 北京科禹 除氧水泵 型号 IS50,32, 125 型式 单级单吸清水离心泵 介质温度 0,80? 流量 12.5t/h 扬程 20m 汽蚀余量 2.0m 效率 60% 轴功率 1.13kW 转速 2900r/min 制造厂 山东电泵 除氧水泵电机 型号 Y,90L,2 功率 2.2kW 2 转速 2900r/min 电压 380V 制冷站冷水循环泵 型号 IS150,125 ,315A 型式 单级单吸清水离心泵 61 Q/188-105.01-2004 流量 1 86t/h 扬程 27.8 m 轴功率 17kW 汽蚀余量 2.5m 效率 78.7% 转速 1450r/min 配用功率 22KW 制造厂 山东电泵 制冷站冷水循环泵电机 型号 Y,180L,4 功率 22kW 2 电压 380V 额定电流 42.6A 转速 147 0r/min 接法 ? 功率因素 0.86 制造厂 山东华力电机 制冷站冷水补水泵 型号 ISG40,160 型式 单级单吸管道立式离心泵 介质温度 0 ,80? 流量 6.3t/h 扬程 32m 汽蚀余量 2.3m 效率 40% 轴功率 1.37kW 转速 2900r/min 制造厂 北京科禹 制冷站冷水补水泵电机 型号 Y,90L,2 功率 2.2kW 2 电压 380V 额定电流 4.7A 转速 284 0r/min 接法 , 防护等级 IP44 制造厂 上海沪华防爆电机厂 制冷站冷却水循环泵 型号 IS200,150 ,315 型式 单级单吸离心泵 流量 400t/h 扬程 32m 转速 1450r/min 汽蚀余量 3.5m 效率 82% 轴功率 42.5kW 配用功率 55KW 制造厂 山东电泵股份有限公司 制冷站冷却水循环泵电机 型号 Y,250M,4 功率 55kW 2 电压 380V 额定电流 103A 转速 1450 r/min 接法 ? 功率因素 0.87 制造厂 山东华力电机集团 暖通除氧器 型号 20A7102 工作压力 0.05Mpa 3工作温度 150? 容量 5m 62 Q/188-105.01-2004 暖通疏水扩容器 型号 VF10M3 设计压力 1.0 Mpa 3设计温度 205? 容积 10 m 湍流式热网加热器 22型号 QTQH,W,N,6.75 换热面积 85 m/65m 工作压力 壳侧0.366 MPa 工作压力 管侧0.44MPa 设计压力 壳侧0.8MPa 设计压力 管侧1.0MPa 工作温度 壳侧239? 工作温度 管侧70/130? 设计温度 壳侧240? 设计温度 管侧150? 流程 壳侧2 流程 管侧4 制冷站模块水冷冷水机组 型号 JLS193M 电源 380V/50H Z制冷量 193kW 机组总功率 52 kW 制冷剂 R22 压缩机功率 80HP 3冷冻水流量 33?N m/h(N-台数) 冷水压降 ,0.1 MPa 3冷却水流量 42?N m/h(N-台数) 冷水压降 ,0.1 MPa 制冷站板式换热器 型号 BR113,40 设计压力 0.8 Mpa 试验压力 1.0MPa 设计温度 120? 2换热面积 40 m 制造厂 济南宏达制冷设备厂 3.25 综合水泵房设备 化学生水泵 3型号 CPK-CI00-200 流量 200m/h 扬程 50 m 转速 2900 r/min 配用功率 45 kW 制造 上海凯士比泵有限公司 化学生水泵电机 型号 Y225M-2 功率 45 kW 电压 380 V 电流 83.9 A 转速 2970 r/min 功率因素 0(89 接法 ? 保护等级 IP44 绝缘等级 F 制造 上海电机厂 生活水泵 63 Q/188-105.01-2004 3型号 GDL立式多级离心泵 流量 24 m/h 扬程 60 m 配用功率 45 kW 转速 2900 r/min 制造 上海连成 生活水泵电机 型号 Y132S-2 功率 7.5kW 电压 380V 电流 15A 功率因素 0(88 转速 2900 r/min 保护等级 IP54 接法 ? 绝缘等级 F 制造 上海电机厂 灰场生活泵 型号 50DL12-12X10 扬程 122m 3流量 12.6 m/h 转速 1450 r/min 效率 54% 配用功率 11 kW 汽蚀余量 1(6m 制造 北京科禹泵厂 灰场生活泵电机 型号 Y2-160M-4 电流 22.5A 功率 11kW 转速 1460 r/min 电压 380V 功率因素 0(84 接法 Y/? 绝缘等级 F 制造 山西防爆电机厂 低压电动消防水泵 型号 SLDW200-660B 效率 78% 3流量 621 m/h 汽蚀余量 2(9m 扬程 98.5m 配用功率 250kW 转速 1480 r/min 制造 上海连成 低压电动消防水泵电机 型号 YKK355-4 转速 1485 r/min 功率 250kW 功率因素 0(908 电压 6000V 接法 Y 电流 28.1A 绝缘等级 F 制造 上海电机厂 低压柴油消防水泵 3型号 SLDW200-660B 流量 230,720 m/h 扬程 90,114m 轴功率 294kW 64 Q/188-105.01-2004 转速 1500 r/min 制造 上海连成 低压柴油消防水泵柴油机 型号 12V135AJZB 功率 294 kW 转速 1500 r/min 气缸直径 135mm 活塞行程 150mm 制造 无锡柴油机厂 高压电动消防泵 型号 150SLD155-30X5 转速 1480 r/min 3流量 155 m/h 配用功率 110kW 扬程 150m 制造 上海连成 高压电动消防泵电机 型号 Y315S-4 功率 110kW 电压 380V 功率因素 0(89 电流 201A 接法 ? 转速 1485 r/min 绝缘等级 F 制造 上海电机厂 高压柴油消防水泵 型号 150SLD155-30X5 转速 1485 r/min 3流量 119,190m/h 配用功率 110kW 扬程 160,133m 制造 上海连成 高压柴油消防水泵柴油机 型号 X6135B 功率 110kW 转速 1500 r/min 制造 无锡柴油机厂 排污泵 3型号 ZW50-20 流量 20m/h 扬程 12m 配用功率 2.2kW 转速 2900 r/min 制造 北京科禹 排污泵电机 型号 Y90L-2 功率 2.2kW 电压 380V 电流 4.7A 转速 2840 r/min 制造 上一电机厂 4. 电气设备概况 4.1 发变组设备规范 4.1.1 发电机规范 65 Q/188-105.01-2004 型式 全封闭、自通风、强制润滑、水/氢氢冷却、圆筒形转子、 同步交流隐极发电机 型号 QFSN-600-2-22B 功率(额定/最大) 600MW/655.2 MW 容量(额定/最大) 667MVA/728MVA 端电压 22kV 额定电流 17495A 功率因数 0.90滞后 短路比 不小于0.58 效率 ?98.95%(在600MW、 0.9滞后功率因数时) 额定氢压/最高氢压 0.414 Mpa/0.45Mpa 极数 2 相数 3 转速 3000r/min 频率 50H Z 冷却方式 定子绕组:直接水冷;定、转子铁芯及转子绕组:直接氢冷 绝缘等级 定子绕组:F级;转子绕组:F级 2不平衡负载能力 8% (持续) I?t(最大暂态值):10 2 定子冷却水进水温度 45? 定子冷却水出水温度 ?85? 冷却后氢气温度 46? 冷却器进水温度 对于氢冷器及定子水冷器均为最高33? 定子绕组温度极限 ?120? 层间温差(最高值-平均值)?12? 转子绕组温度极限 ?115? 定子端部结构件温度极限 ?120? 定子铁芯温度极限 ?120? 集电环温度极限 ?120? 氢气纯度 ?98% 3氢气消耗量 ?12m/天 氢冷器容量 停用一只氢冷器时, 发电机能在至少80%额定工况下运行而不过 热 定子外壳类型 双层外壳 转子额定电压 400.1V 转子额定电流 4387.34A 66 Q/188-105.01-2004 转子空载电压 145V(#1) 136V(#2) 转子空载电流 1949A(#1) 2000A(#2) 励磁方式 静止可控硅机端自并励 发电机噪音水平 离发电机外壳1米处,90dB (绝对) 制造 东方电机股份有限公司 4.1.2 主变压器及套管CT: 型式: 户外、双绕组、强油风冷单相油浸变压器 型号: DPF-240000/500 容量: 3*240 MVA 额定电流: 755.8/18896/?3 额定频率: 50HZ 效率: 99.78% 负载损耗: 413.3kW 空载损耗: Po?110kW 空载电流: 0.21, 调压方式: 无激磁调压 中性点运行方式: 直接死接地 调压位置: 外高压绕组的末端 冷却方式: ODAF 变比: 550/?3-4?2.5%/22 kV 短路电压: 13.9% 联接组别: I，I0 套管CT: 型号 电流比A 准确级 负荷VA 高LR-500 1200/5 0.5 15 压 LR-500 1250/1 0.2FS5 30 LRB-500 1250/1 SP40 30 LRB-500 1250/1 SP40 30 中LR-35 1000/1 SP40 30 性LR-35 1000/1 SP40 30 点 制造: 保定天威保变 4.1.3 离相封闭母线: 67 Q/188-105.01-2004 1、型式: 全连式离相封闭母线 2、基本技术参数: PT及 中性主变 厂用 点 项 目 名 称 主回路 励磁分分支 分支 分支 支 额定工作电压(kV) 22 22 22 22 22 最高工作电压(kV) 24 24 24 24 24 额定电流(A) 22000 15000 2500 2500 — 相数 3相 3相 3相 3相 1相 设计用周围环境温度 40? 40? 40? 40? 40? 母线导体正常运行时的最高温度 90? 90? 90? 90? 90? 外壳正常运行时的最高温度 70? 70? 70? 70? 70? 冷却方式 自冷 自冷 自冷 自冷 自冷 主回路封闭母线尺寸 外壳:ø1450x10 导体:ø 900x15 主变?形回路封闭母线尺寸 外壳:ø1150x8 导体:ø 600x15 厂变分支及PT回路封闭母线尺寸 外壳:ø 700x5 导体:ø 150x10 中性点回路封闭母线尺寸 外壳:500x500 导体:60x10 3、 制造: 北京电力设备总厂 4.1.4 发电机出线1PT: Y/Y/Y/ 接线;22/?3,0.1/?3,0.1/?3 /0.1/3 KV; 3P,40VA; 3台/机(半绝缘)。东方电机厂制造。 4.1.5 发电机出线 2PT: Y/Y/Y 接线;22/?3,0.1/?3,0.1/?3 KV;0.2级, 30VA;0.2级,30VA; 3台/机(半绝缘)。东方电机厂制造。 4.1.6 发电机出线 3PT: Y/Y/Y/ 接线;22/?3/0.1/?3/0.1/?3/0.1/3 KV;0.2级30VA; 3P，40VA; 3台/机(半绝缘)。东方电机厂制造。 68 Q/188-105.01-2004 4.1.7 发电机中性点接地变压器及电阻柜: 1)变压器:单相干式变压器;自冷式;22/0.24 KV;50KVA(1分钟);一台。 2)变压器二次侧电阻:不锈钢;240V;动稳定电流1500A;电阻值0.475Ω;中间抽头 值 0.350KW(1分钟);一只。 3)中性点隔离开关: 单极24KV; 400A;一只。 4.1.8 封闭母线微正压装置: 微正压装置设置一路压缩汽源，由微正压装置自带空压机提供。 额定输入空气压力: 0.7MPa 母线壳内空气压力: 300,2500Pa 3额定充气量: 10m/h 微正压装置的空气泄漏率每小时不超过外壳内容积的4% 监测:微正压装置设温度、压力监测仪表和运行状态的信号。 4.1.9 励磁变压器及套管式电流互感器: 型式: 三个单相、干式、环氧浇注变压器 型号: DC9-2000 容量: 3?2000KVA 电压: 22/0.846KV 绝缘等级: F 电压阻抗: 6% 接线组别: Y/d-11 冷却方式: AN/AF CT: 300/5A, 25VA, 5P20 制造: 顺德变压器厂 4.1.10 自动电压调节柜: 型号: UNITROL 5000 自动通道调压范围: 20%UG,110%UG 手动通道调压范围: 10,110% 额定励磁电流 调整偏差(精度): 0.5% AVR配置(通道): 2 顶值电压倍数/强励时间: 2/20S 顶值电流倍数: 2 69 Q/188-105.01-2004 响应时间: 0.18S 制造: 瑞士ABB 4.1.11 可控硅整流柜: 型式: 密闭，强迫风冷 整流方式: 三相全控桥式 额定输出功率: 2600kW 额定输出电压: 500V 额定输出电流: 5000A(持续值) 强励输出电流: 10000A(20秒) 功率放大器组数: 4/(5) 制造: 瑞士ABB 4.1.12 灭磁开关: 型号: 单极直流断路器 额定电压: 1000V 额定电流: 6000A 开断电流: 100000A 控制电压(直流) 110V 4.1.13 发电机引线及中性点套管CT: 出线CT: 变比: 25000/1A; 准确等级: 5P20，容量:120VA，3只 ; 变比: 25000/1A; 准确等级: 0.2，容量:120VA，6只 ; 变比: 25000/1A; 准确等级: TPY，容量:120VA，6只 ; 中性点套管CT: 变比: 25000/1A; 准确等级: TPY，容量:120VA，3只 ; 变比: 25000/1A; 准确等级: 5P20，容量:120VA，6只 ; 变比: 25000/1A; 准确等级: 0.2，容量:120VA，3只 ; 4.2 厂用电设备规范 4.2.1 高厂变: 型式: 油浸自冷、三相分裂绕组、无励磁调压变压器 型号: SF-40000/22 容量: 40/20-20MVA 70 Q/188-105.01-2004 额定电流: 1049.7/1833-1833A 额定电压: 22?2?2.5/6.3-6.3 KV 空载损耗: ?27kW 负载损耗: ?158kW 阻抗: 15%(半穿越) 接线组别: Dyn1-yn1 极性: 减极性 冷却方式: 自然油循环自冷 附带高压侧套管CT: 型号 电流比A 准确级 负荷VA LR-20 1500/5 0.5 15 LR-20 1500/1 0.2 30 LRB-20 1500/1 5P40 30 LRBT-20 25000/5 TPY 25 中性点接地电阻柜: 每块接地电阻阻值为6.06Ω, 10KW, 不锈钢电阻, 2只 中性点套管CT: 1000/1A , 5P40,30VA,2只 变压器冷却控制柜: 1套 数量: 2台 制造: 保定天威保变。 4.2.2 启备变: 型式: 油浸自冷、三相分裂、有载调压变压器 型号: SFZ-40000/550 9额定电压: 500??1.25,,6.3—6.3KV 7 额定电流: 46.2/1833-1833A 额定容量: 40/20-20MVA 接线方式 Y，yno—yno N 冷却方式: 自然油循环自冷 空载损耗: Po?35kW 负载损耗: Pk?180kW 调压方式: 有载调压 调压位置: 高压侧中性点,采用进口开关 71 Q/188-105.01-2004 极性: 减极性 中性点运行方式: 高压侧中性点死接地,低压侧经电阻接地 阻抗电压: 16.8%(半穿越) 高压侧套管CT及中性点套管CT: 位置 电流比A 准确级 负荷功能 VA 300/1 5P40 20 保护 300/1 5P40 20 保护 1250/2500/1 5P40 20 保护 高压侧 1250/2500/1 5P40 20 保护 套管 CT 160/5 3 15 测量 300/1 0.2 20 测量 中性点200/1 5P40 20 保护 CT 200/1 5P40 20 保护 中性点接地电阻柜: 每块接地电阻阻值为6.06Ω, 10kW,不锈钢电阻, 2只 变压器冷却控制柜: 1套 数量: 2台 制造: 重庆ABB。 附:储油柜油温油位对照表: 储油柜注油油位表 有载开关注油油位表 温度值 百分数 % 温度值 百分数 % -5 30% -5 45% 5 35% 5 45% 10 40% 10 45% 25 50% 25 50% 35 55% 35 50% 45 60% 45 0% 4.2.4 6KV开关柜: 1、 主厂房6KV开关柜: 型号: ZS1金属铠装中置式 母线额定电压: 6.3kV 72 Q/188-105.01-2004 母线额定电流: 4000A 制造: 厦门ABB 真空开关: 开关型号: VD4真空断路器 额定电压: 7.2kV 额定电流: 2500A(进线)/1250A(馈线) 额定短时承受电流:40kA 额定峰值承受电流:100kA 电动机操作机构:弹簧储能式 FC开关: 熔断器型号: CMF CEF 额定电压: 7.2kV 额定电流: 150A 接触器型号: V7 额定电压: 6kV 额定电流: 400A 分断能力: 4000A 接地刀闸: 型号: EK6 额定电压: 12kV 2、 输煤、水源地6KV开关柜: 型号: P/V-12型(真空开关) P/V-7.2(J,R)(FC开关) 母线额定电流: 1250A 额定短路开断电流:40kA 额定峰值耐受电流:100kA 额定短时耐受电流/时间:40kA/4S 制造: 上海通用电气 真空开关: 开关型号: VB1真空断路器 额定电压: 7.2kV 额定电流: 600A(进线、馈线) 额定短时承受电流:40kA 额定峰值承受电流:100kA 电动机操作机构:弹簧储能式 FC开关: 73 Q/188-105.01-2004 熔断器型号: WFNH0-7.2 额定电压: 7.2kV 主母线额定电流: 1250A FC回路额定电流: 150A 半波允通电流(峰值):40kA 主母线额定峰值耐受电流: 100kA FC回路额定短时耐受电流/时间:4kA/4S 主母线额定短时耐受电流/时间:40kA/4S 接触器型号: CR193B 额定电压: 6kV 额定电流: 400A 分断能力: 4000A 接地刀闸: 型号: EK6 额定电压: 12kV 4.2.5 主厂房内400V PC开关柜: 型号: MLS 母线额定电流: 4000A 主母线额定短时耐受电流: 50kA 制造: 上海通用电气 空气开关: 开关型号: F5S系列 F1S系列 额定电压: 415V 690V 额定电流: 4000A 1250A 额定短时承受电流: 100kA/1S 50kA/1S 额定峰值承受电流: 100kA 55kA 跳合闸操作机构: 电动 塑壳式开关: 型号: S系列 额定电压: 690V 短路开断电流: 50kA 合闸机构类型: 手动 马达启动器: 型号: A,EB系列 74 Q/188-105.01-2004 额定电压: 400V 短路开断电流: 50kA 4.2.6 主厂房内MCC开关柜: 型号: MNS(G)型低压抽出式 母线额定电流: 1000A 额定电压: 400V 母线额定冲击耐受电流: 100kA 母线额定短时电流: 40kA/3S 制造: 深圳深开 塑壳式开关: 开关型号: S2S,S4H型 额定电压: 380V 额定电流: 1000A(进线、馈线) 短路开断电流: 50kA,65kA 短路关合电流: 105kA,143kA 合闸操作机构: 手动 马达启动器: 型号: ST500系列 额定电压: 690V 短路开断电流: 50kA 4.2.7 6KV共箱母线: 额定电压: 6.3kV 额定电流: 2500A 动稳定电流: 125kA 导体/允许温度: 铜排 90? 外壳/允许温度: 铝材 70? 4.2.8汽机变和锅炉变: 型式: 树脂浇铸, 三相干式,无激磁调压变压器 型号: SCB10-2000/6/0.4 容量: 2000kVA(机),20000kVA(炉) 变比: 6.3?2?2.5%/0.4-0.23kV 联接组别: D,yn11 75 Q/188-105.01-2004 阻抗: Ud=9.23%(机) Ud=9.2%(炉) 绝缘耐热等级: F 额定电流: 183.3/2887A 冷却方式: AN/AF 数量: 2台/每机 制造: 山东达驰 4.2.9 生活变压器: 型号: SCB10-1000/6/0.4 型式: 树脂浇铸, 三相干式,无激磁调压变压器 变比: 6.3?2?2.5%/0.4-0.23 kV 阻抗: 6% 容量: 1000kVA 联接组别: D,yn11 绝缘耐热等级: F 额定电流: 72.1/1124A 冷却方式: AN/AF 数量: 共2台 制造: 山东达驰 4.2.12 照明变压器: 型号: SCB10-630/6/0.4 型式: 树脂浇铸, 三相干式,无激磁调压变压器 变比: 6.3?2?2.5%/0.4-0.23 kV 阻抗: 4.5% 容量: 630kVA 联接组别: D,yn11 绝缘耐热等级: F 额定电流: 57.7/909A 冷却方式: AN/AF 数量: 1台/每机 制造: 山东达驰 4.2.13 检修变压器: 型号: SCB10-500/6/0.4 76 Q/188-105.01-2004 型式: 树脂浇铸, 三相干式,无激磁调压变压器 变比: 6.3?2?2.5%/0.4-0.23 kV 阻抗: 4% 容量: 500kVA 联接组别: D,yn11 绝缘耐热等级: F 额定电流: 45.8/722A 冷却方式: AN/AF 数量: 1台/每机 制造: 山东达驰 4.2.14输煤变压器: 型式: 树脂浇铸, 三相干式,无激磁调压变压器 型号: SCB10-2000/6.3 容量: 2000kVA 额定电压: 6.3?2?2.5%/0.4kV 联接组标号: D,yn11 阻抗: 9.23% 绝缘耐热等级: F 额定电流: 183.3/2887A 冷却方式: AN/AF 数量: 共2台 制造: 山东达驰 4.2.15 电除尘变压器: 型号: SCB9-1250/6.3 型式: 树脂浇铸, 三相干式,无激磁调压变压器 变比: 6.3?2?2.5%/0.4kV 阻抗: 6% 容量: 1250kVA 联接组别: D,yn11 绝缘耐热等级: F 额定电流: 114.6/1804.2A 冷却方式: AN/AF 数量: 3台/每机 77 Q/188-105.01-2004 制造: 鲁能泰山电缆电器有限责任公司 4.2.16 综合泵房变压器: 型号: SCB9-500/6.3 型式: 树脂浇铸, 三相干式,无激磁调压变压器 变比: 6.3?2?2.5%/0.4kV 阻抗: 4% 容量: 500kVA 联接组别: D,yn11 绝缘耐热等级: F 额定电流: 45.8/721.7A 冷却方式: AN/AF 数量: 共2台 制造: 鲁能泰山电缆电器有限责任公司 4.2.17 化水变压器: 型号: SCB10-1000/6/0.4 型式: 树脂浇铸, 三相干式,无激磁调压变压器 变比: 6.3?2?2.5%/0.4-0.23 KV 阻抗: 4.5% 容量: 1000kVA 联接组别: D,yn11 绝缘耐热等级: F 额定电流: 91.6/1443A 冷却方式: AN/AF 数量: 共2台 制造: 山东达驰 4.2.18 升压站400V变压器: 型号: SC10-250/6/0.4 型式: 树脂浇铸, 三相干式,无激磁调压变压器 变比: 6.3?2?2.5%/0.4-0.23 kV 阻抗: 4.14% 容量: 250kVA 联接组别: D,yn11 78 Q/188-105.01-2004 绝缘耐热等级: F 额定电流: 22.9/360.9A 冷却方式: AN/AF 数量: 共2台 制造: 山东达驰 4.2.19 灰场变: 型号: SM9-250/6/0.4 型式: 三相油浸无激磁调压变压器 变比: 6.3?2?2.5%/0.4-0.23 kV 阻抗: 4 % 容量: 250kVA 联接组别: D,yn11 绝缘耐热等级: F 额定电流: 23.9/360.9A 冷却方式: 油浸自冷 数量: 共1台 制造: 鲁能泰山 4.2.20 保安变: 型号: SCB10-1600/10.5 型式: 树脂浇铸, 三相干式,无激磁调压变压器 变比: 10.5?2?2.5%/0.4 kV 阻抗: 4.7% 容量: 1600kVA 联接组别: D,yn11 绝缘耐热等级: F 额定电流: 22.9/360.9A 冷却方式: AN/AF 数量: 共2台 制造: 山东达驰 4.2.21 污水变 型号: SCB10-630/6/0.4 型式: 树脂浇铸, 三相干式,无激磁调压变压器 79 Q/188-105.01-2004 变比: 6.3?2?2.5%/0.4-0.23 kV 阻抗: 8.09% 容量: 630kVA 联接组别: D,yn11 绝缘耐热等级: F 额定电流: 57.7/909A 冷却方式: AN/AF 数量: 共2台 制造: 山东达驰 4.2.22 除灰空压机变 型式: 树脂浇铸, 三相干式,无激磁调压变压器 型号: SCB10-1600/6/0.4 容量: 1600kVA 变比: 6.3?2?2.5%/0.4-0.23kV 联接组别: D,yn11 阻抗: Ud=8.1% 绝缘耐热等级: F 额定电流: 146.6/2309A 冷却方式: AN/AF 数量: 共2台 制造: 山东达驰 4.2.23 水源地变压器 35KV变压器 型号: S9-5000/35 型式: 户外,三相油浸自冷式双绕组无激磁调压变压器 变比: 38.5?2?2.5%/6kV(升压变) 35?2?2.5%/6.3kV(降压变) 阻抗: 7.07% 容量: 5000kVA 联接组别: yn11 绝缘耐热等级: F 冷却方式: 油浸自冷 空载电流: 0.53% 空载损耗: 6kW 80 Q/188-105.01-2004 负载电流: 36.26kW 额定电流: 高压 电压 V 电流 A 40420 71.4 39460 73.2 38500 75 37540 76.9 36580 78.9 低压 电压 V 电流 A 6000 481.1 套管CT: 准确级 负荷VA 数量 型号 电流比A 0.25 10 1 LR-35 150/1 LRB-35 150/1 5P20 15 2 制造: 鲁能泰山电缆电器有限责任公司 水源地低压变: 型号: SC10-250/6/0.4 型式: 树脂浇铸, 三相干式,无激磁调压变压器 变比: 6.3?2?2.5%/0.4-0.23 kV 阻抗: 4.14% 容量: 250kVA 联接组别: D,yn11 绝缘耐热等级: F 额定电流: 22.9/360.9A 冷却方式: AN/AF 数量: 2台 制造: 山东达驰 低压箱式变压器 型号: SM9-250/6/0.4 型式: 三相油浸低损耗无激磁调压变压器 81 Q/188-105.01-2004 变比: 6?2?2.5%/0.4-0.23kV 阻抗: 4% 容量: 250KVA 联接组别: D,yn11 绝缘耐热等级: F 额定电流: 24.1/360.8A 冷却方式: 油浸自冷 制造: 鲁能泰山电缆电器有限责任公司 4.2.24 输煤.水源地400V PC 开关柜: 型号: MLS低压抽出式 额定电压: 400V 母线额定电流: 4000A 制造: 鲁能广电 框架开关: 开关型号: F5S系列 (进线) F1S系列(馈线) 额定电压: 415V 690V 额定电流: 4000A 1250A 额定短时承受电流: 100kA/1S 50kA/1S 额定峰值承受电流: 100kA 55kA 跳合闸操作机构: 电动 塑壳式开关: 型号: S系列 额定电压: 400V 短路开断电流: 50kA 合闸机构类型: 手动 4.2.25 输煤MCC开关柜: 型号: MCC3000 母线额定电流: 1000A 制造: 江苏镇江默勒 塑壳式开关: 型号: NZM系列 额定电压: 400V 短路开断电流: 65kA 82 Q/188-105.01-2004 额定短时电流: 8kA/1S 合闸机构类型: 手动 4.2.26 UPS: 型式: E2001 容量: 80kVA 输入: 三相交流380V, 蓄电池直流220V 旁路电源输入: 两相交流380V 输出: 单相交流220V 制造: BEST 4.2.27 柴油发电机 4.2.27.1 发电机设备规范: 型号: LSA50.1M7 功率: 1325kVA 额定电压: 400V 额定电流: 1910A 励磁方式: 无刷，自励磁 额定转速: 1500r/min 频率: 50H Z 功率因数: COSΦ,0.8 运行方式: 三相四线，中性点直接接地 绝缘等级: , 制造厂: 法国 4.2.27.2 柴油机设备规范: 型式: 四冲程、风冷、涡轮增压柴油发动机 型号: 12V4000G20 额定功率: 1330kW 气缸数量: 12 额定转速: 1500r/min 燃油消耗量: 192g/kWh 燃油牌号: #0,#10轻柴油 启动方式: 电启动 启动电压: 24, 电池组容量: 400AH 83 Q/188-105.01-2004 旋转方向: 顺时针(面向自由端)。 制造: 德国 4.2.28 直流充电设备规范: 主厂房220V: 型号: GZDW-120A/230V-M-GK (2面) GZDW-260A/230V-M-GK (1面) 输入电压: 380V?20% 输出直流: 220V 浮充电压稳定调节范围: 210-250V; 均衡充电电压稳定调节范围:220-315V。 充电电压调节范围:DC180-315V。 直流输出额定电流: 120A 直流输出电流调节范围:额定值的0%,100%。 制造: 深圳奥特迅电力设备有限公司 主厂房110V 型号: GZDW-280A/115V-M-GK (3面) 输入电压: 380V?20% 输出直流: 110V 浮充电压稳定调节范围: 105-120V; 均衡充电电压稳定调节范围:105-127V。 充电电压调节范围:DC90-160V。 直流输出额定电流: 280A 直流输出电流调节范围:额定值的0%,100%。 制造: 深圳奥特迅电力设备有限公司 4.2.29 蓄电池规范: 主厂房220V: 型号: GFMZ-1500AH 蓄电池类型: 铅酸 容量: 1500AH/10H 单体电池额定电压: 2V 单体浮充电压: 2.23?0.01 V 蓄电池数量: 103 主厂房110V: 型号: GFMZ-1000AH 84 Q/188-105.01-2004 蓄电池类型: 铅酸 容量: 1000AH 单体电池额定电压: 2V 单体浮充电压: 2.23V 蓄电池数量: 52 85 Q/188-105.01-2004 第二章 机组辅助设备启停 1. 通则 1.1 设备启停注意事项 1.1.1 检修后的辅机试转前，必须进行各项联锁、保护试验，其控制回路、自动装置、热工联锁保 护以及机械装置、气动装置，应按各自的规定试验合格后方可进行试转。 1.1.2 检修后的辅机必须经试运行合格后，方可将其投入运行或备用。试转时必须有检修负责人 在场。若电动机部分已检修，应试验转向正确后再与辅机连接。6kV动力设备应先做静态拉 合闸试验良好或有检修明确交代。 1.1.3 辅机试运行启动前，必须就地进行检查，确认具备启动条件后，方可送电启动。 1.1.4 对可能受潮或停运一周以上的电动机，送电或启动前应测量绝缘合格。 1.1.5 启动6kV设备及重要的400V设备，应派专人就地监视。启动时，就地人员站在事故按钮 处，发现问题，及时停止。 1.1.6 同一母线上，不可同时启动两台及以上6kV辅机。 1.1.7 若辅机启动中发生跳闸，在消除故障前，不得再启动。 1.1.8 配有强制循环润滑油系统或液压控制油系统的辅助设备，在冬季机组停运时间较长时，油系 统应提前两小时启动。 1.1.9 各辅助设备启动前必须同有关人员进行联系。 1.1.10 各辅助设备的启动应按照逻辑关系进行，尽可能避免带负荷启动。 1.1.11 辅机启动时应有专人监视电流和启动时间，若启动时间超过规定，电流仍未恢复正常时应 立即停止运行。 1.1.12 辅助设备启停一般应在LCD相应画面上操作，此时应注意控制开关置于“DCS”位置。如 在厂用电监控系统操作，则应将控制开关置于“厂用电监控”位置;如需在就地进行启停 操作，则应将控制开关置于“LOCAL”位置。 1.1.13 各辅机启动或选择备用时，应注意保持厂用电各段负荷分配均匀，应尽可能避免负荷集 中到某一段上。 1.2 设备启动前检查内容 1.2.1 检查与启动设备有关的工作票已收回，就地检查全部工作人员撤出现场。检查设备及其周围 无杂物且照明充足。 1.2.2 检查设备外观完整，连接牢靠，转动部分的安全罩应装复。人孔门关闭严密，地脚螺丝、联 结螺栓无松动,设备有关表计应投运。 86 Q/188-105.01-2004 1.2.3 检查设备轴承已加好润滑油，油质、油位、油温符合要求。设备的冷却水或密封水已投入正 常，辅机及电动机各部分的温度应符合要求。 1.2.4 检查电动机接线牢固、接地线良好，测量绝缘应合格。 1.2.5 应按系统检查卡全面检查，并对有关油、水系统和泵体充油、充水，放尽空气。 1.2.6 对可以进行手动盘动的辅助设备，均应盘动转子，确认转动灵活，无卡涩现象。 1.2.7 辅助设备启动前检查工作完成，确认启动条件具备后，送上辅机及有关系统装置动力电源及 控制电源。 1.3 设备启动后检查 1.3.1 转动设备的轴承(瓦)以及减速箱温升符合规定，一般滑动轴承温度不得超过80?，滚动轴 承温度不得超过100?。 1.3.2 设备各部振动符合规定。轴承振动一般按下表控制: 轴 承 振 动 允 许 值 转速(r/min) 3000 1500 1000 750及以下 振动允许双幅值(mm) 0.05 0.085 0.10 0.12 1.3.3 电动机的温升、电流指示符合规定。 1.3.4 各润滑油箱油位正常，系统无漏油现象。 1.3.5 设备的密封部分应密封良好。 1.3.6 设备和电动机无异常声音和动静部分无摩擦。 1.3.7 各调节装置的机械联接应完好，无脱落。 1.3.8 设备出、入口压力、流量均正常。 1.3.9 确认各联锁和自动调节装置均投入正常。 1.3.10 设备及系统无渗漏、泄漏现象。 1.4 辅助设备停运 1.4.1 辅助设备的停运操作应按照设备停止的逻辑关系进行。 1.4.2 辅助设备在停运前应周全考虑保护、联锁关系，防止有关设备的联动、跳闸等不安全情况出 现。 1.4.3 辅助设备停运后也应正常监视，如发生倒转，应立即隔离。 1.4.4 冬季停止运行的有关辅助设备，应做好必要的防冻措施。 1.4.5 做辅机检修隔离工作时，应先将辅机停止运行，然后才能进行隔离操作。 1.5 辅助设备紧急停止的条件 1.5.1 发生剧烈振动或窜轴，有损坏设备危险时。 87 Q/188-105.01-2004 1.5.2 轴承温度不正常升高或超过规定值时。 1.5.3 电机转子和静子严重摩擦或冒烟起火时。 1.5.4 辅机的转子和外壳发生严重摩擦或撞击时。 1.5.5 辅机发生火灾或被水淹时。 1.5.6 危及人身安全时。 2. 空气预热器启停 2.1 空气预热器启动前检查 2.1.1 按辅机检查通则规定执行空气预热器检查。 2.1.2 手动盘动转子，确认空气预热器旋转自如。 2.1.3 确认盘车手柄从电机尾部端轴上卸下且所有防护罩可靠固定。 2.1.4 确认吹灰器已全部退出且到位。 2.1.5 投入火灾监控装置，检查就地柜工作正常。 2.1.6 检查并确认消防水、冲洗水阀门关闭，系统无泄漏现象。 2.1.7 确认转子失速报警装置工作正常。 2.1.8 打开顶部导向轴承冷却水门。 2.2 空气预热器启动 2.2.1 投入转子失速报警装置。 2.2.2 关闭空气预热器烟气入口挡板。 2.2.3 启动主电机。 2.2.4 检查空气预热器转向正确，无异常。 2.2.5 打开空预器入口烟气挡板，打开空预器二次风出口挡板。 2.3 空气预热器运行维护 2.3.1 空气预热器“冷端综合温度”(烟气出口温度+空气入口温度)不低于138?;空气预热器烟 气入口温度?377?。 2.3.2 锅炉点火后，对预热器进行连续吹灰，直至全停油。正常运行中，每班吹灰一次。 2.3.3 空气预热器进、出口烟侧压差?1.4kPa时，应立即进行空气预热器吹灰。 2.3.4 检查外壳保温良好，本体无漏风、漏烟现象。 2.3.5 检查动静无磨擦、无异音。 2.3.6 检查冲洗水阀门关闭，系统无泄漏现象。 2.3.7 检查油位正常，检查上、下轴承温度,70?。 88 Q/188-105.01-2004 2.4 空气预热器的停止 2.4.1 对空气预热器进行吹灰。 2.4.2 停止送、吸风机。 2.4.3 关闭空气预热器烟气入口挡板、空气预热器一、二次风出口挡板。 2.4.4 当空气预热器入口烟气温度低于125?，停止空气预热器。 2.4.5 关闭转子失速报警装置。 2.5 空气预热器吹灰 2.5.1 检查吹灰蒸汽管路疏水正常，吹灰蒸汽压力1.0,1.6MPa，蒸汽温度?310?。 2.5.2 在锅炉启动投油期间，投入空气预热器连续吹灰。 2.5.3 有以下情况之一，应加强吹灰: 2.5.3.1 空气预热器烟气侧进出口压差?1.4kPa时。 2.5.3.2 锅炉燃烧不稳，投油助燃时。 2.5.3.3 尾部受热面泄漏时。 2.5.3.4 停炉前进行吹灰。 2.6 空气预热器水冲洗 2.6.1 该侧吸、送风机停止运行，在就地打至“低速”启动空气预热器以0.375rpm运行，关闭空 预器入口烟气挡板，关闭空预器出口一、二次门挡板。 2.6.2 空气预热器水冲洗应在停炉期间且空气预热器入口烟温降到70?进行。 2.6.3 冲洗前确认空气预热器烟气侧、一次风侧及二次风侧所有放水阀全部打开，管道畅通。 2.6.4 检查低压消防水系统运行正常，压力在0.6MPa，打开空预器水冲洗总门及各吹灰器水冲洗隔 离门。 2.6.5 就地控制投入空预器吹灰器，其顺序为先下后上，再上、下同时冲洗。 2.6.6 水冲洗期间，应确认放水管畅通。若不畅通则应立即停止水冲洗，并联系检修疏通放水管 路，待管路完全畅通后方可继续进行水冲洗。 2.6.7 联系化学人员化验水冲洗排水水质， 化验合格后，关闭空气预热器水冲洗水全部隔离门， 确保进水门无泄漏，然后关闭空气预热器烟气侧、一次风侧及二次风侧所有放水门。 2.6.8 空预器干燥采用自然风干，注意在空气预热器在未完全干燥的情况下，禁止打开空气预热器 风、烟挡板，以防再次粘灰。 3. 吸风机启停 3.1 吸风机启动 3.1.1 按通则部分规定执行吸风机启动前的检查。 89 Q/188-105.01-2004 3.1.2 确认吸风机电源已送上。 3.1.3 确认润滑油系统、轴承冷却风机电源已送上。 3.1.4 检查并投入吸风机电机油站运行: 3.1.4.1 检查油箱油位、油温正常。 3.1.4.2 打开压力表手动隔离门。 3.1.4.3 打开风机轴承供油门和冷油器进出油截止门及油泵出口门，关闭冷油器旁路门及各放油 门。 3.1.4.4 将滤油器的换向阀切到工作位置上。 3.1.4.5 检查油箱温度正常(30,40?)，油温低于30?时，电加热器自动投入，油温高于40? 时，电加热器自动停止。 3.1.4.6 选择和启动A(或B)油泵，投入B(或A)油泵“联锁”。 3.1.4.7 检查油泵出口压力、滤油器差压和冷油器出口油压正常。3.1.4.8 投入冷油器冷却水。 3.1.5 启动两台吸风机的轴承冷却风机。 3.1.6 所有未运行吸、送风机的出口挡板开启，入口静叶、动叶全开，建立自然通风道。 3.1.7 确认风机联锁保护装置投入。 3.1.8 检查吸风机电机轴承回油窗的回油正常。 3.1.9 吸风机启动条件满足: 3.1.9.1 油站A或B油泵运行。 3.1.9.2 至少有一台冷却风机正常运行。 3.1.9.3 吸风机入口静叶在最小位(0,)。 3.1.9.4 吸风机入口挡板全关。 3.1.9.5 吸风机出口挡板全开。 3.1.9.6 本侧空气预热器已投入运行。 3.1.9.7 吸风机轴承温度,70?。 3.1.9.8 吸风机电机润滑油站压力正常。 3.1.9.9 空预器入口烟气挡板开。 3.1.11 启动吸风机电机。 3.1.12 吸风机入口挡板开启。 3.1.13 调节吸风机静叶使炉膛负压保持在-125Pa左右，并检查: 3.1.13.1 吸风机运行无异音。 3.1.13.2 吸风机轴承温度,70?。 3.1.13.3 吸风机电机轴承温度,70?。 3.1.13.4 吸风机电机电流正常。 90 Q/188-105.01-2004 3.2 吸风机运行维护 3.2.1 运行中对吸风机电机润滑油、冷却水、轴承温度、吸风机电流等进行检查并定期记录。 3.2.2 检查吸风机振动值?4.6mm/s，无异音。确认风机不在喘振区工作。 3.2.3 检查油箱油位及油管路无泄漏，冷却器无泄漏。 3.2.4 检查过滤器差压指示,0.15MPa。当差压?0.15MPa时，切换为备用滤网工作，并联系检修清 理过滤器。 3.2.5 监视油箱油温指示在30,40?。 3.2.6 检查备用油泵处于良好备用状态，油泵应定期切换，切换时应注意润滑油压?0.25MPa。 3.2.7 冬季运行时，冷油器冷却水门应稍开防冻。 3.2.8 每月定期对吸风机电机油站油泵切换(以A泵运行，将A切为B运行为例)。 3.2.8.1 就地检查送风机油站控制柜，方式开关指示为“远控”和“1号泵工作，2号泵备用”。 3.2.8.2 通知DCS监盘人员，启动该吸风机电机油站B泵运行信号。 3.2.8.3 将方式开关“1号泵工作，2号泵备用”切换为“2号泵工作，1号泵备用”。 3.3 吸风机停运 3.3.1 逐渐关闭吸风机入口静叶。 3.3.2 停止吸风机电机。 3.3.3 关闭吸风机入口挡板。 3.3.4 吸风机停止2小时后，停止吸风机轴承冷却风机。 3.3.5 停运吸风机电机油泵。 3.4 吸风机在下列情况下必须紧急停止 3.4.1 吸风机振动速度值?7.1mm/s。 3.4.2 吸风机轴承温度急剧升高?90?时。 3.4.3 吸风机电机轴承温度急剧升高?80?时。 3.4.4 电机冒烟着火时。 3.4.5 危及人身和设备安全时。 4. 送风机启停 4.1 送风机启动 4.1.1 按通则部分规定执行送风机启动前的检查。 4.1.2 确认送风机电源已送上。 4.1.3 确认油系统电源已送上，并投入送风机油系统。 4.1.3.1 检查油箱油位正常。 91 Q/188-105.01-2004 4.1.3.2 检查油箱温度正常在20?,35?;油温低于20?，投入电加热器。 4.1.3.3 开启各压力表和压力开关手动隔离门，将滤网换向阀切至工作位置。 4.1.3.4 启动A(B)油泵，将B(A)油泵投“联锁”位置。 4.1.3.5 检查控制油压2.5,3.5MPa之间，润滑油压0.4,0.5MPa之间。 4.1.3.6 投入冷却器冷却水。 4.1.4 投入送风机电机润滑油系统。 4.1.4.1 检查油箱油位正常。 4.1.4.2 检查油箱温度30,40?之间;油温低于30?，投入电加热器。 4.1.4.3 开启各压力表和压力开关手动隔离门，将滤网换向阀切至工作位置。 4.1.4.4 启动A(B)油泵，将B(A)油泵投“联锁”位置。 4.1.4.5 检查润滑油压力?0.25MPa。 4.1.4.6 投入冷却器冷却水。 4.1.5 检查动叶液压调节装置，对可调动叶进行全开、全关试验，就地刻度盘和主控室指示相符， 然后将动叶置于关闭位置。 4.1.6 检查送风机启动满足以下条件: 4.1.6.1 送风机油站油温,20?。 4.1.6.2 送风机动叶控制油压,0.8MPa。 4.1.6.3 送风机油站油箱油位,75,油箱高度。 4.1.6.4 送风机油站油泵运行正常且,30S。 4.1.6.5 风机油站润滑油流量,3L/min。 4.1.6.6 送风机轴承温度,80?。 4.1.6.7 送风机电机轴承温度,70?。 4.1.6.8 送风机出口挡板已关。 4.1.6.9 送风机入口动叶已关。 4.1.6.10 本侧吸风机运行。 4.1.6.11 本侧空气预热器二次风出口挡板已开。 4.1.7 启动送风机。启A送风机，A送风机自动隔离，隔离完成后，A送风机启动，A侧送风机出口 挡板自动打开，待出口挡板全开后，调A吸风机调节挡板，维持炉膛负压-125Pa，开A送风 机动叶，当动叶离开全关位置后，B吸、送风机自动隔离。 4.1.8 并列启动吸风机步骤: 4.1.8.1 确认要并列的吸风机出口挡板全开，入口挡板全关，满足启动条件。 4.1.8.2 调整已运行吸风机静叶，使炉膛压力在-125Pa。 4.1.8.3 启动要并列的吸风机，入口挡板自动打开。 4.1.8.4 缓慢开启要并列吸风机的静叶，关小运行吸风机的静叶，保持炉膛压力在-125Pa不变。 92 Q/188-105.01-2004 4.1.8.5 当两台吸风机的静叶开度、电流基本相同时并列完毕，并根据负荷要求调节引风量，投吸 风机调节自动。 4.1.9 并列启动送风机步骤: 4.1.9.1 确认准备启动的送风机动叶和出口挡板全关，满足启动条件。 4.1.9.2 启动要并列的送风机，出口挡板自动打开。 4.1.9.3 缓慢开启要并列的送风机动叶，确认该送风机的风量、电流增加，相应关小已运行送风机 的入口动叶，保持总风量和大风箱压力基本不变。 4.1.9.4 当两台送风机动叶开度、电流及风量基本相同时，并列完成。 4.1.10 检查大风箱/炉膛差压在380Pa，投辅助风挡板自动。 4.2 送风机运行维护 4.2.1 正常运行中，送风机出口风压不得超过2.3KPa，如果由于空气预热器堵灰等原因不能维持风 压时，应降低机组出力。 4.2.2 当具备下列条件之一时，备用润滑油泵自动投入: 4.2.2.1 工作的润滑油泵故障跳闸。 4.2.2.2 控制油压?0.8MPa。 4.2.3 当具备下列条件时，送风机油站油箱内加热器自动投入或切除: 4.2.3.1 润滑油温度?20?，自动投入电加热器。 4.2.3.2 润滑油温度?35?，自动切除电加热器。 4.2.4 送风机严禁在喘振区工作，喘振报警时应立即关小调节动叶，降低送风机负荷运行，直至喘 振消失为止。发生喘振报警时应首先判明是否由进、出口挡板关闭所造成的，若是挡板关闭 引起，应立即开启挡板。 4.2.5 按规定检查、监视送风机润滑油、控制油系统的油压、油温、油量及风机轴承温度等参数正 常。 4.2.6 检查送风机振动不超过6.3mm/s。 4.2.7 检查油箱油位正常，油系统无泄漏。 4.2.8 检查送风机油站过滤器压差指示,0.15MPa。当压差,0.15MPa时应切换至备用过滤器，并联 系检修清洗过滤器(油站出口滤网后压力低至0.8MPa，延时20s跳送风机)。 4.2.9 检查风机、二次风系统、油系统、冷却水系统的仪表指示正常。 4.2.10 送风机油站油泵应定期切换，切换时应注意油压。切换方法(以A泵运行，将A切为B运行 为例): 4.2.10.1 就地检查送风机油站控制柜，方式开关指示为“远控”和“A泵运行、B泵备用”。 4.2.10.2 将方式开关由“A泵运行、B泵备用”切换为“B泵单独工作”。 4.2.10.3 将方式开关由“B泵单独工作” 切换为“B泵运行、A泵备用”。 93 Q/188-105.01-2004 4.2.11 送风机电机油站油泵应定期切换，切换时应注意油压。切换方法(以A泵运行，将A切为B 运行为例): 4.2.11.1 就地检查送风机油站控制柜，方式开关指示为“远控”和“开1备2”。 4.2.11.2 将方式开关“开1备2”切换为“开2备1”。 4.2.12 主要控制指标(见下表): 指 标 报警值 跳闸值 项 目 送风机电机轴承温度 70? 80? 送风机轴承温度 80? 90? 送风机润滑油压 正常运行0.1,0.8MPa 送风机控制油压 正常运行?2.5MPa 油箱油位 正常运行?75, 送风机油站油箱油温 ?20?投加器，?35?停加热器 送风机电机油站油箱油温 ?30?投加器，?40?停加热器 送风机润滑油量 ,3,4L/min 滤网前后压差 ?0.15 MPa，否则需要切换过滤器 送风机喘振值 2kPa 4.3 送风机停运 4.3.1 逐渐关闭需停运送风机的动叶。 4.3.2 关闭送风机出口挡板。 4.3.3 停止送风机。 4.3.4 根据要求停止送风机油站、送风机电机油站。 4.4 送风机在下列情况下必须紧急停止 4.4.1 送风机振动?8.1mm/s。 4.4.2 送风机或电机冒烟着火时。 4.4.3 送风机轴承温度急剧升高超过90?。 4.4.4 送风机电机轴承温度急剧升高超过80?。 4.4.5 危及人身和设备安全时。 5. 一次风机启停 5.1 一次风机的启动 5.1.1 按通则部分规定进行一次风机启动前的检查。 5.1.2 确认一次风机电源已送上。 94 Q/188-105.01-2004 5.1.3 确认一次风机电机油站电源已送上。 5.1.4 检查并投入一次风机电机油站运行: 5.1.4.1 检查油箱油位、油温正常。 5.1.4.2 打开压力表手动隔离门。 5.1.4.3 打开一次风机电机轴承供油门和冷油器进出油截止门及油泵出口门，关闭冷油器旁路门及 各放油门。 5.1.4.4 将滤油器的换向阀切到工作位置上。 5.1.4.5 检查油箱温度正常(30,40?)，当油温低于30?时，电加热器自动投入，当油温高于 40?时，电加热器自动停止。 5.1.4.6 启动A(或B)油泵，投入B(或A)油泵在“联锁”位置。 5.1.4.7 检查油泵出口压力、滤油器差压和冷油器出口油压正常。5.1.4.8 投入冷油器冷却水。 5.1.5 监视仪表的指示正常，联锁、保护装置投入。 5.1.6 检查一次风机电机轴承回油窗的回油正常。 5.1.7 一次风机的启动条件: 5.1.7.1 一次风机轴承温度,80?。 5.1.7.2 一次风机电机轴承温度,70?。 5.1.7.3 一次风机电机绕组温度,120?。 5.1.7.4 一次风机入口导叶关。 5.1.7.5 至少一台送风机运行。 5.1.7.6 一次风机出口冷、热一次风挡板已开。 5.1.7.7 空预器已运行。 5.1.7.8 无MFT。 5.1.8 一次风机启动: 5.1.8.1 启动一次风机电机油站。 5.1.8.2 关闭一次风机出口冷风电动门、一次风机出口热风电动门。 5.1.8.3 将入口调节挡板手动关闭。 5.1.8.4 启动一次风机。 5.1.8.5 打开一次风机出口冷风电动门，打开一次风机出口热风电动风门。 5.1.8.6 打开一次风机出口联络挡板。 5.1.9 以同样的方法启动另一台一次风机，均匀增加两台一次风机的出力，待母管压力?12.4kPa 时，将一次风机入口调节挡板投入自动。 5.2 运行调整及监视 5.2.1 一次风机运行时应将入口挡板投入自动，保持一次风母管压力12.4kPa以上。 95 Q/188-105.01-2004 5.2.2 检查一次风机电机润滑油温在30,40?，油压?0.25MPa。 5.2.3 检查一次风机轴承冷却水正常。 5.2.4 检查一次风机振动,8mm/s。 5.2.5 检查一次风机轴承温度,80?。 5.2.6 检查一次风机电机轴承温度,70?。 5.2.7 检查一次风机电机绕组温度,120?。 5.2.8 一次风机电机油站油泵应定期切换，切换时应注意油压。切换方法(以A泵运行，将A切为B 运行为例): 5.2.8.1 就地检查送风机油站控制柜，方式开关指示为“远控”和“开1备2”。 5.2.8.2 将方式开关“开1备2”切换为“开2备1”。 5.3 一次风机停运 5.3.1 将一次风机入口调节挡板由“自动”切为“手动”。 5.3.2 逐渐关闭一次风机入口调节挡板。 5.3.3 停止一次风机，关闭一次风机出口挡板。 5.3.4 关闭一次风机出口冷风挡板，关闭一次风机出口热风挡板。 5.4 一次风机在下列情况下必须紧急停止 5.4.1 一次风机振动?11mm/s。 5.4.2 一次风机或电机冒烟着火时。 5.4.3 一次风机轴承温度急剧升高?90?。 5.4.4 一次风机电机轴承温度急剧升高?80?。 5.4.5 危及人身和设备安全时。 6. 密封风机启停 6.1 密封风机的启动 6.1.1 按通则部分规定进行密封风机启动前的检查。 6.1.2 确认密封风机电源已送上。 6.1.3 打开密封风机轴承冷却水供、回水门。 6.1.4 密封风机的启动条件: 6.1.4.1 密封风机轴承温度?70?。 6.1.4.2 至少一台一次风机运行。 6.1.5 打开密封风机入口电动挡板，关闭密封风机出口挡板。 6.1.6 检查关闭密封风机入口调节挡板。 96 Q/188-105.01-2004 6.1.7 启动密封风机电机。 6.1.8 确认密封风机出口挡板开启，将密封风机入口调节挡板投入自动。 6.2 运行调整及监视 6.2.1 密封风机入口调节挡板自动状态良好，密封风压力大于磨煤机入口压力4kPa。 6.2.2 密封风机轴承润滑油油位正常，油质良好。 6.2.3 当密封风机入口滤网差压?1kPa报警时，应切换备用密封风机运行，清理滤网。 6.2.4 监视运行密封风机电机轴承温度,70?，运行密封风机轴承温度,70?。 6.3 密封风机的停止 6.3.1 将密封风机入口挡板由“自动”切为“手动”。 6.3.2 逐渐关闭密封风机入口调节挡板。 6.3.3 停止密封风机，关闭密封风机入口挡板。 7. 火检冷却风机的启停 7.1 火检冷却风机的启动 7.1.1 按通则部分规定进行火检冷却风机启动前的检查。 7.1.2 确认火检冷却风机电源已送上。 7.1.3 启动火检冷却风机，检查出口挡板开启。 7.1.4 检查火检冷却风压力,6.5kPa。 7.1.5 检查正常后，备用火检冷却风机投“自动”。 7.2 火检冷却风机运行维护 7.2.1 正常情况下保持一台火检冷却风机运行，另一台火检冷却风机置备用状态。 7.2.2 锅炉熄火后保持火检冷却风机运行，直至空气预热器入口烟温,50? 后停运火检冷却风机。 7.2.3 经常检查火检冷却风机入口滤网情况，当出口风压低于6.0kPa时，应及时进行火检冷却风 机切换同时联系检修人员清理滤网。 7.2.4 每月定期对火检冷却风机进行切换(以A风机切换为B风机运行为例): 7.2.4.1 就地检查火检冷却风机控制柜， “A风机运行”和“B风机备用”指示灯亮。 7.2.4.2 就地检查A火检冷却风机切换开关在“远方”和“备用”;B火检冷却风机切换开关在 “远方”和“备用”。 7.2.4.3 在DCS画面上解除B火检冷却风机联锁。 7.2.4.4 启动B火检冷却风机，检查B火检冷却风机运行正常。 97 Q/188-105.01-2004 7.2.4.5 停止A火检冷却风机运行，在DCS画面上投入A火检冷却风机联锁。 7.2.5 检查振动正常，电机温度正常。 7.3 火检冷却风机停运 7.3.1 检查符合停止条件，解除火检冷却风机联锁。 7.3.2 停止火检冷却风机。 7.3.3 若切换火检冷却风机运行，应将备用火检冷却风机启动后，再停止运行火检风机，将其投入 “备用”。 8. 炉水循环泵的启停 8.1 炉水循环泵的注水排空气 8.1.1 对炉水循环泵系统按检查卡检查完毕。 8.1.2 打开正常低压除盐冷却水供水总门(54)、炉水泵冲洗水冷却器低压冷却水入口门(56)、炉水 泵冲洗水冷却器低压冷却水出口门(57)、炉水泵电机冷却器低压冷却水入口门(58)、炉水泵 电机冷却器低压冷却水出口门(59)、炉水泵隔热体低压冷却水入口门 (78)、炉水泵隔热体 低压冷却水出口门 (79)、炉水泵隔热体低压冷却水流量开关出、入口门(76)，炉水泵隔热 体低压冷却水流量开关旁路门(77)关。 8.1.3 关闭炉水泵出口门(2)。 8.1.4 关闭炉水泵出口旁路门(8)。 8.1.5 打开炉水泵入口旁路门(8A) 、炉水泵入口排气门(11)、炉水泵进出口疏水总阀 (10)。 8.1.6 打开隔热体疏水阀 (21)。 8.1.7 关闭炉水泵腔室放水一次门(16)并上锁 ，打开凝结水供冲洗水母管总门(62)、凝结水供冲 洗水一、二次门(18)、炉水泵冲洗水滤网进、出口门 (13) 、炉水泵冲洗水及补水调节门 (15) 、炉水泵腔室放水二次门(22) 以接通充水管路。 8.1.8 调整炉水泵冲洗水及补水调节门(15)的开度，维持流量在6L/min进行管路冲洗，化验合格 后，关闭炉水泵腔室放水二次门(22)并上锁。 8.1.9 缓慢打开炉水泵冲洗水及补水滤网前、后隔绝门(23)、炉水泵冲洗水及补水总门(9)，对水 循环泵充入凝结水。 8.1.10 当炉水泵进出口疏水总门(10) 排出不含空气的水流时，关闭隔热体疏水阀 (21)。继续充 水当炉水泵进出口疏水总门(10) 再次排出不含空气的水，关掉炉水泵进出口疏水总门(10) 并上锁。继续充水当炉水泵入口排气门(11) 排出无空气的水流时，关掉炉水泵入口排气门 (11)。 8.1.11 炉水循环泵注水排空气操作结束后，锅炉上水前，打开炉水泵出口门(2)及炉水泵出口旁路 门(8)、隔热体疏水阀 (21)。 98 Q/188-105.01-2004 8.1.12 炉水循环泵停冲洗水时间:汽包压力达2.0MPa时，停炉水循环泵冲洗水。 8.1.13 炉水循环泵停冲洗水操作: 8.1.13.1 关闭三台炉水循环泵炉水泵冲洗水及补水总门(9)。 8.1.13.2 关闭三台炉水循环泵冲洗水及补水滤网前、后隔绝门(23)。 8.1.13.3 关闭三台炉水循环泵冲洗水及补水调节门(15)。 8.1.14 下列情况需连续注入炉水循环泵的冲洗水: 8.1.14.1 锅炉煮炉、酸洗、水洗时。 8.1.14.2 炉水太脏时。 8.1.14.3 电机高压冷却水泄漏时。 8.1.14.4 锅炉上水前至锅炉点火汽包压力达2.0MPa时。 8.1.14.5 锅炉放水前至锅炉放完水。 8.2 炉水循环泵启动 8.2.1 泵启动前的检查: 8.2.1.1 确认泵注水排空气完毕。 8.2.1.2• 检查所有仪表完好。 8.2.1.3 检查泵控制系统及差压变送器已投入。 8.2.1.4 汽包水位在+200mm。 8.2.1.5 对炉水循环泵电机测绝缘，绝缘电阻应,200MΩ。 8.2.2 炉水循环泵启动许可条件: 338.2.2.1 电机冷却器低压冷却水流量,7m/h，隔热体低压冷却水流量,1.4m/h。 8.2.2.2 泵壳体与入口集管温差,55?。 8.2.2.3 电机腔室温度在4?,50?。 8.2.2.4 炉水泵出口阀全开。 8.2.2.5 无跳闸指令。 8.2.3 炉水循环泵的启动 8.2.3.1 炉水循环泵安装或检修完注水排空气后的初次启动，方法是启动炉水循环泵运行5秒钟， 停运15分钟后再启动运行5秒钟，如此进行三次。 8.2.3.2 启动炉水循环泵电机。 8.3 炉水循环泵的正常运行维护 8.3.1 监视炉水循环泵电流?60A。 8.3.2 监视炉水循环泵出、入口差压,110.3kPa。 8.3.3 检查炉水循环泵电机腔室温度,60?。 8.3.4 当汽包水位低至-381mm时停止炉水循环泵。 99 Q/188-105.01-2004 338.3.5 检查炉水循环泵电机冷却器低压冷却水流量,7m/h，隔热体低压冷却水流量,1.4m/h。 8.3.6 检查除氧器上水泵良好备用。 8.3.7 检查泵组运行无异音。 8.3.8 检查系统无泄漏。 8.4 炉水循环泵的停运 8.4.1 炉水循环泵暂停作热备用: 8.4.1.1 停止炉水循环泵电机。 8.4.1.2 打开炉水泵出口阀 (2)开，保持正常低压除盐冷却水供水总门(54)、炉水泵冲洗水冷却器 低压冷却水入口门(56)、炉水泵冲洗水冷却器低压冷却水出口门(57)、炉水泵电机冷却器 低压冷却水入口门(58)、炉水泵电机冷却器低压冷却水出口门(59)、炉水泵隔热体低压冷 却水入口门(78)、炉水泵隔热体低压冷却水出口门 (79)、炉水泵隔热体低压冷却水流量 开关出、入口门(76)。 8.4.1.3 打开炉水循环泵入口旁路门(8A)、炉水循环泵出口旁路门(8)和炉水循环泵隔热体疏水门 (21)。 8.4.2 炉水循环泵处于冷态备用状态: 8.4.2.1 停止炉水循环泵电机。 8.4.2.2 打开炉水循环泵电机冷却器低压冷却水入口门(58)、炉水循环泵电机冷却器低压冷却水出 口门(59)。 8.4.2.3 打开炉水循环泵出口门(2)开，保持炉水循环泵入口旁路门(8A)、炉水循环泵出口旁路门 (8)和炉水循环泵隔热体疏水门(21)。 8.5 炉水循环泵的放水 8.5.1 检查炉水循环泵已停电。 8.5.2 检查锅炉水冷壁、本体内水已放净、炉水循环泵的冲洗水已停。 8.5.3 检查炉水循环泵泵壳温度、炉水循环泵入口集箱温度及炉水循环泵电机腔室温度均,60?。 8.5.4 打开炉水循环泵入口旁路门(8A)、炉水循环炉泵壳放水总门(10)、炉水循环炉隔热体放水门 (21)。 8.5.5 打开炉水循环泵冲洗水及补水调节门(15)、炉水循环泵冲洗水及补水滤网前、后隔绝门 (23)、炉水循环泵冲洗水及补水总门(9)，对炉水循环泵及电机进行冲洗，冲洗水流量为 33,5m/h，充水完毕后，关闭高压充水管路。 8.5.6 打开炉水循环泵电机腔室放水一、二次门(16) (22)。 8.5.7 关闭炉水循环泵电机冷却器低压冷却水入口门(58)、炉水循环泵电机冷却器低压冷却水出口 门(59)、炉水循环泵隔热体低压冷却水入口门(78)、炉水循环泵隔热体低压冷却水出口门 (79)。 100 Q/188-105.01-2004 8.6 炉水循环泵故障处理 8.6.1 发生下列任何一种情况，必须手动停止循环泵运行 8.6.1.1 汽包水位低至,381mm。 8.6.1.2 炉水循环泵电机腔室温度上升到65?。 8.6.1.3 炉水循环泵电机电流突然上升,60A或者指示到0。 8.6.1.4 炉水循环泵低压冷却水流量到0。 8.6.1.5 炉水循环泵高压冷却水回路中发生无法控制的泄漏。 8.6.1.6 炉水循环泵出入口差压?68.6kPa。 8.6.2 炉水循环泵电机腔室温度高的处理 8.6.2.1 给炉水循环泵注入高压清洗水。 38.6.2.2 检查检查炉水循环泵电机冷却器低压冷却水流量,7m/h，隔热体低压冷却水流量, 31.4m/h，管路无泄漏。 8.6.2.3 检查炉水循环泵电机有无泄漏，检查炉水循环泵冷却器内部有无泄漏。 8.6.2.4 检查炉水循环泵温度传感器及报警装置是否失灵。 8.6.2.5 启动除氧器上水泵，如果除氧器上水泵冷却水量不足，则停止故障炉水循环泵电机运行， 关闭炉水循环泵电机腔室低压冷却水供、回水门(58)、(59)。 8.6.2.6 炉水循环泵电机腔室温度?65:时，紧急停止炉水循环泵运行。 8.6.3 炉水循环泵电机高压冷却水系统泄漏的处理 8.6.3.1 尽可能保持泵运行，增大隔热体和电机腔室冷却器的冷却水量，漏泄严重时立即停止。 8.6.3.2 确认注水冷却器的冷却水完全投入，立即打开给水至炉水循环泵循环泵注水门，控制好流 量，使注水冷却器后的水温<49?。 8.6.3.3 如漏泄量大，可以加大给水至炉水循环泵的注水量，当电机内水温度到65?时，停止再循 环泵运行。继续加大注水量，要保证再循环泵电机内温度?65?。 8.6.4 炉水循环泵过滤器堵塞的处理 8.6.4.1 关闭冲洗水过滤器进、出口门(13)。 8.6.4.2 打开过滤器放水阀一、二次门(14)，放水后关闭。 8.6.4.3 对滤网清理后重新装上。 8.6.4.4 打开过滤器进口门(13)。 8.6.4.5 打开过滤器出口门(13)。 9. 燃油系统投停 101 Q/188-105.01-2004 9.1 注意事项 9.1.1 油区内应挂有“严禁烟火”的标志。 9.1.2 进入油区不准穿钉有铁掌的鞋子和易产生静电火花的化纤服装，交出火种并进行登记。 9.1.3 油区的一切电气设施应为防爆型。 9.1.4 油区内应保持清洁，无杂草，无油污，不准存放易燃易爆物品。值班员应经常巡视，防止 跑、冒、漏油。 9.1.5 卸油过程中，如油区上空遇雷击或附近发生火警，应立即停止卸油。 9.1.6 燃油设备检修需动火时，应办理动火工作票，并遵守公司动火管理规定。 9.1.7 油区内操作所用的所有工具，必须是具有防静电功能的铜制等有色金属制作。 9.1.8 油枪点火后，应检查着火情况，若发现没有点着或着火不良，应立即关闭进油阀，查明原因 并消除后，才能重新点燃油枪。 9.2 启动前的检查及准备 9.2.1 燃油泵房设备的联锁试验良好。 9.2.1.1 运行的启动炉供油泵跳闸,联启备用泵。 9.2.1.2 运行的供油泵跳闸,备用泵自启。 9.2.1.3 供油泵出口压力?3.0MPa,备用泵自启。 9.2.1.4 供油母管压力?3.0MPa低报警。 9.2.1.5 细滤网差压?0.1MPa高报警。 9.2.1.6 油罐油温?45?高报警。 9.2.1.7 油罐油温?48?高报警。 9.2.1.8 油罐油位?10m高报警。 9.2.1.9 油罐油位?1.8m低报警。 9.2.2 燃油泵房所有照明、电动机及开关均应符合防爆要求，消防设备齐全、完好，现场清洁。 9.2.3 检查所有油泵电机接地线良好，地脚螺栓紧固，手动盘车应无卡涩现象。 9.2.4 检查油罐油位指示准确，油位在1.8,10m。 9.2.5 检查辅助蒸汽压力在0.4Mpa，温度在250?。油温?10?时，投入油罐蒸汽加热器;油温? 40?时，停止油罐蒸汽加热器。 9.2.5 检查细滤网为两台运行一台备用;粗滤网一台运行一台备用。 9.2.6 检查各油泵轴承冷却水投入良好。 9.2.7 检查燃油系统各阀门开、关位置符合启动要求。 9.2.8 启动炉供油系统: 9.2.8.1 关闭启动炉供油泵出、入口门。 9.2.8.2 微开运行油罐供油门。 9.2.8.3 微开运行细滤网放空气门，排尽空气后关闭。 102 Q/188-105.01-2004 9.2.8.4 全开运行油罐供油门。 9.2.8.5 打开启动炉供油泵入口门。 9.2.8.6 开启启动炉至油罐回油门。 9.2.8.7 打开启动炉供油泵联络门，确认启动炉前油系统供油总门关闭。 9.2.9 供油系统: 9.2.9.1 关闭供油泵出、入口门。 9.2.9.2 微开要运行油罐供油门。 9.2.9.3 微开细滤网放空气门，排尽空气后关闭。 9.2.9.4 全开要运行油罐供油门。 9.2.9.5 打开供油泵入口门。 9.2.9.6 打开供油泵回油门。 9.2.9.7 开启供油泵再循环一、二次门，确认炉前油系统供油总门关闭。 9.2.10 卸油系统: 9.2.10.1 开启储油罐的进油阀门。 9.2.10.2 将卸油鹤管插入油槽车底部，通入蒸汽加热(冬季使用)。 9.2.10.3 打开卸油泵入口门，关闭卸油管截止门，开启蒸汽引虹阀门，待卸油管内充满蒸汽后， 关闭蒸汽引虹阀门，当蒸汽凝结成水形成真空后，开启卸油管截止阀，在真空作用下， 油槽车内的燃油被引到卸油泵内，当卸油泵出口处排污油阀门有油排出时，立即关闭排 污油阀门。 9.3 燃油系统的启动 9.3.1 启动炉供油泵: 9.3.1.1 确认启动炉炉前供油系统各阀门开、关位置符合点火启动的要求。 9.3.1.2 启动一台启动炉供油泵，检查运行正常。投入另一台启动炉供油泵联锁。 9.3.1.3 调节启动炉进回油联络门，维持启动炉炉前的油压在2.5MPa，进行油循环，待油循环 10,15分钟后，检查设备正常，汇报机组长，启动锅炉可以投油。 9.3.2 供油泵: 9.3.2.1 确认供油系统各阀门开、关位置正确。 9.3.2.2 启动一台供油泵，检查运行正常;然后启动第二台供油泵，投入第三台备用泵联锁。 9.3.2.3 调整再循环二次门开度，维持锅炉供油压力在3.5MPa，进行油循环，待油循环10,15分 钟后，检查设备正常，汇报机组长，锅炉可以投油。 9.3.3 卸油泵: 9.3.3.1 启动卸油泵，监视电流恢复正常，无异常现象，逐渐开启卸油泵出口阀门。 9.3.3.2 油槽车内的油卸完后，关闭卸油截止阀，及时停止卸油泵，不允许卸油泵空转，关闭卸油 泵出口阀门，抽出卸油鹤管，记录卸油的车号，油罐的前、后油位及卸油的数量。 103 Q/188-105.01-2004 9.3.3.3 当汽车来油时，若汽车来油在三辆以上时，可同时利用,1、,2、,3卸油鹤管进行卸 油。若只有一辆车时，关闭污油池至污油泵隔绝门、集油池至污油泵隔绝门，打开汽车卸 油至污油泵隔绝门，启动污油泵。 9.4 正常运行中的检查与维护 9.4.1 定期对系统进行全面检查。 9.4.2 严格监视油罐油位及油温正常，掌握油罐、管道及油泵的运行情况。 9.4.3 当发现油罐油位至最低油位1.8米时，应汇报机组长。如锅炉仍需用油，而运行油罐油位低 时，应立即切为备用油罐运行，切换程序为先开后关。 9.4.3.1 开备用罐的排污阀，将积水排净即关闭。 9.4.3.2 打开备用罐回油阀，缓慢关闭运行罐回油阀。 9.4.3.3 打开备用罐供油阀，缓慢关闭运行罐供油阀。 9.4.3.4 如要求停止油系统运行时，则应停止油泵运行。 9.4.4 油罐每月应开启排污阀放水一次，确认无积水后关闭。 9.4.5 维持锅炉房供油母管压力不低于3.5MPa，炉前油温40?。 9.4.6 检查细滤网差压,0.1MPa，备用泵处于良好备用状态。 9.4.7 油罐油温超过50?，要投入水喷淋冷却装置。 9.4.8 卸油时，要将油卸至备用油罐，不准同一油罐同时进行卸油和供油。 9.4.9 检查、监视燃油系统，防止跑、冒、滴、漏现象的发生。 9.4.10 污油池油位高时，应及时启动污油系统: 9.4.10.1 启动前的检查 9.4.10.1.1 检查污油泵、污水泵、抽吸泵、取样泵电动机接地及绝缘良好，转动机械地脚螺丝牢 固。 9.4.10.1.2 关闭污油泵至油罐隔离门。 9.4.10.1.3 打开污水泵口门开启、污油泵出口至隔油池隔离门。 9.4.10.1.4 当油温?10?时，将蒸汽加热器投入运行。 9.4.10.2 污油系统的运行: 9.4.10.2.1 当集水井水位高时，启动污水泵排至污油池。 9.4.10.2.2 当污油池液位高时，打开污油池至污油泵隔离门、污油泵至隔油池隔离门，关闭集油 池至污油泵隔绝门、污油泵至油罐隔离门，启动污油泵，将油打至隔油池。 9.4.10.2.3 隔油池内的油经处理后，净油回至集油池，污油回至油水分离器。 9.4.10.2.4 油水分离器分离后的油经抽吸泵打至集油池。 9.4.10.2.5 集油池油位高时，打开集油池至污油泵隔绝门、污油泵至油罐隔离门，关闭污油池至 污油泵隔离门、污油泵至隔油池隔离门。 9.4.10.2.6 污油池、集油池油位正常后，停止污油泵运行。 104 Q/188-105.01-2004 9.4.10.3 运行中的监视与维护: 9.4.10.3.1 冬季污油池内油温?10?时，应将加热器投入运行，油温不得超过50?。 9.4.10.3.2 检查污油池、集油池油位高低，及时启、停污油泵。 9.4.10.3.3 运行中严禁油池内污油溢流到管沟内。 9.4.11 燃油系统检修需要动火时，必须办理动火工作票，在对燃油系统进行隔离无误、蒸汽吹扫 结束后，才能进行动火工作。 9.5 油枪的投停 9.5.1 炉前油系统投入前的检查及准备: 9.5.1.1 炉前消防设备齐全、完好。 9.5.1.2 炉前油系统按检查卡检查完毕。 9.5.1.3 燃油调节阀、跳闸阀、再循环阀已经校验，动作正常。 9.5.1.4 炉前蒸汽吹扫压力0.6,1.6MPa，温度250?。 9.5.1.5 检查火检冷却风机至各油枪的火检冷却风门开度正常。 9.5.2 炉前燃油系统的投入: 9.5.2.1 确认供油泵运行正常，炉前燃油压力正常。 9.5.2.2 开启炉前油进油总门。 9.5.2.3 开启燃油跳闸阀、燃油再循环阀，进行油循环。 9.5.3 油枪的投入: 9.5.3.1 油枪投入的许可条件: 9.5.3.1.1 燃油压力在3.5MPa。 9.5.3.1.2 火检冷却风压,6kPa。 9.5.3.1.3 燃油跳闸阀开。 9.5.3.1.4 MFT复位。 9.5.3.1.5 OFT复位。 9.5.3.1.6 总风量,25,。 9.5.3.1.7 总风量?40,。 9.5.3.1.8 二次风箱/差压在0.38kPa。 9.5.3.1.9 油枪吹扫蒸汽压力0.6,1.6Mpa。 9.5.3.1.10 油阀开有火或油阀关无火。 9.5.3.2 油枪启动: 9.5.3.2.1 确认油枪启动许可条件满足。 9.5.3.2.2 投入油枪对应的辅助风挡板风自动，则挡板自动调节到60,。 105 Q/188-105.01-2004 9.5.3.2.3 按油枪启动按钮，则油枪对应的辅助风挡板先关到35,，此时油枪进到位，点火枪进到 位，点火枪打火，油枪油阀打开，如油枪着火，火检检测到火焰，则油枪对应的辅助风 挡板开到70,;如油枪没着火，则油枪对应的辅助风挡板开到60,。 9.5.4 油枪运行中的检查与维护: 9.5.4.1 检查炉前油压力正常在3.5MPa，燃油温度?10?时，投入燃油加热系统。 9.5.4.2 检查油管路和汽管路无泄漏。 9.5.4.3 检查运行中油枪的着火情况，若发现着火不良，及时退出消除缺陷。 9.5.4.4 停油枪后，应立即吹扫油管路，再退出油枪。 9.5.4.5 锅炉运行中检查油枪处于良好备用状态。 9.5.4.6 检查停运的油枪和点火枪应在退出位置。 9.5.4.7 锅炉正常运行时，应打开燃油跳闸阀和再循环阀，以保证在锅炉低负荷及燃烧不稳时能及 时投油助燃。 9.5.5 油枪的停止: 9.5.5.1 按油枪停止按钮。 9.5.5.2 检查油枪、点火枪吹扫后退出。 9.6 炉前燃油系统的停止 9.6.1 锅炉熄火后，关闭燃油跳闸阀，在确认燃油跳闸阀后无压力后，关闭燃油再循环阀、燃油压 力调节阀。 9.6.2 在吸、送风机停运前，关闭燃油供油手动总门、回油手动总门及所有油枪手动隔离门。 9.7 燃油系统的停止 9.7.1 启动炉供油泵: 9.7.1.1 解除启动供油泵联锁。 9.7.1.2 停止启动炉供油泵运行。 9.7.2 供油泵: 9.7.2.1 解除供油泵联锁。 9.7.2.2 停止供油泵运行。 9.7.3 卸油泵: 9.7.3.1 待油罐车内的油卸净后，停止卸油泵运行。 9.7.3.2 若继续卸油，待卸油鹤管插好后，可重新启动卸油泵。卸油完毕，停止卸油泵后应将卸油 平台至卸油鹤管截止门关闭(若汽车卸油，要关闭汽车卸油管至污油泵隔离门，关闭卸油 泵入口母管总门)，关闭油罐进油隔离门。 9.8 燃油系统的事故处理 106 Q/188-105.01-2004 9.8.1 紧急停止供油泵的条件: 9.8.1.1 电机冒烟时。 9.8.1.2 供油泵泵壳剧烈振动时。 9.8.1.3 供油泵泵体漏油严重及泵轴承冒烟时。 9.8.1.4 供油管破裂或发生火灾时。 9.8.2 供油泵故障 9.8.2.1 供油泵故障的现象: 9.8.2.1.1 油压下降。 9.8.2.1.2 电流大幅度摆动。 9.8.2.1.3 泵内有异音。 9.8.2.1.4 泵体温度上升。 9.8.2.1.5 轴承温度超限。 9.8.2.2 供油泵故障的原因: 9.8.2.2.1 检修质量不合格。 9.8.2.2.2 滤网损坏。 9.8.2.2.3 盘根太紧，轴承故障。 9.8.2.2.4 电气部分故障。 9.8.2.3 供油泵故障的处理: 9.8.2.3.1 立即启动备用泵，保持油压，停止故障泵，汇报机组长。 9.8.2.3.2 隔离故障泵，放净泵内积油，联系检修处理。 9.8.3 供油泵跳闸 9.8.3.1 供油泵跳闸的现象: 9.8.3.1.1 电机电流到零。 9.8.3.1.2 油压下降。 9.8.3.1.3 跳闸信号发出。 9.8.3.1.4 联锁投入时备用泵自启动。 9.8.3.2 供油泵跳闸的处理: 9.8.3.2.1 启动备用泵。 9.8.3.2.2 汇报机组长，查明原因，联系有关人员处理，恢复备用，并做好记录。 9.8.4 燃油泵房电源中断 9.8.4.1 燃油泵房电源中断的现象: 9.8.4.1.1 工作照明熄灭。 9.8.4.1.2 油泵停止运行，油压下降。 9.8.4.1.3 热工盘电源失去，压力及温度表指示到零。 9.8.4.2 油泵房电源中断的处理: 107 Q/188-105.01-2004 9.8.4.2.1 将停运泵的开关复位，将事故情况汇报机组长。 9.8.4.2.2 待电源恢复后，启动油泵供油。 9.8.5 油系统着火的处理: 9.8.5.1 燃油系统发现火情,立即发出火警信号，汇报机组长，并通知消防人员，讲明着火地点。 9.8.5.2 对有关管道进行隔绝，采取有效的灭火措施，防止火势蔓延，值班人员应根据火情进行灭 火，必要时立即停止油泵运行。 9.8.5.3 油罐发生火情，投入泡沫灭火系统和水喷淋冷却装置。关闭着火油罐的进、出口油阀，并 将备用油罐投入运行。如果油泵房着火，严重时切断电源，关闭油罐出油阀及回油阀。利 用就地灭火器材进行灭火。 9.8.5.4 电机着火时，应立即切断电源，用四氯化碳灭火器灭火。 附录:燃油泵房泡沫灭火系统 一、概述 燃油泵房消防系统采用低倍数泡沫固定式液上自动喷射灭火系统，泡沫混合液供给的流量是6.0L/min，连续供给时间30min。在泡沫消防间布置两台PMG50型泡沫罐，两个PHY48型压力比例混合器，两套ZSFM,150型雨淋阀，每个油罐顶设有两个PC8型固定式泡沫产生器泡沫喷口。燃油泵房内还设有6个PQD8型泡沫枪，油罐区设有6个泡沫消防栓。 系统的启动为:当油罐发生火灾时，灭火控制柜接到分布在保护区内探测器发出的火灾报警信号后，手动确认并启动雨淋阀上的电磁阀，系统运行，油罐顶喷出泡沫将火熄灭。 在灭火过程中，对着火油罐和相邻油罐同时进行水冷却，油罐冷却采用固定式水幕冷却，冷却喷水流量0.6L/min.m,，每个油罐的水幕冷却系统设1套雨淋阀装置，雨淋阀安装在泡沫消防间内。消防给水管道在油罐四周环状布置，管径为DN250，并设有室外地下式消防栓，消防栓设在距油罐15m以外。 二、液面自动喷射灭火系统参数 泡沫罐 泡沫罐型号 PMG50 泡沫罐型式 固定压力式 泡沫罐容积 5000L 泡沫喷射时间 30min 泡沫喷射流量 6.0L/min.m, 比例混合器 比例混合器型号 PHY48型 混合液流量 48L/s 供水压力 0.6,1.2MPa 混合比 6, 108 Q/188-105.01-2004 进出口压降 0.05MPa 泡沫液类型: 蛋白泡沫液 其它 泡沫产生器 PC8固定式 数量 4个 雨淋阀型号 ZSFM,150型 数量 2套 泡沫枪型号 PQD8 数量 6个 制造 西安新竹防灾救生设备有限公司 三、泡沫灭火设备及系统工作原理 PMG50型泡沫液贮罐，采用双轴向PVC涂层布制造的高强度、高弹性、高柔性薄壁橡胶胶囊内胆存放泡沫液，低压消防水在胶囊外，与泡沫液隔离开，灭火后剩余的泡沫液仍可使用。 PHY48型压力比例混合器，采用文丘里原理。泡沫液储罐进水管处的压力高于泡沫液进液口处的压力，在这个压力作用下，等体积水就可将等体积泡沫液从储罐中置换出来供给比例混合器，在比例混合器中与水按比例混合成泡沫液供系统使用。 当油罐发生火灾时，首先开启低压消防泵，低压消防水经过泡沫比例混合器使水和泡沫液按6,的比例混合，形成泡沫混合液，通过管路输入到泡沫产生器，由泡沫产生器的吸气口吸入空气形成泡沫，通过导流罩沿油罐内壁淌至燃烧的油面上，产生厚厚的一层泡沫覆盖在油面上，将火窒息扑灭。 四、泡沫消防系统的启动 1. 定期检查和试验: 1.1 月检:每月对电动低压消防泵和柴油低压消防泵进行一次启动试验，试验后保持其处于良好备 用状态。 1.2 季检:对泡沫消防系统进行外观检查完好无损，无锈蚀，各阀门灵活可靠。 1.3 年检:对泡沫消防系统管道进行全部冲洗。对泡沫消防系统所有的设备、管道、附件的全面检 查，对泡沫液的检查更换，对系统进行喷射泡沫试验。试验结束后，系统进行冲洗并恢 复到正常备用状态。 1.4 半年检查:对胶囊进行一次检漏试验。试验方法是打开排水门，检查排水是否有泡沫液。 1.5 每班检查 1.5.1 检查泡沫混合器与泡沫罐的密封良好、无锈蚀、阀门开关正确。 1.5.2 检查泡沫产生器是否有异物，发现后应及时清理。 1.5.3 检查泡沫管道无锈蚀和机械损伤。 2. 泡沫消防系统的启动 2.1 当火警控制柜接到分布在油罐温度测点报警信号后，运行人员确认火警控制柜报警。 2.2 启动低压消防水泵。 2.3 在火警控制柜上手动启动着火油罐泡沫雨淋阀和两个消防水冷却雨淋阀上的电磁阀，系统运行。 109 Q/188-105.01-2004 2.4 若运行人员发现油罐着火时，应在泡沫间就地启动低压消防水泵，打开着火油罐泡沫雨淋阀和 两个消防冷却雨淋阀上的手动泄压阀盖，拉下手动泄压阀，系统运行。 3. 泡沫消防系统的停止 3.1 当泡沫灭火结束后，检查关闭所有雨淋阀上的电磁阀和手动泄压阀，合上手动泄压阀盖。 3.2 根据情况停止低压消防水泵。 3.3 对使用的泡沫罐补充泡沫液，保证处于良好备用状态。 10. 制粉系统投停 10.1 启动前的检查与准备 10.1.1 检修后设备周围的垃圾、杂物和易燃物品应清理干净，脚手架应拆除，照明应良好。 10.1.2 启动前应按检查卡对整个系统全面检查，各阀门挡板位置正确。 10.1.3 检查试验各风门、挡板灵活，传动装置动作良好，开度指示正确。 10.1.4 检查各回转设备:磨煤机、磨煤机润滑油泵、磨煤机高压油泵、给煤机、磨煤机大齿轮喷 射润滑装置、大齿轮罩密封风机。 10.1.4.1 靠背轮已连接好，安全罩牢固良好。 10.1.4.2 地脚螺丝牢固。 10.1.4.3 电机接地线良好。 10.1.4.4 各设备的轴承油位正常，油系统处于可投入状态，磨煤机油系统的截止阀全部打开，磨 煤机润滑油箱已注油至正常油位且油质合格、润滑油箱油温正常，磨煤机大齿轮喷射润 滑装置油位正常且油质合格、油温正常。 10.1.5 检修后(新安装)的设备应进行试运转，检查转动方向正确，电流正常。 10.1.6 检修后(新安装)的设备应做联锁试验，并正确可靠。 10.1.7 检查磨煤机、给煤机的密封风及各设备冷却水系统均处于投入状态。 10.1.8 给煤机送电后，微处理机键盘指示灯指示正确，运行方式置“REMOTE”位。 10.1.9 检查原煤仓内有足够的贮煤。 10.1.10 检查制粉系统内无自燃现象，检查各检查孔和人孔关闭。 10.1.11 检查磨煤机料位检测系统、慢动装置正常，制粉系统充惰装置、灭火装置处于良好的备用 状态。 10.1.12 通知热工人员，检查仪表及自动装置，并投入运行。 10.2 启动 10.2.1 允许投粉的条件: 110 Q/188-105.01-2004 10.2.1.1 一次风压在12.4kPa。 10.2.1.2 一次风机A或B运行。 10.2.1.3 空气预热器A或B运行。 10.2.1.4 二次风温?177?。 10.2.2 磨煤机主电机启动条件: 10.2.2.1 无MFT信号。 10.2.2.2 一次粉管吹扫挡板全关。 10.2.2.3 “油站允许启动”磨煤机。 10.2.2.4 磨煤机一次风/炉膛差压在12.4KPa。 10.2.2.5 磨煤机前轴承润滑油压,0.1Mpa。 10.2.2.6 磨煤机后轴承润滑油压,0.1Mpa。 10.2.2.7 磨煤机油站油温,45?。 10.2.2.8 磨煤机前轴承温度,50?。 10.2.2.9 磨煤机后轴承温度,50?。 10.2.2.10 磨煤机电机前轴承温度,90?。 10.2.2.11 磨煤机电机后轴承温度,90?。 10.2.2.12 磨煤机电机绕组温度,140?。 10.2.2.13 磨煤机PASOD关。 10.2.2.14 冷一次风调节挡板全开。 10.2.2.15 热一次风调节挡板全关。 10.2.2.16 给煤机停止。 10.2.2.17 足够的点火能量(负荷?50,BMCR，或负荷?50,BMCR但邻近层油枪投入)。 10.2.3 给煤机启动条件: 10.2.3.1 给煤机在远方位。 10.2.3.2 给煤机入口门开。 10.2.3.3 给煤机出口门开。 10.2.3.4 磨煤机密封风压力?3.0kPa。 10.2.3.5 磨煤机主电机运行。 10.2.3.6 磨煤机一次风关断门PASOD开。 10.3 磨煤机启动 10.3.1 检查并关闭以下挡板: 10.3.1.1 磨煤机一次风关断挡板PASOD。 10.3.1.2 磨煤机容量风挡板。 10.3.1.3 磨煤机旁路风挡板。 111 Q/188-105.01-2004 10.3.1.4 分离器出口挡板BSOD。 10.3.1.5 给煤机入口门。 10.3.1.6 给煤机出口门。 10.3.1.7 一次粉管吹扫挡板。 10.3.1.8 磨煤机热一次风调节挡板。 10.3.2 检查打开磨煤机冷一次风调节挡板。 10.3.3 启动磨煤机润滑油系统，检查润滑油压、油温正常，启动#1、#2高压油泵，检查高压油压 正常。 10.3.4 启动密封风机，检查密封风机运行正常，投密封风机联锁。打开磨煤机密封风挡板。 10.3.5 打开DE侧吹扫风挡板，吹扫1min。 10.3.6 关闭DE侧吹扫风挡板。 10.3.7 打开NDE侧吹扫风挡板，吹扫1min。 10.3.8 关闭NDE侧吹扫风挡板。 10.3.9 打开磨煤机分离器出口挡板BSOD。 10.3.10 发出磨煤机惰化请求。(若停磨时已彻底烧空，此步可跳过) 10.3.11 启动磨煤机主电机。 10.3.12 打开磨煤机一次风关断挡板PASOD。 10.3.13 交替关小磨煤机冷一次风调节挡板、开大磨煤机热一次风调节挡板。 10.3.14 调节磨煤机容量风挡板、磨煤机旁路风挡板。 10.3.15 进行磨煤机预暖，时间约10min。 10.3.16 当磨煤机分离器出口温度达到65?时，打开给煤机出口门。 10.3.17 启动给煤机。 10.3.18 打开给煤机入口门。 10.3.19 启动结束。 10.4 磨煤机的停止 10.4.1 将给煤机转速切至手动，并逐渐降低给煤机出力直至降至最低。 10.4.2 根据需要，关闭给煤机入口门。 10.4.3 停止给煤机。 10.4.4 关闭给煤机出口门。 10.4.5 保持一次风容量风量40t/h，进行10分钟吹扫。 10.4.6 关闭磨煤机容量风挡板，关闭磨煤机旁路风挡板。 10.4.7 关闭一次风关断挡板PASOD。 10.4.8 停止磨煤机电机。 10.4.9 关闭分离器出口挡板。 112 Q/188-105.01-2004 10.4.10 关闭磨煤机密封风门。 10.4.11 停止结束。 10.5 运行调整及监视 10.5.1 当增投磨煤机增负荷时，应逐步增加给煤量，直到磨煤机负荷与其它正在运行的磨煤机负 荷相等，然后将磨煤机控制放到“自动”位置上。 10.5.2 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，避免引起其它磨煤机风量突变。 10.5.3 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。 10.5.4 如果机组减负荷使运行给煤机转速降为最大转速的40%时，一般应切除最上层磨煤机。 10.5.5 一台磨煤机切除后，其它运行磨煤机的给煤机转速应相应增加，以维持负荷下降平稳。当 运行的给煤机转速再次下降到最大转速的40%时，以同样方式再停最上层一台磨煤机。磨煤 机停运前应对磨煤机进行吹扫，待煤粉排空且磨煤机出口温度降低后，再停磨煤机。 10.5.6 如果负荷减到仅需要两台磨煤机运行，且给煤机转速降到50%以下时，则与运行煤粉喷嘴层 相邻的油枪必须投入，以保证着火稳定。运行人员应根据经验判断，如需对着火稳定燃 烧，在任何情况下都应投入助燃油。 10.5.7 调整磨煤机负荷时应保证各部位密封风差压正常。 10.5.8 正常情况下采用双进双出的运行方式，若设备有问题时，在原煤水份不大于10%时，可采用 单进双出运行方式，两侧温差不超过8?。采用单进单出时，不运行的一侧要有10%的容量 风量，5%的旁路风量。正常运行时，磨煤机出口温度控制在?75?。 10.5.9 注意监视磨煤机两端的一次风量是否一致，严格按磨煤机一次风量曲线调整磨煤机一次风 量，防止煤粉管道堵，并注意检查PASOD是否关小。 10.5.10 磨煤机油系统工作正常，检查润滑油箱油位、油温正常、油质合格，油温低于30?，须投 入电加热器，油温高于40?，须停止电加热器，油温超过45?，投入冷油器运行，润滑 油温度40?，自动停冷却水。润滑油过滤器前后压差大于0.15MPa时，应及时切换过滤 器，联系检修清过滤器滤网。检查大齿轮喷射装置正常、油温在30?,35?，油箱油位正 常并且油位有下降趋势、油质合格，每小时检查一次大齿轮喷油情况，检查大齿轮密封风 机工作正常。 10.5.11 依据运行磨煤机电流，当磨煤机电流降至108A时，应及时联系检修人员对磨煤机进行加 装钢球，所加装钢球直径为φ50，加装结束后，要在MIS系统上记录磨煤机添加钢球量和 磨煤机电流的变化情况。 10.5.12 磨煤机正常运行过程中，应注意监视磨煤机料位及电耳指示正常、磨煤机分离器进、出口 压差正常，防止分离器堵塞，检查磨煤机料位每15分钟吹扫一次。 113 Q/188-105.01-2004 10.5.13 磨煤机正常运行过程中，应注意监视磨煤机轴瓦温度，当磨煤机轴瓦温度达到50?时，应 适当减少给煤量，降低磨煤机出口温度运行，并应立即联系检修和热控人员检查处理，如 果轴瓦温度继续上升至55?时，立即停止磨煤机运行。 10.5.14 检查磨煤机大、小齿轮轴承、磨煤机减速箱轴承、辅传电机减速箱油位正常。 10.5.15 在冬季，对于停运的磨煤机应注意系统防冻。 10.5.16 磨煤机一次风量调整曲线: 一 次100% 风 旁80%量 路容风量 风 40%磨煤机出力100%10.5.17 磨煤机煤位与电流对应曲线: 磨 煤 机最大电流电 流空载启动电流 运行点 磨内存煤量(煤位)10.6 给煤机 10.6.1 给煤机运行中应检查以下项目: 1) 给煤机皮带无跑偏现象，称重指示正常。 2) 给煤机观察孔清洁，给煤机内照明良好。 3) 称重托辊转动正常，辊子上无结煤。 4) 给煤机内无杂物或大块煤堵塞。 5) 皮带清理刮板完好，运行正常。 6) 就地控制盘显示正常，无报警信号，煤量显示累计工作正常。 7) 运行人员不可对给煤机机械设备和微机控制系统进行调整工作。发现异常情况应及时联系 检修或热控人员处理。 114 Q/188-105.01-2004 8) 当发现给煤机皮带跑偏时，应立即将给煤机停运。 10.6.2 单侧给煤机的运行: 1) 将2台给煤切至手动控制。 2) 逐渐减少待停给煤机转速至最低，停止给煤机。 3) 逐渐增加运行侧给煤机转速，注意监视磨煤机两端出口温度的变化，如一端温度降低过 快，应适当降低运行给煤机的出力，待温度回升后，再逐渐增加给煤量。 4) 根据负荷，调整磨煤机容量风控制挡板，保持磨煤机两侧温差不超过8?。 10.7 磨煤机大牙轮喷油系统操作 10.7.1启动前的检查 10.7.1.1 检查各部分坚固零件是否有松动现象。 10.7.1.2 空压机各轮脚支点是否全部落地。 10.7.1.3 空压机油位面是否保持在中间红色圆圈范围内。 10.7.1.4 空压机皮带松紧是否适当，皮带轮是否可以用手轻易转动。 10.7.1.5 空压机的旋转方向是否正确。 10.7.1.6 油箱中是否已添加润滑油。 10.7.1.7 用手拨动油泵电动机转子是否灵活。 10.7.1.8 油泵电动机的旋向是否正确。 10.7.1.9 液压、气动元件及管路是否已安装好。 10.7.1.10 检查电源电压是否与铭牌相符。 10.7.1.11 检查电气线路连接是否有误，有无漏接、虚焊或松动现象。 10.7.1.12 检查接地装置是否妥善。 10.7.1.13 测量电动机相间及对地绝缘电阻，不得低于0.5兆欧，若低于此值，必须进行干燥。 10.7.2 操作程序 10.7.2.1 开启空气压缩机上的空气阀门。 10.7.2.2 按规定时间调整各数显时间继电器的时间参数。 10.7.2.3 选择工作方式 指令开关拨到左侧位置为自动工作状态，中间位置为手动工作状态，右侧位置为本装置 与主机处于联动工作状态。 10.7.2.4 打开电控箱门，将空气开关(ZK1、ZK2、ZK3、ZK4)合闸。 10.7.2.5 本装置则在指令开关所选择的运行方式开始工作。 10.7.3 使用注意事项 10.7.3.1 空压机未经注油绝对不准开车。 10.7.3.2 请勿在空压机转动时添加润滑油。 10.7.3.3 空气开关ZK1合闸状态，不准接触三角皮带传动装置，以防止发生安全事故。 115 Q/188-105.01-2004 10.7.3.4 油泵装置不得在无油情况下运转。 10.7.3.5 气压系统漏气或气压低于0.3MPa，必须立即排除故障，否则将会导致空气压缩机运转不 停。 10.7.3.6 要防止润滑油中进入污物，颗粒性机械杂质混入油中是引起故障的主要原因。 10.7.3.7 贮气罐安全阀的设定压力最高不得超过0.8 MPa。 10.7.3.8 装置停止使用必须将空气开关拉断，以确保安全。 10.7.3.9 凡是新装大齿轮或停机30天以上者，工作开始时，必须手动控制喷气、喷油三个小循 环;累计喷油时间60秒以上，然后进行自动循环。 10.8 磨煤机蒸汽充惰系统的操作 10.8.1 检查锅炉辅助蒸汽联箱压力在1.0,1.6MPa。 10.8.2 打开锅炉辅助蒸汽联箱至磨煤机充惰手动隔离门。 10.8.3 在磨煤机启动、停止过程中，检查磨煤机分离器出口门已全开，打开磨煤机充惰电动门， 进行充惰2,3分钟后，关闭磨煤机充惰电动门。 10.8.4 在MFT时，应对跳闸的磨煤机投入磨煤机蒸汽充惰，但必须关闭磨煤机分离器出口门。 11. 汽包双色水位计投停 11.1锅炉冷态时双色水位计投运步骤: 11.1.1 确认水位计检修工作结束，照明良好，就地检查水位计各部完好。 11.1.2 全开汽、水侧一、二次门，关闭放水门。 11.1.3 水位计投用后出现汽水分界面不清等情况时，应对水位计进行冲洗，如冲洗不能恢复正 常，应联系检修人员处理。 11.2 锅炉热态时双色水位计投运步骤: 11.2.1 确认水位计检修工作结束，照明良好，就地检查水位计各部完好。 11.2.2 确认水位计汽、水侧一、二次门在关闭位置，放水门在开启位置。 11.2.3 全开汽、水侧一次门，适当开启汽侧汽侧二次门进行水位计预热15,20分钟。 11.2.4 关闭水位计放水门，使水位计充满凝结的水。 11.2.5 逐渐交替开启汽、水侧二次门，直至全开。 11.3 双色水位计的冲洗: 11.3.1 关闭汽、水侧二次门。 11.3.2 逐渐开启水位计放水门。 11.3.3 适当开启水位计汽侧二次门对水位计进行冲洗。 116 Q/188-105.01-2004 11.3.4 汽侧二次门开启保持30秒后，关闭放水门。 11.3.5 若水位计仍不清晰，可重复以上操作直至冲清为止。 11.3.6 水位计冲洗干净后，关闭放水门，全开汽、水侧二次门。 11.4 双色水位计隔离操作步骤: 11.4.1 缓慢交替关闭汽、水侧二次门。 11.4.2 逐渐开启水位计放水门。 11.4.3 关闭汽侧一次门、水侧一次门，并分别挂牌。 11.5 双色水位计运行注意事项 11.5.1 就地检查水位计时，应站在水位计的侧面，不可正对。 11.5.2 水位计严重泄漏或爆破时，立即关闭隔离门。若不能隔离，需关闭汽侧一次门时应戴防护 面罩和绝热手套，并看准工质喷射方向绕道接近隔离点，汽雾弥漫看不清工质喷射方向 时，严禁进行隔离操作，要立即汇报领导，请示降负荷或停炉。 11.5.3 进行水位计各项操作时应缓慢进行，不可正对水位计进行操作。水位计隔离后，应及时联 系检修处理，不可长时间停运。 11.5.4 用于控制的水位变送器和水位开关运行中需隔离时，应做好防止自动控制和保护误动作的 安全措施，然后在热控人员监护下进行。 12. 暖风器投停 12.1 暖风器投停原则 12.1.1 锅炉在启动时，要在送风机启动后投运暖风器。 12.1.2 锅炉在正常运行中，当空气预热器冷端综合温度(入口风温与出口烟温之和)?138?时， 投运暖风器。 12.1.3 在下列运行条件下，应投入暖风器，以维持所需要的空气预热器冷端综合温度。 12.1.3.1 高加解列时。 12.1.3.2 煤油混烧时。 12.1.3.3 锅炉启动时。 12.1.3.4 在环境温度较低时。 12.2 暖风器投入前检查 12.2.1 各表计齐全，指示正确，暖风器出口风温和疏水箱水位调节装置在手动位置。 12.2.2 疏水泵电机接地线良好，安全罩牢固，地脚螺丝紧固。 12.2.3 检查暖风器、疏水箱、疏水泵正常，各阀门位置符合启动要求。 117 Q/188-105.01-2004 12.3 暖风器的投运 12.3.1 打开低温辅汽联箱到一、二次暖风器管道疏水门。 12.3.2 微开低温辅汽联箱到暖风器电动调节门，疏水暖管。 12.3.3 暖管结束后关闭疏水门。 12.3.4 开启A、B侧暖风器入口电动调节阀后管道疏水阀，开启暖风器入口电动调节阀前截阀，关 闭A、B侧暖风器入口电动调节阀后压力平衡阀，微开暖风器入口电动调节阀，疏水暖管。 12.3.5 暖管结束后关闭A、B侧暖风器入口电动调节阀后管道疏水阀，开大A、B侧暖风器入口电 动调节阀。 12.3.6 打开A、B侧暖风器疏水至疏水箱总阀，微开暖风器各组进口手动截阀，疏水暖管结束后， 逐渐开大各组进口手动截阀。 12.3.7 打开A、B侧暖风器入口电动调节阀后压力平衡阀，暖风器投入运行。 12.3.8 疏水排至定排扩容器，待化学化验疏水品质合格后，开启疏水泵出、入口阀，启动一台疏 水泵，将疏水送至除氧器，投入备用疏水泵联锁，关闭至定排扩容器疏水阀。 12.5 暖风器运行维护 16.5.5.1 暖风器入口蒸汽母管压力正常，无振动。 16.5.5.2 暖风器疏水系统无振动、无漏汽。 16.5.5.3 暖风器疏水泵运行正常。 16.5.5.4 疏水箱水质不合格时，禁止排向除氧器。 12.6 暖风器停运 12.6.1 将暖风器出口风温调节装置切换为手动，缓慢关闭暖风器入口电动调节阀及前截阀。 12.6.2 开启A、B侧暖风器入口电动调节阀后管道疏水阀，关闭暖风器入口蒸汽的各手动隔绝阀。 12.6.3 关闭A、B侧暖风器入口电动调节阀后压力平衡阀。 12.6.4 待疏水箱水位降至低水位时，停止疏水泵;关闭疏水箱至除氧器水位调节阀后隔离阀。 12.6.5 将疏水箱去定排扩容器的疏水阀开启，将疏水存水放净。 12.6.6 关闭暖风器出口疏水总阀及疏水箱至定排扩容器的疏水阀。 13. 锅炉吹灰器操作 13.1 吹灰应具备的条件 13.1.1 锅炉运行正常，燃烧工况稳定。 13.1.2 进行炉膛吹灰器及烟道吹灰器的吹灰，锅炉负荷应?70,MCR，且主、再热汽温稳定。13.1.3 炉膛压力正常，吸、送风机运行工况稳定，吸风机尚有调节余地。 118 Q/188-105.01-2004 13.1.4 本体吹灰减压站和空预器吹灰减压站无故障。 13.2 吹灰器系统的检查 13.2.1 吹灰器系统的检修工作结束,已办理工作票终结手续。 13.2.2 对检修过的吹灰器,应在就地手动试转,确认其工作正常。 13.2.3 吹灰器控制系统完好,各热工定值和机械定值正确。 13.2.4 确认吹灰蒸汽管道及支吊架完好，安全阀外观完好。 13.2.5 吹灰蒸汽系统启动前的检查和操作完成。 13.2.6 V92型吹灰器的检查 13.2.6.1 控制箱完好，各齿轮啮合及间隙正常。 13.2.6.2 进汽管法兰连接固定及密封完好。 13.2.6.3 马达外壳接地线完好。 13.2.6.4 螺纹管外观完好、无锈蚀，螺纹管在退出位置。 13.2.6.5 传动小齿轮轴、小齿轮与大齿轮啮合及润滑完好。 13.2.6.6 减速箱内油位正常。 13.2.7 PS-SL型吹灰器的检查。 13.2.7.1 检查吹灰器安装位置正确。 13.2.7.2 吹灰器前吊挂固定点在锅炉上就位后，吹灰器应能与炉壁一起移动。炉壁的水平热膨胀 引起吹灰器轴线的偏移，由吹灰器后部支吊承受。 13.2.7.3 在锅炉冷态时，吹灰管应呈倾斜状态，而在锅炉热态时，吹灰管应呈水平状态。 13.2.7.4 进、退限位开关的位置正确。 13.2.7.5 减速箱油位正常。 13.2.7.6 马达外壳接地线完好，驱动齿轮及齿条啮合、润滑完好，导向滚轮能在导杆上自由滑 动。 13.3 吹灰器的投用 13.3.1 程序吹灰方式 13.3.1.1 将LCD切换到吹灰流程图画面，按程序启动按钮。 13.3.1.2 选择需要运行的程序，程序开始运行。 13.3.1.3 打开吹灰汽源电动门。 13.3.1.4 打开吹灰管道疏水门，减压站开始暖管。 13.3.1.5 当疏水管道温度达到235?时，暖管结束，关闭疏水门。 13.3.1.6 调节吹灰蒸汽压力在1.5,2.5MPa，吹灰器开始工作。 13.3.1.7 当在吹灰器运行期间出现故障，程序将中断运行。待故障消除后，程序恢复运行。 13.3.1.8 一旦吹灰器运行完成，就关闭吹灰汽源电动门。 119 Q/188-105.01-2004 13.3.2 手动吹灰方式: 13.3.2.1 打开吹灰汽源电动门。 13.3.2.2 打开吹灰蒸汽疏水门，减压站开始暖管。 13.3.2.3 当疏水管道温度达到235?时，暖管结束，关门吹灰蒸汽疏水门。 13.3.2.4 吹灰蒸汽压力正常后，按下需要的吹灰器按钮，吹灰器开始工作。 13.3.2.5 当在吹灰器运行期间出现故障，程序将中断运行。待故障消除后，程序恢复运行。 13.3.2.6 吹灰器运行完成，关闭吹灰汽源电动门。 13.4 吹灰器投运的注意事项 13.4.1 吹灰器投运时，应特别注意炉膛压力和汽温的变化。 13.4.2 吹灰器投运时若发现吹灰器故障，应立即检查吹灰器退出，防止吹损受热面。吹灰器未退出 前必须保证有蒸汽流动，以防吹灰器损坏。 13.4.3 吹灰顺序:锅炉如进行全面吹灰，应先进行空预器吹灰，再进行炉膛吹灰和烟道受热面的吹 灰，最后再进行一次空预器吹灰。 13.4.4 进行炉膛吹灰时，应自上而下进行吹灰，即按A层 ? B层 ? C层 ? D层 ? E层的程 序，每一层按先吹前、后墙，再吹两侧墙的顺序。 13.4.5 烟道受热面吹灰时，按烟气流向逐对进行。 13.4.6 炉膛中易积灰的区域，可增加该区域吹灰器的吹灰次数。 13.4.7 吹灰过程中，严禁打开检查孔、人孔门进行人工除焦或观察燃烧情况。 13.4.8 当吹灰结束以后，应就地全面检查所有吹灰器都已经完全退出。 13.4.9 吹灰周期 13.4.9.1 锅炉正常运行时，每周一、三、五白班进行炉膛吹灰器吹灰，每周二、四、六白班进行 炉膛吹灰器吹灰，每班对空预器进行一次吹灰。 13.4.9.2 锅炉启动点火期间和停炉投油时，空预器应进行连续吹灰。 13.4.9.3 锅炉启动时，当负荷?70,及停炉减荷前，都应对所有受热面进行一次全面吹灰。 13.4.10 空预器的吹灰汽源运行方式 13.4.10.1 锅炉正常运行时，空预器吹灰汽源来自分隔屏出口集箱。 13.4.10.2 在锅炉启动期间及负荷?30,时，空预器的吹灰汽源应使用来自本炉锅炉辅助蒸汽联箱 的汽源。 13.4.10.3 进行空预器吹灰时，空预器吹灰的两路汽源，严禁并列运行。 13.5 吹灰器的定期检查 13.5.1 检查汽源压力在1.5,2.5MPa。 13.5.2 开始吹灰前，检查吹灰器正常完好。对有缺陷的吹灰器，应禁止投入运行。 13.5.3 吹灰器运行期间，检查各个吹灰器密封完好，如发现吹灰器卡、吹灰器退不到位，应及时 联系检修处理。 120 Q/188-105.01-2004 13.5.4 检查汽源安全阀没动作。 13.5.5 检查所有仪表门没泄漏。 13.5.6 当MFT时，吹灰程序会自动中断，退出所有吹灰器并切断汽源。 锅炉MFT信号复位前，闭 锁所有吹灰器投入。 14. 辅助蒸汽系统投停 14.1 辅助蒸汽参数和供汽范围: 14.1.1 高压辅助蒸汽联箱: 辅汽压力:0.8MPa 辅汽温度: 320? 汽源:启动锅炉房、四段抽汽、冷再热蒸汽。 四抽蒸汽量:40t/h 供汽范围: 化学用汽;轴封用汽;小机用汽、除氧器加热、。 14.1.2 低温辅助蒸汽联箱: 辅汽压力:0.38MPa 辅汽温度: 238? 汽源:高压辅助蒸汽联箱、五段抽汽 五抽蒸汽量:60t/h 供汽范围: HVAC系统;锅炉暖风器系统。 14.1.3 锅炉辅助蒸汽联箱: 辅汽压力:1.6MPa 辅汽温度: 320? 汽源:启动锅炉房、冷再热蒸汽、高压辅汽联箱、邻炉锅炉辅汽联箱。 供汽范围:空气予热器启动时的吹灰; 磨煤机蒸汽消防系统;炉前燃油蒸汽吹扫系统。 14.2 系统投运前检查和准备 14.2.1 确认辅汽系统的电动门完好。 14.2.2 确认仪用空气压力正常，气动阀动作灵活、正确。 14.2.3 高、低压辅汽母管安全门校验合格。 14.2.4 检查系统中所有热工仪表齐全、完好、指示正确。 14.2.5 检查凝结水系统投运、压力正常。 14.2.6 检查和开启辅汽系统上所有疏水门及疏水器前后隔离门。 14.2.7 检查所有辅汽用户均在切断状态。 14.2.8 检查启动锅炉供汽压力正常1.0MPa，温度在250?以上。 14.2.9 检查#1、2机组辅汽母管联络门关闭。 121 Q/188-105.01-2004 14.2.10 按阀门检查卡，确认辅汽系统检查完毕。 14.2.11 检查冷再供辅汽电动隔离门关。 14.2.12 检查四抽供辅汽电动隔离门关。 14.2.13 检查辅汽疏水调节门前后隔离门关，旁路门关，疏水至地沟门开。 14.3 辅汽系统暖管投运 14.3.1 微开启动锅炉供#1机辅汽母管隔离门进行暖管。 14.3.2 确认各疏水器动作正常，各疏水点疏水畅通。 14.3.3 暖管应缓慢进行、注意辅汽母管无振动。 14.3.4 缓慢全开启动锅炉供#1机辅汽母管隔离门，检查辅汽母管压力在0.8,1.0MPa之间，可根 据机组启动和辅汽用户需求，投入各辅汽用户。 14.3.5 辅汽母管正常投运后，检查辅汽母管压力、温度正常。 14.3.6 当辅汽正常运行后疏水由地沟切至凝汽器运行。 14.4 由冷再热蒸汽向辅汽母管供汽 14.4.1 在启动阶段,当冷再热蒸汽压力,0.8 MPa时，根据需要可切换由冷段向辅汽母管供汽。 14.4.2 开启冷段至辅汽供汽管道疏水调整阀前后隔离门，确认疏水畅通。 14.4.3 开启冷段至辅汽调节阀后隔离门。 14.4.4 开启冷段至辅汽调节阀电动隔离门。 14.4.5 缓慢开启冷段至辅汽压力调节阀暖管，注意辅汽管道无振动，将压力调节阀投入自动，维 持辅汽母管压力正常。 14.4.6 根据运行工况和值长命令、关闭启动锅炉至#1机组辅汽总门。 14.5 由四段抽汽向辅汽母管供汽 14.5.1 当四段抽汽参数正常,0.6MPa，可投入四抽向辅汽母管供汽。 14.5.2 开启四抽至辅汽电动门、隔离门前后疏水门，疏水放尽后关闭。开启四抽至辅汽联箱电动 门，检查辅汽母管压力正常。 14.5.3 根据运行工况和值长命令，关闭启动锅炉供机组辅汽总门或冷再供辅汽隔离门。 14.6 辅汽母管停用 14.6.1 检查机组辅汽母管上所有用户均已停止用汽、进汽门均已关闭，方可停用辅汽母管。 14.6.2 确认冷再热蒸汽至辅汽调节阀及调节阀前后隔绝阀已关闭。 14.6.3 确认四段抽汽至辅汽电动门、隔离门已关闭。 14.6.4 确认辅汽疏水调节阀前后隔离门及旁路门关闭。 14.6.5 关闭启动锅炉供辅汽联箱隔离门。 122 Q/188-105.01-2004 14.6.6 开启系统有关疏水门。 15. 启动锅炉启停 15.1 启动锅炉的启动 15.1.1锅炉本体检查: 15.1.1.1 全面检查锅炉设备无异常缺陷，检修工作票已收回，安全围栏及脚手架已拆除。 15.1.1.2 检查锅炉本体各人孔门、看火孔、吹灰孔完好严密。 15.1.1.3 检查燃烧室内的水冷壁管无变形，受热面应清洁。 15.1.1.4 烟道保温、炉耐火砖、燃烧器完好。 15.1.1.5 检查安全阀应完好，无卡涩、杂物、锈垢。 15.1.1.6 各风门挡板、水汽阀门开关灵活，关闭严密，指示正确。 15.1.1.7 锅炉各表计齐全完整。 15.1.1.8 所有楼梯通道的照明充足，无杂物。 15.1.1.9 按锅炉启动检查卡的要求检查各阀门、风门挡板。 15.1.2 锅炉辅机检查: 15.1.2.1 检查吸风机、送风机、给水泵的地脚螺丝、联轴器螺丝紧固，保护罩完整牢固。 15.1.2.2 检查吸风机、给水泵轴承冷却水畅通，温度计齐全。 15.1.2.3 电动机接地线良好。 15.1.2.4 给水泵出、入口门、吸、送风机入口调节挡板调节灵活，指示位置正确。 15.1.3 燃油系统的检查: 15.1.3.1 检查燃油系统严密无泄漏，炉前油压不低于2.5MPa。 15.1.3.2 所有电动门、调节门、电磁阀及手动门均开关灵活，指示位置正确。 15.1.3.3 油枪连接良好，油枪雾化片完好。 15.1.3.4 燃油系统与蒸汽系统的压力表、温度表齐全正确。 15.1.4 启动前的试验: 15.1.4.1 试验所有电动门、挡板的远方操作，动作方向正确，位置指示与就地相符。 15.1.4.2 设备事故按钮试验:分别按下各设备的事故按钮，相应设备跳闸信号报警，设备跳闸， 红灯灭，绿灯闪光，然后将开关复位。 15.1.4.3 报警及跳闸试验: 15.1.4.3.1 汽包水位高70mm，报警。 15.1.4.3.2 汽包水位低-40mm，报警。 15.1.4.3.3 汽包水位低?-65mm，联关燃油电磁阀。 15.1.4.3.4 燃油进油压力低?1.6Mpa，联关燃油电磁阀。 15.1.4.3.5 给水压力低?1.3Mpa，报警。 123 Q/188-105.01-2004 15.1.4.3.6 汽包压力高?1.42Mpa，报警。 15.1.4.3.7 主汽压力高?1.44Mpa，联关燃油电磁阀。 15.1.4.3.8 吸风机跳闸，锅炉跳闸。 15.1.4.3.9 送风机跳闸，锅炉跳闸。 15.1.4.3.10 火检指示无火，联关燃油电磁阀。 15.1.2 启动炉点火前的准备工作 15.1.2.1 锅炉上水 15.1.2.1.1 关闭锅炉各疏、放水门，关闭给水泵出口门、给水调节门旁路门、给水调节门。 15.1.2.1.2 打开给水泵轴承冷却水门，检查回水正常，打开给水泵入口门、给水调节门前后隔离 门、省煤器入口给水门、汽包放气门。 15.1.2.1.3 检查储水箱内的水源充足。 15.1.2.1.4 启动给水泵，慢慢开启给水泵出口门，按出口压力表指示控制泵出口压力。上水温度 一般在40?,50?，最高不超过70?。上水时间夏季不少于1小时，冬季不少于2小 时。当水位到达水位计的最低可视水位时，停止进水。校对就地与盘上水位计一次， 指示相符。 15.1.2.2 燃油系统打循环 15.1.2.2.1 打开启动锅炉房内进、回油联络门，启动炉供油泵投入运行。 15.1.2.2.2 检查关闭各油枪进、回油门，吹扫门、进油调节阀旁路门。 15.1.2.2.3 检查开启进油总门，进油调节阀前、后隔绝门。 15.1.2.2.4 检查关闭油枪自用蒸汽一、二次门，打开压缩空气至燃油系统油枪吹扫隔离门。 15.1.3 点火 15.1.3.1 接到值长点火命令，经全面检查锅炉无异常后，进行点火。 15.1.3.2 启动吸风机，待电流恢复后，调节烟气出口挡板，保持炉膛负压-100Pa。 15.1.3.3 启动送风机，待电流恢复后，打开各油枪总风门、二次风门，调节风量,70%BMCR，并维 持炉膛负压在-100Pa，进行炉膛吹扫5-10分钟。 15.1.3.4 炉膛吹扫后，关闭各油枪总风门，减小送风压力到700,900Pa，进行油枪点火。(点火采 用人工点火)。 15.1.3.5 打开一只油枪的吹扫阀，吹扫1分钟后关闭。 15.1.3.6 将就地火检控制箱火检切至“点火”位置，运行人员将需投入油枪火检切至“投入”位 置。 15.1.3.7 将油枪进到位，打开燃油电磁阀。 15.1.3.8 按下控制箱上的“燃烧器点火按钮”，高能点火枪放电，打开油枪进油阀，油枪喷油着 火，缓慢打开总风门，高能点火枪断电。 15.1.3.9 如点火失败，立即关闭油枪进油阀，炉膛吹扫5分钟后再重新点火。 15.1.3.10 根据情况逐步投入其它油枪，调节送风量，调节各油枪总风门及二次风门。 124 Q/188-105.01-2004 15.1.4 锅炉升温升压 15.1.4.1 在升压过程中，检查调整燃烧工况，使受热面均匀受热。 15.1.4.2 升压过程中注意监视调整水位、主汽温度。 15.1.4.3 升压过程中的操作: 15.1.4.3.1 汽包压力升至0.05,0.1MPa时，关闭汽包放空气门并冲洗水位计。 15.1.4.3.2 汽包压力升至0.05,0.1MPa时，冲洗压力表。 15.1.4.3.3 汽包压力升至0.2,0.3MPa时，对锅炉全面检查一次。 15.1.4.3.4 汽包压力升至0.3,0.4MPa时，进行排污。 15.1.4.3.5 汽包压力升至0.8MPa时，进行暖管。暖管时间在夏季为30分钟，冬季为1小时。 15.1.4.4 通知化学人员化验蒸汽品质。 15.1.4.5 压力升到1.25MPa时，对锅炉全面检查一次。 15.1.5 锅炉送汽条件: 15.1.5.1 蒸汽品质经化验合格。 15.1.5.2 蒸汽温度340,360?。 15.1.5.3 蒸汽压力1.0,1.25MPa。 15.1.5.4 锅炉已连续进水。 15.1.5.5 至主厂房送汽管道隔离门前疏水完毕。 15.2 启动锅炉运行中的维护与调整 15.2.1 启动锅炉运行与调整的主要任务: 15.2.1.1 保持锅炉的蒸发量满足机组对辅助蒸汽的需要。 15.2.1.2 保持正常的汽温、汽压;保证蒸汽品质合格。 15.2.1.3 均衡进水，并保持正常水位。 15.2.1.4 保持燃烧稳定、良好，提高锅炉效率。 15.2.1.5 保证锅炉安全运行。 15.2.2 运行参数控制范围: 序号 项 目 单 位 数 值 备 注 1 额定蒸发量 t/h 35 2 主汽压力 MPa 1.25 4 过热器出口汽温 ? 350 6 给水温度 ? 20 7 上汽包水位 mm 0 报警值，70mm，,40 mm。 125 Q/188-105.01-2004 8 给水压力 MPa 2.0 9 炉膛出口烟温 ? 1058 10 锅炉管束出口烟温 ? 394 11 排烟温度 ? 165 12 给水硬度 mg/l ?0.03 13 给水PH值(25?) ?7 14 炉水PH值(25?) 10-12 15 燃油消耗量 t/h 2.69 16 油压 MPa 2.5 17 给水泵轴承温度 ? ,75 15.2.3 锅炉水位调整: 15.2.3.1 锅炉给水均匀,并维持汽包水位正常。 15.2.3.2 水位以差压水位计指示进行调整。 15.2.3.3 锅炉给水时应对照给水和蒸汽流量,保持进水均衡平稳。 15.2.3.4 运行中应经常监视，调整给水压力，保持给水压力大于锅炉压力0.4MPa。 15.2.3.5 定期排污时注意监视水位变化。 15.2.3.6 在运行中应保持水位计指示正确，清晰易见，照明充足。 15.2.3.7 定期对照就地水位指示，发现问题及时通知有关人员处理。 15.2.4 汽温、汽压的调整 : 15.2.4.1 在运行中过热器出口压力正常波动范围为1.0,1.25MPa。 15.2.4.2 过热蒸汽温度350?，允许波动范围?10?。 15.2.4.3 锅炉负荷变化时，应保持汽温稳定。 15.2.5 锅炉燃烧调整: 15.2.5.1 负荷的调节幅度要缓慢，增加负荷时，先增加风量，然后加大进油量;反之，当减小负 荷时，先减少进油量，然后再减小风量。在加大或减小风量时，要保持10%的过剩空气 量。 15.2.5.2 从看火孔的白色玻璃观察火炬，呈麦黄色;混浊或过于白亮，表明空气量过小或过大。 15.2.5.3 如果第一次点火失败，则应迅速切断油源，熄灭点火装置，并进行炉膛吹扫，其时间不 小于10分钟，然后方可进行第二次点火。 15.2.5.4 为保证锅炉燃烧稳定及水循环的正常，锅炉蒸发量不应低于额定蒸发量的50%。 15.2.5.5 在运行中发现燃烧不正常时，应检查下列项目: 15.2.5.5.1 风量是否充足。 126 Q/188-105.01-2004 15.2.5.5.2 油压和油温是否正常，过滤器是否阻塞。 15.2.5.5.3 油枪是否漏油、磨损或堵塞。 15.2.5.5.4 油系统各阀门位置是否正确，动作是否灵活。 15.2.6 锅炉排污: 15.2.6.1 为了保持受热面内部的清洁，避免发生汽水共腾和汽水品质恶化，必须对锅炉进行排 污。 15.2.6.2 连续排污:正常运行时，连续排污应投入并根据化学人员要求进行调整。 15.2.6.3 进行排污时，应加强对锅炉水位的监视。 15.2.6.4 在排污过程中，如果发生锅炉故障，应立即停止排污。 15.3锅炉的停止及停炉后的保养 15.3.1锅炉停止: 15.3.1.1 接到值长停炉命令后，立即对锅炉进行全面检查，并做好缺陷记录。 15.3.1.2 逐个退出油枪，根据燃烧情况调节燃油压力和送风量，并根据汽压下降情况关小供汽 门。 15.3.1.3 关闭加药门、连续排污门、取样门。 15.3.1.4 缓慢关闭油枪进油阀和回油阀，停止油枪。 15.3.1.5 所有油枪停运后，关闭燃油进油电磁阀、调节阀及进油手动隔绝门，供、回油手动总 门。 15.3.1.6 锅炉灭火后，关闭供汽门，打开供汽门前疏水门，并汇报值长。 15.3.1.7 停炉后，保持25%BMCR的风量，进行炉膛吹扫，时间为5,10分钟。 15.3.1.8 吹扫完毕后，关闭送、吸风机入口挡板，停止送风机运行，停止吸风机运行，关闭所有 油枪总风门。 15.3.1.9 停炉后，待水位上至最高可见水位后，关闭给水门，若锅炉不需要补水时，停止给水 泵。 15.3.1.10 停炉30分钟后，关闭供汽门前疏水门。 15.3.2 停炉后冷却: 15.3.2.1 在停炉4,8小时内关闭所有的人孔门和烟风挡板。 15.3.2.2 4,8小时后，可打开烟道挡板自然通风，并进行上水、放水。 15.3.2.3 8,10小时后，可增加上放水次数加强冷却。 15.3.2.4 炉水温度降至70,80?时，锅炉压力降至零，开启汽包放空气门和放水门。 15.3.2.5 汽压未降至零、电源未切断前，必须继续对锅炉进行监视。 15.3.3 停炉后的保养: 15.3.3.1 三天以上的停炉，锅炉采用热力保养，维持锅炉压力0.05,0.1MPa，使炉水温度高于 127 Q/188-105.01-2004 100?以上。可定时启动锅炉来维持。 15.3.3.2 停炉时间在1,3个月的，采用湿式保养或干式保养。 15.3.3.3 湿式保养 15.3.3.3.1 将化学药品与除盐水混合后，上水至上汽包中心线处，停止上水，然后通过过热器反 冲洗管将除盐水上至上汽包放空气门溢水为止，关闭所有阀门。 15.3.3.3.2 采用湿法保养必须保持锅炉房内的环境温度在5?以上。 15.3.3.4 干式保养: 15.3.3.4.1 停炉时间较长的，宜采用干法保养，采用充气保养时，应在清除水垢和泥渣后，使受 热面干燥，然后充入氮气或氨气，氮气或氨气的压力应保持在0.05MPa以上。 15.3.3.4.2 当汽包压力降至0.2MPa时，打开所有放水门、疏水门、排汽门、空气门，利用锅炉余 热烘干。 15.4 事故处理 15.4.1 紧急停炉:遇有下列情况之一，应立即停止锅炉运行: 15.4.1.1 汽包水位达,65mm，保护不动作。 15.4.1.2 所有水位计全部损坏。 15.4.1.3 炉管爆破，不能保持正常水位。 15.4.1.4 燃料在烟道内燃烧，排烟温度急剧升高。 15.4.1.5 锅炉灭火。 15.4.2 请示停炉:遇有下列情况之一，应请示停炉: 15.4.2.1 炉管及承压部件泄漏。 15.4.2.2 蒸汽温度超过允许值，调整无效。 15.4.2.3 汽水品质严重超过标准，经处理无效。 15.4.2.4 风机、给水泵、供油系统故障，严重影响正常运行。 15.4.3 锅炉满水 15.4.3.1现象 15.4.3.1.1 汽包水位高于正常水位，水位高报警信号出现。 15.4.3.1.2 过热蒸汽温度下降。 15.4.3.1.3 给水流量不正常地大于蒸汽流量。 15.4.3.1.4 严重满水时，蒸汽管内发生水冲击。 15.4.3.2原因 15.4.3.2.1 给水调节故障。 15.4.3.2.2 水位计、蒸汽流量表、给水流量表指示不正确，使运行人员误判断。 15.4.3.2.3 给水压力突然升高。 128 Q/188-105.01-2004 15.4.3.3处理 15.4.3.3.1 对照给水压力、蒸气流量和给水流量，验证就地水位计的正确性。 15.4.3.3.2 给水调节阀故障，则用给水泵出口门，控制给水流量。 15.4.3.3.3 水位达+70mm，检查事故放水门打开。 15.4.3.3.4 汽温低于300?时应打开供汽疏水门。 15.4.4 锅炉缺水 15.4.4.1现象 15.4.4.1.1 汽包水位低于,40mm，水位低报警信号出现。 15.4.4.1.2 给水流量不正常地小于蒸汽热量(炉管泄漏则现象相反)。 15.4.4.1.3 严重时过热汽温度升高。 15.4.4.2原因 15.4.4.2.1 给水调节故障。 15.4.4.2.2 水位计、蒸汽流量表、给水流量表指示不正确，使运行人员误判断。 15.4.4.2.3 给水压力降低。 15.4.4.2.4 给水管、水冷壁管道破裂。 15.4.4.2.5 排污量过大或排污管道、阀门泄漏。 15.4.4.3 处理:发现水位低于允许值时，按下列步骤处理: 15.4.4.3.1 验证就地水位计的正确性。 15.4.4.3.2 开大给水调节阀，增加给水量。 15.4.4.3.3 采取上述措施后水位仍继续下降至-65mm时，锅炉灭火保护应动作。此时关闭供汽门。 15.4.5 过热器管泄漏 15.4.5.1 现象 15.4.5.1.1 蒸汽流量不正常地小于给水流量。 15.4.5.1.2 炉膛正压增大，严重时烟道等不严密处向外喷汽和冒烟。 15.4.5.1.3 过热器处有泄漏声。 15.4.5.2 原因 15.4.5.2.1 设计、制造、安装质量不合格或材质不良。 15.4.5.2.2 蒸汽品质不合格、管内结垢腐蚀。 15.4.5.2.3 长期超温或间断严重超温，使管壁过热损坏。 15.4.5.2.4 燃烧不正常，火焰偏斜或延长，致使烟温过高。 15.4.5.3 处理 15.4.5.3.1 加强汽温、水位的监视，适当降低锅炉压力维持短时间运行，请示停炉。 15.4.5.3.2 如泄漏严重，必须立即停炉，以防吹损邻近的过热器管子，引起事故扩大。 15.4.5.3.3 停炉后应维持炉膛压力以排出炉内烟气和蒸汽。 15.4.6 蒸汽或给水管道损坏 129 Q/188-105.01-2004 15.4.6.1 现象 15.4.6.1.1 管道轻微泄漏时，保温潮湿、冒汽、滴水或有泄漏声。 15.4.6.1.2 管道爆破时，发生巨响，并有大量汽、水喷出。 15.4.6.1.3 蒸汽或给水压力下降。 15.4.6.1.4 蒸汽或给水流量变化异常。 15.4.6.2 原因 15.4.6.2.1 管材不良、管道制造安装、焊接质量不合格，或设计不当影响自由膨胀。 15.4.6.2.2 管道长期超温运行，蠕胀超过标准。 15.4.6.2.3 投运时暖管不充分，造成严重水冲击。 15.4.6.2.4 冲刷磨损和管壁腐蚀造成泄漏。 15.4.6.3 处理 15.4.6.3.1 如管道损坏不严重，能够维持锅炉运行且不致很快扩大事故时，可调整各运行参数在 正常范围内，汇报值长，申请停炉。 15.4.6.3.2 如汽水管道损坏严重，无法维持正常运行或威胁人身设备安全时，应立即停炉。 15.4.7 管道水冲击 15.4.7.1 现象 15.4.7.1.1 给水或蒸汽管道水冲击时，压力大幅度波动。 15.4.7.1.2 有水冲击声，严重时管道强烈振动。 15.4.7.2 原因 15.4.7.2.1 压力温度发生剧烈波动。 15.4.7.2.2 给水管道充水时未排尽空气，操作过快，流量过大。 15.4.7.2.3 蒸汽管道通汽充压前暖管不充分，疏水未排尽或操作过快。 15.4.7.2.4 给水管道逆止门动作不正常。 15.4.7.2.5 蒸汽温度过低或蒸汽带水。 15.4.7.3 处理 15.4.7.3.1 给水管道发生水冲击时，可适当降低给水流量，若不能消除时关闭给水门，并开启空 气门，排出空气后重新投入。 15.4.7.3.2 蒸汽管道发生水冲击时，开启蒸汽管道疏水门。 15.4.7.3.3 在管道水冲击消除后，立即检查管道系统情况，发现缺陷及时消除。 15.4.8 锅炉灭火 15.4.8.1 现象 15.4.8.1.1 炉膛无火。 15.4.8.1.2 水位瞬时下降而后上升。 15.4.8.1.3 蒸汽压力、蒸汽温度下降。 15.4.8.2 原因 130 Q/188-105.01-2004 15.4.8.2.1 锅炉负荷过低。 15.4.8.2.2 油枪或油过滤器堵塞。 15.4.8.2.3 油质不合格或雾化不良。 15.4.8.2.4 自动装置失灵或保护误动作，燃油中断。 15.4.8.2.5 炉管严重爆破。 15.4.8.3 处理 15.4.8.3.1 检查燃油进油电磁阀关闭。 15.4.8.3.2 关闭各油枪进油手动门。 15.4.8.3.3 保持汽包水位略低于正常水位。 15.4.8.3.4 关闭减温水，开启过热器疏水门。 15.4.8.3.5 炉膛吹扫5,10分钟，以排除燃烧室内的可燃物。 15.4.8.3.6 查明灭火原因，消除后重新点火。 14.4.9 烟道内二次燃烧 14.4.9.1 现象 15.4.9.1.1 排烟温度急剧升高。 15.4.9.1.2 烟道及炉膛压力急剧变化。 15.4.9.1.3 从烟道人孔门等不严密处向外冒烟或火星。 15.4.9.2 原因 15.4.9.2.1 燃烧调整不当，风量不足或负压过大。 15.4.9.2.2 油枪雾化不良或严重漏油。 15.4.9.2.3 长期低负荷运行，燃烧不完全，在烟道内积存了大量可燃物。 15.4.9.3 处理 15.4.9.3.1 发现烟气温度不正常升高或排烟温度不正常升高时，应立即查明原因，加强燃烧调 整。 15.4.9.3.2 如果燃料在烟道内发生再燃烧，排烟温度急剧上升到200?时,按下列规定处理: a、立即停炉。 b、严密关闭烟风系统挡板,紧闭炉膛、烟风道各孔门，严禁通风。 C、确认无火源后,开启吸、送风机通风5,10分钟重新点火。 15.4.10 启动炉动力电源中断 15.4.10.1 现象 15.4.10.1.1 动力电流表的指示回零。 15.4.10.1.2 锅炉蒸汽流量、汽压、汽温、水位均急剧下降。 15.4.10.1.3 电动机跳闸，绿灯闪光，事故报警响。 15.4.10.1.4 锅炉灭火。 15.4.10.2 处理 131 Q/188-105.01-2004 15.4.10.2.1 将停运电动机操作开关复位,并立即报告值长。 15.4.10.2.2 关闭各油枪进油手动门。 15.4.10.2.3 关闭主汽门。 15.4.10.2.4 关闭减温水门。 15.4.10.2.5 开启吸、送风机入口挡板锅炉自然通风。待电源恢复后请示值长重新启动。 15.4.11 防止炉膛爆炸的措施: 15.4.11.1 严格防止燃油管道泄漏。 15.4.11.2 运行人员必须熟悉点火操作，并按照点火操作规程进行。 15.4.11.3 点不着火或事故灭火时，迅速关闭进油阀门，并进行炉膛吹扫，吹扫时间不少于5分 钟。排除隐患后方可重新点火。 15.4.11.4 低负荷运行时，特别是在低于30%,50%负荷时，要严密监视着火情况。 15.4.11.5 调节锅炉负荷时，要缓慢操作燃油管路上的阀门，特别是回油管。 16、空压机的运行 16.1 空压机启动前的检查 16.1.1 检查所有压缩空气管路无泄漏，电气接线良好，电机绝缘合格已送电，紧固可靠。 16.1.2 打开主管路过滤器底部的排污阀，检查有无冷凝水，排放后关闭。 16.1.3 检查投入空压机冷却水，检查冷却水流量正常。 16.1.4 确认各表计指示正常。 16.1.5 确认空压机所有报警及跳闸保护已投入。 16.1.6 检查油气桶内润滑油油位正常，检查润滑油系统无漏油现象。 16.1.7 检查空压机出口管路畅通。 16.2 空压机的启动 16.2.1 就地启动 16.2.1.1 在就地空压机控制面板上，按下“复位”键，控制方式切为“就地”。 16.2.1.2 按下“一般运行”键，压缩机启动。 16.2.2 远程启动 16.2.2.1 在空压机就地操作盘上，按下“联控运行”，空压机运行方式切为“程控”运行。 16.2.2.2 在控制室LCD上选择控制方式为“单控”。 16.2.2.3 在控制室LCD上，选择需启动的空压机，点“启动”按钮，空压机启动。 16.2.2.4 在控制室LCD上选择控制方式为“联控”。 16.2.2.4 在控制室LCD上选择联控主机，选择已启动的主机点“启动”按钮，“确认开机”，即选择该空压机为联控主机。 132 Q/188-105.01-2004 16.3 空压机的停止 16.3.1 就地停止 就地空压机控制面板上，按下“停机”键。 16.3.2 远程停止 16.3.2.1 将“联控”运行方式切为“单控”运行方式。 16.3.2.2 在LCD上，选择需停止的空压机，点“停止”按钮。 16.4 空压机运行维护 16.4.1 正常空压机油气桶排气温度在77,93?。 16.4.2 正常空压机供气压力不超过0.8MPa。 16.4.3 油气桶内压力需低于0.035MPa时，空压机才可以启动。 16.4.4 停机时检查油气桶润滑油位是否正常。 16.4.5 机组运转时检查各仪表显示状况正常，若不正常停机检修。 16.4.6 根据仪表显示提示润滑油在正常油位，否则进行加油。 16.4.7 根据仪表提示检查油过滤器差压正常，否则更换油过滤器。 16.4.8 当油细分离器压差达0.055Mpa时，“更换油细分离器”灯闪烁，进行更换油细分离器。 16.4.9 吸干机停运后，在检修无工作时，不允许关闭干燥器的进、出口门。 16.4.10 空压机控制面板说明: 按“F1”键:复归原始画面。 按“F2”键:显示查讯画面。 按“F3”键:显示设置画面及设定数据。 按“F4”键:显示报警画面及报警确认及清除。 按“向上箭头”键:可显示上幅画面。 按“向下箭头”键:可显示下幅画面。 按“左拐箭头”键:可确认数据。 16.5 空压机紧急停运条件 16.5.1 电机电流超过531A时。 16.5.2 电机冒烟着火及发生人身事故时。 16.5.3 压缩空气压力突然增大超过0.8MPa，管道、储气罐及气缸发生严重撞击声。 16.5.4 空压机任何一部分的温度超过允许值时。 16.5.5 冷却水中断。 16.5.6 空压机和电动机中有异音，机身发生强烈振动时。 16.5.7 润滑油压力突然降低小于0.05MPa。 133 Q/188-105.01-2004 16.5.8 发生以下情况时，空压机保护跳闸 16.5.8.1 空压机排气温度达107?。 16.5.8.2 轴承回油温度达117?。 16.5.8.3 热偶继电器动作。 16.5.8.4 按“紧急停车”按钮。 16.5.8.5 按“事故按钮”。 16.6 空压机事故处理 故 障 原 因 处 理 1、接线错误。 1、更换线路。 2、控制箱的保险丝断了。 2、更换保险丝。 空压机不能启动 3、电机启动盘的热保护器跳脱。 3、重新设定并查明过载原因。 4、油气桶中有压力。 4、检查卸放阀和消音器。 5、控制盘上读取错误信息。 5、采取适当措施。 6、远程接触虚接。 6、更换开关或跳线。 1、排气温度高。 1、查明原因处理。 空压机启动后停机 2、排气温度开关故障。 2、更换开关。 3、启动控制箱保险丝断了。 3、更换保险丝。 4、电机启动盘热保护器跳脱。 4、重新设定并查找过载原因。 1、 空气滤清器不畅。 1、清洁和更换滤芯。 空压机供气压力低 2、 吸气阀卡住。 2、检查和清洁吸气阀。 3、 卸荷压力太低。 3、调整卸荷压力。 4、 压力维持阀因卡住。 4、折开并处理 1.热控阀卡住打不开。 1、修理或更换热控阀。 2.冷却器表面太脏或堵塞。 2、清洁冷却器。 排气温度高 3. 冷却空气量不足。 3、提供不受限制的冷空气供给。 4.油过滤器或油冷(内部)堵塞。 4、更换油滤和清洁油冷。 5.压缩机油位太低。 5、把油加至合适的位置。 16.7 冷干机的启动 16.7.1 冷干机启动前的检查 16.7.1.1 检查电源电压是否正常。 16.7.1.2 检查制冷系统:观察冷媒高低压表在0.5MPa,1.0MPa。 16.7.1.3 检查空气管路是否正常，空气进口压力不得超过1.0 MPa，进气温度尽量不超过规定值。 134 Q/188-105.01-2004 16.7.1.4 检查冷却水是否正常，水压在0.15 MPa,0.4 MPa。水温?32?。 16.7.2 冷干机的启动 16.7.2.1 合上空气开关，接通电源，面板上的电源指示灯POWER(红灯)亮 16.7.2.2 打开冷干机冷却水进、出口门。 16.7.2.3 按下绿灯按钮START，接触器吸合，运转指示灯RUN(绿灯)亮，压缩机开始运转。 16.7.2.4 检查压缩机运转正常，冷媒高、低表指示是否正常。 16.7.2.5 观察5,10min后，冷干机处理的空气达到要求，而此时冷媒低压表指示在0.3, 0.5MPa，冷媒高压表指示在1.2,1.9MPa，露点温度指示在2,10?。 16.7.2.6 打开自动排水器上的铜球阀进行排水。 16.7.3 冷干机的停止 按红色STOP按钮停止冷干机，联关出口电动门。 16.7.4 冷干机运行注意事项 16.7.4.1 应尽量避免冷干机长时间在无负荷状态下运行。 16.7.4.2 禁止冷干机短时间连续开停，以免损坏制冷压缩机。 16.7.5 冷干机的事故处理 故 障 原 因 处 理 1、没有供电。 1、检查供电系统。 冷干机不能启动 2、保险丝熔断。 2、更换保险丝。 3、断线。 3、找出断接处，加以修复。 4、线头松动。 4、重新加固。 1、电源缺相或电压超出允许范1、检查电源，使电压在额定范围内。 围。 2、接触器不良，没有吸合。 2、更换接触器。 3、高、低压保护开关不良。 3、调整压力设定值，或更换损坏的压力 冷干机不工作 开关。 4、热过载继电器不良。 4、更换热过载继电器。 5、控制线路线头松动。 5、找出线头松动处，重新接好。 6、压缩机的机械故障，如卡缸。 6、更换压缩机。 7、若压缩机为电容启动，则启动7、更换启动电容。 电容损坏。 1、空气进气温度过高。 1、增加后部冷却器，改变进气温度，使 冷媒压力过高 进气温度达到要求。 2、风冷凝器由于通风不良或冷却2、清洗冷却器或水管路，加大冷却水循 水循环量不足，造成散热不良。 环量。 135 Q/188-105.01-2004 3、环境温度过高。 3、改善通风条件。 4、制冷剂罐充过量。 4、放掉多余的冷媒。 5、制冷系统中混入空气。 5、重新对制冷系统进行抽真空，并充加 适量冷媒。 1、压缩空气长时间不流动。 1、改善用气情况。 冷媒压力过低 2、负荷过轻。 2、增加压缩气流量和热负荷。 3、热气旁通阀未打开或不良。 3、调节热气旁通阀，若阀已损坏则更 换。 4、制冷剂不足或泄漏。 4、加注冷媒或捡漏，补漏并重新抽真 空，灌冷媒。 1、空气负荷过大，进气温度过1、降低热负荷和进气温度。 冷干机工作电流过高。 大，造成继电器跳2、周围环境温度过高，通风不2、改善通风条件。 闸 良。 3、压缩机有较大的摩擦阻力。 3、更换冷冻机油或压缩机。 4、制冷剂不足，使其过热度太4、充注制冷剂。 高。 5、压缩过负荷。 5、减少压缩机的启动次数。 6、主接触器吸合不良。 6.检修主接触器 1、空气流量太小，热负荷过轻。 1、增加压缩空气的流量。 蒸发器内部冷凝水2、热气旁通阀未打开。 2、调节热气旁通阀。 结冰，自动排水器3、蒸发器排口堵塞，集水过多，3、疏通排污口，排净蒸发器内的水。 不排水 产生冰集，影响气流量。 16.8 吸干机的启动 16.8.1 吸干机启动前的检查 16.8.1.1 检查压缩空气干燥机进出口门打开. 3 16.8.1.2 确认进气含油量,0.1mg/ m，否则影响吸附效果，干燥机的寿命。 16.8.1.3 检查压缩空气干燥机进出口旁通阀关闭。 16.8.1.4 压缩空气干燥机流量、压力、温度等检测仪表投入运行。 16.8.1.5 打开吸附塔下的排污阀。 16.8.2 吸干机的启、停 16.8.2.1 开机:干燥机通入压缩空气，待A、B两塔压力相等并静止后再接通程控器电源，并按 “启动按钮”干燥器即开始全自动工作。 136 Q/188-105.01-2004 16.8.2.2 关机:关机须先关闭干燥机进气阀门，按“停止按钮”，程控器停止工作。 16.8.3 吸干机的事故处理 故 障 原 因 处 理 1、流量超过额定处理量。 1、控制流量。 干燥空气出口露点2、进气压力、温度超过定额。 2、控制压力、温度。 高 3、吸附剂失效。 3、更换吸附剂。 4、过滤器失效。 4、更换过滤器。 1、再生风量不足。 2、排气消音器阻塞。 检查、更换、检修 吸附剂失效 3、再生气限流板孔太小。 4、止回阀有损。 1、再生气限流板孔太大，堵死。 调整检查。 再生塔内压力不能2、消音排气阀堵塞。 检查 下降 3、逆止阀不能全关。 检查、维修 4、卸压过程中，电磁阀没有打开。 检查电源、电磁阀 再生气量过大 1、入口空气阀没有关闭或打开。 1、维修、更换 2、逆止阀不能全关。 17. 循环水及辅机冷却水系统投停 17.1 循环水系统投入前的准备 17.1.1 循环水系统设备安装工作完毕，单体调试完毕并合格，具备调试投入条件。 17.1.2 循环水系统设备管道卫生合格，凝汽器、循环水泵入口水室、冷却水塔、循环水管道等冲 洗完毕，具备投入注水条件 17.1.3 系统投入前已按系统启动检查卡检查完毕，循环水泵、循环水泵出口蝶阀、循环水系统有 关阀门、电机静态联锁试验合格并投入，热工电源投入。 17.1.4 循环水泵投入运行前应确认凝汽器循环水进水门开启，确认凝汽器循环水出水门开启，确 认凝汽器水室放空气门开启，确认循环水系统放水门均关闭。 17.1.5 循环水泵出口蝶阀油站调试合格，控制系统设备投入正常工作，控制油压14,16MPa。 17.1.6 启动冷却水泵投入运行前，关闭A、B启动冷却水泵出口联络门。 17.1.7 循环水泵投入前确认润滑冷却水投入，且确认润滑冷却水流量开关已送电投入。电机绕组 温度正常，轴承油位正常、油质合格、轴承油室进油门关闭，放油门关闭。 17.1.8 循环水泵启动前出口碟阀关闭，并且在“远控”位置;冷却水塔水位正常1.8米以上;确 认循环水泵入口闸板门开启，入口滤网投入且无杂物。 137 Q/188-105.01-2004 17.1.9 循环水泵房排水、排污系统安装完毕，排水泵、排污泵试运合格。汽机房循环水排污泵安 装完毕，试运合格。 17.1.10 循环水系统投入运行时，必须先投入启动冷却水泵运行，对循环水系统注水排空气结束 后，启动第一台循环水泵。 17.1.11 对循环水系统注水时必须确认冷却水塔入口旁路门在关闭位置。 17.1.12 冷却水塔投入补水前应确认冷却塔内部及循环水系统管道无杂物，补水前要汇报值长，通 知水源地值班人员。补水时要缓慢开启补水门，注意冷却塔补水浮球阀动作正常，防止水 源地供水管线内压力波动大引起管线水锤等故障。 17.2 冷却水塔 17.2.1 冷却水塔注水的条件 17.2.1.1 冷却水塔检修工作结束，冷却水塔内卫生清理合格，无杂物，冲洗完毕。 17.2.1.2 冷却水塔注水前按启动检查卡对系统恢复正常，各阀门开关位置正常。 17.2.1.3 冷却水塔、循环水系统有关电动阀门送电并检查标示牌完好。 17.2.1.4 循环水泵入口滤网投入。 17.2.1.5 循环水排水泵入口门关闭。 17.2.1.6 检查冷却水塔补水浮球阀完好。 17.2.1.7 检查冷却塔至二期冷却水供水、回水门关闭。 17.2.2 冷却水塔注水 17.2.2.1 联系值长和水源地值班员冷却水塔注水。 17.2.2.2 确认冷却水塔放水门关闭。 17.2.2.3 检查循环水排水泵入口阀门关闭。 17.2.2.4 确认冷却水塔入口旁路电动门关闭。 17.2.2.5 确认A循环水泵出口蝶门关闭。 17.2.2.6 确机机B循环水泵出口蝶门关闭。 17.2.2.7 确认冷却水塔,1再循环门关闭。 17.2.2.8 确认冷却水塔,2再循环门关闭。 17.2.2.9 开启运行,1(或,2)供水管线至,1冷却水塔补水电动门，关闭备用,2(或,1)供水 管线至,1冷却水塔补水电动门，确认补水浮球阀动作正常，控制补水速度。 17.2.2.10 冷却水塔补水至1.8米以上，首次投入或凝汽器未充水的循环水系统应补水至冷却水塔 水池高位2.0米。 17.2.2.11 冷却水塔补水完毕，汇报值长。 17.2.3 冷却水塔放水 17.2.3.1 确认循环水系统停运，所有辅机不需要冷却水，冷却水塔具备放水条件。 17.2.3.2 检查关闭,1供水管线至,1机冷却水塔补水电动门。 138 Q/188-105.01-2004 17.2.3.3 检查关闭,2供水管线至,1机冷却水塔补水电动门。 17.2.3.4 开启,1机冷却水塔放水门，控制放水速度。 17.2.3.5 关闭空压机冷却水回水至#1(或#2)冷却塔门，开启至另一个冷却塔回水门。 17.2.3.6 关闭生活污水处理回水至#1(或#2)冷却塔门，开启至另一个冷却塔回水门。 17.2.3.7 启动循环水泵入口水室排水泵。 17.2.3.8 根据放水情况要求投入启动冷却水泵，关闭循环水注水门，开启启动冷却水泵出口联络 门，将水排入另一台机。 17.2.3.9 冷却水塔放水完毕，汇报值长。 17.3 启动冷却水泵投停 17.3.1 凝汽器的充水 17.3.1.1 按循环水系统投入阀门检查卡检查恢复系统完毕，循环水系统所有放水门关闭，放空气 门稍开。 17.3.1.2 检查冷却塔水位在1.5米以上。 17.3.1.3 检查开启凝汽器循环水A侧入口电动门。 17.3.1.4 检查开启凝汽器循环水B侧入口电动门。 17.3.1.5 检查开启凝汽器循环水A侧出口电动门。 17.3.1.6 检查开启凝汽器循环水B侧出口电动门。 17.3.1.7 检查关闭循环水至辅机冷却水电动门。 17.3.1.8 缓慢开启冷却水塔入口旁路电动门，向循环水出口管道充水，充水结束后关闭。 17.3.2 启动冷却水泵的投入 17.3.2.1 确认启动冷却水泵联锁试验完毕，检查具备启动条件。 17.3.2.2 检查启动冷却水泵轴承油位正常1/2,2/3、油质正常。 17.3.2.3 确认生活水至启动冷却水泵润滑冷却水总门开启。 17.3.2.4 检查开启生活水至启动冷却水泵润滑冷却水分门，投入润滑冷却水，并检查冷却水压力 正常0.25MPa。 17.3.2.5 关闭循环水供启动冷却水泵轴承冷却水门(循环水母管有压力时，可以直接投入，关闭生 活水供轴承冷却水门)。 17.3.2.6 检查关闭A、B启动冷却水泵出口母管联络门。 17.3.2.7 检查开启启动冷却水泵至循环水注水门。 17.3.2.8 投入启动冷却水泵，检查电流、振动、声音及出口压力正常，开启出口阀。 17.2.2.9 开启循环水供启动冷却水泵启动冷却水泵轴承冷却水门，关闭生活水供轴承冷却水门。 17.3.2.10 当凝汽器水室放空气门见水后关闭水室放空气门。 17.3.2.11 启动冷却水泵运行中泵轴承温度?80?，电机轴承温度?70?，轴承润滑冷却水量在 1,1.5 t/h。 139 Q/188-105.01-2004 17.3.3 启动冷却水泵自启动的条件 17.3.3.1 运行A或B循环水泵润滑冷却水流量小于,8t/h。 17.3.3.2 并且启动冷却水泵非故障。 17.3.4 启动冷却水泵的停止 17.3.4.1 检查确认循环水泵运行正常，循环水母管压力正常。 17.3.4.2 确认循环水泵润滑冷却水量正常9.5t/h。 17.3.4.3 停止启动冷却水泵。 17.3.4.4 循环水泵运行时，应检查开启启动冷却水泵供A或B循环水泵润滑冷却水电动门，开启 启动冷却水泵至循环水母管注水门，保证备用循环水泵冷却水量正常。 17.2.4.5 单台循环水泵运行时，或冷却塔入口旁路门开启时，为防止循环水泵轴承、电机冷却水 压力不足启动冷却水泵无故障不能停止运行。 17.3.4.6 当循环水泵停止运行时,确认辅机冷却水用户不用冷却水后，才可以停止启动冷却水泵。 17.3.4.7 停止启动冷却水泵,根据情况开启出口门投入备用。 17.4 循环水系统的投入 17.4.1 循环水泵启动前的检查和准备 17.4.1.1 按循环水系统投入检查卡对系统进行全面检查完毕，循环水系统各设备及凝汽器检修工 作完毕。 17.4.1.2 循环水泵电机测绝缘合格，联锁试验完毕并合格，循环水泵电机送电并确认开关在DCS 位置。 17.4.1.3 冷却水塔水位正常在1.8米左右，循环水泵入口滤网验收合格。 17.4.1.4 检查确认循环水泵出口蝶阀控制油站油位正常，油位计指示在+30,+40之间，油温正 常，油质良好，蓄能器预充氮气压力5MPa以上，控制电源及动力电源送上，控制油进出 口油门开启。 17.4.1.5 确认蓄能器进油门开启，蓄能器泄压阀关闭。启动循环水泵出口蝶阀油站电机，当控制 油压达10MPa电机自启，达15 MPa时电机自动停止备用。 17.4.1.6 循环水泵出口蝶阀快开、快关时间和开关角度调试完毕并合格。 17.4.1.7 检查A或B循环水泵润滑冷却水门投入正常，滤网差压正常，润滑冷却水流量正常 9.5t/h,压力正常0.2MPa。 17.4.1.8 检查循环水泵轴承油位正常在油位计1/2,2/3左右，油质良好，放油门、进出口油门关 闭严密。 17.4.1.9 检查循环水泵电机轴承及绕组温度正常，无报警信号。 17.4.1.10 循环水泵启动前检查确认冷却塔虹吸电动门开启。 17.4.2 循环水泵启动允许条件 17.4.2.1 循环水泵润滑冷却水流量正常9.5t/h。 140 Q/188-105.01-2004 17.4.2.2 循环水泵电机绕组温度,135?。 17.4.2.3 循环水泵轴承温度,70?。 17.4.2.4 循环水泵出口蝶阀在关闭位置。 17.4.2.5 循环水泵联锁在解除位置。 17.4.2.6 启动第一台循环水泵前先开启启动冷却水泵对循环水系统注水正常。 17.4.3 循环水泵启动 17.4.3.1 汇报值长准备启动循环水泵。 17.4.3.2 检查循环水泵出口蝶阀控制动力、热工电源送电。 17.4.3.3 确认出口蝶阀蓄能器已预充氮气压力在6.0,8.0MPa。 17.4.3.4 确认出口蝶阀控制油压力正常10.5,15.0MPa。 17.4.3.5 循环水泵启动分两种启动方式“手动”启动和“顺控”启动。 17.4.3.6 “手动”启动方式: 检查确认循环水泵出口蝶阀在远方可以操作，确认解除循环水泵“联锁”。启动循环水 泵，循环水泵电机启动正常后，同时循环水泵出口蝶阀联动开启。选择已运行循环水泵 为主设备，投入循环水泵联锁。 17.4.3.7 “顺控”启动方式 启动循环水泵前，检查确认循环水泵出口蝶阀在远方可以操作，投入循环水泵的“顺 控”，循环水泵按照“顺控”步骤自动启动。 17.4.3.8 二台循环水泵运行正常后，润滑冷却水由自身供，停止启动冷却水泵运行，开启启动冷 却水泵供循环水泵冷却水电动门，将启动冷却水泵投入备用。 17.4.3.9 当两台循环水泵要并列运行时必须解除循环水泵之间的联锁才可启动第二台循环水泵。 手动启动备用的循环水泵，同时开启出口蝶阀。 特别注意:在凝汽器循环水入口门开启、出口阀门未开启前禁止启动循环水泵或投入启 动冷却水泵对凝汽器循环水室打压，因凝汽器循环水室承受的最大工作压力为0.3MPa， 防止造成凝汽器水室损坏。 17.4.4 循环水泵启动后的检查 17.4.4.1 检查循环水泵电机电流,355A。 17.4.4.2 检查循环水泵轴承油位1/2,2/3之间。 17.4.4.3 检查循环水泵的出口压力0.15,0.25MPa，系统运行正常。 17.4.4.4 检查循环水泵、电机内部声音和振动正常，振动小于0.076mm。 17.4.4.5 检查循环水泵电机线圈绕组和轴承温度正常，轴承温度小于75?，电机绕组温度小于 135?。 17.4.4.6 检查循环水泵润滑冷却水流量正常9.5t/h，冷却水滤网差压正常，滤网后压力大于0.15 MPa。 17.4.4.7 检查循环水泵入口滤网前后水位差正常。 141 Q/188-105.01-2004 17.4.4.8 检查循环水泵盘根密封无甩水现象。 17.4.4.9 检查循环水泵出口蝶阀油站工作正常，蝶阀在全开位置。 17.4.4.10 夏季二台循环水泵都投入运行后，关闭冷却塔虹吸电动门，冷却塔进行全区配水。冬季 二台循环水泵运行时，循环水回水温度低于20?时开启虹吸破坏阀，减少进入内区的配 水量。 17.4.5 循环水系统运行中的检查维护 17.4.5.1 正常运行中注意检查泵体及电机的声音、振动以及轴承温度是否正常，电动机电流及线 圈温度是否正常。循环水泵电机线圈温度高135?报警,就地检查冷却风扇运行是否正 常; 线圈温度高至145?时，需紧急停泵，启动备用泵。 17.4.5.2 蝶阀液压操纵系统配有电动和手动油泵，相互并联，正常情况下，油压由电动油泵建 立，可实现液压油自动控制，在失电情况下，可用手动油泵建立油压来开启蝶阀。 17.4.5.3 检查进口滤网前、后水位差是否正常，泵的出口压力是否正常。 17.4.5.4 检查循环水泵密封冷却水流量正常9.5t/h、压力是否正常，冷却水滤网差压正常，滤网 后压力大于0.15 MPa。 17.4.5.5 循环水泵电机导瓦温度或循环泵推力瓦温度高至75?时报警，高至80?时，需紧急停 泵，启动备用泵。 17.4.5.6 冬季投入循环水系统时，冷却水塔再循环电动门应开启，随机组带负荷循环水温度升高 后再逐渐关小，以防冷却水塔严重结冰。 17.4.5.7 冬季二台循环水泵运行时，开启虹吸破坏门，以减少内区配水量，循环水温低于15? 时，开启冷却塔入口再循环门，部分循环水进入塔周环形管，减少进入内区的水量以破 坏虹吸，由全塔配水转入外区配水。 17.4.5.8 单台泵运行时，只能外区配水。 17.4.5.9 冬季机组停运后，应及时开启旁路门，循环水走旁路或开启再循环管电动门，防止冷却 水塔结冰，必要时挂上挡风板，根据排汽缸温度尽早停止循环水泵运行。 17.4.5.10 循环水浓缩倍率超标时，要加强排污和补水。要经常查看吸水井水位。大风季节和冬季 要严防杂物和冰块堵塞滤网，滤网要按规定定期清理。 17.4.5.11 冷却水塔正常运行水位控制在1.7米以上,且不得溢流，坚决杜绝采用溢流的方式进行 排污。 17.4.5.12 循环水入口的二次滤网正常运行时可以拦住7mm?7mm截面的杂物，以保证凝汽器胶球 清洗装置工作正常。自动方式下，当滤网差压达0.01MPa时，滤网自动启动，冲洗水泵 开启，可进行自动冲洗，30min后，冲洗结束，自动停止。 17.4.5.13 冷却塔出口滤网前后水位落差控制在200mm以内，落差大时联系检修人员进行清理。 17.4.5.14 凝汽器循环水入口二次滤网在机组正常运行时应投入“程控”，在投入“程控”后每隔 8小时自动进行反冲洗运行一次，运行时间可以手动进行设定，或当滤网前后差压大于 0.02MPa时自动启动进行反冲洗运行。 142 Q/188-105.01-2004 17.4.5.15 凝汽器循环水入口二次滤网及其反冲洗装置按定期工作每月5号、20号手动投入运行二 次进行排污，注意在凝汽器胶球清洗装置投入运行时不能投入。 17.4.5.16 凝汽器入口水室、出口水室排空门每周应开启一次进行排空2分钟，保证凝汽器上部充 满水，注意在凝汽器胶球清洗装置投入运行时不能开启。 17.4.5.17 单台循环水泵运行时，启动冷却水泵必须投入运行，特别是在冬季机组启动前循环水温 度低冷却塔入口旁路门开启时，一定要投入启动冷却水泵运行，并调整启动冷却水泵至 循环水注水门的开度，保证循环水泵轴承冷却水滤网后水压力在0.2,0.3MPa。在发现 轴承冷却水滤网差压大时，要即时联系检修人员进行清洗。 17.4.5.18 机组正常运行时，凝汽器胶球清装置每天投入运行不少二小时，收球一小时，正常运行 装球数在800,1000个，每周补充一次胶球。 17.4.5.19 机组正常运行时通过排污方式控制循环水浓缩倍率小于4.0，单台循环水泵运行时加强 排污控制循环水浓缩倍率小于3.0。 17.4.5.20 冬季机组停止运行,循环水系统没有工作时防止冷却塔塔盆水泥地面冻坏，冷却塔不放 水采用封闭保温的方法进行处理，维持冷却塔水位1.5,1.7米，临机运行时采用启动 冷却水泵交叉循环运行的方法进行防冻补充。 17.4.6 循环水泵停运 17.4.6.1 循环水泵跳闸的条件: 17.4.6.1.1 循环水泵电机电气故障 17.4.6.1.2 循环泵运行，循环泵出口蝶阀中间位信号与循环水泵出口蝶阀全开位置消失10秒后。 17.4.6.1.3 循环泵运行3秒后，循环泵出口蝶阀全关信号未消失。 17.4.6.2 停止循环水泵运行 17.4.6.2.1 在停止循环水泵前，应先投入启动冷却水泵运行。 17.4.6.2.2 在停止循环水泵前一定要开启冷却塔虹吸破坏阀。 17.4.6.2.3 检查出口碟阀在“远控”位置，停泵前就地必须有专人监视。 17.4.6.2.4 解除循环水泵的“联锁”。 17.4.6.2.5 手动关闭运行循环水泵的出口蝶阀，检查出口碟阀应先关到15?时循环水泵电机跳 闸，出口蝶阀再全关，检查循环水泵不倒转，否则手动关闭出口蝶阀。 17.4.6.2.6 待所有辅机停运、低压缸(A、B)温度低于50?且循环水无用户时，停运启动冷却水 泵。 17.4.6.3 循环水泵切换 17.4.6.3.1 全面检查循环水系统正常，检查备用泵良好，具备启动条件。 17.4.6.3.2 检查确认循环水泵的联锁开关在“解除”位置 。 17.4.6.3.3 确认备用循环水泵出口碟阀关闭。 17.4.6.3.4 检查备用循环水泵碟阀油泵站油位、油压正常。 143 Q/188-105.01-2004 17.4.6.3.5 “手动”启动备用循环水泵，循环水泵电机启动成功后，同时全开循环水泵出口蝶阀 至。 17.4.6.3.6 检查备用循环水泵出口压力、声音、振动、电机电流正常。 17.4.6.3.7 检查备用循环水泵运行正常后，手动关闭原运行循环水泵出口蝶阀，确认出口碟阀先 关至15?后停止,循环泵电机跳闸,继续关闭出口蝶阀至全关。 17.4.6.3.8 根据需要选择运行的循环水泵为主泵，投入循环水泵的联锁。 17.4.6.4 循环水泵紧急停止的条件 17.4.6.4.1 循环水泵电机线圈温度大于145?。 17.4.6.4.2 循环水泵电机轴承温度急剧上升至80?，并且非测点故障。 17.4.6.4.3 循环水泵电机冒烟着火时。 17.4.6.4.4 循环水泵或电机轴承断油或轴承冒烟时。 17.4.6.4.5 循环水泵发生强烈振动时。 17.4.6.4.6 循环水泵电机或水泵内发生明显的金属摩擦声音时。 17.4.6.4.7 危急人身或设备安全时。 17.4.6.4.8 确认循环水泵电机电流突然升高过负荷或大幅摆动时。 17.5 辅机冷却水系统的投入 17.5.1 投入前的检查和准备 17.5.1.1 按启动检查卡对系统进行全面检查完毕，各设备的联锁试验正常。 17.5.1.2 在循环水泵停止情况下投入辅机冷却水系统运行时，应先投入启动冷却水泵向循环水管 道充水。 17.5.1.3 检查A和B辅机冷却水泵联锁试验完成且合格。 17.5.1.4 检查确认系统所有电动阀门带电调试完毕 ，送电投入备用。 17.5.1.5 电气及热工仪表检验合格，送电投入。 17.5.1.6 辅机冷却水泵转子盘动无磨擦和卡涩等异常现象。 17.5.2 冷油器冷却水滤网投入 17.5.2.1 检查开启循环水供辅机冷却水总门，管道排污完毕后关闭放水门。 17.5.2.2 关闭冷油器冷却水滤网底部排污门。 17.5.2.3 检查开启冷油器冷却水滤网入口门。 17.5.2.4 开启冷油器冷却水滤网出口门。 17.5.2.5 启动反冲洗电机，冲洗冷油器冷却水滤网合格后停止反冲洗。 17.5.2.6 根据情况投入主冷油器冷却水、抗燃油冷却器冷却水、污油泵冷却水。 17.5.3 辅机冷却水滤网投入 17.5.3.1 检查开启循环水供辅机冷却水总门，放气口见水后关闭放气门，管道排污完毕后关闭放 水门。 144 Q/188-105.01-2004 17.5.3.2 检查确认水源地供水管线至机房冷却水电动门在关闭位置。 17.5.3.3 关闭辅机冷却水滤网底部排污门。 17.5.3.4 检查开启辅机冷却水滤网入口门。 17.5.3.5 开启辅机冷却水滤网出口门。 17.5.3.6 启动反冲洗电机，冲洗辅机冷却水滤网，合格后停止反冲洗。 17.5.3.7 启动辅机冷却水泵投入辅机冷却水运行。 17.5.4 辅机冷却水泵的投入 17.5.4.1 检查确认辅机冷却水泵联锁试验完毕并合格，具备投入条件。 17.5.4.2 检查辅机冷却水泵电机电源送上，有关电动门送电调试完毕。 17.5.4.3 检查开启A、B辅机冷却水泵入口门。 17.5.4.4 检查关闭A、B辅机冷却水泵出口电动门。 17.5.4.5 启动A(或B) 辅机冷却水泵，出口电动门联动开启。 17.5.4.6 检查A(或B) 辅机冷却水泵出口压力正常,0.35MPa，辅机冷却水母管压力正常, 0.35MPa。 17.5.4.7 检查A(或B) 辅机冷却水泵电机电流、振动、温度、声音正常。 17.5.4.8 根据情况投入汽机侧和锅炉侧各辅机冷却水。 17.5.4.9 投入辅机冷却水泵联锁。 17.5.4.10 任一台辅机冷却水泵运行母管压力仍低至0.25MPa，备用辅机冷却水泵自动启动。 注意:在启动辅机冷却水泵前要注意检查确认冷却水回水通畅，以防止冷却水压力过高 损坏冷却器。 17.5.5 辅机冷却水泵的停止 17.5.5.1 辅机冷却水泵自动停止条件。 17.5.5.1.1 辅机冷却水泵启动运行后，出口压力不正常，延时10秒自动停止。 17.5.5.1.2 辅机冷却水泵启动运行后，出口电动门仍在全关位置，延时5秒自动停止。 17.5.5.2 停止辅机冷却水泵 17.5.5.2.1 检查确认汽机侧和锅炉侧各辅机冷却水用户具备停止冷却水条件。 17.5.5.2.2 解除辅机冷却水泵联锁。 17.5.5.2.3 停止运行辅机冷却水泵，关闭出口电动门。 17.5.5.3 根据情况确定辅机冷却水泵入口门是否关闭。 17.5.6 空压机冷却水泵的投入 17.5.6.1 检查确认空压机冷却水泵联锁试验完毕，并且合格，具备投入条件。 17.5.6.2 检查空压机冷却水泵电机电源送上，有关电动门送电调试完毕送电。 17.5.6.3 检查开启循环水供辅机冷却水总门。 17.5.6.4 检查关闭#1机、#2机空压机冷却联络门，开启循环水至空压机冷却水总门。 17.5.6.3 检查开启A、B空压机冷却水泵入口门。 145 Q/188-105.01-2004 17.5.6.4 检查关闭A、B空压机冷却水泵出口电动门。 17.5.6.5 检查锅炉辅机冷却水回水至空压机入口电动门关闭。 17.5.6.6 检查锅炉辅机冷却水回水至定排水池电动门开启。 17.5.6.7 启动A(或B) 空压机冷却水泵，检查空压机冷却水泵出口压力正常0.35MPa，开启出口电 动门。 17.5.6.8 检查A(或B) 空压机冷却水泵电机电流、振动、温度、声音正常。 17.5.6.9 检查锅炉辅机冷却水回水至空压机入口电动门电机启动后延时5秒联锁开启。 17.5.6.10 检查锅炉辅机冷却水回水至定排水池电动门联锁关闭。 17.5.6.11 根据情况将另一台空压机冷却水泵投入联锁备用，检查备用空压机冷却水泵出口电动门 自动开启。 17.5.6.12 空压机冷却水母管压力低至0.25MPa，延时10秒备用空压机冷却水泵自启动。 17.5.7 空压机冷却水泵的停止 17.5.7.1 检查确认空压机冷却水具备停止冷却水条件。 17.5.7.2 解除空压机冷却水泵联锁。 17.5.7.3 停止运行空压机冷却水泵，关闭出口电动门。 17.5.7.4 检查锅炉辅机冷却水回水至空压机入口电动门关闭。 17.5.7.5 检查锅炉辅机冷却水回水至定排水池电动门开启。 17.6 辅机冷却水系统运行维护 17.6.1 检查泵和电动各部的声音和振动正常，电机电流正常。 17.6.2 检查电机及泵轴承温度正常，轴承加油充足。 17.6.3 检查循环水母管压力正常在0.2,0.25 MPa。 17.6.4 检查冷油器冷却水滤网和辅机冷却水滤网在“程控”位置，差压正常小于0.02MPa，当滤网 前后差压大时自动投入反冲洗。 17.6.5 机组正常运行时冷油器冷却水滤网应投入“程控”，当投入“程控”后每隔8小时自动进 行反冲洗运行一次，反冲洗时间可以手动进行设定，如滤网前后差压大于0.02MPa时则自 动进行反冲洗一次。 17.6.6 机组正常运行时辅机冷却水滤网应投入“程控”，当投入“程控”后每隔8小时自动进行 反冲洗运行一次，反冲洗时间可以手动进行设定，如滤网前后差压大于0.02MPa时则自动 进行反冲洗一次。 17.6.7 检查辅机冷却水泵出口压力和母管压力大于0.45 MPa, 当辅机冷却水母管压力达0.25 MPa 时联启备用辅机冷却水泵。 17.6.8 检查空压机冷却水泵母管压力正常0.45 MPa，当空压机冷却水母管压力达0.25 MPa时联启 备用空压机冷却水泵。 146 Q/188-105.01-2004 17.7 汽器胶球清洗系统投停 17.7.1 凝汽器胶球清洗系统运行必备条件: 17.7.1.1 凝汽器水室中的涡流区，水室中隔板窜通缝隙及窄缝(由于水室四壁、水室隔板与端盖 同密封垫尺寸不合适所致，将引起积球)应予消除;水室中除循环水管外其余通往外部 的管道，应在管口加装孔径小于Φ7mm的球面网罩;水室中垢片、锈片及杂物通水前清理 干净。 17.7.1.2 凝汽器冷却管每种规格的管径均匀一致，管内无阻碍胶球通过的杂物;胶球清洗系统初 始投运时，冷却管内壁应洁净无垢，已结硬垢应采取措施彻底除垢;管板若涂刷环氧树 脂等涂料，应严防因此缩小冷却管口通经。 17.7.1.3 循环水量宜保持在设计值的?15,范围内。亦可根据以后的清洗效果适当改变对循环水 量的控制范围。 17.7.1.4 一次滤网完好，工作正常，能保证无大于收球网栅格间距的杂物通过，否则必须配装二 次滤网。 17.7.1.5 循环水需充满凝汽器水室，若充不满则必须采用比重大于循环水的湿态胶球(胶球吸足 水后的状态)。 17.7.1.6 胶球耐磨、质地柔软富于弹性、气孔均匀贯通、硬度适中、湿态比重1.00—1.15、在5 —45?水温下及使用内环径胀大不超标、不老化。 17.7.1.7 胶球清洗装置及配套件，安装符合要求，具备正常使用条件。 17.7.1.8 胶球规格:开始使用的胶球湿态直径比冷却管中较小一种规格的内径大1.0-2.0mm，使用 中球径磨损到等于或小于上述冷却管内径时及时更换;采用金刚砂球清除冷却管硬垢 时，其湿态球径应比上述冷却管内经小1.0-2.0mm，待硬垢基本除净后应停用。球径及硬 度还与循环水量有关。 17.7.2 凝汽器胶球清洗系统运行中的规定 17.7.2.1 正常投球量按投入运行的凝汽器单侧单流程冷却管根数的7,-13,，我厂凝汽器单侧单 流程冷却管根数为10242根。取下限或靠近下限的数量，胶球循环一次不超过30s。 17.7.2.2 胶球清洗系统每天运行一次，每次清洗120min,收球60min。也可根据凝汽器的清洁度增 加投入运行的时间。 17.7.2.3 胶球清洗系统累计运行七次，补充胶球;累计运行60次，进行更换。也可以根据具体情 况如投球数量、实际收球率，所用胶球的耐磨性等，适当调整上述周期。个别胶球可能在 水中侵泡一段时间后，胀大过多，球径超标，在检查补充和更换胶球时均需随时换掉。 17.7.2.4 在凝汽器循环水二次滤网进行反冲洗运行时，胶球清洗系统不得同时运行。 17.7.3 凝汽器胶球清洗系统投入运行的准备 17.7.3.1 按凝汽器胶球清洗系统投入运行的检查卡对系统已恢复正常。 17.7.3.2 检查凝汽器胶球清洗控制盘上各控制开关在断开位置，胶球清洗装置程控方式已调试完 毕可已投入运行。 147 Q/188-105.01-2004 17.7.3.3 凝汽器胶球清洗装置送电，胶球泵送电。 17.7.3.4 准备足够数量胶球，用温水浸泡24小时，选出浸泡后不合格的胶球。 17.7.3.5 打开装球室放气门、放水门，将装球室上盖打开，放入泡好的胶球;然后将上盖压好， 将放气门、放空气门关闭。 17.7.3.6 将装球室出水阀打开，打开放气门，将装球室内气体排掉直至出水，关闭放气门、装球 室出水阀。放气时应注意水从放气门喷出。 17.7.4 凝汽器胶球清洗系统投入运行 17.7.4.1 凝汽器胶球清洗系统有二种运行方式:手控操作或程序控制操作 17.7.4.1.1 手动操作 1)关闭收球网，检查收球网板处于收球位置。 2) 检查开启A(或B)胶球泵进口阀。 3) 检查开启装球室出口阀。 4) 启动胶球泵。 5) 开启胶球泵出口阀。 6) 开启装球室切换阀，投入胶球清洗系统运行120min。 7) 检查关闭装球室切换阀，收球运行60min。 8) 检查关闭胶球泵出口阀。 9) 停止胶球泵。 10) 检查关闭装球室出口阀。 11) 检查关闭胶球泵进口阀。 12) 胶球清洗系统运行结束，开启收球网，使收球网板处于平行或反洗位置。 17.7.4.1.2 程序控制操作: 当程控柜安装调试合格后，确定无问题后，送电程控电源，按相应侧胶球启动按钮PB101 或PB201，程控器按设定的要求自动进行清洗和收球，动作顺序与手控操作相同。PB102或 PB202，为每侧胶球清洗系统停止按钮。两侧胶球清洗系统可以同时投入清洗，也可以只清洗 一侧。 17.8 凝汽器半面清洗 17.8.1 凝汽器半面清洗的注意事项 17.8.1.1 停止凝汽器半面水侧时注意机组真空变化，特别是水侧放水时。 17.8.1.2 停止半面凝汽器机组必需降负荷至70%负荷以下。 17.8.1.3 停止半面凝汽器前为防止凝汽器水室超压损坏，需停止一台循环水泵运行。 17.8.1.4 停止半面凝汽器时需先关闭停止侧高低压凝汽器抽真空门。 17.8.1.5 停止半面凝汽器时先关闭凝汽器循环水入口门、后关闭出口门，恢复时相反。 148 Q/188-105.01-2004 17.8.1.6 凝汽器循环水室放水时先开启水室排空门，恢复时也必须确认排空门开启。 17.8.1.7 停止前将辅机冷却水回水切至运行侧，防止辅机冷却水中断。 17.8.1.8 停止半面凝汽器放水前要求检修加好临时排水泵，并且要控制放水速度，防止凝坑 水位太高淹没负米层设备，特别是要防止凝汽器水位变送器水淹造成保护动作凝结 水泵误停。 17.8.2 停止凝汽器半面操作步骤 17.8.2.1 确认机组负荷已降至70%额定负荷以下。 17.8.2.2 检查开启汽泵润滑油冷却水回水、锅炉辅机冷却水回水、发电机氢冷及电泵冷却水回水 至运行侧凝汽器门。 17.8.2.3 检查关闭汽泵润滑油冷却水回水、锅炉辅机冷却水回水、发电机氢冷及电泵冷却水回水 至停止侧凝汽器门。 17.8.2.4 检查停止侧凝汽器胶球清洗装置已退出运行，并隔离。 17.8.2.5 确认关闭停止侧低压A缸、低压B缸凝汽器抽真空门。 17.8.2.6 缓慢关闭停止侧凝汽器循环水入口门，并手动摇紧。 17.8.2.7 缓慢关闭停止侧凝汽器循环水出口门，并手动摇紧。 17.8.2.8 关闭凝汽器A侧、B侧二次滤网排水电动门，并手动摇紧。 17.8.2.9 开启停止侧凝汽器循环水出口、入口水室排空门。 17.8.2.10 开启停止侧凝汽器循环水出口、入口管道放水门、根据要求开启停止侧凝汽器循环水转 向室放水门。 17.8.2.11 停止侧凝汽器循环水压力降至零方可允许检修开工。 17.8.3 凝汽器半面清洗后恢复 17.8.3.1 确认凝汽器头面检修工作结束，工作票收回，可以投入运行。 17.8.3.2 关闭停止侧凝汽器循环水出口、入口管道放水门、根据要求开启停止侧凝汽器循环水转 向室放水门。 17.8.3.3 手动摇松停止侧凝汽器循环水入口、出口电动门。 17.8.3.4 确认停止侧凝汽器循环水入口、出口水室排空门开启，注水结束后关闭。 17.8.3.5 点动稍开停止侧凝汽器循环水出口电动门，凝汽器循环水注水。(注意:为防止凝汽器循 环水出入口门前后差压大开启困难，也可以采用通过凝汽器循环水入口二次滤网排水电 动门对停止侧凝汽器注水)。 17.8.3.6 全开停止侧凝汽器循环水出口电动门。 17.8.3.7 缓慢开启停止侧凝汽器循环水入口电动门。 17.8.3.8 根据情况决定辅机冷却水回水至停止侧凝汽器循环水门是否开启。 17.8.3.9 开启停止侧低压A缸、低压B缸凝汽器抽真空门，注意机组真空变化。 149 Q/188-105.01-2004 18. 凝结水系统投停 18.1 凝结水系统投入前的检查 18.1.1 根据系统要求按凝结水系统启动检查卡检查凝结水系统各阀门位置开关正确。 18.1.2 检查确认仪用空气系统投入运行。 18.1.3 检查确认除盐冷却水泵运行正常。 18.1.4 检查确认除盐冷却水母管供本机除盐冷却水总门开，#1、#2除盐冷却水母管联络门关 闭，启动除盐冷却水泵后对管道进行冲洗排空。 18.1.5 检查确认凝结水补充水箱水位正常，凝结水补充水箱水位调节阀投入“自动”，旁路 门关闭。 18.1.6 检查凝结水泵轴承冷却水，密封水门开启，冷却水投入，回水水封注水后投入。 18.1.7 检查凝结水泵轴承油位正常，油质良好。 18.1.8 检查凝结水泵吸入罐空气门开启。 18.1.9 检查凝结水泵入口滤网差压,34.5kPa。 18.1.10 检查凝结水精处理系统出入口门关闭，旁路门开启。 18.1.11 检查确认轴封加热器旁路或水侧导通。 18.2 启动凝结水补充水泵 18.2.1 凝结水补充水泵自启动的条件 18.2.1.1 凝结水补充水泵“自动”投入。 18.2.1.2 凝结水补水母管压力低。 18.2.1.3 凝汽器补水电动门开。 18.2.2 凝结水补充水泵的启动 18.2.2.1 检查开启凝结水补充水泵进口手动门，凝汽器补水电动门关闭。 18.2.2.2 启动凝结水补充水泵，检查声音、振动、轴承温度、电机电流 、出口压力正常。 18.2.2.3 开启凝结水补充水泵出口电动门。 18.2.3 将凝结水补充水泵投入“自动”。 18.3 凝汽器补水及凝结水系统注水 18.3.1 凝汽器补水 18.3.1.1 确认凝汽器补水电动门关闭。 18.3.1.2 检查开启凝汽器补充水调节阀前后手动截止门。 18.3.1.3 检查开启凝结水补充水泵入口手动门。 150 Q/188-105.01-2004 18.3.1.4 关闭凝汽器A、B热水井冲洗排污门。 18.3.1.5 关闭凝结水泵入口滤网排污门。 18.3.1.6 关闭凝汽器热水井放水门。 18.3.1.7 开启凝汽器补水调节阀或调节阀旁路门,向凝汽器补水。 18.3.1.8 开启凝汽器热水井排污门、凝结水泵入口滤网排污门进行冲洗，凝汽器冲洗合格后 确认关闭凝汽器各排污门、放水门。 18.3.1.9 凝汽器补水至正常水位时，检查关闭凝汽器补水调节阀旁路门，开启调节阀前后手 动门，将凝汽器补水电动调节阀投入“自动”。 18.3.2 凝结水系统注水 18.3.2.1 检查关闭凝结水系统所有放水门。 18.3.2.2 导通凝结水系统。 18.3.2.3 关闭凝结水供各减温水门。 18.3.2.4 关闭凝结水再循环门。 18.3.2.5 开启除盐水至凝结水系统注水门对凝结水系统注水。 18.3.2.6 开启轴加出口凝结水管道排空门见水后关闭。 18.3.2.7 开启#7、8低加进出口凝结水管道排空门见水后关闭。 18.3.2.8 开启#6低加进出口凝结水管道排空门见水后关闭。 18.3.2.9 开启#5低加进出口凝结水管道排空门水后关闭。 18.3.2.10 开启除氧器入口主凝结水管道排空门见水后关闭。 18.3.2.11 开启各低加水侧排空门水后关闭。 18.3.2.12 凝结水系统注水结束后关闭注水。 18.3.2.13 开启凝汽器补充水电动门，将凝结水补充水泵投“自动”。 18.3.3 注水过程中注意事项 18.3.3.1 凝汽器或凝结水系统注水的方式可以采用启动凝结水补充水泵注水或直接开启除盐 冷却水母管至凝汽器注水手动门注水。 18.3.3.2 检修后的凝汽器注水必须进行冲洗，并水质合格后方可进行注水。(注:凝汽器冲洗 可以单独进行注水冲洗也可以采用对除氧器上水冲洗通过除氧器放水同时进行凝汽 器冲洗的方法进行) 18.3.3.3 在对凝汽器进行冲洗时必须开启A、B凝汽器热水井冲洗排污门，只开启热水井放水 门是达不到冲洗凝汽器的目的。 18.3.3.4 凝汽器补水正常后应即时对热水井水位进行校对。 18.3.3.5 凝结水系统注水时注意检查凝结水系统各放水门是否关闭严、阀门存在内漏、凝结 水系统设备是否有漏水情况。 18.3.3.6 在对凝结水系统进行注水时要注意凝汽器水位是否上升，防止凝汽器满水。 18.3.3.7 在对凝结水系统进行注水时要注意除氧器水位是否上升。 151 Q/188-105.01-2004 18.3.3.8 注水时注意除盐冷却水供水压力，防止影响其它机组的正常补水。 18.3.3.9 注水结束后要即时关闭除盐水母管至凝汽器补水手动门。 18.4 凝结水泵启动允许条件 18.4.1 凝结水泵电机U/V/W相绕组温度皆<125?。 18.4.2 凝结水泵推力轴承温度皆<70?。 18.4.3 凝结水泵电机轴承温度皆<70?。 18.4.4 凝结水泵入口门开。 18.4.5 凝泵入口滤网差压不高(取非),0.0345MPa。 18.4.6 凝汽器水位大于低二值200mm。 18.4.7 轴加入口阀全开且轴加出口阀全开，或者轴加旁路阀全开。 18.4.8 凝泵出口门未关(取非)。 18.4.9 除氧器水位主调节阀关，且除氧器水位辅调节阀关，且除氧器水位调节阀旁路门关,或者凝 结水母管压力正常。 另外在凝结水泵启动前需确认凝结水精处理系统旁路门开(或精处理投入)、凝结水泵再循 环门开。 18.5 凝结水泵子组投入条件 18.5.1 轴加出入口门全开或轴加旁路门开。 18.5.2 凝汽器水位正常，水位,200mm。 18.5.3 确认凝结水泵密封冷却水投入。 18.6 凝结水子组投入的条件 18.6.1 至少一台循环水泵运行。 18.6.2 凝汽器水位正常，水位,200mm。 18.6.3 确认凝结水泵密封冷却水投入。 18.7 凝结水子组的投入 投入凝结水子组，检查确认执行以下步骤 18.7.1 第一步:投,7、,8低加子组 #7、,8低加危急疏水投自动，开,7、,8低加入口出口电动门，关,7、,8低加旁路 门，,7、,8低加正常疏水投自动。 18.7.2 第二步:投,6低加子组 ,6低加危急疏水投自动，开,6低加入口出口电动门，关,6低旁路门，,6低加正常疏 水投自动。 152 Q/188-105.01-2004 18.7.3 第三步:投,5低加子组 ,5低加危急疏水投自动，开,5低加入口出口电动门，关,5低旁路门，,5低加正常疏 水投自动。 18.7.4 第四步:投凝结泵子组，凝汽器补充水泵投入自动 18.7.5 第五步:凝结水系统投入 A或B凝结泵任一台投入运行，且出口门已开;凝泵子组投入;凝汽器补充水泵运行且投入 自动。 18.8 凝结水泵启动 18.8.1 确认凝汽器水位大于200mm。 18.8.2 确认凝结水系统注水已结束。 18.8.2 开启除盐冷却水或化学汽水取样冷却水至凝结泵轴承冷却水总门。 18.8.3 投入凝结水泵轴承冷却水。 18.8.4 开启凝结水泵入口门，凝结水泵注水,开启泵体吸入罐排气阀。 18.8.5 凝结水泵电机绝缘合格，凝结水泵各联锁保护试验完毕并合格，电机送电且确认开关 在DCS位置 18.8.6 确认凝结泵轴承密封水进出口阀门开启。 18.8.7 凝结泵入口滤网差压正常,0.0345MPa，电机绕组及轴承温度正常。 18.8.8 投入凝结泵子组 18.8.8.1 关除氧器水位调节阀旁路电动门。 18.8.8.2 关主、副除氧器水位调节阀，并投手动。 18.8.8.3 关凝结水泵出口门。 18.8.8.4 关凝汽器高水位溢流电动门，并投手动。 18.8.8.5 开凝结泵再循环电动调节门，及前后截止门开启，或旁路阀开启。 18.8.8.6 开凝结泵入口门。 18.8.8.7 开轴加进出口门，关轴加旁路门。 18.8.8.8 凝结水泵出口门先开启10%。 18.8.8.9 启动凝结水泵，注意电流、振动、声音、油位、温度、压力指示等正常。 18.8.8.10 凝结水泵启动正常后，出口门全开。 18.8.8.11 投入凝结泵子回路，根据要求除氧器水位调节门投自动。 18.8.8.12 选择运行泵为主泵，投入凝结水泵联锁，注意检查备用凝结泵出口门联开。 18.9 凝结水泵停止 18.9.1 机组停运后，确认辅助蒸汽减温水、暖通、化学等凝结水用户已倒至邻机供，低压缸温度 低于47?时，可以停止凝结泵。 153 Q/188-105.01-2004 18.9.2 解除凝结水泵联锁。 18.9.3 关除氧器水位调节门，并投手动。 18.9.4 运行凝结水泵解除子回路。 18.9.5 停止凝结水泵运行。 18.9.6 联锁关闭凝结水泵出口阀门。 18.9.7 注意备用凝结水泵吸入口排气阀应开启。 18.9.8 凝结水泵停止后如备用应检查冷却水和密封水投入。 18.9.9 凝结水泵备用7天后应起动一次，并运行20分钟，防止轴承室结露。 18.9.10 凝结泵停后需隔离检修时，应注意关闭其泵体吸入罐排气阀。 18.10 凝结水泵切换 18.10.1 检查备用凝结水泵备用良好，轴承油位正常，具备启动条件。 18.10.2 检查备用凝结水泵的冷却水和密封水投入正常。 18.10.3 确认备用凝结水泵进口门开启。 18.10.4 解除备用凝结水泵联锁。 18.10.5 手动关闭备用凝结水泵出口门。 18.10.6 开启备用凝结水泵出口门10%停止。 18.10.7 启动备用凝结水泵。 18.10.8 检查备用凝结水泵启动后电流、振动、声音、温度、油位等正常，CRT状态指示正确。 18.10.9 关闭原运行泵出口门,注意凝结水系统运行正常，停止原运行泵，检查CRT状态指示正 确。 18.10.10 检查凝结水泵出口母管无压力低信号，选择运行凝结水泵为主泵投入凝结水泵联锁。 18.11 凝结水泵运行中的维护。 18.11.1 凝结水泵轴承金属温度正常值为,100?,高一值为105?,高二值为115?。 18.11.2 凝结水泵电机非驱动端径向轴承温度高一值85?，高二值95?。 18.11.3 电动机绕组温度正常值为,120?,高一值125?，高二值135?。 18.11.4 凝结水泵入口滤网差压,0.0345MPa。 18.11.5 凝结水泵电机推力轴承正常冷却水量为10.3L/min，冷却水压力,0.3 MPa左右。 18.11.6 检查凝结水泵电机振动?0.06mm。 18.11.7 检查凝结水泵电机轴承油位正常油位计1/2,2/3处、油质良好透明。 18.11.8 检查运行凝结水泵电流?252A。 18.11.9 检查备用凝结水泵出口门开，密封、冷却水投入，轴承油位正常。 18.12 凝结水泵跳闸条件 154 Q/188-105.01-2004 18.12.1 凝汽器水位低二值200mm。 18.12.2 凝结水泵电机电气故障。 18.12.3 轴加旁路门关且轴加出口门关或入口门关。 18.12.4 凝结水泵运行后，出口门或入口门关。 19. 电动给水泵启停 19.1 电动给水泵启动前准备 19.1.1 检查电动给水泵本体及给水系统所有仪表和管路联接完好,电气回路及电机绝缘合格。 19.1.2 所有仪表及电泵辅助润滑油泵已送电。 19.1.3 电泵联锁保护试验合格，并投入。 19.1.4 检查电泵油箱油位正常，油系统具备投运条件，辅助油泵未启动前油位接近+50mm。 19.1.5 启动辅助润滑油泵，检查润滑油压0.15MPa以上，滤网差压,0.05MPa，各轴承回油正常。 19.1.6 安装或大修后首次启动,则应该断开联轴器,检查电泵无卡涩现象,且电机转向正确。 19.1.7 检查除氧器水箱水位正常，水质合格，水温满足锅炉上水要求，全开泵组入口阀。 19.1.8 调节电泵工作和润滑冷油器冷却水出口门，维持油温40?左右。 19.1.9 打开前置泵泵体及出口管道放气门,微开进口阀，电泵组注水, 放尽空气后关闭放水门,放 气门。 19.1.10 开启电泵再循环阀及再循环阀前后截止门。 19.1.11 关闭电泵出口电动门、出口旁路门。 19.1.12 开启电泵机械密封冷却器除盐冷却水进、出口阀。 19.1.13 投入电泵机械密封水磁性过滤器。 19.1.14 投入电泵前置泵机械密封水。 19.1.15 检查液力偶合器符合投入条件，勺管开度在最小。 19.1.16 检查电动给水泵电机绝缘合格，电机冷却水送上，电机电加热已退出，电泵电机送电。 19.1.17 关闭电泵中间抽头电动门，关闭增压级抽头电动门。 19.2 电动给水泵启动 19.2.1 电动给水泵允许启动条件 19.2.1.1 电动给水泵前置泵进口电动门开。 19.2.1.2 电动给水泵最小流量阀全开。 19.2.1.3 电动给水泵中间抽头电动门关、增压级电动门关、电泵出口门关或者电泵投备用开。 19.2.1.4 电动给水泵无反转信号。 19.2.1.5 电动给水泵润滑油压力正常?0.12MPa。 19.2.1.6 除氧器水箱水位大于低一值-80mm。 155 Q/188-105.01-2004 19.2.1.7 电动给水泵工作油冷油器入口温度小于110?，出口温度小于60?。 19.2.1.8 电动给水泵润滑油冷油器入口温度小于75?，出口温度小于55?。 19.2.1.9 电动给水泵电机前、后轴承温度,75?。 19.2.1.10 电动给水泵前置泵驱动端、自由端径向轴承温度,70?。 19.2.1.11 电动给水泵前置泵推力轴承内侧、外侧轴承温度,70?。 19.2.1.12 电动给水泵驱动端、自由端径向轴承温度,70?。 19.2.1.13 电动给水泵推力轴承内侧、外侧轴承温度,75?。 19.2.2 电动给水泵组报警条件 19.2.2.1 前置泵进口滤网差压大于0.06MPa。 19.2.2.2 前置泵径向轴承温度达70?时I值报警，达85?时II值报警。 19.2.2.3 前置泵推力轴承温度高达70?时I值报警，达85?时II值报警。 19.2.2.4 给水泵径向轴承温度高达70?时I值报警，达85?时II值报警。 19.2.2.5 偶合器推力轴承温度高达80?时I值报警，达85?时II值报警。 19.2.2.6 偶合器径向轴承温度高达80?时I值报警，达85?时II值报警。 19.2.2.7 电机轴承温度高达75?时I值报警，达85?时II值报警。 19.2.2.8 电机绕组温度高达120?时I值报警，达130?时II值报警。 19.2.2.9 电机风温高达55?时报警。 19.2.2.10 工作油冷油器进口温度高达110?时报警。 19.2.2.11 工作油冷油器出口温度高达60?时报警。 19.2.2.12 润滑油冷油器进口温度高达65?时报警。 19.2.2.13 润滑油冷油器出口温度高达55?时报警。 19.2.2.14 润滑油压力低到0.1 MPa 时报警并启动电动辅助油泵。 19.2.2.15 润滑油压力高到0.25 MPa 时停电动辅助油泵。 19.2.2.16 润滑油过滤器差压高达0.06 MPa报警。 19.2.2.17 电动给水泵进口压力低达1.4MPa延时30秒报警。 19.2.2.18 电动给水泵反转报警后关闭给水泵出水阀，关闭电泵中间抽头电动门，关闭增压级抽头 电动门。 19.2.3 电动给水泵的启动 19.2.3.1 确认辅助油泵启动并运行正常。 19.2.3.2 确认润滑油压力正常,0.12MPa。 19.2.3.3 润滑油温度正常控制大于15? 。 19.2.3.4 确认液力偶合器勺管在最低位置并且执行机构限位开关在手动位置。 19.2.3.5 确认电泵最小流量阀开启，前后手动门开启，启动许可条件全都满足。 19.2.3.6 启动电泵，若电泵启动10s后电流未恢复正常，应立即停泵。 156 Q/188-105.01-2004 19.2.3.7 全面检查各轴承进油、回油温度、轴承回油量、振动、声音、滤网差压等均正常，电机 电流正常，润滑油压力、工作油压力正常。 19.2.3.8 检查电泵辅助油泵停止，在DCS上将状态偏差复位。 19.2.3.9 调整电动给水泵勺管，当电动给水泵转速大于2900r/min时，将电动投入转速自动。 19.2.3.10 根据锅炉水位需要开启给水泵出口门,调速电动给水泵转速。 注:给水母管没有压力时应先开启出口旁路门缓慢对给水系统进行注水充压正常后再开 启出口门。 19.2.3.11 根据需要，开启中间抽头门、增压抽头门。 19.2.3.12 电泵启动后，设定好油温将工作冷油器、润滑凝汽器冷却水投入自动,使电泵润滑油温 在40,45?之间，工作油温度50?。 注:由于电泵启动后润滑油、工作油温度上升很快，因此在冷油器投入初期要开启凝汽 器水侧排空门进行排空，以增强冷油器的冷却效果。 19.2.3.13 电动给水泵运行时应可能避免在输入与输出转速之比在2比3的转速范围内运行。 19.3 电动给水泵停运 19.3.1 检查确认电泵最小流量阀前后手动隔离门开启。 19.3.2 缓慢减小电泵勺管开度接近最小位置,同时注意当电泵转速下降润滑油压力低于0.1 MPa时 电泵辅助油泵自启动,或手动启动保持润滑油压力正常。 19.3.3 逐渐关闭电泵出口电动门，检查当电泵流量小于190t/h最小流量阀自动开启。 19.3.4 关闭电泵中间抽头、增压级抽头电动门。 19.3.5 停止电泵运行。 19.3.6 确认辅助润滑油泵继续运行，调整冷却水以保持油温40?左右。 19.4 电动给水泵备用 19.4.1 电泵的所有交直流电源应全部送上。 19.4.2 电泵油箱油位正常，油质合格。 19.4.3 电泵投入联动备用。 19.4.4 电泵辅助润滑油泵连续运行，油压大于0.12MPa，油温30,45?之间，各轴承回油正常。 19.4.5 电泵前置泵入口门全开。 19.4.6 电泵出口电动门全开。 19.4.7 电泵最小流量阀前后隔离门全开，最小流量阀投入“自动”且处于全开状态。 19.4.8 根据需要确定电动给水泵中间抽头电动门、增压级电动门的开关。 19.4.9 电泵所有联锁保护投入，各测量表计、变送器等装置均处于投入状态。 19.4.10 将电泵勺管位置开启至30%左右。 19.4.11 冬季电动给水泵备用时电机投入电加热。 157 Q/188-105.01-2004 19.4.12 下列情况电动给水泵自动解除备用 19.4.12.1 电泵已运行，延时60秒，发1秒的脉冲。 19.4.12.2 除氧器水位低低 -1900mm，发1秒的脉冲。 19.4.12.3 电泵跳闸，发1秒的脉冲。 19.5 电动给水泵保护跳闸条件 19.5.1 电动给水泵运行后入口流量小于190t/h延时10秒，最小流量阀没有开。 19.5.2 电动给水泵偶合器工作冷油器进口油温高高130?。 19.5.3 电动给水泵运行电动给水泵润滑油压力低低0.05MPa。 19.5.4 电动给水泵运行300秒后，电泵入口压力低低0.5MPa，延时1秒。 19.5.5 电动给水泵运行后，除氧器水位低低 -1900mm。 19.6 电动给水泵辅助油泵联锁 19.6.1 电动给水泵辅助油泵自动启条件 19.6.1.1 电动给水泵停止。 19.6.1.2 电动给水泵润滑油压力,0.1MPa。 19.6.2 电动给水泵辅助油泵自动停条件为电动给水泵运行且润滑油压力,0.25MPa，延时10秒。 19.6.3 电动给水泵辅助油泵保护启条件为电泵停止，以3秒的脉冲。 20. 汽动给水泵组启停 20.1 泵组启动前检查准备 20.1.1 确认检修工作已全部结束,工作票已终结，汽动给水泵组及给水系统按检查卡检查完毕。 20.1.2 检查确认热工电源已投入正常,且所有的仪表投入。 20.1.3 确认汽动给水泵所有油泵、风机及电加热接线完好。 20.1.4 确认交直流润滑油泵及排烟风机电机绝缘良好，试验完毕并正常，电机送电，确认汽动给 水泵所有电动门送电。 20.1.5 启动小机油箱排烟风机，调整油箱负压在1KPa左右，防止油箱回油油沫太多。 20.1.6 检查油箱油位正常，大于-430mm;如果汽动给水泵组油系统未充油，则应保持高油位，检查 油质良好。 20.1.7 启动润滑油泵，检查润滑油压,120kPa,确认各轴承回油正常，油泵联锁试验合格。 20.1.8 油系统运行正常,将另一台交流润滑油泵投入备用，直流事故油泵备用，将就地控制开关切 在“远方”位置。 20.1.9 汽动给水泵组静态试验完毕并合格,各联锁保护试验完毕并合格。 20.1.10 若油温太低，可投入电加热器，调整油温至38?左右。 158 Q/188-105.01-2004 20.1.11 检查润滑油冷却器冷却水正常,前置泵机械密封冷却水正常,给水泵各部密封水及冷却水 投入正常。 20.1.12 检查除氧器水箱水位正常。 20.1.13 安装或大修后启动，如做超速试验应将小机与给水泵的靠背轮解开，试验完毕，联接好 靠背轮。 20.1.14 适开前置泵壳体、汽动给水泵壳体和连接管道上的放气阀。 20.1.15 稍开前置泵入口电动门，前置泵及主给水泵壳体注水放气，见水后关闭各放气门。 20.1.16 测量前置泵电机绝缘合格后电机送电，确认电机各联锁保护试验合格。 20.1.17 前置泵大修后投运应先空试电机，确认转向正确， 20.1.18 MEH系统正常，调速系统静态试验合格。 20.1.19 机组启动时给水泵汽轮机随主机同时送轴封抽真空。 20.1.20 机组运行中检修后的汽泵组投入应先进行轴封系统管道预暖投入轴封。 20.1.21 检查给水泵汽轮机疏水系统正常。 20.2 汽动给水泵前置泵联锁 20.2.1 汽动给水泵前置泵启动条件 20.2.1.1 汽泵前置泵入口电动门开。 20.2.1.2 汽泵最小流量阀开。 20.2.1.3 汽泵前置泵入口滤网差压不高(取非)。 20.2.1.4 除氧器水位大于低一值 -80mm。 20.2.1.5 汽泵前置泵驱动端径向轴承温度,70?。 20.2.1.6 汽泵前置泵自由端径向轴承温度,70?。 20.2.1.7 汽泵前置泵自由端推力轴承温度,70?。 20.2.1.8 汽泵前置泵电机驱动端径向轴承温度,75?。 20.2.1.9 汽泵前置泵电机自由端推力轴承温度,75?。 20.2.2 汽动给水泵前置泵保护跳闸条件 20.2.2.1 汽泵前置泵运行后除氧器水位低低 -1900mm。 20.2.2.2 汽泵前置泵运行5秒后，入口电动门关闭。 20.3 汽动给水泵组禁止启动条件 20.3.1 给水泵汽轮机调速系统动作失灵。 20.3.2 泵组转动部分有明显的磨擦声。 20.3.3 任一高低压自动主汽门、调速汽门卡涩，不能关闭严密。 20.3.4 主要的热工保护装置失灵。 20.3.5 主要的热工仪表失灵。 159 Q/188-105.01-2004 20.3.6 仪表或热工保护电源失去。 20.3.7 汽泵及给水泵汽轮机联锁保护失灵。 20.3.8 润滑油和抗燃油油质不合格或油箱油位在最低报警油位-500mm以下。 20.3.9 主油泵、事故油泵、润滑油系统、抗燃油系统故障及盘车装置故障。 20.3.10 给水泵汽轮机汽缸上下缸温差大于规定值。 20.3.11 给水泵泵体上下温差大于30?。 20.3.11 MEH控制系统故障。 20.4 汽动给水泵组跳闸条件 20.4.1 手动跳闸。 20.4.2 汽动给水泵排汽压力低50KPa。 20.4.3 汽泵抗燃油压力低?7.8MPa。 20.4.4 汽泵组转速高达6327 r/min，后备超速动作转速6427 r/min。 20.4.5 给水泵汽轮机#1、#2轴振动达0.125mm。 20.4.6 给水泵汽轮机轴向位移?+0.25mm或?-0.62mm。 20.4.7 给水泵汽轮机排汽温度高150?。 20.4.8 润滑油压力小于0.04MPa。 20.4.9 汽泵综合故障:汽泵前置泵停止;汽泵流量,280T/h，最小流量阀10秒未开;汽动给 水泵进口压力小于0.5MPa;除氧器水位低低 -1900mm。 20.4.10 给水泵汽轮机目标转速与实际转速偏差大于500r/min。 20.5 汽动给水泵组报警条件 20.5.1 汽泵前置泵进口滤网差压大于0.06MPa。 20.5.2 汽泵前置泵驱动端径向轴承温度H:70?;HH:85?。 20.5.3 汽泵前置泵自由端径向轴承温度H:70?;HH:85?。 20.5.4 汽泵前置泵自由端推力轴承温度H:70?;HH:85?。 20.5.5 汽泵前置泵电机驱动端径向轴承温度H:75?;HH:85?。 20.5.6 汽泵前置泵电机自由端推力轴承温度H:75?;HH:85?。 20.5.7 汽泵驱动端径向轴承温度H:80?;HH:90?。 20.5.8 汽泵自由端径向轴承温度H:80?;HH:90?。 20.5.9 汽泵推力轴承温度H:90?;HH:100?。 20.5.10 汽泵进口滤网差压大于0.06MPa。 20.5.11 汽泵进口压力小于1.4MPa,延时30s,当汽泵在热备用时该信号不发。 20.5.12 汽泵反转。 20.5.13 给水泵汽轮机转速高6227r/min。 160 Q/188-105.01-2004 20.5.14 给水泵汽轮机轴振动大0.08mm。 20.5.15 给水泵汽轮机轴向位移大?+0.18mm;?-0.55mm。 20.5.16 给水泵汽轮机润滑油压力低0.08MPa。 20.5.17 给水泵汽轮机润滑油温度高55?，回油温度高65?。 20.5.18 给水泵汽轮机润滑油箱油位高-360mm;油箱油位低-500mm。 20.5.19 给水泵汽轮机转子偏心大于50μm。 20.5.20 给水泵汽轮机排汽温度高135?。 20.5.21 给水泵汽轮机排汽压力高30KPa。 20.5.22 给水泵筒体上下部温度差不能超过30?。 20.6 汽动给水泵组的启动 20.6.1 汽动给水泵组油系统的投入 20.6.1.1 检查小机油箱事故放油门、放水门、取样门关闭。 20.6.1.2 检查小机油箱至油净化门、油净化至小机油箱阀门关闭。 20.6.1.3 小机油系统检修工作完毕、油箱已清理干净。 20.6.1.4 小机油箱注油至正常油位-430mm以上。 20.6.1.5 小机交、直流润滑油泵、排油烟风机测绝缘合格送电。 20.6.1.6 小机油系统联锁保护试验合格，并投入保护。 20.6.1.7 启动小机油箱排烟风机，调节出口挡板维持油箱微负压。 20.6.1.8 启动一台交流润滑油泵检查润滑油压力正常,0.12MPa，各轴承回油正常，油箱油位正常 如低于-480mm需进行补油。 注:1、#2机需开启小机盘车润滑油门。 2、如润滑油压力不合适用滤网后可调式逆止阀调整油压至正常。 20.6.1.9 投入油泵联锁。 20.6.2 给水泵汽轮机轴封系统的投入 20.6.2.1 给水泵汽轮机轴封系统的投入与主机轴封系统同时投入的操作。 20.6.2.1.1 确认给水泵汽轮机排汽蝶阀全开。 20.6.2.1.2 关闭给水泵汽轮机排汽蝶阀旁路门。 20.6.2.1.3 开启给水泵汽轮机轴封回汽电动门。 20.6.2.1.4 检查给水泵汽轮机高、低压疏水门开启。 20.6.2.1.5 开启给水泵汽轮机高压主汽门门杆漏汽至主机轴封回汽母管门。 20.6.2.1.6 确认关闭给水泵汽轮机高压主汽门门杆漏汽至排汽管一、二次门。 20.6.2.1.7 适当开启给水泵汽轮机轴封滤网排污门，正常时关闭。 20.6.2.1.8 开启主机轴封供给水泵汽轮机轴封电动总门进行供汽管道暖管。 161 Q/188-105.01-2004 20.6.2.1.9 适当开启给水泵汽轮机高低压轴封进汽电动门，投入轴封系统，维持轴封母管压力正 常，前后轴封段不向外冒汽，不向内漏气，0.04MPa左右。 20.6.2.1.10 投入给水泵汽轮机轴封减温水自动,温度设定150,180?。 20.6.2.2 运行中给水泵汽轮机隔离后恢复后时轴封系统投入。 20.6.2.2.1 适当开启给水泵汽轮机轴封滤网排污门。 20.6.2.2.2 开启主机轴封供给水泵汽轮机轴封电动总门进行供汽管道暖管。 20.6.2.2.3 检查开启给水泵汽轮机高压主汽门门杆漏汽至主机轴封回汽母管门。 20.6.2.2.4 确认关闭给水泵汽轮机高压主汽门门杆漏汽至排汽管一、二次门。 20.6.2.2.5 检查开启给水泵汽轮机高、低压疏水门。 20.6.2.2.6 开启给水泵汽轮机排汽蝶阀旁路门，小机排汽口建立真空，注意机组真空变化。 20.6.2.2.7 缓慢开启给水泵汽轮机高低压轴封进汽电动门，注意小机排汽压力。 20.6.2.2.8 全开给水泵汽轮机排汽蝶阀，就地确认阀门位置正常。 20.6.2.2.9 调整给水泵汽轮机高、低压轴封进汽电动门，维持轴封母管压力正常，前后轴封段不 向外冒汽，不向内漏气， 0.04MPa左右。 20.6.2.2.10 投入给水泵汽轮机轴封减温水自动。 注:给水泵汽轮机轴封投入时注意开启#2机B小机低压主汽门门杆漏汽手动门。 20.6.3 给水泵汽轮机启动前准备 20.6.3.1 确认投入给水泵汽轮机油系统，检查润滑油压力正常，各轴承回油量正常。 20.6.3.2 检查给水泵汽轮机轴封系统投入，轴封压力正常，前后轴封段不向外冒汽不向内漏气。 20.6.3.3 检查开启给水泵汽轮机下列疏水门。 20.6.3.3.1 给水泵汽轮机高压主汽门前疏水手动门、气动门。 20.6.3.3.2 给水泵汽轮机高压主汽门后疏水手动门、气动门。 20.6.3.3.3 给水泵汽轮机低压主汽门前疏水气动门。 20.6.3.3.4 给水泵汽轮机低压电动门前疏水气动门。 20.6.3.3.5 给水泵汽轮机本体第一级疏水气动门。 20.6.3.3.6 主汽供给水泵汽轮机电动门前后疏水手动门、气动门。 20.6.3.3.7 四段抽汽供给水泵汽轮机电动门前疏水手动门、气动门。 20.6.3.3.8 辅汽供给水泵汽轮机电动门前疏水。 注:机组运行中给水泵汽轮机检修后恢复时主汽供给水泵汽轮机电动门前后疏水，四 段抽汽供给水泵汽轮机电动门前疏水可不用开启。 20.6.3.4 检查关闭汽泵出口门,关闭汽泵出口旁路门,关闭泵组中间抽头电动门,关闭泵组增压级抽 头电动门。 20.6.3.5 检查汽泵最小流量阀前后手动门开启，最小流量阀开启。 20.6.3.6 适当开启汽前泵再循环手动门。 20.6.3.7 检查汽泵、汽泵前置泵机械密封冷却水投入，汽泵前置泵密封水投入。 162 Q/188-105.01-2004 20.6.3.8 检查汽泵前置泵轴承油位正常。 20.6.3.9 检查给水泵汽轮机抗燃油系统、MEH系统正常、投入。 20.6.3.10 给水泵汽轮机联锁保护试验完毕并投入。 20.6.3.11 汽泵前置泵电机测绝缘合格后送电。 20.6.3.12 汽泵组热工控制电源送电，各表计投入正常。 20.6.3.13 检查没有禁止汽泵组启动的条件。 20.6.3.14 开启辅汽至给水泵汽轮机或四段抽汽供给水泵汽轮机低压进汽电动门，进汽管道暖管。 20.6.4 汽泵前置泵投入 20.6.4.1 缓慢开启汽泵前置泵入口门。 20.6.4.2 开启汽泵前置泵泵体排空门，注水结束后关闭严密。 20.6.4.3 开启汽泵泵体出入口排空门，注水结束后关闭严密。 20.6.4.4 启动汽泵前置泵，检查电机及泵体振动、声音、电机电流正常。 20.6.4.5 调整汽泵前置泵再循环门，维持流量在350,400t/h。 20.6.5 给水泵汽轮机启动 20.6.5.1 在汽机电子间给水泵汽轮机MEH控制柜上将其复位。 20.6.5.2 在给水泵汽轮机MEH跳闸首出操作画面中点MAIN RESET将其复位。 20.6.5.3 按下给水泵汽轮机控制盘上“TUBB LATCH”按钮，选择“1”，检查给水泵汽轮机没有跳 闸信号发出。 20.6.5.4 给水泵汽轮机挂闸:点击给水泵汽轮机控制盘上“TURB LATCH” 按钮，“TRIPPED”灯 灭变为“RESETER”表示挂闸成功。 20.6.5.5 按下给水泵汽轮机控制盘上“HPV OPEN” 按钮，选择“1”，“OPEN”灯亮，就地确认 高压主汽门开启。 20.6.5.6 按下给水泵汽轮机控制盘上“LPV OPEN” 按钮，选择“1”，“OPEN”灯亮，就地确认 低压主汽门开启。 20.6.5.7 按下给水泵汽轮机控制盘上“AUTO” 按钮，选择“2”执行。 20.6.5.8 低速暖机全面检查，按下给水泵汽轮机控制盘上“TARGET/SETPOINT” 按钮，设定 目标转速: 500r/min ; 升速率: 冷态启动200r/min/min; 温态启动300r/min/min; 热态启动400r/min/min。 20.6.5.9 点击GO选2执行，注意给水泵汽轮机转速的变化。 20.6.5.10 给水泵汽轮机转速500转/分时,对 给水泵汽轮机进行全面检查，暖机5,10min。 20.6.5.11 中速暖机全面检查，按下给水泵汽轮机控制盘上“TARGET/SETPOINT” 按钮，设定 目标转速:1500r/min; 升速率: 冷态启动200r/min/min; 163 Q/188-105.01-2004 温态启动300r/min/min; 热态启动400r/min/min; 给水泵汽轮机继续升速至1500 r/min暖机，冷态启动暖机30min，其它工况暖机15, 20min。 20.6.5.12 暖机结束按下给水泵汽轮机控制盘上“TARGET/SETPOINT” 按钮，设定目标转速 3000r/min ,设定升速率，给水泵汽轮机继续升速至3000 r/min暖机暖机20min。 注:给水泵汽轮机一阶临阶转速为2365 r/min，二阶临阶转速为7133 r/min，在2000 r/min转速下稳定运行时，应检查各部件工作是否正常，确认所有监视、控制仪表全部 投入，各方面均无异常后，方可迅速越过临阶转速。 20.6.3.9 当汽轮机实际转速升至3000 r/min暖机结束，且满足锅炉自动控制条件时，将给水泵 汽轮机投入CCS自动，此后，给水泵汽轮机转速随CCS来的给水量要求信号而变化。 20.6.3.10 当汽泵出口压力接近给水母管压力时开启汽泵出口电动门,并泵运行。 20.6.3.11 根据需要开启汽泵中间抽头门及增压级后抽头门。 20.6.3.12 投入小机高压汽源。 20.6.3.13 关闭给水泵汽轮机高、低压主汽阀、汽缸本体、进汽管道上所有疏水阀，投入自动。 注:给水泵汽轮机正常运行时投入四段抽汽，开启辅汽供给水泵汽轮机电动总门，并开 启管道疏水器前后手动门，关闭疏水器旁路门做备用。 20.7 给水泵并泵运行操作规定 20.7.1 机组启动切缸完成负荷大于120MW就可以启动第一台汽动给水泵与电泵并泵运行。 20.7.2 电动给水泵与汽动给水泵并泵前先检查确认电动给水泵、汽动给水泵都可以正常进行转速 调节。 20.7.3 电泵与汽泵并泵前确认汽泵转速已投入CCS控制。 20.7.4 并泵前注意检查给水流量与负荷对应关系。 20.7.5 并泵前注意检查汽包压力和给水压力的对应关系，给水压力不能与汽包压力相差太大，防 止并泵时引起汽包水位的大幅变化，造成水位保护动作事故。 20.7.6 电泵与汽泵并泵时，电泵投入自动，缓慢开启汽动给水泵的出口门并同时调整转速，维持 给水流量与并泵前一致并注意汽包水位的变化。 20.7.7 增加汽泵转速，电泵与汽泵并泵运行，也可以降低电泵转速停止电泵运行。 20.7.8 并泵时电泵或汽泵任一出现故障，立即增加另一台泵的转速以维持汽包水位。 20.7.9 汽泵与汽泵并泵运行时，将原运行汽泵切手动，电泵投自动。缓慢增加第二台汽泵转速当 出口压力与给水母管压力接近时，缓慢开启出口门，注意电泵转速下降，汽包水位正常。 20.7.10 继续降低电泵出力，当电泵出力降至最低时关闭电泵出口门，停止电泵运行。 20.7.11 当两台汽泵并泵运行且皆在“AUTO”，电泵备用时，若一台汽泵跳闸，电泵联动或手动启 动后，应立即将运行汽泵切为手动调节方式，保证小机转速稳定。 164 Q/188-105.01-2004 20.7.12 汽泵组投入运行后，开启化学加药门。 20.8 汽动给水泵组停运 20.8.1 汽泵组正常停运 20.8.1.1 确认停止汽泵后，另一台汽泵和电泵可以维持机组负荷。 20.8.1.2 解除给水泵汽轮机自动控制。 20.8.1.3 确认汽泵最小流量阀前后手动门开启。 20.8.1.4 缓慢降低给水泵汽轮机转速，注意汽包水位的调整。 20.8.1.5 检查当汽泵流量小于280t/h时，汽泵最小流量阀自动开启，否则手动开启。 20.8.1.6 继续降低汽泵出力至零。 20.8.1.7 关闭汽泵出口电动门，出口旁路门。 20.8.1.8 关闭汽泵中间抽头电动门、增压级电动门。 20.8.1.9 适开=汽泵前置泵再循环门,维持流量在350t/h。 20.8.1.10 当汽泵转速降至3000 r/min以下时，在MEH画面上点击CCS操作窗口，选 “1”并确 认，解除给水泵汽轮机CCS。 20.8.1.11 在MEH画面上点击“EMEG TRIP”，在弹出的窗口中选“1”并确认，注意给水泵汽轮机 跳闸后转速下降。 20.8.1.12 注意给水泵汽轮机高、低压主汽门关闭。 20.8.1.13 根据情况关闭给水泵汽轮机高、低压电动主汽门。 20.8.1.14 根据情况开启汽泵组疏水门。 20.8.1.15 根据情况进行汽泵组和隔离。 20.8.2 紧急停机 20.8.2.1 机组发生强烈振动，振幅达停机值以上，或机组振动值急剧增加。 20.8.2.2 给水泵汽轮机内有清晰的金属摩擦声和撞击声。 20.8.2.3 给水泵汽轮机发生水冲击。 20.8.2.4 支持轴承、推力轴承钨金温度急剧上升至110?或任一轴承回油温度升至75?。 20.8.2.5 轴封或挡油环严重摩擦、冒火花。 20.8.2.6 润滑油压低至0.04MPa，启动备用油泵无效时。 20.8.2.7 给水泵汽轮机润滑油箱漏油低于 -500mm，补油无效时。 20.8.2.8 油系统着火无法扑灭时。 20.8.2.9 轴向位移超限，而轴向位移保护装置未动作。 20.8.2.10 汽泵组转速升至跳闸转速值，而机组未遮断。 20.8.2.11 汽泵组油系统、水系统发生严重泄漏无法维持机组正常运行时。 20.8.2.12 给水泵组发生严重汽蚀。 165 Q/188-105.01-2004 20.9 汽泵组正常运行维护 20.9.1 汽泵周围清洁无杂物，无漏汽、油、水等。 20.9.2 油箱油位正常，若油位低于-470 mm时补油，定期对油箱油位实测并与油位指示对比。 20.9.3 各轴承回油温度正常在,60?，回油量正常。 20.9.4 汽泵组控制油压11.0MP左右、润滑油压,0.12MPa、油温,45?。 20.9.5 汽泵组闭式冷却水压力正常0.4MPa左右，进回水温度正常。 20.9.6 汽泵机械密封水温度正常,80?。 20.9.7 汽前泵轴承油位正常。 20.9.8 汽泵组各支持轴承、推力轴承温度小于报警值。 20.9.9 汽泵组各轴承振动小于报警值。 20.9.10 给水泵汽轮机轴向位移小于报警值。 20.9.11 轴封系统压力、温度正常。 20.9.12 定期检查油箱排烟风机运行正常，维持小机油箱真空1Kpa。 20.9.13 检查给水泵汽轮机润油冷却水压力正常0.35MPa。 20.9.14 检查给水泵润滑油滤网差压指示正常，差压0.05MPa。 20.9.15 检查给水泵汽轮机高、低压汽源压力、温度正常。 20.9.16 检查冷油器工作正常。 20.10 给水泵汽轮机冷油器切换 20.10.1 确认冷油器运行和备用状态。 20.10.2 检查给水泵汽轮机润滑油压力、温度、油箱油位正常。 20.10.3 缓慢开启给水泵汽轮机冷油器注油门。 20.10.4 确认给水泵汽轮机备用冷油器已注满油，关闭注油门。 20.10.5 缓慢开启给水泵汽轮机备用冷油器冷却水出口门。 20.10.6 开启给水泵汽轮机备用冷油器水侧排空门，确认排尽空气后关闭。 20.10.7 稍开给水泵汽轮机备用冷油器冷却水入口门。 20.10.8 逆时针方向松开给水泵汽轮机冷油器切换阀锁紧阀。注意油温变化情况。 20.10.8 缓慢转动给水泵汽轮机冷油器切换阀至备用冷油器，注意油温变化情况。 20.10.9 将冷油器切换阀锁紧。 20.10.10 同时全开给水泵汽轮机已投入冷油器冷却水入口门，注意润滑油压力、温度、油位变化。 20.11 汽动给水泵组启动运行的限制值 20.11.1 轴向位移(转子以工作瓦定位，转子朝给水泵方向位移为正，反之为负) 报警值: +0.18 mm -0.55 mm 停机值: +0.25 mm -0.62 mm 166 Q/188-105.01-2004 20.11.2 给水泵汽轮机轴振动(#1、#2轴峰、峰值) 正常值: ?0.05 mm 报警值: ?0.08 mm 停机值: ?0.125 mm 20.11.3 偏心率报警值: ?原始值 + 0.03 mm 20.11.4 超速保护 跳闸转速动作值 :6327 r/min, 紧急跳闸转速动作值 :6427 r/min 20.11.5 排汽压力 正常值: 6.2kPa , 报警值: 30 kPa, 停机值: 50 kPa 20.11.6 排汽温度 报警值: ?135?, 停机值: ?150? 20.11.7 油系统 20.11.7.1 润滑油压 正常值:0.12,0.14 MPa 报警值:0.08 MPa(自动启动备用交流润滑油泵) 停机值:0.04 MPa(自动启动直流事故油泵) 20.11.7.2 润滑油温 轴承进油温度正常值: 40,45? 轴承箱回油温度正常值: ,60? 轴承箱回油温度报警值: ?65? 20.11.7.3 润滑油出口双联滤油器压差 报警值: ?0.05MPa 20.11.7.4 冷油器出口油温 报警值: ?55? 20.11.7.5 润滑油油箱油位(油位指示器指示值;油位以箱盖下边缘为基准向下计算) 油位高报警: -360 mm 正常油位: -430mm 油位低?报警: -480 mm 油位低?报警: -500 mm 20.11.7.6 抗燃油油压 正常值: 12.4,14.4 MPa 报警值:9.2MPa (自动启动备用油泵) 停机值:7.8MPa 20.11.7.7 抗燃油供油温度 超温报警值: ?60? 20.11.8 轴承钨金温度 20.11.8.1 推力轴承钨金温度 高?报警值:?90? 高?报警值:?100? 20.11.8.2 支持轴承巴氏合金温度 高?报警值:?80? 高?报警值:?90? 21. 加热器投停 21.1加热器投停操作原则 21.1.1 新装或检修后的高加安全门，需经校验合格方可投入运行。 21.1.2 加热器投入按照下列顺序进行:应先投水侧再投汽侧，汽侧投入顺序为由低压段到高压 167 Q/188-105.01-2004 段。凝结水系统注水时投入低加水侧，锅炉上水同时投入高加水侧，低压下注水投运。 21.1.3 低加、高加水侧投入时都必须进行进出水管道及加热器本体排空。 21.1.4 低加水侧投入时先开启出口阀，再开入门，最后关闭旁路阀。 21.1.5 高加水侧进水、出口门开启，关闭水侧大旁路门，高加水侧投入。 21.1.6 低加、高加的停止按照先停汽侧后停水侧的顺序。 21.1.7 严禁泄漏的加热器投入运行。 21.1.8 严禁加热器就地水位计、水位开关、水位变送器，报警信号及保护装置动作不正常的情况 下投入运行。 21.1.9 低压加热器在机组冲转时随机滑启，高压加热器在机组负荷达150MW时投入。 21.1.10 加热器投停过程中应严格控制低加出水温度变化率?3?/分，高加温度变化率?0.917?/ 分，高加出水温度变化率?1.83?/分。 21.2 加热器投运前检查 21.2.1 确认加热器及其管道冲洗合格，有关试验合格，加热器所有水位计投入，加热器保护正常 投入。 21.2.2 确认加热器进汽逆止门、疏水阀控制气源投入正常。 21.2.3 机组启动前活动各疏水阀及抽汽电动阀、逆止门动作正常。 21.2.4 检查开启所有表计、液位开关、变送器的信号门。 21.2.5 确认加热器充氮保护系统隔离。 21.2.6 确认所有加热器汽侧、水侧放水门关闭，开水侧放空气门，见水后关闭。 21.2.7 稍开低加启动排气门，确认低加连续放气至凝汽器一、二次门关闭。 21.2.8 确认高加连续排气至除氧器门关闭。 21.2.9 确认高加启动排气阀开启。 21.2.10 确认加热器正常疏水阀前后截门开启，事故疏水阀前后截门开启。 21.2.11确认抽汽逆止门关闭，抽汽逆止门前后疏水阀开,抽汽电动门关闭，抽汽电动门后疏水开 启。 21.3 低加的投入 21.3.1 投入低加水侧，开水室放气阀见水后关闭，注意低加进、出门开启正常，水侧旁路门关 闭，关闭低加疏水门检查低加水位计无水位指示。 21.3.2 开启低加事故疏水门，开启低加抽汽逆止门，稍开所投低加抽汽电动门预暖低加，控制低 加出水温度变化率小于2?/分。 21.3.3 缓慢全开低加抽汽电动门，检查抽汽电动门前、后疏水阀关闭。开启连续排气阀，关闭启 动排气阀，各加热器正常疏水投入自动，注意监视各加热器疏水阀动作正常、水位正常， 注意凝汽器真空的变化。 168 Q/188-105.01-2004 21.3.4 机组启动时低压加热器采用随机滑启的方式，机组并网运行正常后将低加排空由启动排空 切换至运行排空方式。 21.3.5 低压加热器运行时通过设置水位自动调节数值保证危急疏水阀全关备用。 21.4 运行中高加的投入 21.4.1 检查高压加热器抽汽阀、疏水阀、逆止阀完好，加热器所有仪表完好并投入、水位计投 入，有关电源及控制用气投入正常，高加保护正确投入。 21.4.2 按高加投入检查卡恢复系统完毕，确认各阀门位置正确。 21.4.3 开启高加注水门，以规定的温升率向高加注水，加热器水侧放气阀见水后关闭，注水结束 后关闭注水门。 21.4.4 关闭高加疏水门检查高加水位计无水位指示，确认高加水侧无泄漏。 21.4.5 缓慢开启高加出口串联#2电动门旁路门,开启出口串联#1电动门，开启高加出口串联#2电 动门。 21.4.6 开启高加入口三通大旁路门，投入高加水侧，关闭高加出口串联#2电动门旁路门。 21.4.7 检查将三台高加正常疏水和事故疏水阀关闭。 21.4.8 检查开启#3高加抽汽逆止门，开启#3高加抽汽管道疏水门，缓慢开启三段抽汽电动门旁路 门对抽汽管道暖管，暖管结束后关闭旁路门。 21.4.9 开启#3高加启动排气阀,当排气口有汽排出时关闭启动排汽门，注意机组真空的变化。 21.4.10 开启#3高加连续排气阀。 21.4.11 缓慢开启#3高加进汽电动门，调节疏水阀保证高加水位正常。 21.4.12 控制高加出水温度变化率?1.83?/分。 21.4.13 逐渐全开#3高加的抽汽电动门，将#3高加正常疏水调节阀和事故疏水调节阀投入“自 动”，注意各疏水阀动作正常，维持高加水位正常。 21.4.14 注意检查抽汽管道疏水阀应关闭，高加水位在正常范围内，除氧器温度、压力正常。 21.4.15 按抽汽压力由低到高的顺序,依次投入#2、#1高加,当#1高加抽汽压力达到一定值后,疏水 导向除氧器。 21.4.16 调整水位在正常范围内,并投入高加子组和保护。 21.5 加热器运行维护 21.5.1 就地水位计照明正常，水位显示清晰，CRT与就地水位应一致。 21.5.2 疏水调整阀动作正常。 21.5.3 加热器水位正常，防止低水位或高水位运行，决不允许长期处于无水位或最低水位线以下 运行。 21.5.4 加热器及管道保温良好，汽水管道无泄漏，加热器无振动和汽水冲击声。 21.5.5 加热器压力、温度指示随机组负荷变化正常。 169 Q/188-105.01-2004 21.5.6 检查加热器端差在5,6?之间。 21.5.7 运行中用测温仪检查高低加事故疏水阀后温度正常，确认疏水阀关闭严密。 21.5.8 高加汽侧投入正常后，抽汽电动旁路门须关闭。 21.5.9 抽汽逆止门要按要求进行定期活动试验。 21.6 低加停运 21.6.1 低加正常停运，随主机停止关闭各低加抽汽电动门、抽汽逆止门，低加出水温度下降不大 于2?/min，注意除氧器温度和压力。 21.6.2 确认各抽汽电动门前、后疏水电动门开启正常。 21.6.3 若低加因故障需检修时则在低加停运后进行下列操作。 21.6.3.1 关闭停运低加正常疏水门、事故疏水门及前后截门，关闭停运低加连续排汽门。 21.6.3.2 开启停运低加水侧旁路门，关闭其出、入口门。 21.6.3.3 关闭低加进汽电动门后疏水门。 21.6.3.4 打开汽、水侧放水门消压，注意机组真空变化，消压后通知检修。 21.7 高加停运 21.7.1 高压加热器的停运分为随机停运和带负荷停运。 21.7.2 具备随机滑停的高加,当末级高加抽汽压力下降到一定值时,关闭至除氧器的疏水门,打开至 凝汽器的疏水调整门,机组停止后, 将高加入口三通大旁路切至旁路运行打开管侧、壳侧启 动放气阀、放水阀、排尽积水。投入湿保护。 21.7.3 高加带负荷的停运。 21.7.3.1 依照抽汽压力的高低顺序,缓慢关闭高加的抽汽电动门，并严格控制高加出水温度变化率 不大于1.83?/min，注意控制机组负荷的变化，三台高加进汽电动门全部关闭后，关闭抽 汽逆止门，关闭连续排气至除氧器门。 21.7.3.2 关闭高加正常和事故疏水截止阀,打开启动排汽阀,放水阀 。 21.7.3.3 关闭高加入口三通阀使给水走旁路，关闭高加出口串联1、2门，注意高加水位变化。 21.7.3.4 根据检修需要开启高加汽、水侧放水阀和疏水阀，检查压力应逐渐降至零，注意在汽侧疏 水阀开启之前，应确认抽汽电动门后和逆止门后疏水阀关闭严密，否则将影响真空。 21.7.3.5 加热器停止后需采取充氮保护时，充氮操作应随水侧放水同时进行。 21.8 高加紧急停运条件 21.8.1 加热器汽水管道及阀门等爆破，危急人身及设备安全时。 21.8.2 加热器水位升高，处理无效，高加满水时。 21.8.3 所有水位指示均失灵，无法监视水位时。 21.8.4 高加危急疏水频繁动作，造成系统补水困难时。 170 Q/188-105.01-2004 21.9 高加紧急停运操作 21.9.1 立即关闭高加进汽电动门及抽汽逆止门，开启抽汽管道疏水气动门。 21.9.2 解列高加水侧，给水走旁路。 21.9.3 关闭疏水至除氧器门。 21.9.4 当高加水位过高，保护动作时，应查明原因，严禁在高加发生泄漏时，强行投入高加。 21.9.5 高加汽、水侧同时解列时，应密切监视给水压力和流量，防止给水中断。 21.9.6 机组在高加解列退出运行期间，要保证各监视段压力不超限，必要时应限负荷。 22. 主机轴封系统投停 22.1 轴封系统投运前检查 22.1.1 检查确认高压辅助蒸汽联箱压力正常0.65,0.8MPa, 温度正常250,320?。 22.1.2 检查确认轴封加热器的冷却水投入，轴加水侧出入口门开启，旁路门关闭。 22.1.3 检查确认轴加水位保护投入，轴加事故疏水门、疏水旁路门动作正常。 22.1.4 检查确认轴封加热器疏水U型水封管已注水。 22.1.5 试验轴封系统电动门、调节门动作正常:辅汽联箱至轴封电动门、再热冷段至轴封电动 门、轴封辅助供汽阀(SSAFV)、轴封溢汽阀(SPUV)、轴封溢汽旁路门、轴封主汽供汽阀 (SSFV)、轴封压力调节阀、轴封压力调节阀旁路门等。 22.1.6 确认A、B低压缸轴封进行手动门、高压缸轴封供汽手动门、中压缸轴封供汽手动门开启。 22.1.7 检查确认轴封系统疏水系统正常。 22.1.8 检查确认高压辅助蒸汽供轴封管道可以进行预暖。 22.1.9 检查确认机组是在盘车状态。 22.1.10 检查确认轴封系统减温水可以投入。 22.1.11 检查确认轴封控制气源压力正常。 22.2 轴封系统投运 22.2.1 开启辅汽供轴封管道疏水门(疏水器旁路阀在投入暖管时开启，轴封系统运行正常时关闭疏 水器旁路门，开启疏水器前后手动门备用)。 22.2.2 开启高压辅汽供轴封手动门，轴封供汽管道进行暖管。 22.2.3 启动一台轴加风机运行(注意:轴加风机启动前先关闭入口阀，风机启动正常后再缓慢调整 入口阀的开度，防止过负荷跳闸)。 22.2.4 适当开启辅汽供轴封隔离门、轴封辅助供汽阀(SSAFV)轴封管道进行暖管，确认供汽汽源压 力在0.6,0.8MPa，供汽温度200,250?。 22.2.5 开启高压、中压、低压轴封管道滤水器放水门，轴封系统正常后关闭。 171 Q/188-105.01-2004 22.2.6 检查轴封回汽管U型疏水水封正常。 22.2.7 调节轴封回汽母管压力-2.5KPa。 22.2.8 缓慢开启轴封压力调节阀调节轴封压力适当(注意:机组启动时轴封母管压力调节要随机组 真空的变化而相应的调整，轴封系统投入初期轴封母管压力维持0.01,0.02 MPa左右)。 22.2.9 机组抽真空后，调速轴封供汽压力。 22.2.10 轴封系统投运后，应检查确认以下各项 22.2.10.1 轴封系统没有泄漏。 22.2.10.2 轴加风机运行正常，轴加入口负压正常。 22.2.10.3 轴加壳侧压力正常。 22.2.10.4 轴封母管压力正常0.045,0.060MPa。 22.2.11 轴封系统正常后开启主汽至轴封电动门前手动隔离阀。 22.2.12 #7、8低加正常投入后，负荷高于150MW轴封溢流阀应切向#8A低加。 22.2.13 设定好低压轴封温度185?，高压轴封温度250?，轴封减温水投入自动。 22.2.14 机组负荷450MW左右轴封系统形成自密封。 22.3 轴封系统停运 22.3.1 检查主机已停运，确认主汽门调汽门关闭。 22.3.2 检查主机转子转速下降。 22.3.3 停运真空泵，开启真空破坏门。 22.3.4 控制机组转速至零时凝汽器真空到零，停止轴封供汽。 22.3.5 检查关闭辅汽供轴封电动隔离阀、检查关闭冷再热蒸汽供轴封电动隔离阀、检查关闭主汽 供轴封电动隔离阀、检查关闭轴封溢流至#8低加电动门、检查关闭轴封溢流旁路门、检查 关闭轴封辅汽站电动门，检查关闭低压轴封喷水调节阀。 22.3.6 确认轴封辅汽调节阀、主汽调节阀、溢流调节门关闭且投“手动”轴封压力到零。 22.3.7 停运轴加风机，解除轴加风机“自动”。 23. 真空系统投停 23.1 真空系统投入前准备 23.1.1 按真空系统投入检查卡恢复系统，确认符合投运条件。 23.1.2 真空泵电机绝缘合格送电。 23.1.3 确认仪用空气系统及真空系统有关表计投入正常同，真空分离器液位开关投入。 23.1.4 确认凝汽器A、B侧抽真空门开启。 172 Q/188-105.01-2004 23.1.5 检查真空泵入口气动门关闭。 23.1.6 确认真空泵入口手动隔离阀开启。 23.1.7 检查主机轴封系统已投入。 23.1.8 确认凝结水系统、循环水系统、辅机冷却水系统、除盐冷却水系统已投入正常运行。 23.1.9 开启除盐冷却水至真空泵手动隔离门对真空泵注水。 23.1.10 检查关闭真空泵泵体放水门、分离器放水门对真空泵注水，注意真空泵分离器液位信号及 补水电磁阀动作正常。 23.1.11 投入真空泵冷却器冷却水。 23.1.12 关闭真空泵分离器流量计进口门。 注意:在机组长期停运，特别是凝汽器灌水检漏后真空泵启动前必须先手动开启每台真空 泵入口手动隔离门、气动门，通过真空泵泵体或分离器对抽真空管道进行彻底放 水，防止真空泵启动后过负荷损坏。 23.2 启动真空泵凝汽器抽真空 23.2.1 在CRT上启动真空泵，检查电流、振动、声音正常。 23.2.2 检查分离器水位正常，补水电磁阀动作正常。 23.2.3 当真空泵入口气动阀前后差压达2.5kPa时，真空泵入口气动门联开。 23.2.4 关闭A、B凝汽器真空破坏阀。 23.2.5 开启真空破坏阀水封注水门，维持一定的水封水位且不外溢。 23.2.6 确认真空泵入口真空指示及分离器排气正常，根据真空情况和凝汽器真空拉升速度启动第 二台和第三台真空泵。 23.3 真空泵运行维护 23.3.1 检查真空泵振动正常、无磨擦声、无异音、电机电流正常小于235A。 23.3.2 检查真空泵汽水分离器水位正常。 23.3.3 检查凝汽器真空破坏阀水封水位正常。 23.3.4 检查真空泵冷却器工作正常。 23.3.5 检查备用真空泵轴封和分离器液位正常。 23.3.6 检查运行和备用真空泵入口气动门位置正常。 23.3.7 检查真空泵工作液温度正常，一般小于40?。 23.3.8 夏季真空泵工作液温度高时，将冷却器冷却水源切换至化学生水泵来冷却水或直接启 动真空泵冷却水泵用水源地来水。 23.3.9 投入真空泵联锁、低真空联锁。 23.4 真空泵停运 173 Q/188-105.01-2004 23.4.1 解除备用真空泵“联锁” 23.4.2 确认关闭真空泵入口气动阀，停止真空泵。 23.4.3 根据需要投入真空泵联锁。 23.4.4 故障或停泵消缺时，应关闭真空泵入口手动隔离门。 23.5 真空泵切换 23.5.1 检查备用真空具备启动条件。 23.5.2 解除备用真空泵“自动”。 23.5.3 启动备用真空泵，检查其电流、振动、声音正常，LCD状态指示正确。 23.5.4 检查确认真空泵启动后，入口气动门前后差压大于2.5kPa时联动开启，否则联系热工人员 处理。 23.5.5 检查真空泵分离器水位、轴封、补水电磁阀正常。 23.5.6 关闭停运真空泵入口气动门，停运一台原运行真空泵，检查LCD状态指示正确，就地确认 关闭。 23.5.7 检查凝汽器真空正常，根据需要将停运真空泵投入“自动”。 23.5.8 运行真空泵入口压力低至12.0 KPa(绝对压力)时，运行泵跳闸，备用真空泵联锁启动。 24. 主机润滑油系统投停 24.1 润滑油系统投入前的检查 24.1.1 润滑油系统投入前确认油系统检修完毕符合投入条件。 24.1.2 润滑油系统投入前确认TOP、EOP、MSP、排烟风机电机联锁保护试验已完成且合格。 24.1.3 润滑油系统注油前确认主油箱事故放油门关闭、主油泵至污油泵入口门关闭、主油箱 至油净化进出口门关闭、润滑油至密封油系统供油门关闭、发电机轴承回油空气析出 槽放油门关闭、发电机轴承回油管放油门关闭、润滑油系统化学取样门关闭。 24.1.4 主油箱补入适量合格的#32透平油，补油至油箱高油位+100mmm(正常运行油位为 +100mm,-100mm，以主油箱上油盖往下600mm为零油位)。 24.1.5 操作冷油器切换阀选定一个冷油器运行。 24.1.6 辅机冷却水系统投入。 24.1.7 润滑油系统油泵及热工电源送电,信号指示正确。 24.2 设备试转及系统查漏 24.2.1 油系统检修工作结束,初次投入运行时,油系统应充油启动。 24.2.2 检查开启主油箱排烟风机出口门，启动排烟风机，检查其振动、声音等正常，维持主油箱 负压1Kpa。 174 Q/188-105.01-2004 24.2.3 启动主机电动吸入泵MSP，检查其振动、声音、压力等正常。 24.2.4 启动主机交流润滑油泵TOP，检查其振动、声音、压力等正常。 24.2.5 检查润滑油系统无泄漏现象。 24.2.6 检查系统所有压力、温度等表计指示正确。 24.2.7 进行冷油器切换试验，确认切换时油压无波动。 24.2.8 停运交流润滑油泵TOP，润滑油压下降到0.105Mpa时备用EOP应联启。 24.2.9 停运电动吸油泵MSP。 24.2.10 启动主机直流润滑油泵，检查其振动、声音、温度、油压正常。 24.2.11 直流油泵运行30分钟后停运。 24.2.12 停运主油箱排烟风机，关闭出口门。 24.3 润滑油系统投入 24.3.1 润滑油系统投运前，按启动检查卡已完成对油系统的恢复。 24.3.2 启动主油箱排烟风机，用出口门调整油箱负压1Kpa。 24.3.3 启动MSP、TOP，检查并确认所有装在汽轮机轴承箱和主油箱仪表盘上的压力表都显示正 常。 24.3.4 直流润滑油泵送电备用。 24.3.5 系统初次投运和大修后投运时，装在涡轮升压泵上的三个阀门(升压泵节流阀、升压泵旁 路阀、升压泵安全阀)需要由检修人员调整。调整合适后，用锁紧手柄紧固住。 24.3.6 机组3000r/min运行稳定，在停运TOP、MSP前按以下程序完成在额定转速时上述三阀门的 调整: 24.3.7 调整动力油节流阀，使得主油泵抽吸入口压力在汽轮机前轴承箱处达到设计值。 24.3.8 检查轴承供油母管及溢流阀泄油流量。 24.3.9 同时调整旁路阀和动力油节流阀，使轴承供油母管压力及溢流阀泄油量达到要求值。 24.3.10 重新检查主油泵抽吸压力，在进行第24.3.9条的调整时，如果轴承供油母管压力发生较 大变化，则要重新调整动力油节流阀以调节主油泵入口油压。 24.3.11 汽机额定转速下的最终压力设定如下(汽机前箱处指示): 主油泵入口压力: ?0.098,0.147MPa。 轴承润滑油母管压力: ?0.137,0.176 MPa。 主油泵出口压力: ?1.372MPa。 24.3.12 以上压力表读数达到最终稳定值后，不需再进行调整。 24.3.13 将动力油节流阀和溢流阀锁定在已调定的最终位置。 24.3.14 检查各轴承回油窥视孔油流正常。 24.3.15 检查轴承润滑油温正常，主油箱油加热器投入自动，油温低于20?时投入电加热，大于 35?时停止，大于38?时投入冷油器冷却水。 175 Q/188-105.01-2004 24.3.16 机组2500r/min时检查顶轴油泵停止并将其投入“自动”。 24.3.17 机组定速后检查停止下列油泵:启动油泵、辅助油泵、事故油泵、并将其全部投入自动 24.4 润滑油系统停运 24.4.1 停运原则:汽轮机缸温最高点小于180?时，方可停运主机盘车运行;缸温最高点小于 150?，方可停运主机润滑油系统，润滑油系统停止时应注意密封油系统运行正常，防止密 封油中断。 24.4.2 主机盘车停运后，方能停顶轴油泵和TOP油泵。 24.4.3 检查先停止盘车，再停顶轴油泵，最后停TOP油泵，确认直流油泵自动开启。 24.4.4 解除主机直流油泵联锁，停事故油泵。 24.4.5 注意检查主油箱油位上升情况，严防外溢，需要时停运排烟风机。 24.4.6 关闭冷油器冷却水进、出口门。 24.4.7 根据情况停运主机润滑油净化装置。 24.5 主机冷油器投停与切换 24.5.1 冷油器的投入 24.5.1.1 备用冷油器应充满油，检修后的冷油器必须充油排空后方可作为备用。 24.5.1.2 冷油器检修后充油时，应稍开冷油器注油阀、放气阀，注意监视润滑油压力、润滑油温 度、油箱油位的变化，待冷油器油侧空气放尽后，关闭放气阀和注油阀。 24.5.1.3 冷油器充油时监视主油箱油位在正常0油位以上，否则向主油箱补油。 24.5.1.4 确认冷油器冷却水调节阀前后截门开启，调节阀稍开，旁路门关闭。 24.5.1.5 缓慢开启冷油器冷却水出口门，冷油器注水排气。 24.5.1.6 开启冷油器出口水侧放气门，放气阀见水后关闭。 24.5.1.7 稍开冷油器冷却水入口门。 24.5.1.8 转动切换阀，投入冷油器油侧运行。 24.5.1.9 缓慢全开冷油器冷却水入口手动门，冷油器冷却水出口调节阀投入“自动”，检 查调节阀动作正常，调整运行冷油器出口油温在40,45?。 24.5.2 冷油器切换 24.5.2.1 检查主油箱油位、润滑油压力、润滑油温度正常。 24.5.2.2 缓慢开启主冷油器注油门。 24.5.2.3 确认备用主冷油器已注满油，关闭注油门。 24.5.2.4 缓慢开启备用主冷油器冷却水出口门。 24.5.2.5 开启备用主冷油器水侧出口排空门，确认排尽空气后关闭。 24.5.2.6 稍开备用主冷油器冷却水入口门。 176 Q/188-105.01-2004 24.5.2.7 确认冷油器切换阀指向的主冷油器与工作冷油器对应。 24.5.2.8 逆时针方向松开主冷油器锁紧阀大手轮。 24.5.2.9 缓慢转动主冷油器切换阀90?由运行冷油器切至备用冷油器运行，并确认主冷 油器切换阀指示指向正确。 24.5.2.10 顺时针方向转动主冷油器锁紧阀大手轮，锁紧。 24.5.2.11 检查润滑油压力、温度正常。 24.5.2.12 同时全开已投入主冷油器冷却水入口门。 24.5.2.13 关闭已退出主冷油器水侧入口门。 24.5.2.14 关闭已退出主冷油器水侧出口门。 24.5.3 冷油器并列 24.5.3.1 检查润滑油箱油位正常。 24.5.3.2 缓慢开启主冷油器注油门。 24.5.3.3 确认备用主冷油器已注满油，关闭注油门。 24.5.3.4 缓慢开启备用主冷油器冷却水出口门。 24.5.3.5 开启备用主冷油器水侧出口排空门，确认排尽空气后关闭。 24.5.3.6 稍开备用主冷油器冷却水入口门。 24.5.3.7 确认冷油器切换阀指向的主冷油器与工作冷油器对应。 24.5.3.8 逆时针方向松开主冷油器锁紧阀大手轮。 24.5.3.9 缓慢转动# 机主冷油器切换阀至“两面三刀”中间位置运行，并确认主冷油器切换阀指 示指向A、B冷油器中间位。 24.5.3.10 顺时针方向转动机主冷油器锁紧阀大手轮，锁紧。 24.5.3.11 检查润滑油压力、温度正常。 24.5.3.12 同时全开投入主冷油器冷却水入口门。 24.5.4 冷油器停运 24.5.4.1 将冷油器的切换阀切换至另一台冷油器投运的位置，切断待停运冷油器的油路。 24.5.4.2 关闭冷油器入、出口水门，打开冷油器底部放水门及水侧放气门，将水放净。 24.5.4.3 若停运后的冷油器需进行检修，则打开冷油器底部放油门及油侧放气门，将冷油器中的 油放净。 25. 顶轴油系统投停 25.1 顶轴油系统投入前的检查 25.1.1 按系统检查卡检查恢复系统。 25.1.2 检查主机润滑油系统投入运行正常。 25.1.3 检查顶轴油装置，工作完毕，现场整洁，符合投入条件。 177 Q/188-105.01-2004 25.2 顶轴油系统投入前的调试 25.2.1 首次投入运行的顶轴油系统在投入时应对顶轴装置进行调试。 25.2.2 检查交流润滑油泵运行正常。 25.2.3 调整反冲洗滤油器泄油口的截止阀的开度,反冲洗滤油器出口油压与反冲洗滤油器泄油油压 之差保证在0.08,0.18MPa,每分钟动作约60次。 25.2.4 确认顶轴油进油管处压力开关设定值在?0.03 MPa时接通,顶轴油泵出口油管处压力开关设 定值在 ?3.43MPa时接通。 25.2.5 用手盘动顶轴油泵联轴器,检查其转动是否轻快,同时排出泵内空气，测绝缘合格后送电。 25.2.6 完全松开(逆时针旋转)泵上的恒压变量阀。 25.2.7 点动电动机,看电机转向是否正确,此时泵为卸荷状态,电机空载启动,如转向正确则可启动 电动机。 25.2.8 启动顶轴油泵电机,检查运行正常,无杂音及泄漏。 25.2.9 关闭分流器上的节流阀。 25.2.10 顺时针分别旋转恒压变量阀和溢流阀,使泵出口压力升至18MPa,并将溢流阀动作压力整定 为18MPa。 25.2.11 逆时针旋转恒压变量阀,将其压力降至16 MPa。 25.2.12 调整每个轴径的进油节流阀,使每个轴径的顶起高度为0.02,0.05mm(用千分表测量)。 25.2.13 各轴承的顶起高度调整定毕后,锁定溢流阀及分管节流阀。 25.2.14 启动另一台顶轴油泵,按上述方法调整。 25.3 顶轴油系统的投入 25.3.1 检查主机润滑油系统运行正常,顶轴油系统检修工作结束。 25.3.2 检查开启顶轴油泵进油管和出油管截止阀。 25.3.3 检查开启顶轴油泵入口反冲洗滤网回油门，调整至每分钟60次。 25.3.4 检查顶轴装置符合启动条件,润滑油母管压力正常,顶轴油泵进口管处压力大于0.03 MPa,且 压力开关要断开。 25.3.5 开启顶轴油泵入口双筒滤网注油门，并投入一组运行。 25.3.6 确认顶轴油系统各表计投入。 25.3.7 启动顶轴油泵，检查电机振动、声音正常，油压正常15.0MPa左右，检查系统无泄漏。 25.3.8 调整,3,,8轴承顶轴油压力正常12,15.0MPa左右，检查各轴径顶起高度正常。 25.4 顶轴油系统的停止及切换 25.4.1 机组启动时,当转速大于2500 r/min时,检查顶轴油泵自动停止。 25.4.2 顶轴油泵运行中,当顶轴油泵出口压力低至3.43 MPa时,备用顶轴油泵自动联启。 178 Q/188-105.01-2004 25.4.3 机组转速下降至2000r/min时,顶轴油泵自动启动。 26. EH油系统运行 26.1 EH油系统投运前检查 26.1.1 按EH系统投入检查卡恢复系统。 26.1.2 确认EH油箱油位处于正常油位的最高位，油质合格达到MOOG2级或NAS5级，油温大于 20?，根据情况投入加热器。 26.1.3 确认EH油系统各项试验合格，联锁保护投入。 26.1.4 确认开启各压力开关的一、二次门，关闭放油阀、放水阀。 26.1.5 控制电源投入、信号正常，确认系统所有的压力表、滤网压差表、温度表、流量开关和温 度控制器均投入。 26.1.6 投入一组EH油冷油器。 26.1.7 冷油器冷却水系统投运，空气排放完毕。 26.2 EH油系统泄漏试验检查 26.2.1 确认油箱油位在高位 。 26.2.2 EH油泵、再循环油泵电机送电。 26.2.3 检查开启再循环油泵进油阀。 26.2.4 启动#1抗燃油循环泵,检查确认振动、声音正常。 26.2.5 检查确认再循环油泵管道系统无漏油现象。 26.2.6 检查开启循环泵出口至油再生门。 26.2.7 检查确认油再生系统管道无漏油现象、无异常情况;并且油再生过滤器滤网差压正常小于 0.138MPa。 26.2.8 开启冷油器进出口门，检查EHG冷油器系统管道无漏油现象、无异常情况;并且油冷却器出 口过滤器差压正常小于0.5 MPa。 26.2.9 启动#2再循环油泵,停止#1再循环油泵,检查系统无漏油现象。 26.2.10 将任一主油泵控制开关置于”投入”位置,确认泵已启动,其出口压力维持在11.2 MPa左 右,检查系统无泄露,油泵启动后油箱油位低应补油至正常。 26.2.11 停止油再循环泵和主油泵。 26.3 EH油系统的投入 26.3.1 确认油箱油位在高位。 26.3.2 确认系统冷却水投入。 26.3.3 确认抗燃油系统主油泵,再循环油泵,各仪表电源,控制电源正常。 179 Q/188-105.01-2004 26.3.4 将加热器控制开关置于”开”的位置。 26.3.5 按系统投入检查卡恢复系统各阀门位置正确。 26.3.6 启动#2再循环泵 。 26.3.7 确认油温大于20?。 26.3.8 将#1循环泵控制开关置于“投入”位置,并按其启动按钮。 26.3.9 将A主油泵控制开关置于“投入”位置,并确认泵已启动,其出口油压维持在11.2 MPa左右, 检查系统无泄露。 26.3.10 将B主油泵控制开关置于“投入”位置。 26.3.11 停A主油泵,确认B主油泵在供油压力降至9.2MPa时自动启动, 并且出口油压维持在11.2 MPa左右。 26.3.12 置A主油泵控制开关于“投入”位置。 26.3.13 停B主油泵,确认A主油泵在供油压力降至9.2MPa时自动启动, 并且出口油压维持在11.2 MPa左右。 26.3.14 置B主油泵控制开关于“投入”位置。 26.3.15 缓慢开启A、B主油泵出口门，给油系统充油，检查EH油系统管道无漏油现象。 26.3.16 检查EH油系统装置盘上的所有压力表计指示正常。 26.4 EH油系统停运 26.4.1 除非EH油系统有工作，否则不得停用该系统。 26.4.2 在LCD上解除备用EH油泵“联锁”，停运运行EH油泵。 26.4.3 停运#1和#2油再循环泵。 26.4.4 关闭主油泵出口阀门。 26.4.5 关闭冷油器冷却水进出口阀。 26.4.6 EH油系统停止后，油箱油位上升70,100mm。 26.5 氮气蓄能器检查 26.5.1 检查确认被检查蓄能器进口阀全关， 26.5.2 检查全开被检查蓄能器排油阀。 26.5.3 拆下该蓄能器顶部安全阀和二次阀盖。 26.5.4 将充气组件的手轮反时针拧到头，将充气组连接到蓄能器顶部阀座上。注意此时不得连接 充气软管。 26.5.5 确认充气组件的排放阀已关。 26.5.6 检查氮气已充到设定压力8.0 MPa，如果需要充气，则将充气软管接上，将其充到要求压 力。 26.5.7 检查完毕后，拆下充气组件，重新装上二次阀盖和安全阀。 180 Q/188-105.01-2004 26.5.8 关闭蓄能器排油阀。 26.5.5 缓慢开启蓄能器进口阀。 26.6 EH油泵切换 26.6.1 检查确认系统运行稳定，备用泵在良好的备用状态，解除备用泵联锁。 26.6.2 启动备用泵，检查出口压力、振动、声音、温度等正常。 26.6.3 检查确认LCD上两油泵的状态正确，停原运行泵，确认该泵停止运行，出口母管压力正 常。 26.6.4 在LCD上将停运EH油泵投入“联锁”。 26.6.5 检查EH油系统运行正常。 26.7 EH油系统运行维护 26.7.1 设备周围照明充足，油箱油位正常略高于低油位报警30mm,50mm,油位不能太高,否则在遮 断时将引起溢油。 26.7.2 检查各压力指示正常,供油母管压力在10.7MPa,11.7MPa之间。 26.7.3 EH油系统运行正常，所有运行泵的出口压差小于0.5MPa。 26.7.4 检查空气滤清器的直观机械批示器是否触发,如触发则要更换。 26.7.5 检查确认循环系统压力小于1MPa。 26.7.6 油箱温度正常在35?,54?之间。 26.7.7 检查确认再生装置的每个滤油器压差小于0.138MPa。 26.7.8 检查抗燃油的油质合格达至MOOG2级或NAS5级。 26.7.9 每六个月检查一次蓄能器的充氮压力。 26.7.10 每月清洗一次3只集磁组件。 26.7.11 每月将备用泵与运行泵切换一次。 26.7.12 注意检查各主汽门、调速汽门进口控制油滤网差压指示，如差压指示动作即时进行清理。 26.8 EH油系统补油 26.8.1 检查EH油箱油位低需要补油。 26.8.2 若#2循环泵正在运行，将其控制开关置于“切除”位置。 26.8.3 将充油软管与#2循环泵的充油阀相连。 26.8.4 将充油软管的吸油端插于油桶至油桶底面约50mm处，以减少油桶底部沉淀物吸入油箱。 26.8.5 关闭油箱下部#2循环泵吸油口，打开#2循环泵充油阀。 26.8.6 将#2循环泵控制开关置于“投入”位置并按其启动按钮。 26.8.7 当一桶油吸完时，轻轻提起充油软管，停止#2循环泵运行，换另一桶油重复上述相关步骤 直到油箱油位达到要求。 181 Q/188-105.01-2004 26.8.8 停#2循环泵并关充油阀。 26.8.9 拆下充油软管并拧上螺塞。 26.8.10 开启油箱底部#2循环泵吸油口。 27. 综合水泵房水泵投停 27.1 水泵启动前的检查 27.1.1 确认水泵检修工作结束，工作票已终结。 27.1.2 确认水泵之间的联锁试验合格。 27.1.3 检查系统各放水门已关闭，综合水泵房前2000立方米水池水位正常。 27.1.4 检查确认开启水源地供厂区蓄水池入口电动门开启. 27.1.5 联系水源地值班员至少启动一台水源地升压泵，检查确认水源地供厂区#1管或#2管已投入 一路管线运行，供水管线供水压力正常在1.0,1.05MPa(供水管线入口处压力)之间。 27.1.6 检查化学生水水泵、变频生活水泵、灰厂用水泵、高低消防水泵的入口门都已开启，泵体 注水完毕。 27.1.7 确认化学生水泵、生活水泵、高低压消防水泵的联锁开关在解除位置。 27.2 化学生水泵的启动 27.2.1 确认化学生水泵检修工作结束，工作票已终结。 27.2.2 检查确认蓄水池至化学生水泵入口门开启。 27.2.3 检查关闭化学生水泵出口门。 27.2.4 化学生水泵电机送电。 27.2.5 启动化学生水泵，检查振动、声音、电流正常、远方流量指示压力指示正常。 27.2.6 缓慢开启化学生水泵出口门，注意其出口压力正常。 27.2.7 全面检查正常后，正确投入化学生水泵联锁。 27.2.8 根据需要开启化学生水泵出口联络门 27.3 化学生水泵停运 27.3.1 确认化学生水泵具备停水条件， 27.3.2 解除化学生水泵联锁开关。 27.3.3 关闭化学生水泵出口门。 27.3.4 停运化学生水泵。 27.3.5 化学生水泵停运后若需检修，关闭化学生水泵入口门并且其电机停电。 27.4 生活水泵启停 182 Q/188-105.01-2004 27.4.1 生活水泵启动前的准备 27.4.1.1 确认生活水泵检修工作结束，工作票已终结。 27.4.1.2 检查确认蓄水池至生活水泵入口总门开启。 27.4.1.3 检查开启生活水泵入口门，关闭生活水泵出口门。 27.4.1.4 生活水泵电机送电，变频器送电。 27.4.1.5 检查控制柜上控制电源灯亮、变频器故障灯灭、源水位过低信号灯灭、触摸屏电源 指示灯亮。 27.4.1.6 按图检查电源、电机、远传压力表、控制电源接好线。 27.4.1.7 手动启停调节每台泵工频的转向，再手动变频观察泵转向正确。 27.4.2 就地开关控制启动停止生活水泵 27.4.2.1 确认生活水泵符合启动条件。 27.4.2.2 将就地控制柜上控制开关切至“开关控制”。 27.4.2.3 将需要启动的生活水泵的“手动启动”开关打至相应的“启”。 27.4.2.4 检查生活水泵运行正常，开启出口门。 27.4.2.5 生活水泵需停止时，关闭生活水泵出口门，将相应的手动控制开关切至“停”则生 活水泵停止运行。 27.4.3 就地触摸屏控制启动生活水泵 27.4.3.1 将就地控制柜上控制开关切至“触摸屏控制”。 27.4.3.2 选择触摸屏控制后，按“右上角操作引导”按钮，选择“参数设定”，设定管网压 力0.65MPa。 27.4.3.3 按右下角键，设定“睡眠”频率23,25HZ，不能小于20HZ。 27.4.3.4 设定“加泵频率”50.0HZ。 27.4.3.5 设定“压力上偏差”+0.05MPa;设定“压力下偏差”-0.05MPa，按右下角退出键。 27.4.3.6 按“自动运行”指示变亮后，水泵自动启动后按设定好的参数投入运行。 27.4.3.7 设备启动后，一台水泵在变频器控制下运行，当供水压力达到设定值且流量与用水 量平衡时，水泵电机稳定在某一转速。 27.4.3.8 触摸屏运行时，若无报警或异常信号延时2分钟后，屏幕自动黑屏，手动操作后自 动恢复。 27.4.3.9 触摸屏上的数字设定，只需按数字后屏幕上自动弹出操作键盘，数值设定好后按回 车键确认。 27.4.3.10 如需采用触摸屏手动工频，先退出触摸屏“自动运行”，再选择触摸屏“手动工 频”。 27.4.3.11 如需采用触摸屏手动变频，先退出触摸屏“自动运行”，再选择触摸屏“手动变 频”。 183 Q/188-105.01-2004 27.5 生活水泵切换 27.5.1 生活水泵在触摸屏“自动运行”控制方式下运行时，生活水泵按设定好的程序自动控 制运行。 27.5.2 投入自动设备启动后，一台水泵在变频器控制下运行，当供水压力达到设定值且流量 与用水量平衡时，水泵电机稳定在某一转速。 27.5.3 当用水量增加时，水泵将按变频器设定的转速加速至另一稳定的转速，当为变速运行 的水泵达至最大转速后，用水仍增加时，系统将变频运行的泵加速到工频运行，然后 变频器切换至另一台水泵变频运行，当变频运行水泵因用水量减少而降低水泵转速 后，若用水量进一步下降系统将关掉一台工频泵，直到剩下只有一台变频泵运行，当 无人用水时系统自动进入睡眠状态，当系统压力下降到唤醒压力时水泵自动投入运 行。 27.5.4 生活水泵在“开关控制”方式下运行时只能工频运行，需手动进行生活水泵的启停切 换。 27.5.5 关闭备用泵出口门，启动备用泵，检查其振动、声音及出口压力等正常。 27.5.6 开启备用泵出口门。 27.5.7 全面检查正常后关闭原运行泵出口门，停运原运行泵。 27.5.8 开启原运行泵出口门，转入备用状态。 27.6 灰厂用水泵的的启动和停止 27.6.1 确认灰厂用水泵检修工作结束，工作票已终结。 27.6.2 检查确认蓄水池至灰厂用水泵入口门开启。 27.6.3 检查关闭灰厂用水泵出口门。 27.6.4 灰厂用水泵电机送电。 27.6.5 联系单元长确认灰厂用水泵可以启动。 27.6.6 启动灰厂用水泵，检查振动、声音、电流正常、压力指示正常。 27.6.7 缓慢开启灰厂用水泵出口门，注意其母管压力正常。 27.6.8 根据要求停止灰厂用水泵。 27.6.9 关闭灰厂用水泵出口门。 27.6.10 停止灰厂用水泵。 27.6.11 如灰厂用水泵有检修工作需隔离则关闭灰厂用水泵入口 27.6.12 灰厂用水泵电机停电。 27.7 柴油消防泵柴油机启停 27.7.1 柴油机启动前的检查 27.7.1.1 检查柴油机油箱油位正常、油温正常。 184 Q/188-105.01-2004 27.7.1.2 检查柴油机水箱水位正常、水温正常。 27.7.1.3 检查柴油机蓄电池电压正常。 27.7.1.4 检查供柴油机市电电源正常。 27.7.1.5 检查柴油机就地控制柜没有报警信号发。 27.7.2 柴油机的启动、停止 27.7.2.1 手动启动:将“远程控制”开关打至“停”将方式开关打至“手动”，按“机油泵启 动”按钮(持续按住)，检查油压大于0.2MPa时，按“柴油机启动”按钮，检查柴油机启 动，转速在最低转速(600r/min)，按“柴油机加速”按钮，缓慢将转速升至1500r/min。 27.7.2.2 自动启动:将“远程控制”开关打至“停”将方式开关打至“自动”，柴油消防泵接受 到下列信号后启动:就地消防栓常开点闭合;消防水母管压力低;控制室指令。当接受 以上信号5秒后启动，自启动时电热塞是自动投入，无需干预。 27.7.2.3 手动停止:将方式开关打至“手动”，按“柴油机减速”将柴油机转速减至最低转速 (600r/min)，按“柴油机停止”按钮将柴油机停止。 27.7.2.4 自动停止:无论是手动启动或自动启动，均需在手动方式下停止。 27.7.3 柴油机启停注意事项 27.7.3.1 若柴油消防泵启动后停不下来，可将柜内QF11小开关重分合一次，然后再停止。27.7.3.2 柴油消防泵停止前必须将转速降低至最低转速(600r/min)。 28. 发电机密封油系统投停 28.1 投运前检查 28.1.1 按发电机密封油系统启动检查卡恢复系统。 28.1.2 检查主机润滑油系统已投入并运行正常。 28.1.3 密封油系统联锁保护试验合格。 28.1.4 确认密封油真空泵电机接线正确。 28.1.5 检查密封油真空泵冷却水送上，真空泵冷却水电磁阀和润滑油电磁阀动作正常。 28.1.6 确认密封油氢差压阀可以正常调节 28.1.7 确认密封油溢油阀动作值正常。 28.1.8 确认发电机密封瓦正常。 28.1.9 确认发电机内已充入一定压力的压缩空气。 28.1.10 密封油系统热工控制电源送电。 28.2 密封油系统投入 28.2.1 首次投入的密封油系统或大小修后密封油系统的第一次投入需对系统进行冲洗合格后才可 投入运行。 185 Q/188-105.01-2004 28.2.2 #1机密封油系统投入前需确认密封油冲洗阀在关闭。 28.2.3 启动密封油真空泵，密封油真空箱抽真空至-75kPa左右，关闭抽空气门，短时停密封油真 空泵。 28.2.4 缓慢开启润滑油至密封油系统供油门、密封油真空油箱进油门对真空油箱补油，检查真空 油箱浮球阀动作正常，真空油箱油位能自动维持在正常值。 28.2.5 检查密封油差压阀切至旁路运行。 28.2.6 确认发电机内已充入压缩空气，机内压力维持0.03,0.05MPa。 28.2.7 缓慢开启密封油第三路油源门，调整密封油差压阀旁路门，维持密封油差压50KPa左右。 28.2.8 注意观察发电机密封油浮子油箱、氢气扩大槽、发电机下部油水油水继电器油位，防止发 电机进油。 28.2.9 发电机进行气体置换，当机内压力大于0.1MPa时，由于润滑油压力不能继续维持密封油差 压，将密封油三路油源切换至密封油主油泵运行。 28.2.10 密封油主油泵启动前确认下列阀门位置正确。 28.2.10.1 密封油主油泵入口门开启。 28.2.10.2 密封油主油泵出口门开启。 28.2.10.3 密封油再循环泵入口门开启。 28.2.10.4 密封油再循环泵出口门开启。 28.2.10.5 密封油溢油阀前手动门开启。 28.2.10.6 密封油溢油阀后手动门开启。 28.2.10.7 密封油溢油阀旁路门开启。 28.2.10.8 密封油主油泵出口总门关闭。 28.2.11 启动一台主密封油泵，检查其压力、温度、振动、声音、电流正常，确认再循环密封油泵 联启正常。 28.2.12 缓慢全开密封油主油泵出口总门，同时用差压阀旁路门调整密封油差压在50KPa左右。 注意:在密封油主油泵启动前在保证密封油差压的情况下要尽可能将发电机密封油差压阀 旁路门关小，防止主密封油泵启动后油压的瞬时突然变化造成发电机进油。 28.2.13 密封油主油泵启动后注意检查密封油真空油箱油位，确认真空油箱进油门开启。 28.2.14 启动密封油真空泵对发电机密封油真空油箱抽真空，真空油箱低真空报警值为-78 kPa， 正常值为-80,-86 kPa。 28.2.15 密封油系统运行正常后，将另一台主密封油泵和直流密封油泵投入备用。 28.2.16 当发电机内氢气压力大于0.15MPa时，投入密封油差压阀运行。 28.2.17 密封油系统投入后注意检查发电机底部油水继电器、氢气回油扩大槽高油位油水继电器无 油、浮子油箱内浮子阀动作正常、真空油箱内浮子阀动作正常。 28.2.18 密封油差压阀投入、退出操作方法。 186 Q/188-105.01-2004 28.2.18.1 密封油差压阀投入操作方法:先使用旁路门手动调节密封油系统的油-气压差值就地表 计指示到0.056MPa左右。然后开启差压阀上部气侧引压阀，紧接着开启差压阀下部油侧 引压阀直到全开，再开启差压阀出口阀。逐步关闭差压阀旁路阀，同时逐步开启差压阀 入口阀，直到旁路阀全关，入口阀全开，则差压阀投入运行。 28.2.18.2 密封油差压阀退出操作方法:先关小差压阀入口阀，直到差压值有所下降，再缓慢开启 旁路阀，维持差压在0.056MPa左右。如此反复操作，直到差压阀入口阀全关，旁路门适 当开启。然后关闭差压阀上部气侧引压阀、下部油侧引压阀、差压阀出口阀，则差压阀 退出运行。 28.3 系统运行维护 28.3.1 密封油差压阀能维持正常差压0.056?0.02MPa,差压值降至0.036 MPa时发下限报警信号 值，0.072 MPa时发上限报警信号值。 28.3.2 真空油箱浮子阀能维持正常油位在真空油箱水平中心线至以上60 mm范围之内。(以真空油 箱油位人孔盖水平中心线为基准零位),往上+75mm,往下-75mm发出高、低油位信号。 28.3.3 主密封油泵出口油压低到0.68 MPa时,接通备用油泵控制回路,延时3,5秒使备用油泵启 动。当备用油泵仍不能维持正常密封油压时，延时5,8秒接通直流油泵控制回路，使直流 油泵启动。 28.3.4 密封油真空箱正常真空度维持在-80,-86kPa。 28.3.5 检查密封油真空泵油分离器油位是否正常，油质是否合格，分离器内在水时开启分离器水 溢流阀或排污阀进行放水，油质不合格时进行更换。 28.3.6 检查密封油真空泵油分离器出口观察窗有积水时要及时放水，特别是冬季要加强对密封油 真空泵油分离器及观察窗的检查。 28.3.7 检查发电机底部油水继电器、氢气回油扩大槽高油位油水继电器无油。 28.3.8 发电机密封油系统正常运行时检查密封油三路油源门开启，密封油回油至真空油箱门开 启，密封油直流油泵再循环适当开启。 28.3.9 检查密封油真空油箱油位正常，进油、回油正常。 28.4 系统停运 28.4.1 停运条件 28.4.1.1 机内H已全部置换为空气，二氧化碳纯度,5,，机内压力为50kPa以上。 2 28.4.1.2 汽轮机盘车已停止。转子没有静止时，密封油系统停止会造成密封瓦损坏。 28.4.2 密封油系统停运。 28.4.2.1 解除备用交流密封油泵和直流密封油泵联锁。 28.4.2.2 停运密封油真空泵。 28.4.2.3 停运运行密封油泵，停止密封油再循环泵。 187 Q/188-105.01-2004 28.4.2.4 停止密封油直流油泵并切至就地位置。 28.4.2.5 关闭润滑油供密封油系统油门。 28.4.2.6 密封油真空油箱破坏真空。 28.4.2.7 注意密封油浮子油箱油位，油位高时需进行手动排油。 注意:如果密封油系统停止同需对密封油系统进行放油时，应该提前关闭密封油真 空油箱进油门，尽可能降低油箱油位，并同时放底浮子油箱油位。 28.4.3 密封油停运注意 28.4.3.1 密封油系统停止运行后应注意检查真空油箱油位。 28.4.3.2 密封油系统停止运行时应注意检查密封油真空泵分离器油位。 28.4.3.3 密封油系统中的二台交流主密封油泵均停止运行，则真空泵也应停止运行。 28.4.3.4 如果二台交流主密封油泵停运时间超过4 小时，则应将真空油箱进油阀关闭，以防止真 空油箱满油。(因密封油真空油箱浮球阀有一定的漏量，约4 小时油位上升70mm左右) 28.5 主密封油泵切换 28.5.1 全面检查备用主密封油泵备用良好，具备启动条件。 28.5.2 检查密封油真空箱油位正常,在真空油箱水平中心线及以上60 mm范围之内。 28.5.3 检查确认主机润滑油系统运行正常。 28.5.4 检查确认备用主密封油泵进出口门开启。 28.5.5 启动备用主密封油泵，检查其振动、声音、出口压力等正常。 28.5.6 停止原运行主密封油泵，注意密封油母管压力正常，泵不倒转。 28.5.7 选择运行主密封油泵为主泵，投入联锁。 28.6 密封油真空泵的运行与维护 28.6.1 密封油真空泵启动前一定要核电气接线是否正确。确认密封油真空泵冷却水电磁阀和 润滑油电磁阀与密封油真空泵同时投入和停止。 28.6.2 密封油真空泵启动前应检查分离器中的油位应在分离器油位计中心线以上，以确保真 空泵投入后分离器内油位在中心线，并检查分离器内油质正常。 28.6.3 密封油真空泵启动前应设法盘车，确认真空泵轴承无卡涩，然后点动检查泵转向正确，从 电机侧看为逆时针方向旋转。 28.6.4 在盘车时确认电磁阀动作正常，电磁阀带电开、失电关。 28.6.5 确认密封油真空泵冷却水出入口手动门开启。 28.6.6 密封油真空泵启动前确认分离器水溢流阀关闭。 28.6.7 密封油真空泵启动前确认水气清除阀关闭，以利于建立真空。 28.6.8 密封油真空泵启动前关闭真空泵吸入阀。 28.6.9 密封油真空泵启动前检查真空开关排污门关闭。 188 Q/188-105.01-2004 28.6.10 密封油真空泵启动前检查真空泵阀盒排污门关闭。 28.6.11 密封油真空泵启动前检查分离器排污阀关闭。 28.6.12 密封油真空泵启动前确认开启电机侧轴承润滑油门。 28.6.13 启动真空泵，确认泵体冷却水电磁阀、轴承润滑油电磁阀开启，轴承油管道畅通，且 轴承温升正常。 28.6.14 真空泵运行平稳后开启吸入阀，检查真空油箱真空平稳上升。 28.6.15 真空油箱真空稳定后，开启分离器水溢流阀，检查水溢流管路畅通。 28.6.16 真空泵运行时，泵端水气清除阀适当开启 (当真空油箱内真空,,93kpa时，再逐步打开 泵端水气清除阀，以真空不下降适当 )。 28.6.17 真空泵运行期间，要定期检查真空泵油位，泵投入运行初期每天至小一次，油位低时应即 时补油。同时还应观察油是否被乳化，若被乳化则应停泵换油。 28.6.18 真空泵运行时应加强检查排气管路上装设的视察窗，发现有油水积聚时应立即进行排放。 28.6.19 真空泵停止运行时先关闭吸入阀，打开水汽清除阀，破坏真空，再停止真空泵运行。 28.6.20 真空泵停止后检查冷却水电磁阀、润滑油电磁阀关闭。 28.6.21 发电机停运期间，每天应启动一次真空泵，以防止泵内生锈抱轴，夏季高温时节每天应启 动二次，每次约20分钟。也可以采用从泵入口喷防锈剂，然后关闭进出口阀以封闭外界 空气。 28.6.22 真空泵油气分离箱内部应定期换新油或清洗，防止有沉淀物沉积在分离箱底部，因而阻塞 油路，导致泵损坏。 29. 发电机氢系统投停 29.1 发电机氢气系统置换前的检查及置换时注意事项 29.1.1 在进行发电机气体置换前确认密封油系统可靠运行，油氢压差维持在0.056?0.02MPa，发 电机转子处于静止或盘车状态(一般不在盘车状态进行，因耗气量增大)。 29.1.2 在进行发电机气体置换过程中一般维持机内压力为0.05,0.07 MPa之间，这个阶段控制油 气差压的主要目的在于防止发电机进油，因此这个阶段油气差压应维持相对低些一般在 50KPa即可。 29.1.3 在进行发电机气体置换发电机降氢压时控制机内氢气压力下降速度大约3KPa/min左右。 29.1.4 在整个气体置换过程中密切监视浮子油箱油位、发电机密封油系统三个油水继电器油位。 29.1.5 当机内气体压力小于0.15MPa时为防止发电机密封油差压阀损坏将差压阀切至旁路运行， 手动调整油气差压。 29.1.6 当发电机内气体压力低于0.1MPa时，可以在确认发电机密封油三路油源门开启时停止发电 机密封油泵、真空泵运行，投入三路油源，这样有利于控制油气差压，也可以防止发电机 进油。 189 Q/188-105.01-2004 29.1.7 在进行发电机气体置换时将氢气湿度仪切至旁路，防止中毒。 29.1.8 在进行发电机气体置换前氢气纯度仪、气体置换分析仪校验、试验合格，可以投入使用。 29.1.9 在进行发电机气体置换前发电机气体严密性试验合格。 29.1.10 在进行发电机氢气置换时机房内、机房顶排氢总管附近禁止明火。 29.1.11 充氢前通知制氢站准备足够的氢气，排氢前确认供氢终止，并在供氢母管门后加堵板。 29.1.12 在进行气体置换前现场已备有足够的纯度合格的二氧化碳供气体置换用。 29.1.13 气体置换期间，当机壳压力低于50Kpa左右时，浮子油箱容易满油，需手动开启浮子油箱 旁路门调节油位，但一定注意不能没有油位造成泄压。 29.1.14 在进行气体置换时关键是要对各个死点进行排污。 29.1.15 操作氢气系统阀门时，要缓慢开关，尽量用手操作，特殊情况可以使用铜扳手。操作过程 中要防止氢气从阀门突然冲出而引起火灾。 29.2 CO置换发电机内空气 2 29.2.1 确认氢母管至发电机隔离门关闭，门后已加堵。 29.2.2 确认置换用空气进口门或隔离门关闭，门后已加堵。 29.2.3 确认二氧化碳控制排安全阀投入，并调整动作值为0.48MPa。 29.2.4 确认发电机绝缘监测仪已切出。 29.2.5 确认氢气湿度仪切换至旁路运行。 29.2.6 投入气体置换用分析仪。 29.2.7 气体置换二氧化碳气瓶解冻用水源已接好，可以投入使用。 29.2.8 将4,6瓶二氧化碳气瓶连接至汇流排上。 29.2.9 确认开启氢气置换控制阀(120)。 29.2.10 确认关闭二氧化碳置换控制阀(121)。 29.2.11 确认开启置换控制阀二氧化碳进口门(117)。 29.2.12 投入二氧化碳控制排。 29.2.13 调整CO2汇流排上CO2瓶各分门，注意检查CO2控制排入口压力在0.8,1MPa 之间，向发 电机内充入CO2。 29.2.14 调整气体置换排气总阀(119)，维持机内压力在50 KPa左右。 29.2.15 在置换过程中注意检查CO2汇流排管道的结露情况，采用淋水办法对二氧化碳气瓶及管道 进行解冻。 29.2.16 在置换过程中开启发电机密封油扩大槽汽端排气门、励端排汽门、氢气干燥装置气体置换 排气阀、电机风扇排风压力管路排污阀、电机风扇吸风压力管路排污阀、氢气干燥装置 进、出口排污阀、氢气干燥装置冷凝器放水阀、氢气循环风机排污阀、发电机底部,1、 2、3、4放油门进行排污。 29.2.17 置换过程中，取样化验机内二氧化碳含量大于85%时，开启上述排污阀进行一次全面的排 190 Q/188-105.01-2004 污10min。 29.2.18 当发电机内二氧化碳含量大于85%时，关闭二氧化碳控制排入口门(011)，关闭氢气置换 控制阀(120)，关闭气体置换排气总阀(119)，关闭置换控制阀二氧化碳进口门 (117)，关闭CO瓶各分门，保持应急备用。 2 29.2.19 发电机CO置换空气完毕进行发电机氢气置换CO。 22 29.3 H置换发电机内CO 22 29.3.1 确认发电机CO置换空气完毕，确认发电机内CO纯度85,以上，机内压力50KPa左右。 22 29.3.2 拆除氢母管至发电机隔离门门后堵板。 29.3.3 联系化学开启供氢门。 29.3.4 检查确认氢气控制排安全阀投入，动作压力0.48MPa。 29.3.5 确认氢气置换控制阀(120)关闭严密。 29.3.6 开启二氧化碳置换控制阀(121)。 29.3.7 确认供氢压力正常后投入氢气控制排，注意维持氢气减压阀前供氢母管压力高于50KPa。 29.3.8 调整气体置换排气总阀(119)，维持机内压力在40,50KPa，注意密封油差压调节阀动作 正常，使密封油压高于机内压力50KPa。 29.3.9 当机内氢气纯度大于80%时开始进行排死角。 29.3.10 在置换过程中注意检查发电机内油水继电器是否有油，防止发电机进油。 29.3.11 在置换过程中注意检查密封油浮子油箱油位是否正常。 29.3.12 置换过程中，当机内氢气含量大于98%时，开启发电机密封油扩大槽汽端排气门、励端排 汽门、氢气干燥装置气体置换排气阀、电机风扇排风压力管路排污阀、电机风扇吸风压力 管路排污阀、氢气干燥装置进、出口排污阀、氢气干燥装置冷凝器放水阀、氢气循环风机 排污阀、发电机底部,1、2、3、4放油门进行一次全面的排污。 29.3.13 开启发电机氢气纯度仪排污阀，对氢气纯度仪进行全面吹扫。 29.3.14 开启发电机气体置换控制盘排污阀，对气体置换控制盘进行全面吹扫。 29.3.15 开启发电机绝缘监测仪排污阀，对发电机绝缘监测仪进行全面吹扫。 29.3.16 投入氢气湿度仪，对氢气湿度仪仪进行全面吹扫。 29.3.17 当发电机内H纯度达98,以上时，关闭二氧化碳置换控制阀(121)，关闭气体置换排气2 总阀(119)。 29.3.18 发电机氢气纯度仪送电投入运行。 29.3.19 检查关闭所有排污门，置换结束。 29.3.20 将发电机内H压力提高到300Kpa以上，停止补氢，关闭氢气减压阀前阀门。 2 29.3.21 氢气置换结束后，对所有的油水继电器进行检查是否有油，有油则放尽。 29.4 CO置换发电机内H 22 191 Q/188-105.01-2004 29.4.1 关闭氢母管至发电机隔离门，并在门后加堵板。 29.4.2 关闭氢气控制排所有阀门。 29.4.3 准备足量的CO气瓶，化验CO纯度合格99%。 22 29.4.4 开启氢气置换控制阀(120)，发电机准备降氢压。 29.4.5 少开气体置换排气总阀(119)降氢压，注意密封油差压阀动作正常，维持油氢差压 56KPa，发电机降氢压控制在3KPa/min左右。 29.4.6 发电机内氢气压力降至0.15MPa以下时将密封油差压阀切换至旁路运行。 29.4.7 发电机内氢气压力降至0.10MPa以下时将发电机密封油切换至三路油源供给，停止主密封 油泵备用。 29.4.8 当发电机内氢压达50KPa左右时，关闭氢气置换控制阀(120)停止降氢压，准备用CO进2 行置换。 29.4.9 将氢气湿度仪切换至旁路运行。 29.4.10 将发电机绝缘过热监测仪隔离。 29.4.11 将4,6瓶二氧化碳气瓶连接至汇流排上。 29.4.12 投入二氧化碳控制排。 29.4.13 调整CO2汇流排上CO2瓶各分门，注意检查CO2控制排入口压力在0.8,1MPa 之间，向发 电机内充入CO2。 29.4.14 调整气体置换排气总阀(119)，维持机内压力在50 KPa左右。 29.4.15 在置换过程中注意检查CO汇流排管道的结露情况，采用淋水办法对二氧化碳气瓶及管道2 进行解冻。 29.4.16 在置换过程中开启发电机密封油扩大槽汽端排气门、励端排汽门、氢气干燥装置气体置换 排气阀、电机风扇排风压力管路排污阀、电机风扇吸风压力管路排污阀、氢气干燥装置 进、出口排污阀、氢气干燥装置冷凝器放水阀、氢气循环风机排污阀、发电机底部,1、 2、3、4放油门进行排污。 29.4.17 置换过程中，取样化验机内二氧化碳含量大于95%时，开启上述排污阀进行一次全面的排 污10min。 29.4.18 当发电机内二氧化碳含量大于95%时，关闭CO瓶门，停止充CO，关闭置换控制排二氧化22 碳进口门(117)，关闭氢气置换控制阀(120)。 29.5 空气置换发电机二氧化碳 29.5.1 确认发电机已CO置换氢气结束。 2 29.5.2 拆除置换用空气进口隔离门后堵板，连接好法兰，并开启准备进行置换。 29.5.3 开启置换用空气短路阀(115) 29.5.4 开启空气进气总阀(116)向发电机充压缩空气。 29.5.5 开启二氧化碳置换控制阀(121)。 192 Q/188-105.01-2004 29.5.6 开气体置换排气总阀(119)控制发电机内压力50KPa左右，注意油氢差压正常。 29.5.7 从气体排放管取样阀(118)取样化验CO含量，当CO含量达5,时，开上述排污门，排死22 角5min以上。 29.5.8 对氢气湿度仪、发电机绝缘过热监测仪、氢气纯度仪、氢气控制排进行全面吹扫30分钟。 29.5.9 当各排污点测量的当CO含量,5,时，停止进行置换。关闭二氧化碳置换控制阀(121)，2 关闭气体置换排气总阀(119)，关闭空气进气总阀(116)，关闭空气进气隔离门 (160)，按要求停止发电机密封油系统运行。 29.6 发电机运行中氢冷系统监视与维护 29.6.1 发电机正常运行时机内氢压应保持在380,414KPa之间，氢压高于435KPa 或低于 375KPa，将发出氢压高、低报警。氢压过高时可开启排气阀排除部分H ，将氢压降到正2 3常。氢压低于380KPa发电机补氢，通常补氢量不大于12N m/天，超过此限值，应对发电 机氢气系统进行查漏。 29.6.2 发电机运行中H纯度低于95,时发氢纯度低?值报警,当低于90%时发氢纯度低?值报警。2 3 一般氢气湿度小于2.0g/ m，氢气露点温度一般不高于-7?，正常维持-14?,-25?。纯 度、湿度不合格时应进行排污并检查氢气干燥器的运行情况，或向发电机内补充H，提高2 纯度，减小湿度。 29.6.3 发电机正常运行中应投入H干燥器运行,当机组停运或盘车状态时在投入氢气干燥器的同时2 应投入循环风机运行。 29.6.4 发电机正常运行时，要使氢冷系统、密封油系统运行正常，应特别注意密封油压恒定地大 于机内氢气压力56?2KPa。 29.6.5 发电机正常运行时，四台氢冷却器投入运行。一台氢冷器退出运行，发电机负荷限制为 80,额定负荷。 29.6.6 正常运行中氢气减压阀进口压力一般不应低于0.6MPa。 29.6.7 减压阀后安全阀的动作值为0.45,0.48MPa,安全阀的回座压力为0.42MPa。 29.7 氢气冷却器投停 29.7.1 关闭冷却器进出水管放水门，开启冷却器放空气门。 29.7.2 稍开#1、#2、#3、#4四组氢气冷却器进水门，当冷却器放气管见水时，关闭放气门。 29.7.3 全开#1、#2、#3、#4四组氢冷却器进口手动门。 29.7.4 全开#1、#2、#3、#4四组氢冷却器出口手动门，关闭旁路阀，用出口调整门调节冷却水量 在5,10%额定流量。 29.7.5 发电机并网前根据冷氢温度把H冷却器温度调节阀切至“自动”位置。 2 29.7.6 正常运行中保持发电机冷氢温度在35,46?，热氢温度?65?。 29.7.7 当发电机停止运行后，减少氢冷水流量，并设置在10%额定值运行15小时后，方可停止氢 193 Q/188-105.01-2004 冷器运行。 29.8 紧急排氢操作 29.8.1 确认关闭H减压阀后截门。 2 29.8.2 开启H置换阀。 2 29.8.3 开启气体置换排气总阀，将机内H压力降至50KPa，注意密封油压差调节阀动作正常，维2 持密封油压高于机内压力56?2KPa。 29.8.4 开启CO供气截门及CO供气管总阀。 22 29.8.5 开启CO瓶各分门及总门，发电机内充CO，排氢H直至合格。合格后根据情况进行气体置222 换的其它操作。 29.9 发电机氢气系统故障及处理 29.9.1 发电机冒烟、着火或氢爆炸，应紧急停机并排氢。 29.9.2 发电机运行时，机内氢气纯度低于98,，应进行排补氢。排污时应确认排污口附近无动火 工作，操作应缓慢，以防产生静电引起爆炸起火。 29.9.3 氢温异常，应检查氢气冷却器工作情况，若氢温自动调整失灵，用旁路阀手动调整温度并 联系处理。 29.9.4 氢气冷却器一台故障停运，机组负荷减至80,额定负荷，严密监视发电机定子铁芯及线圈 温度。 29.9.5 氢气纯度仪故障时，应立即通知处理并联系化学每四小时取样分析氢气纯度一次，直到氢 气纯度仪修复并能正常投用为止。 29.9.6 发电机内氢压下降或发生漏氢时，应立即查明原因漏氢量大和氢压下降的原因并处理。 29.9.7 密封油中断，紧急停机并排氢。 29.9.8 密封油压低，无法维持正常油氢差压。设法将其调整至正常或增开备用泵，若密封油压无 法提高，则降低氢压运行。氢压下降时按氢压与负荷对应曲线控制负荷。 29.9.9 氢气系统管子破裂、阀门法兰不严、发电机各测量引线处漏泄等引起轻微漏氢，在不影响 机组正常运行的前提下设法处理，否则应请示停机处理。 29.9.10 发电机密封瓦或出线套管损坏，发电机内氢气压力无法维持应迅速汇报值长，停机处理。 29.9.11 误操作排氢阀、排污阀未关严，立即关严各阀门，同时补氢至正常氢压。 29.9.12 发现氢冷器泄漏时，应立即降负荷查明原因进行处理，并汇报值长，必要时停机处理。 29.9.13 氢气泄漏到厂房内，应立即开启有关区域门窗，启动屋顶风机，加强通风换气，并禁止一 切动火工作。 29.9.14 正常运行时发电机氢气冷却器冷却水入口温度应?33?，并且要控制在38?以下。当氢气 冷却器冷却水进口温度,33?时应按规定减负荷，温度每升高1?，减负荷6.25MW。 194 Q/188-105.01-2004 30. 发电机定子冷却水系统投停 30.1 定子冷却水系统投入前准备 30.1.1 按定子冷却水系统启动投入检查卡系统检查恢复完毕，特别注意检查发电机定子冷却水系 统入口集水环、出口集水环放水门关闭。 30.1.2 发电机定子冷却水系统联锁试验合格。 30.1.3 检查仪用压缩空气系统正常并投入。 30.1.4 离子交换器加装合格的树脂。 30.1.5 除盐冷却水系统已投入运行(或本机汽水取样冷却水泵运行)。 30.1.6 开启除盐水至发电机定子冷却水补水门通过离子交换器对水箱补水。 注意:在发电机定子冷却水正式补水前要对系统进行冲洗至排水水质合格，并且在补水时 要对发电机定子冷却水系统各冷却器、过滤器、离子交换器等进行排空。 30.1.7 辅机冷却水系统运行正常。 30.1.8 控制电源、动力电源送电，定子冷却水系统各仪表和报警装置投入。 30.2 定子冷却水泵启动 30.2.1 启动定子冷却水泵，检查振动、声音、各轴承温度正常。 30.2.2 开启出口门，检查出口压力正常，当定子冷却水冷却器、离子交换器放气阀见水时关闭放 气阀，监视发电机定子进水压力0.2MPa左右，调整水箱补水门使水位正常。 30.2.3 系统运行正常后，开启另一台定子冷却水泵出口门，投入备用。 30.2.4 调整离子交换入口门，维持离子交换器出入口差压在0.2,0.25MPa。 30.2.5 冬季根据需要投入电加热器调整发电机入口处冷却水温度正常 30.2.6 投入发电机定子冷却器冷却水。 30.3 定子冷却水系统运行维护 30.3.1 定子冷却水箱水位一般在低至-50mm时必须进行补水，补水最高至+100mm，正常运行时定子 水箱水位维持在水箱中心线上方约60mm。 30.3.2 检查发电机定子冷却水进水压力196 KPa左右，进水流量大于91.8t/h。 30.3.3 检查定子冷却水供回水温度正常，供水温度40,45?，回水温度不大于73?。 30.3.4 运行时控制定子冷却水进水导电度小于0.5μΩ/cm ，超过规定时要进行换水。 30.3.5 检查补充水滤网差压、离了交换器回水滤网差压、发电机定子冷却水入口滤网差压、反冲 洗滤网差压小于55KPa 。 30.3.6 在对发电机定子冷却水进行补水、换水时，补充水压力不大于600,700 KPa，并且补充水 流量不大于250L/min。 30.3.7 在对发电机定子冷却水系统进行补水、换水时一般不操作定子冷却水至离子交换器阀门， 195 Q/188-105.01-2004 防止引起发电机入口冷却水流量的大幅变化。 30.3.8 检查进入离子交换器的水流量在250L/min左右，离子交换器出入口差压维持在0.2, 0.25MPa。 30.3.9 维持定子冷却水过滤器差压最大为0.25MPa。 30.3.10 检查离子交换器出口水导电率小于0.5μΩ/cm。 30.3.11 发电机定子冷却水正常换水、补水正常用除盐水，在特殊情况下可以用凝结水，在采用凝 结水补水或换水时，一定要注意补水门的开度不能过大，操作要缓慢，防止定子冷却水箱 内打压，造成冷却水流量低保护动作或将定子冷却水系统法兰呲咧。 30.4 定子冷却水泵切换 30.4.1 检查备用定子冷却水泵轴承油位正常，油质良好。 30.4.2 关闭备用定子冷却水泵的出口门。 30.4.3 启动备用泵，检查电机及泵振动、声音、温度、电流正常。 30.4.4 开启备用泵出口门，检查定子冷却水母管压力正常。 30.4.5 关闭原运行定子冷却水泵出口门，注意定子冷却水母管压力正常。 30.4.6 停止原运行定子冷却水泵。 30.4.7 根据情况开启停运泵出口门，选择运行泵为主泵投入联锁。 30.5 定子冷却水泵停运 30.5.1 将备用定子冷却水泵连锁开关打至解除位置。 30.5.2 停止运行定子冷却水泵。 30.5.3 若定子冷却水泵停后需检修，则电机停电，关闭泵入、出口门，放水消压。 30.6 定子冷却水系统故障处理 30.6.1 定子冷却水压力低，首先检查系统及运行泵、滤网等的工作情况，查明原因，采取相应 措施，必要时倒备用泵运行。当发电机入口定子冷却水压力降至110KPa时发出进水压力低 一值报警信号,进水压力降至89KPa时发出进水压力低二值报警信号,如果同时发电机出口温 度高至78?则需手动解列发电机。 30.6.2 发电机定子进水温度,48?时发出报警信号。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，查明原因做必要的处理。当定冷水出水温度达73+1?时，发出 高一值报警信号,应降低发电机出力。当出水温度达78?时，发出高二值报警信号,联启备 用定子冷却水泵，如果同时发电机入口压力低二值则手动解列发电机。 30.6.3 发电机定子线圈进水流量达72t/h时,发出进水流量低报警信号;当进水流量达 63t/h时， 延时30秒启动发电机断水保护。 30.6.4 定子冷却水箱水位低(水箱中心线以下100mm)，应补水至正常水位。 196 Q/188-105.01-2004 30.6.5 运行中维持定子冷却水进口导电度小于0.5μs/cm，当定子冷却水进口导电度等大于0.5μ s/cm时发出报警信号，进口导电度电度大于9.9μs/cm时发导电度高二值，手动跳闸。离 子交换器出口导电度大于0.5μs/cm时发出报警信号，达9.9μs/cm时手动跳闸。 系统管 道、阀门、法兰、水冷器等泄漏，应设法隔离并联系处理。 31. 油净化装置投停 31.1 油净化装置说明 本机组配置的油净化装置采用ALFA LAVAL原装离心机组成的“离心机分离净化系统”和 由反冲洗过滤器组成的“高效率固体杂质净化系统”两部分组成。用于连续净化处理主油箱 内的透 平油，在汽轮机安装、检修、运行三个过程中均能运行。启动离心机分离净化系统 可以除去油中100%的游离水和90%的固体微粒，启动高效率固体杂质净化系统可以除去油中 98%的固体微粒。高效率固体杂质净化系统的设计流量为30立方米/小时，离心机分离净化 系统设计流量为3.3立方米/小时，处理后的油含水率在50PPM以下，清洁度达到MOOG4级 以上。当投入油净化系统时建议两套系统不要同时开启和运行。 31.2 油净化装置离心机分离净化系统的投入 31.2.1 检查分离机齿轮箱中的润滑油油质是否透明，油位正常在油位计玻璃罩的中心线偏上，否 则换油或加油。(加油方法:将油位计向处拉出，左右转动油位计，将原来的油倒出，加入 Mobil SHC630润滑油，每次加油量为0.5升，将油位计向内推入，注意将油位计上的标记 与机座上的标记对正，要求每2000小时进行换油)。 31.2.2 检查刹车松动，刹车手杷向下为松动状态。 31.2.3 检查分离机转鼓安装是否到位，检查排油泵安装是否到位，用手拉转鼓传动带，检查传动 带安装到位，检查排油泵能转动自如。 31.2.4 检查确认供油泵电机和分离机电机转向正确，顺时针转动。 31.2.5 打开油净化装置入口门，打开离心机分离净化系统入口门、出口门，关闭加热器放油门， 打开分离机排污门，适当打开流量开关。 31.2.6 确认将需要进行油净化的油箱(主油箱或小机油箱)至油净化装置进出口门开启，至其它不 需要净化的油箱阀门关闭严密。 31.2.7 将控制面板上所有开关(控制电源、电磁阀、加热器、油泵开关、分离机开关)置“0”位， 也就是关闭状态。 31.2.8 合上主电源开关QF(在控制柜内)。 31.2.9 将控制电源开关置于“1”的位置。这是控制表显示屏有显示，有三种输出信号指示，表示 加热器1、2、3三种工作状态。(控制表显示屏最下面指示温度设定值，中间指示实际温 度，上面指示工作状态)。 197 Q/188-105.01-2004 31.2.10 待显示屏显示正常后，同时将油泵开关和分离机开关合上。(如果电磁阀开关在“1”位置 则闭锁油泵开关和分离机开关，无法启动)。 31.2.11 当油压力表有指示时，将加热器开关置“1”位。(如无压力指示，说明没有油通过，则加 热器干烧，当油温达68?时加热器?停止，当油温达69?时加热器?停止，当油温达 70?时加热器全停止)。 31.2.12 当分离机电流稳定后，约在3A左右时，打开水封注水门，将干净的水加入分离机水封 内，直到有水从出口流出为止停止加水，关闭注水门。(注意:每次投入分离机前必须加 水至有水流出形成水封，因为离心机分离净化系统在正常运行时，通过加热需要净化的油 将油中的水分形成游离状的水分，经分离机达9510r/min的高速转动，将油中的水份分离 出来自动形成水封，不需要另外加水来水封)。 31.2.13 当油温指示达65?时，将电磁阀开关置于“1”位置 (注意:油净化加热器出口有两个电 磁阀，全部是带电开，其中下边的电磁阀为正常运行时的主电磁阀，上边的电磁阀为旁路 电磁阀，当控制电源投入时旁路电磁阀带电，主电磁阀失电。当将电磁阀开关置于“1” 位置时主电磁阀带电，旁路电磁阀失电。)。 31.2.14 调整流量开关，直到加热器进口压力指示在0.1,0.2MPa为止。 31.2.15 检查所要净化的油箱油位没有变化，系统没有漏油。 31.3 油净化装置离心机分离净化系统的停止 31.3.1 确认需要停止油净化系统。 31.3.2 关闭加热器开关。 31.3.3 关闭电磁阀开关。 31.3.4 关闭供油泵开关，关闭分离机开关。 31.3.5 关闭控制电源开关。 31.3.6 关闭空气开关QF。 31.3.7 等装置完全停止时，关闭与设备连接的进出口门，注意在分离机没有完全停止前，不要关 闭出口门。如需要将分离机快速停下来，则可以采用将分离机的手动刹车拉起。 31.3.8 关闭停止油净化的油箱至油净化设备进出口阀门。 31.4 油净化装置离心机分离净化系统的报警处理 31.4.1 漏油报警:主要原因时分离机水封破坏，分离机中的大部分油从水出口处漏出。(在分 离机的水出口处装有一个浮球阀，当漏油量大时，浮球向上接通漏油报警开关，在控制柜 上面有一声光报警指示)发生漏油报警时，使整个系统的电源切断，自动将离心机分离净化 系统中的供油泵、分离机全停止。恢复时检查离心机分离净化系无其它故障，按启动步骤 重新启动，并重新加水进行水封。 198 Q/188-105.01-2004 31.4.2 过载报警:主要原因时供油泵或分离机电机过载，发生过载报警时，使整个系统的电源切 断，自动将离心机分离净化系统中的供油泵、分离机全停止。恢复时检查离心机分离净化 系无其它故障，打开控制柜门，将QF1、QF2、QF3空气开关重新合上，按按启动步骤重新 启动，并重新加水进行水封 (每次启动前必须进行水封) 。 31.4.3 超温报警:因为加热器动作不正常，造成油温升高至80?时，自动停止三组加热器运行， 但不停止供油泵和分离机运行。 31.4.4 离心机分离净化系统出口门或流量开关误关闭时，会造成加热器出口安全阀动作，其动作 值为0.4MPa。 31.5 油净化装置高效率固体杂质净化系统的投入 31.5.1 检查开启油净化系统入口门、出口门，关闭去离心机分离净化系统油门(因两套系统最好不 要同时运行)，关闭精滤网放油门，微开精滤网自动反冲洗门。 31.5.2 确认将需要进行油净化的油箱(主油箱或小机油箱)至油净化装置进出口门开启，至其它不 需要净化的油箱阀门关闭严密。 31.5.3 打开控制箱，给高效率固体杂质净化系统送电。(控制箱内有一个QF空气开关) 31.5.4 在控制面板上按除杂供油泵启动开关，检查电机转向正确。 31.5.5 调整精滤网自动反冲洗门，保持精滤网出口与反冲洗回油压力差值在0.05,0.18MPa，正 常运行时精滤网出入口差压在0.02,0.03MPa之间。(注意:每次投入运行时都要调整，因 为每次过滤的油的品质、油的温度不同) 31.5.6 当高精滤网差压达0.35MPa时，要更换或清洗高精滤网滤蕊。 31.5.7 检查投入油净化的油箱油位没有变化，系统没有泄漏。 31.6 油净化装置高效率固体杂质净化系统的停止 31.6.1 按除杂供油泵停止按钮。 31.6.2 关闭空气开关。 31.6.3 关闭油净化装置进出口阀门。 31.6.4 关闭已停止油净化的油箱至油净化装置进出口门。 31.7 油净化装置高效率固体杂质净化系统的报警故障处理 31.7.1 精滤网差压报警 、高滤网差压报警:滤网堵，需要更换或清洗滤网滤蕊。高滤网差压报警 值为0.35MPa。 31.7.2 超压报警:当高效率固体杂质净化系统出口油门运行中误关闭时，造成清滤网上安装的超 压开关动作。检查出口门是否误关，或滤网严重堵塞。 31.7.3 当发出报警信号时，需要按控制面板上“复位”按钮来恢复信号。 199 Q/188-105.01-2004 31.8 油净化装置运行维护 31.8.1 油净化装置离心机分离净化系统连续投运时，应经常检查其分离器出口漏油情况。 31.8.2 油净化装置投入连续运行后需有专人进行监护。 31.8.3 油净化装置投入注意检查各油箱的油位正常，防止漏油或系统阀门切换没有关闭严密，造 成跑油、漏油。 31.8.4 油净化装置高效率固体杂质净化系统投入后要定期倾听自动反冲洗滤油器自动冲洗装置的 工作情况，正常工作时会发出清脆的“咔嚓”声，频率为60,100次/分，如无声音，说明 自动反冲洗过滤装置异常，应通知检修检查处理。 31.8.5 油净化装置高效率固体杂质净化系统投入后当精滤器进出口油压差达到0.35MPa时，由压 差发讯器发出报警信号。 31.8.6 油净化离心机分离净化系统投入后，如发现分离器漏而漏油报警没有自动停止时，应立即 手动停止。 31.8.7 油净化装置运行中发生异常时，应立即关闭主油箱或小机油箱至油净化装置进油门，将被 净化的油箱与油净化装置完全隔离。 31.8.8 利用净油泵对油箱进行补油时，应将油净化装置停运且与主机或小机油箱完全隔离，方可 进行补油。补油只能单个油箱进行，注意和其它油箱隔离好。 31.8.9 利用#2机油净化装置对污油箱、净油箱内油进行净化时注意检查关闭至#1、#2机各油箱阀 门，防止满油、跑油。 32. 氢气干燥器投停 32.1 氢气干燥器投入前的准备 32.1.1 检查干燥器各管路接头、螺母等无松动及泄漏现象，可以投入运行。 32.1.2 检查压缩机已注入适量制冷剂。 32.1.3 关闭氢气干燥器蓄水罐放水一次门、二次门。 32.1.4 关闭氢气干燥器出入口门前后排污门。 32.1.5 确认发电机置换用空气系统已隔离。 32.1.6 开启氢气干燥器出入口门。 32.1.7 开启氢气干燥器制冷剂冷却水出入口门。 32.1.8 检查氢气干燥器控制开关断开，氢气干燥器送电。 32.1.9 检查氢气干燥器就地控制柜无报警。 32.2 氢气干燥器投入 32.2.1 合上氢气干燥器就地控制柜三相电源开关，检查电源指示灯亮，并检查控制柜内控制电源 小开关在合位置。 200 Q/188-105.01-2004 32.2.2 按下装置“启动”按钮，运行指示灯亮,投入干燥器运行。 注意:当运行中的干燥器停止3分钟内,按启动按钮,设备不启动,以保护设备防止频繁操作 造成损坏。 32.2.3 检查氢气干燥器运行正常。 32.2.4 检查氢气干燥器出入口氢气湿度的变化。 32.2.5 运行过程为:启动设备,首先压缩机工作,进氢电磁阀打开(常开阀,通电关闭),约3小时后, 压缩机停止工作;8分钟后,进氢电磁阀打开,化霜电加热器通电加热化霜,待冷却器内温度 上升到2?时,化霜结束,加热停止,压缩机重新启动;压缩机运行8分钟后,进氢电磁阀打 开,约3小时后,压缩机停止工作,运行过程如此反复。 32.3 氢气干燥器运行维护 32.3.1 设备运行中异常指示灯亮表示氢气干燥器制冷系统异常，异常指示灯闪烁表示氢气干燥器 加热系统异常，异常指示灯亮或闪烁时,应立即关闭设备的三相电源开关,检修后再投入运 行。 32.3.2 定期检查压缩机的视镜油面，应使油面高度不低于最低油位线，也不得高于2/3高度。否 则应加油或放油。 32.3.3 检查压缩机、冷却风机或冷却水等运转正常。各部无漏水、漏氢、漏油现象。 32.3.4 定期对电气控制系统进行检查 。 32.3.5 运行中控制氢气露点温度在-7,-24?，氢气露点温度小于规定值时停止氢气干燥器运行。 32.3.6 运行指示灯闪烁表示流过本机的氢气流量异常，应检查氢气干燥器进出口阀门是否全开， 或发电机停止运行时氢气循环风机没有投入运行。 32.3.7 水位指示灯亮表示储水罐满水，应开启放水门进行放水。 33. 全厂水源地供水设备投停 33.1 设入运行前检查内容和注意事项 33.1.1 确认设备检修工作结束,工作票收回,现场卫生符合要求 33.1.2 水源地供水设备投入运行前，必须对供水设备潜水泵、升压泵进行电机转向、空负荷拉 合、事故按钮、电机绝缘等各项联锁、保护试验合格后方可投入运行。 33.1.3 检修后的水源地出口持压泄压阀进行试验，确定持压泄压阀的动作值为1.05,1.1MPa。 33.1.4 水源地供水管线投入运行前必须对整个管线进行检查，包括管线沿线的所有排气补气阀、 放水阀、供水阀、调压井室、供水管线保温等确认完整，并确认管线沿途所有放水门关 闭，排气补气阀完好无损伤。 33.1.5 检查整个供水管线沿线的预埋层完好。 201 Q/188-105.01-2004 33.1.6 检查水源地配电设备变压器、开关、配电室可靠、完善，联锁保护试验完好，水源地备用 电源正常。 33.1.7 深井泵、升压泵检修工作结束后检查地脚螺丝、联结螺栓拧紧，法兰管道联接完好，转动 部分的防护罩罩好。 33.1.8 检查设备系统各表计齐全，水源地6KV母线送电，母线联络开关在合的位置，深井变送 电、控制系统及有关表计送电投入运行。 33.1.9 对系统进行全面的检查，检查深井泵、升压泵的轴承已加好润滑油，泵充水并排空。 33.1.10 深井泵、升压泵启动前检查电机绝缘合格，电机接线完好，接地线良好。 33.1.11 检查水源地供水管线至关闭、水源地供一期厂房工业水门关闭。 33.1.12 检查水源地供厂区2000立方米蓄水池进水门、至#1、#2水塔补水门至少一个开启，水源 地供水管线#1管、#2管按值长调度要求投入。 33.1.13 检查开启升压泵入口门，检查升压泵出口持压泄压阀前后手动阀在开启位置。 33.1.14 检查水源地升压泵入口蓄水池水位正常。 33.1.15 投入水源地三遥控制系统。 33.2 深井泵的投入与停止 33.2.1 检查深井泵检修工作结束,工作票收回符合启动条件。 33.2.2 深井泵绝缘合格。 33.2.3 深井泵电机送电,出口电动门送电并开启1/3。 33.2.4 启动深井泵,检查深井泵运行良好，全开出口门。 33.2.5 检查深井泵出口自控阀排气正常。 33.2.6 投入蓄水池水位控制信号。 33.2.7 根据蓄水池水位情况决定是否启动其它深井泵运行。 33.2.8 当蓄水池水位高停止深井泵。 33.3 升压泵的投入与停止 33.3.1 检查升压泵检修工作结束,工作票收回符合启动条件。 33.3.2 测量升压泵电机绝缘合格 33.3.3 升压泵电机送电,出入口门送电。 33.3.4 打开泵体排空气门排尽空气后关闭，检查升压泵出口自控阀投入自控(入口腔室阀门全开， 出口腔室阀门开启二至三圈) 33.3.5 启动一台升压泵，缓慢开启出口电动阀向#1(或#2)供水管线供水。 33.3.5 检查升压泵运行正常，电机温度、声音、轴承温度、振动、轴承水封正常。 33.3.6 检查升压泵电机电压正常，电流，电压偏离在规定值内，防止损坏电机。 33.3.7 根据值长要求缓慢调整供水管线入口阀门，维持供水母管压力在1.0MPa。 202 Q/188-105.01-2004 33.3.8 根据值长要求进行其它升压泵的操作。 33.3.9 运行中要进行升压泵的切换操作时必须经值长同意 33.3.10 全关出口门后停止升压泵运行,注意检查升压泵不倒转，根据情况开启出口门投备用。 33.4 供水管线投运与切换 33.4.1 依值长调度命令联系水源地值班员开启水源地升压泵出口至供水管#1(或#2)入口门向管路 充水。 33.4.2 确认供水管线尾端阀门在开启位置。 33.4.3 缓慢开启供水管线入口门,调整供水流量。 33.4.4 检查供水管线入口处压力，在1.0,1.05MPa，确认供水管调压井处无溢流现象。 33.4.5 运行中对供水管线上的所有排气补气阀进行定期活动试验保证动作的正常和可靠性，每月 至少一次 33.4.6 运行中对供水管线要进行定期检查，每周至少一次。 33.4.7 运行中如需要对供水管线进行切换应按值长的要求。 33.4.7.1 确认备用供水管线至厂区蓄水池入口门或至#1、#2冷却塔补水电动门至少一个开启。 33.4.7.2 水源地侧值班员缓慢开启备用供水管入口门至10%。 33.4.7.3 对供水管线充水，检查备用供水管线入口压力在0.95,1.05MPa,每隔半小时检查一次充 水情况。 33.4.7.4 备用供水管充水1小时后，水源地值班员逐渐调整至备用供水管入口门并汇报值长。 33.4.7.5 严密监视供水母管流量,根据供水需求量调整供水管线入口门,保证供水量。 33.4.7.6 通知水源地值班员缓慢关闭原运行供水管入口门，全关后汇报值长。 33.4.8 操作注意事项 33.4.8.1 水源地供水管线的投入或切换必须在值长的统一调度下进行，未经值长允许任何人不得 进行操作。 33.4.8.2 操作时必须按程序分步操作，开关阀门时要缓慢。 33.4.8.3 运行时严禁全部关闭供水管线尾端的阀门，正常运行中的供水管线上首尾端的阀门未经 值长同意不得改变其开度。 33.4.8.4 水源地供水管切换过程中，水源地值班员操作要缓慢、准确，严防供水管道超压，调压 井溢流，操作时要做好联系。 33.4.8.5 操作时要保证供水管线入口压力在0.95,1.05MPa，保持运行供水管正常供水,防止调压 井溢流。 33.4.8.6 检修后投运备用管为空管时则其充水时间要保证2小时以上。 33.4.8.7 当运行中的升压泵跳闸时，如备用泵投入联锁则应联启，否则应立即手动合启备用泵。 33.4.8.8 当水源地6KV电源全部失去时，应立即手动打开持压泄压阀。 203 Q/188-105.01-2004 33.5 水源地设备定期工作规定 33.5.1 水源地升压泵每月进行一次定期切换，在备用时间大于15天启动备用泵前应进行电机测绝 缘，且绝缘合格后方可启动。 33.5.2 水源地深井泵采用分组(流量小的#5、#6、#8井配合#2井为一组，流量大的#3、#4井配合 #2井为一组)定期切换制度，每月进行一次切换。 33.5.3 水源地升压泵内排污泵每月进行一次启动试验。 33.5.4 夏季二台升压泵运行时投入二条供水管线，冬季一条供水管线运行时每周进行切换一次， 在发生瀑雨、山洪、大雪等特殊自然天气后进行检查。 33.5.5 水源地供水管线及供水管线上排气阀、调压井每周一、周五进行定期检查。 33.5.6 水源地升压泵电动轴承加油按电动机铭牌规定进行每运行2600小时在运行中进行换油。 33.5.7 水源地配电室、值班室、升压泵房内设备(包括电缆桥架)、深井泵房、升压泵站院、升压 泵站围墙外防洪坝卫生每周至少清理一次。 34. 制冷站设备投停 34.1 系统投入运行前的检查 34.1.1 现场检修工作结束,工作票回收,脚手架拆除,卫生符合要求,地沟盖板完好。 34.1.2 施工现场照明充足，现场配置足够数量的灭火器。 34.1.3 控制系统正常,信号正常,电源线接好并送电。 34.1.4 所有水泵、管道、阀门、法兰等连接完好，设备基础牢固，靠背轮连接完好，对轮罩联好 并紧固，电机风扇及罩联好并紧固;电机接地线完好，轴承油位正常。 34.1.5 系统阀门按检查卡检查完毕,电动门,调节阀送电并调试完毕。 34.2 冷热水系统充水 34.2.1 开补水箱补水调节门,向补水箱补水并冲洗,水质合格后,关放水门,补水箱补水至正常水位, 补水调节门投入自动。 34.2.2 缓慢开启补水箱放水门,试验补水箱水位调节门动作正常,关闭放水门。 34.2.3 开补水泵入口门,向补水泵充水,放尽空气后关闭放气门,盘动补水泵转子无卡涩现象 。 34.2.4 补水泵送电点,动一台补充水泵,检查电机转向正确。 34.2.5 启动一台补充水泵,稍开出口门,向系统充水,检查母管压力在0.2MPa左右,电机电流小于 4.7A,振动正常。 34.2.6 放空气门见水后关闭,各放水门处水质变清后关闭放水门,关闭回水总门,稳定系统压力在 0.28 MPa左右,检查系统无泄漏。 34.2.7 用同样的方法试转另一台补充水泵,正常后投入备用。 204 Q/188-105.01-2004 34.3 冷却水系统充水并清洗 34.3.1 开冷却塔补水调节门向系统充水、冲洗，当水质变清后，关闭系统放水门。 34.3.2 冷却塔水位正常后,关闭补充水调节门并投入自动。 34.3.3 开系统放水门试验冷却塔补充水调节门动作是否正常,正常后关闭放水门。 34.3.4 两台冷却水泵送电。 34.4 启动冷热水循环泵 34.4.1 检查冷热水循环水泵符合启动条件,手动盘动转子无卡涩现象, 联系电气给冷热水循环泵送 电。 34.4.2 关闭启动的冷热水循环泵的出口门,点动该泵,检查转向正常。 34.4.3 转向正常后, 启动该泵运行。 34.4.4 检查出口压力在0.6MPa左右,电流在42.6A左右,检查泵轴承振动?0.06mm，泵轴承温度? 70?,电机轴承温度?70? 电机振动?0.06mm, 检查泵盘根漏水正常6滴/分钟左右,缓慢 开启出口门。 34.4.3 确认主厂房各冷却用户分门开启,稍开分水器至主厂房供水总门,向系统充水。 34.4.4 开启主厂房回水总门,进行系统和管道的充水和冲洗。 34.4.5 冲洗时，先冲洗母管，后冲洗支管。当压力升至0.75MPa时打开阀门进行冲洗，待压力降 低至0.5MPa 时关闭阀门。当压力升至0.75MPa时再冲洗。通过反复冲洗直至检查出口水 源合格为止, 系统的工作压力最大不应超过0.8MPa，安全阀开启压力为0.8MPa 34.4.6 用同样的方法冲洗至厂区,至集控楼的管道。 34.4.7 冲洗合格后,关闭集水器放水门,系统压力稳定后,开启集水器回水总门,全开各分系统供水 总门。 34.4.8 用同样的方法试转另外两台冷热水循环泵,正常后停止做备用。 34.5 冷却水系统的投入 34.5.1 检查冷却水泵符合启动条件,手动盘动转子无卡涩现象, 联系电气给冷却水泵电机送电。 34.5.1 关闭一台冷却水泵的出口门,点动该泵,检查转向正常。 34.5.2 检查电机转向正常后,启动该泵运行,检查出口压力小于1.3 MPa,入口压力小于1.0 MPa,电 机电流小于103A, 检查泵轴承振动?0.06mm，泵轴承温度?70?,电机轴承温度?70? 电 机振动?0.06mm, 检查泵盘根漏水正常6滴/分钟左右,缓慢开启出口门,向系统充水循环。 34.5.3 用同样的方法试转另外两台冷却水泵,正常后投入备用。 34.6 模块式水冷冷水机的启动和停止 34.6.1 模块式水冷冷水机组启动前的准备 34.6.1.1 按照要求，接好全部供电电缆与外部供电控制部分设备。 205 Q/188-105.01-2004 34.6.1.2 将机组通电以便预热润滑油，时间不少于12小时。 34.6.1.3 检查末端设备运转是否正常。 34.6.1.4 开启水泵，确认运行方向正确，检查水系统是否正常。 34.6.1.5 检查膨胀水箱水源，打开排空阀，排尽管道内空气。 34.6.1.6 检查风机转向正确。 34.6.1.7 检查系统高低压压力值是否正常，工作压力高值2MPa，当管线压力超过2MPa时停机; 工作压力低值0.3 MPa, 当管线压力低于0.3MPa时停机。 34.6.1.8 在主回路空气开关断开的情况下，进行试运转，检查动作顺序正常。 34.6.1.9 设置模块机的制冷模式。 34.6.1.10 检查压缩机油位正常、检查压缩机制冷剂无泄漏、检查压缩机控制信号正常。 34.6.2 模块式水冷冷水机组启动前参数设定操作 34.6.2.1 运行状态查询:按下“?”键，屏幕将显示整个系统的运行状态以及进水和出水的温度 值，对当前机组状态进行检查。 34.6.2.2 故障查询:当机组出现故障时，故障查询后的指示灯将变成黑色以示当前有故障，按下 “?”键，将显示系统的故障情况，存在的故障其后的指示灯为黑色，不存在的故障其 后的指示灯为白色。 34.6.2.3 故障复位:当机组出现故障时，控制系统会根据故障情况关闭出现故障的设备，当故障 排除需重新投入运行时必须按一下?进行故障复位，否则设备将不能重新投入运行。 34.6.2.4 机组运行方式:当需要改变机组的运行方式时，按下“?”键，屏幕将进入运行方式设 定界面，改变“方式运行选择”后的数值即可改变机组的运行方式。 注:“0”表示机组运行方式为自动状态，些时的机组根据温度传感器检测到的出水温度 信号自动确定启动的模块数以调节出水温度;“1”表示机组运行方式不手动状态，些时 的模块的启停由人工手动操作，机组不自动调节。 34.6.2.5 运行方式及参数的设定:按下“?”键，屏幕将显示运行出水温度控制设定界面，将需 要的出水温度值输入“设定出水温度”后，将允许的温度变化范围输入“设定温度回 差”后，数值设定是按位进行的，每位的数值范围为“0,9”，按“, ;、;,”键使 光标在十位、个位、小数点之间切换，然后分别对每位参数进行设定。当数值达到所需 的数值时，按“ENT”键确定，设定时首先按“SET”键将光标移至所需改变的项目，然 后按“?;?”键将数值调整到所需的数值。 34.6.3 模块水冷冷水机组的启动和停止 34.6.3.1 模块水冷冷水机组开机: 首先将各项参数设定好，然后打开开机旋钮开启系统。当用户将就地控制柜上“远程/就 地”开关打在“远程”时，此时控制柜上的开按钮无效，机组的开关机由远程开机和关 机信号来实现。而当用户将切换开关打至“就地”时，控制柜上的开机按钮是系统的开/ 关机按钮。也可以手动单台或多台操作启动，按“?”键进入就地控制柜的操作界面， 206 Q/188-105.01-2004 再选择“运行方式选择”为“1”后，按“?”键，进入模块式机组启动界面，将每台模 块机组后面的数值设定为“1”按“ENT”键确定则对应的模块机组启动。根据情况启动 其它模块机组。 34.6.3.2 模块水冷冷水机组停机: 系统“远程”控制时，当接收到远程关机信号时机组将正常关闭。 当系统就地控制时，按一下开关机按钮，系统将按正常程序关机，系统正常关机程序为: 压缩机首先卸载25%的能量状态，在25%的能量状态下运行20分钟后关闭压缩机。 35. 除盐冷却水系统投停 35.1 除盐冷却水系统投入前的准备 35.1.1 关闭除盐冷却水系统放水门。 35.1.2 适当开启除盐冷却水系统排空门，系统投入见水后关闭。 35.1.3 关闭#1、#2除盐水母管联络门，关闭#2除盐水母管至#1机凝汽器补水手动门(特殊情 况下按要求执行)。 35.1.4 关闭化学汽水取样冷却水至除盐冷却水系统门(注:如用汽水取样水系统供水则开启)。 35.1.5 检查凝结水补充水箱放水门关闭，水位计投入，可以进行补水。 35.1.6 关闭凝结水系统注水门，凝汽器补水门及补水旁路门。 35.1.7 检查关闭除盐冷却水供各辅助设备用水门:热网系统补水、制冷站补水、油净化补水、至 暖风器疏水泵、启动炉用水、化学精处理用水。 35.1.8 检查除氧器上水泵、凝结水补充水泵系统完善。 35.1.9 开启除盐水母管总门。 35.2 除盐冷却水系统的投入 35.2.1 联系化学值班人员启动除盐冷却水泵，向系统供水，注意供水压力正常。 35.2.2 除盐冷却水系统的投入操作 35.2.2.1 开启除盐冷却水总门投入除盐冷却水各用户:凝结水泵轴承冷却密封水、闭式冷却水系 统补水、真空泵分离器补水、定子冷却水箱补水。 35.2.2.2 开启凝结水补水水箱补水门，水箱冲洗合格后确认关闭底部放水门补水至正常水位 5400mm，将水箱水位调节阀投“自动”。 35.2.2.3 开启凝汽器水位调节阀，开启除盐水至凝汽器补水门(或启动凝汽器补充水泵)向凝汽器 补水，补水至正常后将凝汽器水位调节阀投“自动”。 35.2.2.4 开启凝结水系统注水门对系统注水。 35.2.2.5 根据情况启动除氧器上水泵对除氧器上水。 35.2.2.6 根据情况开启除盐冷却水供各辅助设备用水。 207 Q/188-105.01-2004 35.3 除盐冷却水系统停运 35.3.1 确认除盐冷却水系统具备停止条件。 35.3.2 确认关闭化学汽水取样冷却水供除盐冷却水门。 35.3.3 关闭除盐水供冷却水用户分门。 35.3.4 关闭凝结水补充水箱水位调节阀及旁路门。 35.3.5 根据情况开启系统放气门和放水门进行系统放水。 36. 闭式冷却水系统投停 36.1 闭式冷却水系统投入 36.1.1 闭式水系统投入前的检查 36.1.1.1 闭式水系统检修工作结束可以投入。 36.1.1.2 关闭闭式水箱放水门、闭式水系统放水门。 36.1.1.3 确认本机汽水取样冷却水系统投入(或#2机确认除盐水母管投入运行)。 36.1.1.4 确认闭式水膨胀水箱动动作可靠。 36.1.1.5 关闭机侧闭式水回水至汽水取样冷却水回水门。 36.1.1.6 关闭炉水循环泵闭式水回水至汽水取样冷却水回水门。 36.1.1.7 确认除氧器器上水泵出口至闭式水系统门关闭。 36.1.1.8 检查开启二台汽泵闭式水回水总门。 36.1.1.9 开启机侧闭式水回水至闭式水泵入口门(#2机)。 36.1.1.10 开启炉水循环泵闭式水回水至闭式水泵入口门(#2机)。 36.1.1.11 关闭机侧闭式水回水至凝汽器总门(#2机)。 36.1.1.12 投入各闭式水用户闭式冷却水，关闭放水门。 36.1.1.13 检查确认闭式水系统各热工测点完好投入。 36.1.1.14 开启闭式水泵入口门，关闭出口门。 36.1.2 闭式水系统的投入 36.1.2.1 开启闭式水系统补水门。 36.1.2.2 开启闭式水箱放水门、闭式水系统放水门对系统管道进行冲洗合格后关闭。 36.1.2.3 开启机侧闭式水系统供水管、回水管排空门，排尽空气后关闭。 36.1.2.4 开启闭式水供炉水泵冷却水排空门，放尽空气后关闭。 36.1.2.5 投入一组(夏季高温时根据情况投入二组)闭式冷却器运行，全开出入口门。 36.1.2.6 闭式水系统补水至膨胀水箱正常水位。 36.1.2.7 闭式水泵测绝缘合格后电机送电。 36.1.2.8 启动一台闭式水泵，检查DCS上状态指示正确。 208 Q/188-105.01-2004 36.1.2.9 确认正常后开启出口门，闭式水泵出口压力约0.6KPa。 36.1.2.10 开启闭式水系统各排空门排空后检查闭式水系统压力稳定，水箱水位稳定。 36.1.2.11 闭式水泵投联锁。 36.1.2.12 开启备用闭式水泵出口门。 36.1.2.13 投入闭式冷却器冷却水(夏季高温时根据情况投入闭式冷却器参混冷却水源)。 36.2 闭式冷却水系统的停止 36.2.1 确认闭式水各用户已停止运行，闭式水系统可以停止。 36.2.2 解除闭式水泵联锁。 36.2.3 关闭运行闭式水泵出口门，停止运行闭式水泵。 36.2.4 检查DCS上状态指示正确。 36.2.5 关闭备用闭式水泵出口门，停止闭式冷却器冷却水。 36.2.6 关闭闭式水箱补水门。 36.2.7 根据要求闭式水泵停电，闭式水系统放水。 36.3 闭式水系统联锁 36.3.1 闭式水泵出口母管压力低于0.50MPa时发闭式水压力低A级报警。 36.3.2 闭式水泵出口母管压力低于0.45MPa时联启备用闭式水泵。 37 机组快速冷却装置投停 37.1 汽轮机快速冷却装置投入的条件 37.1.1 汽轮机停止运行。 37.1.2 左右侧高压主汽门关闭。 37.1.3 四个高压调节阀关闭。 37.1.4 左右侧中联门关闭。 37.1.5 汽轮机润滑油系统运行正常。 37.1.6 汽轮机顶轴油系统运行正常。 37.1.7 汽轮机盘车连续运行。 37.1.8 汽轮机凝结水系统运行正常。 37.1.9 汽轮机循环水系统运行正常。 37.1.10 压缩空气系统连续运行。 37.1.11 汽轮机低压缸喷水装置正常投入。 37.1.12 汽轮机真空破坏，真空破坏门开启。 37.1.13 已按快冷投入的要求对系统进行隔离。 209 Q/188-105.01-2004 37.2 汽轮机快速冷却装置投入前的准备 37.2.1 V.V阀，BDV阀关闭。 37.2.2 左右侧高排逆止门关闭，逆止门前疏水开启。 37.2.3 高压导管疏水门关闭。 37.2.4 左右侧中压联合汽阀疏水门关闭。 37.2.5 一段、三段、四段抽汽逆止门关闭、电动门关闭。 37.2.6 一段、三段抽汽逆止门前疏水门关闭。 37.2.7 检查快速冷却装置至各进气分门关闭，各供分气门前排空门关闭。 37.2.8 快速冷却装置各分离器、加热器、集气箱疏水门开启。 37.2.9 确认快速冷却装置安全阀动作正常。 37.2.10 确认快冷装置各温度表、流量表、压力表、整流器、加热器正常可以正常投入。 37.2.11 快冷装置投入前对流量表、温度表进行零点调整，确保投入后的温度、流量指示准确，并 进行温度、流量手动、自动功能测试正常。 37.2.12 快速冷却装置控制电源正常、仪表电源正常。 37.3 汽轮机快速冷却装置投入操作步骤 37.3.1 快速冷却装置送电。 37.3.2 确认快速冷却装置流量计保险完好，合上流量计小开关。 37.3.3 开启快冷装置集气箱联络门。 37.3.4 开启快冷装置加热器串联门。 37.3.5 稍开杂用空气母管至快速冷却装置手动门。 37.3.6 合上快速冷却装置空气开关HK，开启钥匙开关SK。 37.3.7 将ZK,3可控硅电压调整器拨向手动位，将“限幅选择”为最小。 37.3.8 按下“启动”按钮，加热器开始工作，检查压缩空气电磁阀联启。 37.3.9 按下“PLD”下方按钮，旋转“PLD”旋转调节纽，进行数字调节后，确定PLD报警数值。 37.3.10 注意检查“PLD”设定的实际温度要与汽缸温度相匹配，汽缸温度350?以上温差,50?， 汽缸温度250?以上温差,100?。 37.3.11 按下“上限”下方按钮，旋转“上限”旋转调节纽，进行数字调节，设定上限报警数值与 汽轮机汽缸温度匹配，不能出现加热。 37.3.12 调速快速冷却装置调整流量在2.5,3m3/min，对各分离器、加热器、集气箱、管道进行吹 扫10分钟，使设备内油水、杂物彻底排尽，注意加热器出口温度变化。 37.3.13 关闭快速冷却装置各分离器、加热器疏水门。 37.3.14 确认关闭快冷装置加热器,1并联门、,2并联门。 37.3.15 稍开快速冷却装置各供分气门前排空门，加热器出口温度低于设定值时，先排向大气。 210 Q/188-105.01-2004 37.3.16 手动缓慢增加ZK,3可控硅电压调整器“限幅选择”旋钮，注意快速冷却装置出口温度缓 慢上升均匀。 37.3.17 增开杂用空气至# 机快速冷却装置手动门，注意流量变化。 37.3.18 加热器出口温度达到设定值，将ZK,3可控硅电压调整器“限幅选择”为“**”(设定温 度高选择的大些)，并切为“自动”方式。 37.3.19 加热器出口温度达到设定值，缓慢开启各供气门向汽缸供汽，关闭快速冷却装置各供分气 门前排空门，注意检查汽缸温度的变化。 37.3.20 开启左侧、右侧高排逆止门前排空一次门、二次门，注意温度变化。 37.3.21 记录快速冷却装置各参数，控制汽缸温度下降速度在4,8?。 37.3.22 根据汽缸温度的下降情况调速温度设定值，控制进入汽缸空气湿度与汽缸温差在规定范围 内。 37.3.23 当汽缸调节级金属温度降至150?时，冷却工作结束。 37.3.24 按下“启动”按钮，将钥匙开关SK切至断开位置，将ZK,3可控硅电压调整器拨向手动 位，将“限幅选择”为最小。 37.3.25 确认关闭快速冷却装置各供气分门，关闭杂用空气母管至快速冷却装置手动门。 37.3.26 将汽机本体疏水及系统阀门恢复到快冷前的方式。 37.4 汽轮机快速冷却装置投入注意事项 37.4.1 在投入汽轮机快速冷却装置前，汽轮机高中压缸应充分进行疏水，并按要求进行隔离，防 止因疏水排放不尽或系统隔离不严而使冷气、冷水进入汽缸，造成局部温差过大，温降率 过大。 37.4.2 快冷装置投入前必须确认关闭与汽轮机连接阀门，再打开排空阀、疏水阀，将流量调整至 最大对整个快冷装置的管道、容器进行吹扫，将其内杂物、油水彻底清除。 37.4.3 在快冷装置投入初期汽缸高温阶段必须使用串联加热，将串联阀开启，并联阀、冷空气阀 关闭。只有在后期汽缸温度水平低时才准使用并联加热。 37.4.4 快冷装置投入前先开启排空阀对空气进行预热，尽可能减小进入汽缸的空气与缸温的温 差，汽缸温度350?以上温差,50?，汽缸温度250?以上温差,80?;汽缸温度250?以 下温差,100?，空气温度最高可加热到400?;冷却空气压力保持在0.35,0.4MPa。由于 在投入初期高压导汽管对进入汽缸的空气有加热作用，应注意快冷出口温度与高压导汽管 温度的温差。只有达到所需的温度水平后才能向汽轮机内通气，一但向汽轮机内通气则应 立即关闭向空排气阀。 37.4.5 在压缩空气进入装置后应立即开启过滤器疏水阀。 37.4.6 在快冷装置投入初期汽缸高温阶段，流量温度应选择为高温小流量,400?/5,10m3/min。 37.4.7 在快冷装置投入后期汽缸低温阶段，流量温度应选择为低温大流量100,200?/15, 60m3/min。 211 Q/188-105.01-2004 37.4.8 快冷装置投入后根据不同时间、温度，手动调整流量、手动设定温度。 37.4.9 快冷装置投入后电气控制柜必须由专人进行操作维护，输入电源、开启钥匙开关，将手 动、自动调节至最低，再按启动控制按钮，调整设定温度、流量。 37.4.10 快冷装置投入后必须指定专人对装置进行连续监视，并要每半小时对汽缸温度、应力、转 子偏心、盘车电流、汽缸膨胀，冷却空气的流量、温度、压力、加热器电流进行详细的记 录，并调整。严格控制汽缸金属温度下降速度为4,8?/小时，汽缸内外壁温差<35? ,汽 缸上下温差<35?，如超过上述温度或盘车电流明显增大，应减缓冷缸速度或暂停冷缸。 37.4.11 快冷装置投入运行后如发现突然断电，则应立即检查电磁阀关闭，为防止冷空气进入汽缸 关闭供气手动隔离阀。 37.4.12 快冷装置投入运行后如发现突然断气，为防止电加热元件损坏，应立即检查压力控制器断 开、电气控制柜电源开关线圈断电。 37.4.13 冷缸过程中，如大机盘车跳闸，应立即停止冷缸;待盘车重新投入运行正常后，方可视情 况投入冷缸。 37.4.14 当高压缸第一级金属壁温、中压第一级金属温度达到150?且无明显回升时，可以停止快 冷装置，但必须仍然保持连续盘车2小时以上缸温无回升，方可停止盘车运行。 37.4.15 快冷装置使用结束后，应先打开向空排气阀，再关闭通向汽轮机的阀门。 37.4.16 快冷装置停止时先将控制柜上自动键全拨向手动，并调整至最小，再切断电源开关。 37.4.17 快冷装置停止后，为防止阀门泄漏、出现意外应将加热器疏水阀、集气箱疏水阀开启，这 样以可以防止加热器元件损坏。 38. 除氧器投停 38.1 除氧器投运前准备 38.1.1 确认压缩空气系统运行正常，仪用压缩空气压力正常。 38.1.2 确认除氧器各仪表齐全,各水位计已投入正常。 38.1.3 确认辅汽系统运行正常，辅汽压力、温度符合要求。 38.1.4 确认凝结水系统运行正常，水质合格。 38.1.5 除氧器水位、压力联锁保护试验已合格。除氧器水位自动控制、压力自动控制、水位 保护等装置已可靠投入，安全阀定值正常。 38.1.6 确认下列阀门已关闭 38.1.6.1 #1、2、3高加至除氧器连续放气一、二次门。 38.1.6.2 除氧器事故放水门、溢流门旁路门。 38.1.6.3 #3高加正常疏水至除氧器隔离门。 38.1.6.4 四段抽汽电动隔离门、逆止门，四段抽汽至除氧器电动门。 38.1.6.5 辅汽至除氧器压力调节阀及其电动门。 212 Q/188-105.01-2004 38.1.6.6 暖通疏水至除氧器门手动门，电动门。 38.1.6.7 除氧器连续排气至凝汽器。 38.1.6.8 锅炉暖风器疏水至除氧器。 38.1.6.9 连续排污扩容器至除氧器隔离门。 38.1.7 开启除氧器溢流门前后截门，确认溢流门关闭。 38.1.8 开启除氧器启动排气门。 38.1.9 除氧器大小修后或初次启动投入时应对进入除氧器的所有管道进行冲洗。 38.2 除氧器投入 38.2.1 除氧器注水及给水系统注水 38.2.1.1 开启除氧器上水泵入口手动门，关闭除氧器上水泵至闭式冷却水电动门，关闭除氧器上 水泵出口电动门。 38.2.1.2 启动除氧器上水泵，检查除氧器上水泵出口压力约0.8MPa,开启除氧器上水泵出口电动 门，开启除氧器上水手动门， 38.2.1.3 检修后的除氧器上水后开启放水进行冲洗，直至水质合格后方可进行上水。除氧器上水 至正常水位以下200mm左右停止除氧器上水泵。 38.2.1.4 根据情况开启电泵前置泵进口门，开启电泵再循环调阀前后隔离门，电泵注水放气。 38.2.1.5 根据情况开启A、B汽泵前置泵进口门，开启A、B汽泵及汽前泵再循环调节阀前后隔离 门，A、B汽泵前置泵注水放气。 38.2.1.6 用除氧器上水泵对除氧器上水时一定要检查关闭#5低压加热器出口和#5低压加热器旁路 门，防止补水从凝结水系统倒回到至凝汽器。 38.2.1.7 在凝结水系统没有投入运行，启动汽动给水泵前置泵时，一定要检查关闭#5低压加热器 出口门和#5低压加热器旁路门，防止补水从凝结水系统倒回到至凝汽器。 38.2.2 除氧器加热投入 38.2.2.1 在除氧器上水满足要求后，根据锅炉要求投入除氧器加热。 38.2.2.2 在投入除氧器加热前必须启动给水泵对除氧器内部水进行循环，以加快加热速度和保证 除氧器本体温度的均匀。 38.2.2.3 检查确认电动给水泵符合启动条件后,启动电动给水泵(或启动汽动给水泵前置泵)。 38.2.2.4 检查高压辅汽联箱投入并且压力正常，开启辅汽至除氧器电动门，缓慢开启调节阀，使 除氧器温升率不大于1.5?/min进行加热。 38.2.2.5 除氧器加热投入后要注意加热速度的控制，防止造成除氧器振动损坏内部设备。 38.2.2.6 根据锅炉对上水温度的要求，控制汽包进水温度与汽包内壁金属温差在90?以内，以满 足锅炉汽包内外壁温差、上下壁温差在规定值内。 38.2.3 除氧器正常运行 38.2.3.1 机组启动阶段除氧器采用定压运行方式，维持压力?0.25MPa。 213 Q/188-105.01-2004 38.2.3.2 机组运行正常后，用除氧器水位调节阀控制除氧器水位，根据情况投入除氧器水位自 动。 38.2.3.3 机组运行正常或除氧器内部压力为正压时将除氧器的启动排汽切至正常连续排汽。 38.2.3.4 当给水溶解氧、凝结水溶解氧合格后，将除氧器运行排汽由排大气切换至凝汽器，为防 止凝汽器真空下降切换时必须先关严至排大气门，再适当开启至凝汽器排汽门。 38.2.3.5 当机组负荷大于40%，除氧器用汽由辅汽倒至四段抽汽，关闭辅汽至除氧器电动门，除氧 器由定压运行变为滑压运行。 38.2.3.6 当汽水品质合格后，投入连排蒸汽至除氧器。 38.3 除氧器正常运行维护 38.3.1 除氧器正常运行中应注意监视除氧器压力,1.052MPa，温度?368?，滑压范围0.25, 1.2MPa。汽机跳闸时，当除氧器压力降至0.25MPa时，辅助蒸汽调节阀自动开启，辅助蒸 汽投入。 38.3.2 除氧器的就地水位计与LCD上水位指示值要经常校对，保证一致。 38.3.2.1 除氧器水位以水箱中心线以上600mm正常运行水位为零水位。 38.3.2.2 运行中除氧器的正常水位为0mm。 38.3.2.3 除氧器水位-80mm为低?值，-1900mm为低?值。 38.3.2.4 除氧器水位+80mm为高?值，+160mm为高?值，+310mm为高?值。 38.3.3 正常运行时除氧器水位控制应投入自动，维持除氧器在零水位运行。 38.3.4 正常运行中辅汽作为除氧器备用汽源，辅汽至除氧器压力调节阀前电动门应全开。 38.3.5 正常运行中除氧器出口给水溶解氧,7微克/升，通过调整除氧器排汽门开度、排汽方式或 适当开启启动排汽门来维持给水溶解氧在合格范围内。 38.3.6 当凝结水的溶解氧不合格,30μg/L时，应该将除氧器的运行排汽切换至排大气。 38.3.7 当调整除氧器的运行排汽不能保证除氧器出口给水溶解氧在合格范围内时，可适当开启除 氧器启动排汽门来增大排氧量，但启动排汽门的开度不能大于一圈。 38.3.6 除氧器出水温度 ?180?。 38.3.7 除氧器安全阀动作值为1.37 MPa。 38.3.8 冬季暖通热网回水和锅炉暖风器回水进入除氧器前应化验水质合格后再切换。 38.3.9 在将暖通热网回水和锅炉暖风器回水切换进入除氧器时应确认与邻机联络门在关闭位置， 疏水管道预暖要充分，防止振动。 38.3.10 除氧器运行排汽切至排向大气运行方式时为了防止排汽带水增加汽水损失或造成除氧器安 全阀阀座返水应调整到排汽不带水且开启除氧器安全阀排汽管放水门。 38.4 除氧器停运 38.4.1 正常降负荷或机组停运时，除氧器为滑压停止方式，滑压范围为0.25,1.2MPa。 214 Q/188-105.01-2004 38.4.2 当机组负荷降至180MW时，除氧器由四抽倒为备汽，除氧器排汽由凝结器切至大气。 38.4.3 随着机组负荷的下降除氧器水位调节阀付阀适当开启后切手动，主阀投自动调节，为防止 除氧器或主凝结水管道振动一定保持进入除氧器的凝结水连续运行，除氧器水位高通过溢 流或高水位放水门调整。 38.4.4 停机后，关闭四抽至除氧器电动门、辅汽至除氧器电动门、连排至除氧器门，及其它进入 除氧器的热源。 38.4.5 停机前应将除氧器水位控制在-300mm左右。 38.4.6 机组停止后锅炉需要上水时维持除氧器水位。 38.4.7 除氧器若停运一周以上，应采用充氮保护，切断进入除氧器的所有汽源、水源，放尽水箱 余水，关闭放水阀。 38.5 除氧器进水管道振动原因及预防 38.5.1 除氧器进水管道振动原因 机组停止后，特别是在机组运行中跳闸后容易出现除氧器进水管道的振动，当机组停止 后，由于除氧器水位调节阀自动关闭，凝结水中断。另外机组停止后低加随机停止运行， 凝结水温度大幅下降，对凝结水管道进行了快速冷却。而这时候除氧器本体压力、温度很 高，除氧器压力的下降速度大于给水温度下降速度，除氧器内给水出现再沸腾，除氧器内 蒸汽漏入凝结水管道后，蒸汽在管道内急剧凝结，在管道内形成局部真空，蒸汽的这种快 速凝结对凝结水管道是急剧的冷却，必然造成管道的振动。真空越高，从除氧器内漏入的 蒸汽越多，振动越据烈。 38.5.2除氧器进水管道振动的预防 38.5.2.1 停机前除氧器水位控制在-300mm至-500mm，增加除氧器上部蒸汽的容积，减小除氧器的 蓄热能力。 38.5.2.2 停机前解除除氧器水位“自动”手动调节除氧器水位。 38.5.2.3 停机后保证凝结水至除氧器的连续运行，防止出现断水现象。 38.5.2.4 除氧器压力高于0.15MPa时，强制关闭高压辅汽至除氧器加热门。 38.5.2.5 机组负荷大于10%时，强制关闭高压辅汽至除氧器加热门。 39. 汽轮机盘车投停 39.1 汽轮机盘车启动允许条件 39.1.1 汽轮机跳闸并且左右侧高压主汽门关闭。 39.1.2 汽轮机组润滑油压力正常。 39.1.3 汽轮机顶轴油压力正常。 39.1.4 汽轮机机组转速到零。 215 Q/188-105.01-2004 39.1.5 盘车电机无电气故障。 39.2 手动投入盘车操作方法 39.2.1 确认盘车就地控制柜接线正常，手动按下盘车就地控制柜“试灯”按钮，正常。 39.2.2 将盘车就地控制柜上切换开关切至“手动”位置。 39.2.3 确认润滑油压力正常并且盘车就地控制柜上润滑油压力正常灯亮。 39.2.4 确认顶轴油压力正常并且盘车就地控制柜上顶轴油压力正常灯亮。 39.2.5 汽轮机组停止，盘车就地控制柜上主汽门关闭灯亮。 39.2.6 确认机组转速到零。 39.2.7 手启盘车电机，电流指示正常。 39.2.8 手板盘车齿轮切换杆，确认盘车啮合正常并就地控制柜盘车啮合灯亮。 39.3 盘车装置自动投入 39.3.1 确认盘车就地控制柜接线正常，手动按下盘车就地控制柜“试灯”按钮，正常。 39.3.2 将盘车就地控制柜上切换开关切至“自动”位置。 39.3.4 检查开启压缩空气至盘车气缸用气门。 39.3.5 机组跳闸后，就地控制柜上主汽门关闭、润滑油压力正常、顶轴油压力正常指示灯亮，当 机组转速到零指示灯亮延时30秒，盘车电机自启动，啮合到位灯亮，盘车投入运行。 注意:为了防止盘车装置误启动造成盘车齿轮损坏，盘车装置尽可不要投入自动，只有就 地确认机组转速到零，各种启动条件满足后，将盘车启动切换开关切至“自动”位 置，检查盘车自启动。一般只有在确认盘车电机已运行正常，并且与大轴正常啮合 的情况下，为防止盘车跳闸没有即时发现造成大轴弯曲事故，要求将盘车投入“自 动”位置。 39.4 盘车运行中注意事项 39.4.1 监视盘车电机电流是否正常，电流表指示是否晃动。 39.4.2 定期检查转子的弯曲指示值是否有变化。 39.4.3 就地确认盘车电机与大轴是否正常啮合。 39.4.4 盘车运行时要确认润滑油压力正常。 39.4.5 保证一台顶轴油泵连续运行。 39.4.6 定期倾听汽缸内部和高中压轴封段是否有摩擦声。 39.4.7 如在连续盘车期间出现盘车电机故障不能电动连续盘车时应想办法手动间断的盘车180?。 39.4.8 如其它原因造成盘车电机过负荷或盘不动时严禁强行盘车或冲转。 39.4.9 机组运行中或机组跳闸后盘车运行中定期按下就地控制柜“试灯”按钮检查指示灯正常。 216 Q/188-105.01-2004 39.5 盘车停止操作方法 39.5.1 当机组冲转后，就地检查确认盘车已脱开。 39.5.2 手动停止盘车电机。 39.5.3 将盘车控制开关切至“手动”位置。 40. 暖通热网加热站投停 40.1 采暖通风系统概述 本地区最冷月日平均温度为-10?，全年日平均温度,5?的天数为154天，属于严寒地区。采暖室外计算温度为-16?，夏季通风室外计算温度为28?。汽机房跨度为36.6米，总度度为168米，分三层0.00米，6.9米，13.7米，锅炉房跨度为57米，紧身封闭总高为87米，两个锅炉房中心距离为84米，煤仓间跨度为11.4米，总长为168米。 全厂建筑物冬季采暖设置集中加热站，集控楼控制室、电子设备间等采用全空气集中空调，综合办公楼等建筑物采用风机盘管集中空调，输煤控制室等空调房间采用风冷分体式空调，运煤系统各转运站、碎煤机室等建筑物冬季采用散热器采暖，采暖热媒为110/70?热水。 厂区采暖供回水管道经主厂房固定端采暖加热站接出后，分为厂前区和炉后建筑两条支线，其中厂前区支线带厂前区行政办公建筑，公寓招待所及化学水车间等生产建筑，主管径为Φ219x6。 炉后建筑支线带炉后输煤建筑和集控楼，电除尘器间，吸风机间的热负荷，主管径为Φ273x8。以上管径均考虑二期扩建后的管网负荷。 厂区空调冷热水管道采用两管制，经制冷站接出后，一支从1号炉锅炉房进入主厂房，为蓄电池室，汽机电子设备间提供空调冷热源，管径为Φ108x4。另一支到厂前区为行政办公楼，综合办公楼及化验楼等提供空调冷热源，主管径为Φ219x6。 40.1.1 汽机房采暖通风 汽机房采暖设备采用钢管式散热器、暖风机及热风幕。散热器、暖风机分别布置于汽机房及锅炉房的0.00m层和运转层。在汽机房主要大门处均设置热空气幕，以阻挡冷风的侵入。汽机房通风采用自然进风，机械排风的通风方式。在汽机房屋顶设置24台JZWT?20型屋顶风机，每台风机风 3量为125000m/h。通风系统设置自动控制，在汽机房B列处挂设温度传感器，根据室内温度的变化，调整屋顶风机的开启台数，在满足室内环境温度的前提下，最大限度地节约运行费用。 40.1.2 锅炉房采暖通风 锅炉房的0.00m层和运转层分别布置有散热器、暖风机。锅炉房的主要大门处均设置热空气幕，以阻挡冷风的侵入。锅炉房采用自然进风、自然排风的通风方式。在每个锅炉房炉顶设置2排防风防雨性能良好的屋顶通风器，屋顶通风器喉口为4米，单排长度21米。冬季关闭通风器和进风窗，以减少热损失。 217 Q/188-105.01-2004 40.1.3 其它设备间的采暖通风 灰厂管理站及水源地补给水升压泵房均距电厂较远，设置单独的采暖设施。各采用一套150KW的锅炉，供水温度为95?，回水为70?。 水泵房、锅炉补给水车间等辅助生产、附属生产建筑物采暖热媒为110/70?的热水，接自采暖加热站，采暖设备为钢管三柱型散热器。 化学水车间楼采暖热媒为110-70?的热水，分为散热器采暖系统和暖风机采暖系统，热负荷分别为158KW，和196KW，热源为110/70?高温热水。制冷系统的设计容量为1.544MW，冷水介质为7/12?冷水，冷却水为32/37度冷水，加热系统的设计容量为1.4MW，热媒为60/50?热水。 40.2 采暖热源及热媒 40.2.1 主厂房采暖热网系统 主厂房采暖热网系统供主厂房和煤仓间以下各层采暖，采暖热媒为130/70的热水，采暖热负荷为8.69MW，系统设计容量为9MW，耗汽量12t/h。采用两台HTQH,W,N,6.75型管壳式换热器，换 2热面积为110m,设备承压1.6MPa,四回程。每台设备的额定出力为6.75MW，占总容量的75%，供水温 3度为130?，回水温度为70?。本系统设两台热水循环泵，每台水泵的额定流量为150 m/h，扬程为44m;两台补水泵，均为一台运行，一台备用。热水系统定压采用补水泵变频定压运行方式，定压点设在循环水泵入口处，定压压力为0.4MPa，采用压力控制器控制补水泵的启停，补水采用除盐水。主厂房设置HVAC程控系统。 40.2.2厂区采暖热网系统 厂区采暖热网系统供主厂房以外的厂区其余各建筑物,采暖热负荷为8.81MW，系统设计容量为 218MW，耗汽量24/h。采用三台HTQH,W,N,6.75型管壳式换热器，每台换热面积为80m,设备承压1.6MPa,四回程。每台设备的额定出力为6.75MW，占总容量的37.5%，供水温度为110?，回水温度 3为70?。本系统设三台热水循环泵，水泵的额定流量为240 m/h，扬程为44m，两台运行，一台备用。采用两台补水泵，一台运行，一台备用。热水系统定压采用补水泵变频定压运行方式，定压点设在循环水泵入口处，定压压力为0.38MPa，采用压力控制器控制补水泵的启停，补水采用除盐水。 40.2.3采暖热源 采暖加热站用汽汽源为汽机房低压辅汽联箱的蒸汽，及汽轮机五段抽汽，压力为0.366MPa，温度为239?，加为站总用汽量为30t/h。为减少管道和设备的腐蚀，设置大气除氧器，整个采暖加热站除氧器用汽机低压辅汽联箱的蒸汽，用汽量为1.7 t/h。 40.3 凝结水的回收与补水 218 Q/188-105.01-2004 本系统为防止系统的腐蚀，设有一套热力式除氧器，除氧器的容量为10t/h。两台除氧水泵，每 3台水泵额定流量为12.5 m/h，扬程为20m，一台运行，一台备用。各热网系统的蒸汽凝结水采用闭式回收系统，加热蒸汽的凝结水过冷为80?，由疏水泵送入主机除氧器回收，疏水泵的启停由疏水罐的水位变频控制。两个采暖系统总的补水量为6.5立方米，合用一个20立方米的补水箱。 40.4 运行方式 采暖系统采用补水泵定压，定压点设在循环水泵入口，采用压力控制器控制补水泵的启停。主厂房加热系统的定压压力为0.4MPa，厂区加热系统的定压压力为0.35MPa。 40.5 HVAC控制系统 40.5.1 换热器的蒸汽参数监测及流量控制。包括蒸汽温度、压力的显示和监测，根据热水出水温 度调节蒸汽流量。 40.5.2 两套供热系统热水参数的控制，包括监测各系统出水的温度和压力。 40.5.3 四台热为循环泵的运行状态，实现运行时间积累和台数的自动切换，并且具有各台设备的 故障报警功能。每个系统的热水循环泵其中一台出现故障时，另一台自动投入运行。 40.5.4 凝结水疏水泵根据疏水罐液位变频控制，疏水罐水位有控制和报警信号。其中一台出现故 障时，另一台自动投入运行。 40.5.5 两套热水系统补水定压控制。根据各自的设定的压力，控制娈频补水泵变速补水。定压点 设在各自的热水循环泵入口处。每个系统的热水补水泵其中一台出现故障时，另一台自动 投入运行。 40.6 采暖系统运行维护 40.6.1 采暖系统每年运行前，需要提前检修所有管道、阀门、散热设备及零部件，消除外部积灰 及，内部污垢，对损坏的设备及零部件应及时更换。 40.6.2 在非采暖季节，整个采暖系统应保持充满软化水，以防止管网腐蚀，避免各连接件填料或 垫料过分干燥而漏水。 40.6.3 应备足必要的采暖配件，特别是一些很重要易损件如:疏水罐、自动排气阀、压力表、温 度表。 40.6.4 采暖加热站应在分汽缸、分(集)水器、疏水罐等阀门上挂好标志牌，表示出阀门开启或关 闭方向。 40.6.5 采暖系统需要定期排污，一般每周排污一次，或依加热站内过滤器压差值确定。 40.6.6 采暖系统为定流量，质调节的运行方式。初冬，室外温度相对较高，采暖供水温度的设定 值低一些，相应的可以自动调节供汽阀的开度，随着室外温度的逐渐降低，逐渐调整供水 温度的设定值，系统自动调节所阀的开度，直到达到设计工况。厂区供热水采暖系统中， 219 Q/188-105.01-2004 各建筑物入口处回水管上设置有平衡阀，可以在系统投入初期进行调节，以防止采暖系统 水平失调。 41. 变压器调压装置和分接头调整 41.1 一般规定: 41.1.1 高备变为有载调压装置，允许在运行中调整，以改变厂用母线电压。调整时，必须经值长 同意，一人操作，一人监护，但事故处理除外。严禁在变压器过载时调压。 41.1.2 高备变有载调压装置可实现远方、就地电动和手动操作。正常情况下，均在控制室DCS进行 远方控制操作，操作完毕后，应检查分接变换指示器指示正常。检查6KV母线电压数值是否 达到要求。 41.1.3 有载调压装置电动操作时，在DCS操作一次按钮，装置将自动地调节一个分接头。 41.1.4 有载调压装置在就地电动操作时，有机械位置指示器监视分接头位置。一般在控制室远方 操作失灵或其它情况下，可使用就地电动操作。 41.1.5 有载调压装置的就地手动操作，在非特殊情况下一般不应使用。操作时将手柄插入摇孔与 传动机构S5啮合，此时电动机电源回路自行断开，手柄转动15圈后，即调整一个分头， 手柄逆时针转动为降压，顺时针转动为升压。 41.1.6 有载调压装置的调节次数由就地计数器累计记录。装置的电机驱动控制箱如需加热应将箱 内开关投入。此时应注意防火. 41.1.7 当有载调压装置失控时，应立即按下“跳闸”按钮，通知检修，若此时分接头没能调至所 需位置，可至就地手动进行调节。当集控室有载调压装置损坏，到就地可用“电动”或 “手动”进行相应的调节。 附:分接头表 出线端子 电压KV 电流A 换向开关 触头位置 分接位置 550.00 41.99 K K A-9 1 543.75 42.47 A-8 2 537.50 42.97 A-7 3 531.25 43.47 A-6 4 525.00 43.99 A-5 5 518.75 44.52 A-4 6 512.5 45.06 A-3 7 - - 506.25 45.62 A-2 8 ABC A-1 9A 500.00 46.19 K A-K 9B K A-9 9C 220 Q/188-105.01-2004 493.75 46.77 A-8 10 487.50 47.37 A-7 11 481.25 47.99 A-6 12 475.00 48.62 A-5 13 468.75 49.27 A-4 14 + 462.50 49.93 A-3 15 + 456.25 50.62 A-2 16 450.00 51.32 A-1 17 a1,b1,c1 6.30 1832.9 a2,b2,c2 6.30 1832.9 41.2 有载调压装置的调压操作步骤 41.2.1 检查有载调压装置良好。 41.2.2 检查有载调压装置就地/远方开关S1在远方位置 41.2.3 检查有载调压装置保护小开关开关在合闸位置 41.2.4 检查有载调压装置控制电源小开关确已合好 41.2.5 检查有载调压装置电机电源小开关确已合好 41.2.6 按下调压按钮: 41.2.6.1 在DCS按“升压”按钮，分接头趋向于17的位置，6KV电压上升。 41.2.6.2 在DCS按“降压”按钮，分接头趋向于1的位置，6KV电压下降。 41.2.6.3 检查分接头已调至所需要的位置。 41.2.7 检查6KV母线电压达到正常范围。 41.3 有载调压装置投停步骤 41.3.1 投入: 1)检查检修工作已结束，全部检修工作票已收回。 2)送上有载远方调压回路交流电源。 3)合上电动机保护开关。 4)合上控制电源开关。 5)将有载调压装置就地/远方开关S1切至远方位置。 6)检查送电良好。 41.3.2 退出: 1)拉开电动机保护开关。 2)拉开控制电源开关。 3)断开有载远方调压回路交流电源。 221 Q/188-105.01-2004 4)将有载调压装置就地/远方开关S1切至0位置 41.4 有载调压装置运行维护 41.4.1 检查各部件位置符合运行条件要求，电气部分无过热、放电、短路。 41.4.2 分接头远方指示与就地指示一致且正确。 41.4.3 机械部分无卡涩、变形、松动，传动机构与箱体连接处无渗油等现象。 41.5 主变、高厂变、低厂变分接头切换规定 41.5.1 主变、高厂变及低厂变均为无载调压变压器 41.5.2 切换分接头工作应在断开变压器的各侧刀闸，并做好安全措施后进行。 41.5.3 切换分接头时，应注意分接头位置的正确性。 41.5.4 切换分接头后，应由试验人员测量线圈直流电阻以验证分接头位置的正确性。 41.5.5 分接头切换后的位置，应记入值班日志及变压器分接头切换记录中，以便随时查核。 42. 变压器冷却装置运行 42.1 变压器的冷却装置 主变为强油风冷，每相有4组冷却器构成。高厂变、高备变、水源地升、降压变为油浸自 冷。低压干变为自然冷却或风冷。低压油变为油浸自冷。 42.2 主变冷却器交流电源均设有两路，一路工作，一路备用。正常两路电源均应送电，在工作电源 消失时，备用电源可自动投入。 42.3 主变的每组冷却装置分为工作、停止、备用、辅助四个位置。正常运行可以根据负荷情况及 上层油温控制运行、辅助、备用冷却装置运行的数量，当工作和辅助冷却装置运行中掉闸 时，在备用位置的冷却装置应自启动。 当主变带额定负荷的75%及以下时，至少投入两台冷却装置运行，另外两组一组在备用位置、 一组在辅助位置，当主变上层油温超过55?时，处于辅助位置的冷却装置应自动启动，当主 变上层油温低于45?时，处于辅助位置的冷却装置应自动停止。当主变带额定负荷的75%以 上时，至少应投入三台冷却装置运行，另外一组在备用位置。 变压器投入运行前必须投入冷却装置，各冷油器的进出口油门应打开。 42.4 变压器冷却系统各电源开关均装设保护，在正常运行中，如回路发生短路过负荷等故障，电 源开关将自动跳开，控制室发出有关故障信号，运行人员应立即查明原因进行处理，如无法 处理，通知检修。 42.5 冷却装置全部电源消失时，运行人员应迅速查明原因，尽快恢复一路电源供电，同时应严密 监视和记录好变压器的温度、负荷、电源消失时间等情况。如无法恢复，及时通知检修人员 处理，并按下述规定执行: 222 Q/188-105.01-2004 主变冷却器全停，主变在额定负荷下允许运行20分钟，当上层油温达80?时，保护出口动作 将变压器退出运行;若变压器上层油温未达到80?，自冷却器全停60分钟，无论上层油温是 否达80?，保护出口动作主变跳闸。若上述情况保护出口拒动，应立即手动解列发-变组。 42.6 额定负荷长期运行时，主变的冷却器运行方式为三组运行，一组备用。 42.7 主厂房机炉400V变压器为干式变压器， 其冷却方式为AN/AF，冷却装置的启停受变压器绕组 温度控制。风扇的启动温度为100?，停止温度为80?，变压器报警温度为130?，跳闸温度 为150?。 42.8 水源地升、降压变上层油温报警温度为65?，跳闸温度为80?。绕组报警温度为110?，跳闸 温度为130?。 42.9 冷却装置的操作 42.9.1 主变冷却装置投停 42.9.1.1 主变冷却装置的投入 1)检查检修工作已结束，检修工作票全部收回。 2)送上冷却装置交流电源I和II。 3)将A相冷却器自动投入开关切至“试验”位置(待主变投入运行后，将其置“工作”位 置)。 4)将A相冷却器指示电源开关置“工作”位置。 5)将A相冷却器跳闸检修开关“工作”位置。 6)合上A相冷却器电机电源开关1ZK,4ZK。 7)将A相电源选择开关LKK置“?工作(II备用)”位置或“II工作(?备用)”位置。 8)将A相冷却器启停控制开关1,4KK根据需要置“工作”“备用”“辅助”“停止”位置。 9)以此顺序送B、C相,要求A、B、C三相冷却装置为同一电源。 42.9.1.2 主变冷却装置停运 1)将冷却器启停控制开关1,4KK置“停止”位置。 2)将电源选择开关LKK置 “停止”位置。 3)拉开冷却器动力电源开关1ZK,4ZK。 4)根据需要停冷却装置交流电源。 42.9.2 干式变压器冷却器投运 42.9.2.1 干式变压器冷却器投运(手动启停) 1)合上干式变温控器电源开关。 2)按干式变温控器控制面板上“ESC”按钮，将冷却器控制方式开关置于“手动”。 3)检查干式变温控器控制面板上手动灯亮。 4)按干式变温控器控制面板上“开/锁定”按钮，检查风机运行，面板上“风机”灯 亮。 5)按干式变温控器控制面板上“关/锁定”按钮，检查风机停止运行，面板上“风机” 223 Q/188-105.01-2004 灯熄灭。 42.9.2.2 干式变压器冷却器投运(自动方式) 1)合上干式变温控器电源开关。 2)按干式变温控器控制面板上“ESC”按钮，将冷却器控制方式置于“AUTO”。 43. 直流系统投停 43.1 直流1A蓄电池组投运(以直流110V为例，220V操作同) 1)开启1A浮充机; 2)测量#1蓄电池出口电压与母线电压一致; 3)合上#1蓄电池组至?段母线进线开关; 4)拉开直流110V母联开关 5)合上1A浮充机输出开关; 6)检查直流母线电压正常。 43.2 直流1A蓄电池组停运(以直流110V为例，220V操作同) 1)检查?、?段直流母线无接地现象; 2)拉开#1浮充机输出开关; 3)调整浮充机的输出，使?、?段母线电压一致; 4)合上?段母线联络开关; 5)检查?、?段母线并环良好; 6)拉开#1蓄电池组至?段母线进线开关; 7)停用#1浮充机; 8)检查母线电压正常。 43.3 直流浮充机1A投运，浮充机1C停运(以直流110V为例，220V操作同) 1)开启1A浮充机; 2)调整1A浮充机的输出，使1A浮充机的输出与?段母线电压一致; 3)拉开1C浮充机出口刀闸 4)合上1A浮充机出口刀闸 5)停用1C浮充机; 6)检查母线电压正常。 43.4 直流浮充机1C投运，浮充机1A停运(以直流110V为例，220V操作同) 1)开启1C浮充机; 224 Q/188-105.01-2004 2)调整1C浮充机的输出，使1C浮充机的输出与 1A段母线电压一致; 3)拉开1A浮充机出口刀闸 4)合上1C浮充机出口刀闸 5)停用1A浮充机; 6)检查母线电压正常。 43.5 集控浮充机的投入(自动稳压方式) 1)检查各充电模块符合运行条件， 2)装上浮充机各电源保险 3)检查各充电模块控制面板开、关按钮在“关”位置， 4)将浮充机交流电源控制小开关切至“互投”位置 5)检查各充电模块浮充/均充切换按钮在“浮充”位置， 6)合上各充电模块电源开关QK1-QK7 7)将各充电模块控制面板开、关按钮置于“开”位置， 8)检查各充电模块指示灯应指示正确 9)检查各充电模块输出电压与直流母线电压基本一致， 10)合上浮充机直流侧开关， 11)检查各充电模块略有输出电流，直流母线电压正常。 43.6集控浮充机的退出 1)将各充电模块控制面板开、关按钮置于“关”位置， 2)检查浮充机输出电流为零， 3)拉开浮充机直流侧开关， 4)将浮充机交流电源控制小开关切至“0”位置 4)拉开浮充机交流侧两路电源 5)取下浮充机各电源保险 43.7 WJY2000A型微机绝缘监测仪投入 1)合上绝缘监测仪装置屏后工作电源小开关。 2)合上绝缘监测仪装置屏后?段电压检测开关。 3)合上绝缘监测仪装置屏后?段电压检测开关。 4)合上绝缘监测仪装置屏后“ON/OFF”开关。 43.8 WJY2000A型微机绝缘监测仪停运 1)拉开绝缘监测仪装置屏后“ON/OFF”开关。 225 Q/188-105.01-2004 2)拉开绝缘监测仪装置屏后?段电压检测开关。 3)拉开绝缘监测仪装置屏后?段电压检测开关。 4)拉开绝缘监测仪装置屏后工作电源小开关。 43.9 JKQ2000D集中监控器投入 1) 合上集中监控器装置屏后监控器电源小开关。 2) 合上集中监控器装置屏后馈线状态监测模块小开关。 3)合上集中监控器装置屏后“ON/OFF”开关。 43.10 JKQ2000D集中监控器停运 1)拉开集中监控器装置屏后“ON/OFF”开关。 2)拉开集中监控器装置屏后馈线状态监测模块小开关。 3)拉开集中监控器装置屏后监控器电源小开关。 44. UPS投停 44.1 UPS正常方式投运 1) 合上380V保安MCCA段至UPS正常电源开关QIRP 2) 在第5幅画面选“system start-up” 3) 画面显示“rectfier ok”,整流器正常，按F1继续。 4) 画面显示“floating charge”,浮充运行，按F1继续。 5)合上UPS柜内直流输入电源开关QIB， 按F2继续。 6)合上UPS柜内UPS输出电源开关IUG， 按F3继续。 7) “press F4 to start inverter”按F4启动逆变器 8) “wait for inverter ok”,等待逆变器正常 9) “close ire(bypass)and press F1”, 合上UPS柜内静态旁路开关QIRE， 按F1继续 10)拉开UPS柜内手动旁路开关QIBY，按F4继续 11)按F1，系统复位。 12)按F2，UPS正常运行 13) 将UPS母线上各负荷送电。 44.2 UPS由正常方式切至维修旁路方式 1) 检查UPS静态旁路电源QIRE开关在合，无报警信号 2) 拉开UPS柜内“BATTERY”直流电源开关QIB 3) 拉开UPS柜内“UPS INPUT”工作电源开关QIRP 226 Q/188-105.01-2004 4) 检查UPS自动切至静态旁路运行，面板“BYPASS”灯亮，“UPS ON”灯灭，系统参数正常 5) 合上“BY-PASS”手动检修旁路开关QIBY 6) 拉开UPS柜内“UPS OUTPUT”出口电源开关QIUG 7) 拉开UPS柜内 静态旁路电源QIRE开关 8) 在220V直流屏拉开供UPS电源开关 9) 在保安MCCA段上拉开UPS工作柜电源进线开关 若只将UPS切至静态旁路方式，则5),9)不操作 44.3 UPS由静态旁路方式切至正常方式供电 1) 在保安MCCA段上合上UPS工作柜电源进线开关 2) 合上UPS柜内“UPS INPUT” 工作电源开关QIRP 3) 合上UPS柜内“UPS OUTPUT”出口电源开关QIUG 3) 检查UPS自动切至逆变器供电，“UPS ON”灯亮，“BYPASS”灯灭，否则按下“EPO RESET”按钮，将UPS由旁路供电切至逆变器供电 4) 在220V直流屏合上供UPS电源开关 5) 合上UPS柜内“BATTERY”直流电源开关QIB 6) 检查“BY-PASS”手动检修旁路开关QIBY确已拉开 7) 复归各报警信号 44.4 UPS正常方式下停电 1) 将UPS母线上各负荷停电 2) 在第6幅画面选“system shutdown” 3) 按F1切至静态旁路运行 4) 合上UPS柜内手动旁路开关QIBY，按F2继续 5) 拉开UPS柜内“UPS OUTPUT”开关QIUG，按F3继续 6) 按F1关闭逆变器 7) 拉开UPS柜内静态旁路开关QIRE，按F2继续 8) 拉开UPS柜内直流输入开关QIB，按F4继续 9) 拉开UPS柜内正常电源输入开关QIRP，按F1复归。 45. 柴油发电机投停 45.1 启动前检查 1) 检查柴油机机油和冷却液液位正常。 2) 检查燃油油位在油箱2/3以上 (应至少有6小时的燃油量)。 227 Q/188-105.01-2004 3) 检查柴油机冷却风扇及充电机皮带松紧度合适。 4) 检查所有软管无损坏和松脱现象。 5) 检查系统无泄漏。 6) 检查启动和控制用蓄电池电压正常，自动充电正常。 7) 检查油、水加热器自动投停正常。 45.3 柴油机采用手动方式启停 1) 按开机前的检查项目逐一进行检查正常， 2) 将柴油机控制屏上操作模式切为手动模式 3) 按下“启动”按钮，直至其启动正常， 4) 检查柴油发电机启动成功， 5) 检查控制屏“电量显示屏”各参数指示正常， 6) 检查液晶屏上柴油机的转速、频率正常。 7)按下“手动停机”按钮，待转速为零时松开，柴油机停止运行，“停机” LED灯亮 45.4 柴油机在自动方式下启停 1) 按开机前的检查项目逐一进行检查正常， 2) 将柴油机控制屏上操作模式切为转为自动模式 3) 在DCS上柴油机画面按下“启动”按钮 4) 检查柴油发电机启动成功， 5) 检查控制屏“电量显示屏”各参数指示正常， 6) 检查液晶屏上柴油机的转速、频率正常。 7)将柴油机控制屏上操作模式切为手动模式 8) 按下“手动停机”按钮，待转速为零时松开，柴油机停止运行，“停机” LED灯亮 45.5 柴油机运行维护 每日的常规检查 1) 检查润滑油、燃油和冷却液量正常，且无渗漏现象; 2) 检查冷却液预热器工作正常(预热器应有热感); 3) 检查空气滤清器不堵塞; 4) 检查柴油机房各开关、刀闸状态正常，各表计指示正确; 5) 检查蓄电池输出电压在25—27V; 6) 检查水泵是否有泄漏现象; 7)检查电缆连接良好，无发热现象; 8)检查散热器连接和固定良好。 228 Q/188-105.01-2004 机组运行中的检查 1)检查润滑油、燃油和冷却液无渗漏现象; 2) 检查排气颜色，排气冒黑烟是发动机不良的表现; 3) 检查发电机组无异常声音; 4) 检查各表记指示正确; 46. 厂用电系统操作 46.1 6KV厂用开关状态 1) 运行状态 小车开关在“运行”位置，开关在合闸状态，二次连接插件在连接位置，开关跳、 合闸控制电源开关在合，保护电源开关在合。 2) 热备用状态 与运行状态仅区别于开关在“断开”状态。 3) 试验状态 小车开关在“试验”位置，二次连接插件在连接位置，开关跳合闸控制电源小开关在 合。 4) 检修状态 小车开关在“拖出”位置，控制电源小开关在断，接地刀闸在合。 46.2 厂用400V PC段开关状态 1) 运行状态 开关在“运行”位置，控制开关在合，控制回路连接良好。开关在“合闸”状态。 2) 热备用状态 与运行状态区别在于开关在“断开”状态。 3) 试验状态 开关在“试验”位置，控制开关在合，二次回路接通。 4) 拖出状态 开关在“拖出”位置，控制开关在分。二次回路断开。 46.3 厂用400V MCC抽屉开关状态 1) 运行状态 抽屉开关在“运行”位置，开关在“合闸”状态，二次回路接通，接触器在“合 闸”状态。 2) 热备用状态 229 Q/188-105.01-2004 与运行状态区别在于接触器在“断开”状态。 3) 检修状态 抽屉开关在“拖出”位置，接触器在“断开”状态，开关在“断开”状态。 46.4 厂用配电装置操作原则 1) 厂用系统的操作和运行方式改变应得到值长命令，除事故处理外， 一切正常操作均应按规 定填写操作票，并严格执行操作监护及复诵制; 2) 高厂变与高备变之间正常相互切换，采用快切并联切换。 3) 互为备用的低厂变之间在进行母线电源切换时取自同一机组电源时采用母线短时并列方 式进行倒换;取自不同机组电源时采用母线短时断电方式进行倒换; 4) 厂用系统送电时，应先合上电源侧开关，后合上负荷侧开关，逐级操作;停电时先拉开负 荷侧开关，后拉开电源侧开关。 5) 拉合刀闸前，必须检查开关在断开位置，拉合刀闸后，应检查刀闸的位置是否正确，机构 是否锁紧。 6) 厂用母线送电时，各出线回路的开关和刀闸应在断开位置。合上电压互感器的刀闸，压上 一、二次回路保险。厂用母线送电后，须检查三相电压正常后，方可对各供电回路送电。 7) 厂用母线停电前，应先停用该母线的各供电回路，在断开电源进线开关后，检查母线三相 电压表无指示后，再拉开电压互感器的刀闸，取下一、二次回路保险。 8) 低厂变送电时先合高压侧开关，后合低压侧开关，停电顺序相反，禁止低压侧对低厂变充 电。 9) 保安 MCC的两路电源禁止并列运行，倒换时应采用瞬间停电倒换。 10) 厂用母线电压互感器送电时，应先合上一次熔断器，将PT送电后，合上PT二次熔断器或 小开关，再合上保护电源。 11)厂用母线电压互感器停电时，应考虑将有关保护及自动装置停用，拉开保护电源、PT二次 熔断器或小开关，将PT停电后，取下PT一次熔断器。 46.5 主厂房6KV1A1母线电源正常倒换操作(以#1机6KV1A1段为例) 46.5.1 6KV1A1母线由工作电源倒至备用电源运行 (手动方式) 1) 检查6KV1A1段备用分支6110开关备用良好。 2) 检查6KV1A1段分支保护投停正确 3) 将6KV1A1段快切控制方式选为“远方”。 4) 将6KV1A1段快切远方并联切换方式选为“自动” 5) 在CRT上将6KV1A1段快切出口闭锁选“复位”。 6)在CRT上将6KV1A1段快切装置复归。 230 Q/188-105.01-2004 7)检查6KV1A1段快切装置无“闭锁”信号。 8)按下6KV1A1段快切装置启动按钮。 9)检查6KV1A1段备用分支6110开关确已合好。 10)检查6KV1A1段备用分支电流指示正确 11)检查6KV1A1段工作分支6101开关确已拉开 12)确认CRT相应开关各报警 13)将6KV1A1段快切装置复归 46.5.2 6KV1A1母线由备用电源倒至工作电源运行 (手动方式) 1)检查6KV1A1段工作分支6101开关备用良好。 2)检查6KV1A1段分支保护投停正确 3)将6KV1A1段快切控制方式选为“远方”。 4)将6KV1A1段快切远方并联切换方式选为“自动” 5)在CRT上将6KV1A1段快切出口闭锁选“复位”。 6)在CRT上将6KV1A1段快切装置复归。 7)检查6KV1A1段快切装置无“闭锁”信号。 8)按下6KV1A1段快切装置启动按钮。 9)检查6KV1A1段工作分支6101开关确已合好。 10)检查6KV1A1段工作分支电流指示正确 11)检查6KV1A1段备用分支6110开关确已拉开 12)确认CRT相应开关各报警 13)将6KV1A1段快切装置复归 46.6 6KV开关送电 46.6.1 6KV真空开关送电 1)核对??开关位置正确 2)拉开??开关柜内接地刀闸 3)检查??开关柜内接地刀闸确已拉开 4)检查??开关各部良好 5)检查??开关确已拉开 6)将??开关推至“试验”位置 7)装上??开关二次插头 8)合上??开关控制电源小开关 9)合上??开关保护电源小开关 10)合上??开关储能电源小开关 231 Q/188-105.01-2004 11)检查??开关储能良好 12)将??开关摇至“工作”位置 13)将“远方/就地”选择小开关打至“DCS控制”位置 14)操作完毕，汇报机组长。 46.6.2 6KV真空开关停电 1)在DCS上核对??开关确已停运 2)核对??开关位置正确 3)将“远方/就地”选择小开关打至“就地”位置 4)检查??开关确已拉开 5)将??开关摇至“试验”位置 6)取下??开关二次插头 7)拉开??开关控制电源小开关 8)拉开??开关保护电源小开关 9)将??开关拖至检修位置 10)验明??开关柜负荷侧三相确无电压 11)合上??开关柜内接地刀闸 12)检查??开关柜内接地刀闸确已合好 13)操作完毕，汇报机组长 45.6.3 6KV真空接触器送电 1)核对设备位置正确 2)拉开??开关接地刀闸 3)检查??开关接地刀闸确已拉开 4)检查??开关各部良好 5) 检查??开关高压保险接触良好 6)检查??开关确已拉开 7)将??开关推至“试验”位置 8)装上??开关二次插头 9)合上??开关控制电源小开关 10)合上??开关保护电源小开关 11)将??开关摇至“工作”位置 12)将“远方/就地”选择小开关打至“DCS控制”位置 13)操作完毕，汇报机组长。 232 Q/188-105.01-2004 46.6.4 6KV真空接触器停电 1) 在DCS上核对设备确已停运 2)核对??开关位置正确 3)将“远方/就地”选择小开关打至“就地”位置 4)检查??开关确已拉开 5)将??开关摇至“试验”位置 6)取下??开关二次插头 7)拉开??开关控制电源小开关 8)拉开??开关保护电源小开关 9)将??开关拖至检修位置 10)验明??开关柜负荷侧三相确无电压 11)合上??开关柜内接地刀闸 12)检查??开关柜内接地刀闸确已合好 13)操作完毕，汇报机组长 46.7 400V开关的操作 46.7.1“E”型开关停电操作票(带远方/就地切换开关) 1)检查电动机确已停止运行 2)核对开关位置正确 3)将“远方/就地”开关切至“就地” 4)拉开空气开关 5)将闭锁开关切至“移动”位置 6)将开关抽屉拖至检修位置 7)拉开控制电源小开关 8)将闭锁开关切至“闭锁”位置 46.7.2“E”型开关送电操作票(带远方/就地切换开关) 1)检查动力机械、电气部分符合送电条件 2)核对开关位置正确 3)检查空气开关操作把手在“OFF”位置 4)合上控制电源小开关 5)将闭锁开关切至“移动”位置 6)将开关抽屉推至工作位置 7)将闭锁开关切至“工作”位置 233 Q/188-105.01-2004 8)将空气开关操作把手切至“ON”位置 9)将“远方/就地”开关切至“ 远方 ” 位置 46.7.3“E”型开关(单把手带接触器)停电操作票 1) 检查电动机确已停止运行 2)核对开关位置正确 3)将闭锁开关切至“断开”位置 4)将闭锁开关切至“移动”位置 5)将开关抽屉拖至检修位置 6)将闭锁开关切至“闭锁”位置 46.7.4“E”型开关(单把手带接触器)送电操作票 1)检查动力机械、电气部分符合送电条件 2)核对开关位置正确 3)将闭锁开关切至“移动”位置 4)将开关抽屉推至工作位置 5)将闭锁开关切至“合闸”位置 46.7.5“E”型开关(双把手带接触器)停电操作票 1)检查电动机确已停止运行 2)核对开关位置正确 3)将空气开关操作把手切至“OFF”位置 4)将闭锁开关切至“移动”位置 5)将开关抽屉拖至检修位置 6)将闭锁开关切至“闭锁”位置 46.7.6“E”型开关(双把手带接触器)送电操作票 1)检查动力机械、电气部分符合送电条件 2)核对开关位置正确 3)将闭锁开关切至“移动”位置 4)将开关抽屉推至工作位置 5)将闭锁开关切至“工作”位置 6)将空气开关操作把手切至“ON”位置 注意:(1)小车开关和400V开关停电时，合闸、操作电源均应拉开。 234 Q/188-105.01-2004 (2)开关在备用状态下的检查，除无需检查发热外其它与开关运行中的检查项目相同。 46.8 #01启备变A、B送电操作原则 1) 检查工作票全部已总结,拆除所有临时安全措施 2) 测量#01启备变A、B绝缘合格 3) 检查#01启备变A、B具备送电条件，保护并按规定投入正确; 4) 检查#01启备变A、B高压侧开关确已拉开; 5) 合上#01启备变A、B高压侧隔离刀闸 6) 检查#1高备变高压侧中性点接地良好 7) 投入6KV1A1、1A2、1B1、1B2、2A1、2A2、2B1、2B2段备用电源进线电压互感器; 8) 检查6KV 1A1、1A2、1B1、1B2、2A1、2A2、2B1、2B2段备用电源进线开关6110、6120、 6130、6140、6210、6220、6230、6240确已拉开 9) 将6KV 1A1、1A2、1B1、1B2、2A1、2A2、2B1、2B2段备用电源进线开关6110、6120、 6130、6140、6210、6220、6230、6240摇进工作位置; 10)在DCS 合上#01启备变A、B高压侧开关5012 11)检查#01启备变A、B充电良好。 12)在NCS上合上#01启备变A、B高压侧开关5011 13)投入厂用电快切装置 46.9 #01启备变A、B停电操作原则 1)检查#1机6KV 1A1、1A2、1B1、1B2、2A1、2A2、2B1、2B2段由工作电源供电 2)退出相关厂用段快切装置。 3)检查6KV 1A1、1A2、1B1、1B2、2A1、2A2、2B1、2B2段备用电源进线开关6110、6120、 6130、6140、6210、6220、6230、6240开关确已拉开 4)拉开#01启备变A、B高压侧开关; 5)检查表计指示到零 6)将6KV 1A1、1A2、1B1、1B2、2A1、2A2、2B1、2B2段备用电源进线开关6110、6120、 6130、6140、6210、6220、6230、6240开关拖至检修位置 7)拉开#01启备变A、B高压侧隔离开关; 8)将6KV 1A1、1A2、1B1、1B2、2A1、2A2、2B1、2B2段备用电源进线电压互感器停电; 9)拉开#01启备变A、B高压侧及6KV备用分支开关控制电源小开关 10)按工作票要求布置安全措施。 46.10 6KV母线送电操作原则 1) 检查所有安全措施全部拆除，6KV XX段母线具备送电条件; 235 Q/188-105.01-2004 2) 测量6KV XX段母线绝缘合格; 3)检查6KV XX段分支保护投停正确 4) 检查6KV XX段母线所有电源及负荷开关均在仓外。 5) 测量6KV XX段母线电压互感器绝缘合格，送至工作位置; 6)检查6KV XX段母线备用电源进线开关确已拉开 7)将6KV XX段备用电源进线开关送电 8) 检查6KV XX段母线工作电源进线开关确已拉开， 9) 将6KV XX段工作电源进线开关送电; 10) 合上6KV XX段备用电源进线开关; 11) 检查6KV XX段母线充电良好，电压指示正确; 12)将6KV XX段快切控制方式选为“远方”。 13)将6KV XX段快切远方并联切换方式选为“半自动” 14)在CRT上将6KV XX段快切出口闭锁选“复位”。 15)在CRT上将6KV XX段快切装置复归。 16)检查6KV XX段快切装置无“闭锁”信号。 17)按下6KV XX段快切装置启动按钮。 18)检查6KV XX段工作分支开关确已合好。 19)检查6KV XX段工作分支电流指示正确 20)拉开6KV XX段备用分支开关 21)检查6KV XX段备用分支开关确已拉开 22)将6KV XX段快切装置复归 23) 按要求将6KV XX段母线所带负荷送电。 46.11 6KV母线停电操作原则 1) 将6KV XX段所带负荷全部停运; 2) 检查6KVXX段所有负荷开关确已拉开; 3) 将6KVXX段所有负荷开关拖至仓外,并取下二次插头和拉开控制小开关 4) 将6KVXX段快切装置出口闭锁 5) 将6KVXX段备用电源进线开关拖至仓外,并取下二次插头和拉开控制小开关 6) 拉开6KVXX段工作电源进线开关 7) 检查6KVXX段工作电源进线开关确已拉开 8) 将6KVXX段工作电源进线开关拖至仓外,并取下二次插头和拉开控制小开关 9) 将6KVXX段母线PT小车拖至仓外; 10) 按检修工作票要求布置安全措施。 236 Q/188-105.01-2004 46.12 主厂房低压变送电操作原则(电源取自同一机组) 1) 检查工作票全部已终结,拆除所有临时安全措施 2) 检查低压变具备送电条件， 3) 测量低压变绝缘合格 4) 检查低压变保护投停正确 5) 将低压变高压侧开关送至工作位置; 6) 将低压变低压侧开关送至工作位置; 7) 合上低压变高压侧开关 8) 检查变压器充电良好 9) 合上低压变低压侧开关 10) 检查低压侧并环良好 11) 拉开母联开关; 12) 检查表计指示正确 46.13 主厂房低压变停电操作原则(电源取自同一机组) 1) 检查备用低厂变运行良好 2) 合上母联开关 3) 检查并环良好 4) 拉开低压变低压侧开关。 5) 检查表计指示正确 6) 拉开低压变高压侧开关。 7) 检查低压变低压侧开关确已拉开 8) 将低压变低压侧开关摇至检修位置。 9) 检查低压变高压侧开关确已拉开 10) 将低压变高压侧开关摇至检修位置。 11) 按检修工作票要求布置安全措施。 46.14 主厂房低压变送电操作原则(电源取自不同一机组) 1) 检查工作票全部已终结,拆除所有临时安全措施 2) 检查低压变具备送电条件， 3) 测量低压变绝缘合格 4) 检查低压变保护投停正确 5) 将低压变高压侧开关送至工作位置; 6) 将低压变低压侧开关送至工作位置; 7) 合上低压变高压侧开关 237 Q/188-105.01-2004 8) 检查变压器充电良好 9) 检查所带母线负荷均已停运 10) 拉开母联开关 11) 合上低压变低压侧开关 12) 检查表计指示正确 46.15 主厂房低压变停电操作原则(电源取自不同一机组) 1) 检查备用低厂变运行良好 2) 检查所带母线负荷均已停运 3) 拉开低压变低压侧开关。 4) 合上母联开关 5) 检查表计指示正确 6) 拉开低压变高压侧开关。 7) 检查低压变低压侧开关确已拉开 8) 将低压变低压侧开关摇至检修位置。 9) 检查低压变高压侧开关确已拉开 10) 将低压变高压侧开关摇至检修位置。 11) 按检修工作票要求布置安全措施。 238 Q/188-105.01-2004 第三章 机组的启停 1. 启动规定及条件 1.1 启动规定 1.1.1 机组大、小修后启动，应由公司副总经理、副总工程师主持，运行处、生产技术处处长、副 处长、专工等有关人员参加。 1.1.2 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，运行处专工负责现场技术监督和 技术指导。 1.1.3 机组大小修后启动前应检查有关设备、系统异动、竣工报告以及油质合格报告齐全。 1.1.4 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。 1.1.5 机组大小修后由生技处负责统一协调安排、运行处配合做各阀门传动试验。 1.1.6 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。 1.1.7 准备好开机前各类记录表单及振动表、听针等工器具。 1.1.8 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。 1.1.9 联系热工人员将主控所有热工仪表、信号、保护装置送电。 1.1.10 检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。 1.1.11 所有电动门，调整门，调节档板送电，显示状态与实际相符合。 1.1.12 确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电。 1.1.13 当机组大小修后，或受热面泄漏更换完毕后需进行锅炉水压试验。 1.1.14 检查膨胀指示器应投入，并记录原始值。 1.2 机组禁止启动条件 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。 1.2.2 机组主要联锁保护功能试验不合格。 1.2.3 机组保护动作值不符合规定。 1.2.4 机组任一安全保护装置失灵。 1.2.5 机组主要调节装置失灵。 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。 1.2.7 锅炉汽包水位计两侧均故障不能投运。 1.2.8 机组仪表及保护电源失去。 1.2.9 厂用仪表压缩空气系统工作不正常。 239 Q/188-105.01-2004 1.2.10 DCS、DEH/HITASS、FSSS 、CCS控制系统工作不正常，影响机组启动或正常运行。 1.2.11 主机危急保安器动作不正常，汽轮机调速系统不能维持汽轮机空负荷运行，或机组甩负荷 后不能维持汽轮机的转速在危急保安器动作转速以下。 1.2.12 汽轮机高中压主汽门及调门、抽汽逆止门、高排逆止门任一卡涩不能关闭严密，高中压自 动主汽门、调速汽门严密性试验不合格，VV阀或BDV阀动作不正常。 1.2.13 交流润滑油泵(TOP)、电动吸入油泵(MSP)、直流润滑油泵(EOP)、EH油泵、顶轴油泵 任一故障或主机盘车装置故障无法投入运行时。 1.2.14 主机转子偏心度大于原始值的110,。 1.2.15 盘车时汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声。 1.2.16 汽轮机润滑油油箱油位低于极限值或油质不合格。 1.2.17 EH油箱油位低低、油质不合格或油温太低。 1.2.18 汽轮机高、中压缸上下缸温差超过35?。 1.2.19 汽轮机轴封系统不正常。 1.2.20 高、低压旁路系统工作不正常。 1.2.21 汽轮机高中压胀差或低压胀差超限制。 1.2.22 发电机定子冷却水系统有故障或水质不合格。 1.2.23 发电机氢冷系统故障或氢气纯度、湿度不合格。 1.2.24 发电机密封油系统故障，无法正常投入。 1.2.25 有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。 1.2.26 励磁电压调整器不能正常投入。 1.2.27 主开关、灭磁开关动作不正常。 1.2.28 主变、高厂变冷却器故障。 1.3 机组启动方式选择 1.3.1 锅炉、汽轮机均处于冷态时，机组按照冷态启动方式启动。 1.3.2 锅炉、汽轮机均处于热态时，机组按照热态启动方式启动。 1.3.3 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。 1.3.4 机组锅炉启动状态划分 1.3.4.1 锅炉冷态:停炉时间大于48小时，锅炉无压力。 1.3.4.2 锅炉热态:停炉时间小于48小时。 1.3.4.3 锅炉从点火至机组带满负荷(BMCR)的时间(汽轮机相匹配) 启动状态 冷态 温态 热态 极热态 时间 6 , 8小时 3 , 4小时 1.5 ,2小时 ,1.5小时 240 Q/188-105.01-2004 1.3.5 机组汽轮机启动状态划分 启动方式 启动方式定义 冷态启动 停机72h以上(金属温度降至该测点满负荷温度的40%以下,T,305?) 温态启动 停机10,72h(金属温度降至该测点满负荷温度的40%至80%之间，305??T,420?) 热态启动 停机10h以内(金属温度降至该测点满负荷温度的80%以上，420??T,490?) 极热态启动 停机1h以内(金属温度接近该测点满负荷温度，490?,T) 2. 机组启动前试验 2.1 试验总则 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。 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。 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。 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。 2.4.5 设备试验方法分静态、动态两种;静态试验时，6KV以上电机仅送试验电源， 400V低压电 源、M40开关送上试验电源,其余送上动力电源;动态试验时，操作、动力电源均送上。 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。 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。 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。 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。 2.1.10 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。 2.1.11 设备试验由值长或机组长协调，检修人员参与，运行人员操作，有关人员在场。 2.2 机组启动前试验项目 2.2.1 电动门、气动门传动试验。 2.2.2 转动设备静态试验。 241 Q/188-105.01-2004 2.2.3 机侧各分系统联锁保护试验。 2.2.3 炉侧各分系统联锁保护试验。 2.2.4 电气各设备联锁保护、传动试验。 2.2.5 DEH、MEH静态试验。 2.2.6 主机ETS、给水泵汽轮机ETS静态试验。 2.2.7 热工信号、电源试验、光字牌报警试验。 2.2.8 机、电、炉大联锁联动试验。 2.2.9 试验发电机系统的所有信号正确。 2.2.10 主开关传动试验(需经值长同意，在拉开两侧刀闸的情况下进行。)。 2.2.11 发电机灭磁开关拉合试验。 2.2.12 发电机主开关和灭磁开关联跳试验 2.2.13 主变风扇切换试验。 3. 机组启动前检查及系统投运 3.1 检修后的检查验收 3.1.1 机组大、小修后，有关设备系统的更改应有设备变更报告。 3.1.2 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。 3.1.3 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。 3.1.4 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。 3.1.5 机组本体部分、各辅助系统、设备完整，设备内部无杂物。 3.1.6 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。 3.1.7 集控室控制盘、就地控制盘、柜等齐全完整，各指示灯指示正确，可以投用;声光报警装置 完好。各操作盘上的仪表、键盘、操作手柄、按钮等完整好用;LCD显示器清晰，室内有可 靠的事故照明。 3.2 机组启动前检查 3.2.1 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，确认检 修工作人员撤离工作现场。 3.2.2 收回发电机及其附属设备的全部工作票,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。 242 Q/188-105.01-2004 3.2.3 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。 3.2.4 确认发电机以及各种辅助设备的绝缘合格。 3.2.4.1 发电机通水后应采用2500V摇表测量定子绝缘电阻，其绝缘电阻值不作规定，但 应与前次测量值相比较，如有明显降低(低于前次的1/3,1/5)应查明原因并设 法消除。 3.2.4.2 发电机转子绕组绝缘电阻用1000V摇表测量，其值不小于1兆欧。发电机频繁启 动时,定子和励磁回路绝缘电阻的测量工作,不必每次启动前进行,但每月至少应测 量一次。 3.2.4.3 发电机频繁启动时,定子和励磁回路绝缘电阻的测量工作,不必每次启动前进行,但 每月至少应测量一次。 3.2.5 大修后的发电机启动前还应具备下列条件 3.2.5.1 绝缘试验合格，风压、水压试验合格。 3.2.5.2 有设备变更的图纸资料。 3.2.5.3 设备标志齐全。 3.2.6 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。 3.2.7 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。 3.2.8 各处临时栅栏、标示牌及各种管道上的临时堵板已拆除。 3.2.9 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。 3.2.10 厂房内外各处照明良好，事故照明系统正常，随时可以投运。 3.2.11 厂区消防系统投入正常，消防设施齐全。 3.2.12 厂房内通讯系统正常，各岗位通讯联系畅通。 3.2.13 机组启动专用工具、仪器、仪表、记录表纸、启动操作票等已准备齐全，人员已安排好。 3.2.14 集控室和就地控制盘、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。 3.2.15 各主、辅设备联锁、保护试验已完成并合格。各电动、气动阀门已调试完毕，开关方向正 确。检修后的辅机已分部试运正常。 3.2.16 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。 3.2.17 所有就地测量装置一、二次门开启，表计指示正确。 3.2.18 DCS、DAS、D,EHG、MEH、HITASS、TSI、FSSS及旁路等控制、监视系统投入正常;LCD上 各参数指示正确。 3.2.19 炉膛、对流受热面、空气预热器及风、烟道内无人工作和杂物，检修工作已结束，检修人 员退出现场，人孔门和检查门严密关闭。 3.2.20 锅炉本体各处膨胀指示器正常。 3.2.21 所有的吹灰器及锅炉烟温计均应退出炉外。 243 Q/188-105.01-2004 3.2.22 炉膛火焰电视摄像装置完好，冷却风门开启。 3.2.23 汽轮机高中压主汽门、调门及其控制执行机构正常。 3.2.24 汽轮机滑销系统正常，缸体应能自由膨胀。 3.3 系统投运 3.3.1 水源地深井泵运行蓄水池补水至正常。 3.3.2 水源地升压泵投入运行向厂区供水。 3.3.3 循环水系统投入运行。 3.3.4 辅机冷却水系统投入运行。 3.3.5 厂用、仪用压缩空气系统投入运行。 3.3.6 根据机组启动计划化学提前8小时制出合格充足的除盐水。 3.3.7 根据机组启动计划燃料提前8小时锅炉原煤仓上满煤。 3.3.8 确认除灰、除渣系统正常，可随时投入运行。 3.3.9 锅炉炉底水封系统投入。 3.3.10 消防水系统投入运行。 3.3.11 燃油系统投入运行。 3.3.12 启动锅炉运行正常，机组辅助蒸汽系统投运。 3.3.13 除盐冷却水系统投入运行。 3.3.14 闭式冷却水系统投入。 3.3.15 主机润滑油系统投入运行。 3.3.16 发电机密封油系统投入运行。 3.3.17 发电机氢气置换完毕，氢气纯度达98%以上。 3.3.18 发电机定子冷却水系统投入运行。 3.3.19 汽轮机顶轴油系统投入运行，盘车投入连续运行。 3.3.20 汽轮机EH油系统投入运行。 3.3.21 各辅机润滑油系统投入运行。 3.3.22 凝结水系统投入运行。 3.3.23 将有关系统、设备、阀门恢复至启动前状态。 3.4 发电机启动前具备的条件 3.4.1 发电机系统接地刀闸及接地线全部拆除。 3.4.2 发电机电压互感器投入，二次开关合上。 3.4.3 发电机中性点接地装置投入。 3.4.4 发电机冷却系统、密封油系统运行正常。 3.4.5 封闭母线微正压装置投入运行正常。 244 Q/188-105.01-2004 3.4.6 各操作、信号、合闸电源合上，表计、保护装置正常。 3.5 发电机恢复备用前应进行下列检查 3.5.1 发电机本体各部完好，无渗油、水、气的现象。 3.5.2 封闭母线清洁、完好。 3.5.3 发电机各部清洁，温度表、压力表齐全完好，定子冷却水回路无渗漏的现象。 3.5.4 发电机中性点接地变压器及接地装置柜齐全完好。 3.5.5 投入发电机出口封闭母线微正压装置。 3.5.6 发电机出口PT柜齐全完好。 3.5.7 轴承绝缘垫清洁完好。 3.5.8 发电机大轴接地碳刷接触良好。 3.5.9 发变组侧隔离开关及接地刀闸均断开。 3.5.10 瓷瓶套管无裂纹、破损。 3.5.11 发电机已充氢，压力、纯度、湿度、温度合格。 3.5.12 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。 3.5.13 励磁系统各部良好,符合投运条件. 3.6 发电机启动、并列规定 3.6.1 发电机一经转动即可认为带有电压。 3.6.2 发电机转动升速过程中，应对发电机进行下列检查。 3.6.2.1 发电机内声音是否正常，有无强烈振动。 3.6.2.2 发电机的冷却系统运行正常，无漏油、氢、水的现象。 3.6.2.3 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。 3.6.3 发电机升压和并列应得到值长命令后方可进行。 3.6.4 发电机不允许在空载状态下加励磁。发电机升压采用励磁系统自动升压方式。 3.6.5 发电机升压注意事项。 3.6.5.1 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。 3.6.5.2 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。 3.6.5.3 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。 3.6.5.4 发电机定子电压升起后，应检查定、转子回路的绝缘良好,三相电压平衡. 3.6.5.5 当定子电压到额定值时，转子电压、转子电流应与空载值相近。 3.6.5.6 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。 3.6.6 发电机并列规定: 3.6.6.1 发电机并列采用“自动准同期”方式。 245 Q/188-105.01-2004 3.6.6.2 发电机并列时，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 才允许调节器在“手动” 控制，。 3.6.6.3 同期开关在“退出”位置。 3.6.6.4 发电机升压使用AVR直流调节器“手动”时操作应缓慢，防止励磁机空载电流及电压有突 然跃升现象。 3.6.6.5 发电机自动准同期并列中电压调整由“自动” 控制。当发电机定子电压升至22kV时， AVR调节器也须由“自动” 控制。 3.6.6.6 调节器“手动”、 “自动”之间切换时必须经过确认跟踪良好时方可进行。切换过程发 生异常时应立即切回原处，查明原因后方可切换。 3.6.6.7 启励后，发电机端电压应在5秒钟内指示出来。如电压5秒钟内无指示，则立即将励磁开 关断开。发电机加励磁必须在转速达3000rpm时方可进行。 3.6.6.8 发电机并列须经调度批准后方可进行。 3.6.6.9 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。 3.6.6.10 正常情况下，发电机应用500KV母线侧断路器与系统并列，用中间断路器解、并环。 3.6.7 发电机并列的条件: 3.6.7.1 发电机频率与系统频率基本相同(频率差不得大于0.3Hz，并列时系统频率必须在49.8至 50.2Hz的范围内)。 3.6.7.2 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%)。 3.6.7.3 发电机相序与系统相序相同。 3.6.7.4 发电机相位与系统相位相同。 4. 机组冷态启动冲转前操作 4.1 除氧器上水加热 4.1.1 除氧器水箱补水至略低于正常水位，联系化学向除氧器加药。 4.1.2 开启电泵最小流量阀、汽泵最小流量阀、汽泵前置泵再循环门。 4.1.3 启动电动给水泵或汽泵前置泵。 4.1.4 确认辅汽压力正常，除氧器加热进汽管暖管。 4.1.5 投入除氧器加热，缓慢调节除氧器加热调节阀，使除氧器水温缓慢升高，尽量接近汽包壁 温，调整开启除氧器启动排汽，降低给水溶解氧。 4.2 锅炉上水 4.2.1 锅炉上水前应进行下列操作: 4.2.1.1 上水前锅炉水位电视系统投入。 246 Q/188-105.01-2004 4.2.1.2 开启汽包放空气门、立式低温过热器出口空气门、分隔屏过热器出口空气门、后屏过热器 出口空气门、末级过热器出口空气门、壁式再热器出口空气门、末级再热器出口空气门、 省煤器出口空气门。 4.2.1.3 开启顶棚过热器入口集箱疏水手动门、电动门，开启水平低温过热器入口集箱疏水手动 一、二次门。 4.2.1.4 开启包覆墙过热器疏水手动门、电动门。 4.2.1.5 开启后墙水冷壁下集箱放水手动门，关闭后墙水冷壁下集箱放水电动门，关闭前墙水冷壁 下集箱放水手动门、电动门。 4.2.1.6 关闭省煤器放水手动门、电动门。 4.2.1.7 关闭汽包双色水位计放水门、汽包给水引入管放水门、各减温水管道放水门。 4.2.1.8 打开EBV阀前手动门。 4.2.1.9 投入炉水循环泵清洗注水。 4.2.1.10 将油枪吹扫、空预器吹灰、暖风器供汽管进行预热暖管。 4.2.2 启动电动给水泵开始锅炉上水。 4.2.2.1 锅炉上水温度,110?，水质必须合格。 4.2.2.2 确认炉水循环泵已投入连续冲洗水。 4.2.2.3 确认电动给水泵启动条件满足。 4.2.2.4 启动电动给水泵，检查电动泵电机电流正常。 4.2.2.5 打开省煤器再循环门，使给水从水冷壁下集箱进入，便于排空气。 4.2.2.6 调节电动给水泵转速，冬季给水流量控制在80t/h，进水时间,4小时;夏季给水流量控 制在150t/h，进水时间,2小时，注意当水温与汽包壁温差大于42?时，应适当延长进水 时间。 4.2.2.7 省煤器出口空气门见水后将其关闭。 4.2.2.8 锅炉上水过程中，应加强对汽包水位的检查和监视，当汽包水位计出现水位时，应减少给 水流量，使水位缓慢上升到+200mm。 4.2.2.9 关闭电动给水泵出口门，停止上水，并校核汽包水位计指示正确。 4.2.3 汽包高水位时，炉水循环泵点动排气。 4.2.4 关闭汽包夹层空气门，启动B炉水循环泵。 4.2.4.1 当汽包水位降至最低可见水位时，停止B炉水循环泵，上水至+200mm; 4.2.4.2 启动A炉水循环泵，水位稳定后，启B、C炉水循环泵。 4.2.5 维持汽包水位在0mm，并联系化学汽包加药。 4.2.6 检查所有喷水减温器喷水调节门和隔离门均已关闭。 4.3 锅炉点火前吹扫准备 247 Q/188-105.01-2004 4.3.1 风机启动前投入暖风器，疏水排入定排扩容器。待疏水水质合格后疏水导至除氧器，并确认 暖风器疏水箱水位调节系统良好。 4.3.2 启动火检冷却风机。 4.3.3 启动A/B空气预热器，开启空气预热器一次风、二次风出口挡板、烟气入口挡板。 4.3.4 启动A吸风机，调节炉膛压力在,125Pa，将A吸风机入口静叶调节投自动，启动A送风 机。 4.3.5 启动B吸风机，将B吸风机入口静叶调节投自动，启动B送风机。 4.3.6 调整暖风器供汽调节门，使二次风温?50?。 4.3.7 调节A/B送风机动叶，使总风量在30,40,BMCR。 4.3.8 调节辅助风挡板，使大风箱与炉膛间的压差约在0.38kPa。 4.3.9 检查燃油供油母管压力在3.5MPa，保持燃油温度在20,35?。 4.3.10 根据需要投入炉膛烟气温度探针，如汽轮机旁路系统正常，可不投入。 4.4 炉膛吹扫 吹扫的目的是完全清除炉膛、烟道以及风道中可能残存的可燃性混合物，防止点火时引起炉膛 爆燃。 4.4.1 炉膛吹扫条件: 4.4.1.1 两台一次风机全停。 4.4.1.2 任一台空气预热器运行。 4.4.1.3 任一台吸风机运行。 4.4.1.4 任一台送风机运行。 4.4.1.5 所有磨煤机全停。 4.4.1.6 所有火焰检测器指示无火。 4.4.1.7 汽包水位正常。 4.4.1.8 火检冷却风压力正常。 4.4.1.9 燃油跳闸阀、燃油再循环阀已关。 4.4.1.10 所有油枪电磁阀全关。 4.4.1.11 炉膛压力正常。 4.4.1.12 无MFT指令。 4.4.1.13 二次风量大于25,BMCR，小于40,BMCR。 4.4.1.14 9层二次风挡板全开。 4.4.2 确认锅炉吹扫条件具备。 4.4.3 在LCD画面OFT FIRST OUT上按下“吹扫请求”键，开始300秒吹扫倒计时，同时LCD画 面上出现“吹扫进行”信号。 248 Q/188-105.01-2004 4.4.4 在5分钟计时吹扫过程中，若任一吹扫条件不满足，则中断吹扫。待所有吹扫条件再次满足 以后，方可重新开始吹扫。 4.4.5 在5分钟计时吹扫完成后，LCD画面上出现“吹扫完成”信号，MFT首次跳闸信号自动复置。 4.5 燃油泄漏试验 4.5.1 炉膛吹扫结束后，进行燃油泄漏试验。 4.5.2 油泄漏试验许可条件: 4.5.2.1 供油压力正常。 4.5.2.2 总风量,30,。 4.5.2.3 所有油枪电磁阀全关。 4.5.2.4 无OFT。 4.5.3 所有条件满足，则按以下步骤进行油泄漏试验: 4.5.3.1 打开燃油再循环阀。 4.5.3.2 打开燃油跳闸阀。 4.5.3.3 关闭燃油再循环阀，进行充油，且油泄漏试验压力正常为3.0MPa。 4.5.3.4 关闭燃油跳闸阀，进行保压1min，若油泄漏试验压力?2.0MPa，则第一阶段完成。 4.5.3.5 打开燃油再循环阀。 4.5.3.6 关闭燃油再循环阀，保持2 min，若油泄漏试验压力?0.07MPa，则第二阶段完成。 4.5.3.7 打开燃油再循环阀，油泄漏试验完成。 4.5.4 试验过程中，若试验失败，应通知热工、检修人员检查处理，待处理后重新进行试验 4.6 锅炉点火 4.6.1 启动轴加风机，主机轴封系统暖管结束后投入轴封系统运行。 4.6.2 启动真空泵，关闭真空破坏阀，凝汽器抽真空。 4.6.3 检查开启燃油再循环阀、燃油跳闸阀，调节燃油压力在3.5MPa，并投入燃油压力自动。 4.6.4 确认所有点火条件满足后，开始AB层油枪点火。 4.6.5 若在炉膛吹扫完成30分钟后、燃油跳闸阀打开10分钟后或10分钟内投第一支油枪失败6 次，则为锅炉点火失败，锅炉发生MFT，必须重新进行炉膛吹扫。 4.6.6 点火后到就地查看着火情况，确认油雾化良好，配风合适，如发现某只油枪没着火，应立即 关闭该油枪供油电磁阀，退出运行位。对其进行吹扫后，才可重新投入。 4.6.7 监视炉膛出口烟温,538?。 4.6.8 每小时对锅炉主要膨胀点进行一次检查，并记录膨胀值，直至机组负荷正常。 4.6.9 严密监视汽包水位变化，当依靠电泵转速给水调节无法控制汽包水位时，可通过打开后墙水 冷壁下集箱排污门的手段维持汽包水位在?50mm。 4.6.10 锅炉点火后，投入空气预热器连续吹灰。 249 Q/188-105.01-2004 4.7 锅炉点火后，确认下列阀门开启 4.7.1 左侧高压主汽门阀座上疏水、阀座下疏水手动门、气动门。 4.7.2 右侧高压主汽门阀座上疏水、阀座下疏水手动门、气动门。 4.7.3 高压调速汽门后导管疏水手动门、气动门。 4.7.4 高压旁路压力调节阀前疏水手动门、气动门。 4.7.5 低压旁路隔离阀前疏水手动门、气动门。 4.7.6 低压旁路压力调节阀前疏水手动门、气动门。 4.7.7 低压旁路压力调节阀后疏水手动门、气动门。 4.7.8 高排逆止门前疏水手动门、气动门。 4.7.9 左右侧再热汽热段管道疏水手动门、气动门。 4.7.10 再热汽冷段管道疏水手动门、气动门。 4.7.11 左右侧中压联合汽阀座疏水手动门、气动门。 4.7.12 1,6段抽汽逆止门前、电动门后疏水手动门、气动门。 4.7.13 BDV阀前疏水、VV阀前及倒暖管道疏水器前后手动、气动门。 4.7.14 主汽供给水泵汽轮机电动总门前后疏水手动门、气动门。 4.7.15 给水泵汽轮机高压、低压主汽门前后疏水门。 4.7.16 给水泵汽轮机本体低压进汽管道手动门、气动门。 注:在锅炉点火，升温升压过程中用就地用测温仪或手摸对以上各疏水管道进行逐个检查， 也确定各疏水畅通，发现有问题时要及时进行解决。 4.8 高压缸预暖 4.8.1 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0.4,0.5MPa。预 暖操作可在锅炉点火前或点火后进行。当高压缸第一级缸温高于150?时，预暖就不需要。 4.8.2 暖缸条件 4.8.2.1 确认主机在跳闸状态，主汽门关闭。 4.8.2.2 汽轮机盘车连续运行正常。 4.8.2.3 高压缸第一级内壁温低于150?。 4.8.2.4 凝汽器压力应不高于13.3KPa(a)。 4.8.2.5 冷段再热管道内蒸汽压力应不低于700 Kpa。 4.8.2.6 一段抽汽管道隔离阀全关，疏水关闭。 4.8.2.7 VV阀关闭。 4.8.2.8 高排逆止门关闭。 4.8.3 暖缸操作 4.8.3.1 暖缸前准备 250 Q/188-105.01-2004 4.8.3.1.1 开启暖缸管道疏水阀，全开后保持5分钟，然后全关。 4.8.3.1.2 将高调门与汽缸间导汽管上疏水阀由100%关闭到20%的开度。 4.8.3.2 暖缸操作 4.8.3.2.1 开启预暖阀至10,开度，同时检查主机V.V阀全关。 4.8.3.2.2 高压缸预暖阀保持10,开度30分钟后，再开启到30%的开度。 4.8.3.2.3 高压缸预暖阀保持10,开度20分钟后，再由30%的开度开启至55%的开度，保持此开度 直至高压缸第一级内壁温度缓慢上升到150?。 4.8.3.2.4 一旦金属温度达到150?，应立即进行高压缸的闷缸。高压缸内压力保持0.39,0.49 MPa，仔细调整暖缸阀和各疏水阀。 4.8.3.2.5 在预暖期间，金属表面温度升高率不应大于金属表面允许的温度。 4.8.3.3 暖缸结束后操作 4.8.3.3.1 全开高压调节阀和汽缸之间的疏水阀。 4.8.3.3.2 开启高排逆止门前疏水阀。 4.8.3.3.3 预暖阀由100%开度关闭至10%的开度位置保持5分钟，然后在5分钟之内逐步关闭预暖 阀至完全关闭。 4.8.3.3.4 当高压暖缸阀全关后检查通风阀全开。 4.8.4 暖缸注意事项 4.8.4.1 汽缸金属温升要符合温升率要求。 4.8.4.2 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。 4.8.4.3 确认高排逆止门关严。 4.8.4.4 汽轮机上下缸金属温差正常，未出现任何报警。 4.8.4.5 汽缸膨胀、高低压缸差胀及转子偏心度在允许范围内。 4.8.4.6 注意监视盘车保护连续运行。 4.8.4.7 投旁路时注意对高压缸倒暖的影响。 4.9 锅炉升温升压 4.9.1 主汽以0.015MPa/min的升压率、0.85?/min进行升压。 4.9.2 冷态启动开始在0.5 ,1小时内，要定期切换油枪。 4.9.3 当汽包压力上升至0.1MPa时，进行水位计冲洗。 4.9.4 当汽包压力上升至0.15MPa时，关闭汽包两侧空气门。 4.9.5 当汽包压力上升至0.2MPa时，关闭立式低温过热器出口空气门、分隔屏过热器出口空气 门、后屏过热器出口空气门、末级过热器出口空气门。 4.9.6 当汽包压力上升至0.5MPa时，关闭顶棚管入口联箱疏水电动门、手动门，关闭水平低温过 热器入集箱疏水一二次门，关闭包覆墙过热器所有疏水手动门、电动门。 4.9.7 当汽包压力上升至2.0MPa时，停止炉水循环泵连续注水。 251 Q/188-105.01-2004 4.9.8 当主汽压力上升至3.5MPa时，过热器EBV阀投入自动。 4.9.9 当主汽压力上升至6.0MPa，主汽温度上升至335?、再热器温度上升至315?时。锅炉按汽 轮机要求控制参数，汽轮机准备冲转。 4.9.10 当连续的给水流量?120t/h时，关闭省煤器再循环门。 4.9.11 汽轮机冲动前增加投入油枪的数目，并保持燃烧稳定。 4.10 旁路系统投入 4.10.1 检查给水系统、凝结水系统运行正常，高低压旁路减温水压力合适。 4.10.2 检查高低压旁路系统所有疏水手动门、气动门开启(注:#2机低压旁路压力调节阀后管道比 #1机多增加一路疏水至扩容器要注意开启疏水手动一、二次门)。 4.10.3 检查低压旁路三级减温器减温水调节阀前后手动门开启，旁路门关闭。 4.10.4 检查高低压旁路减温水管道排空、放水门关闭。 4.10.5 开启旁路系统减温水电动截门并置于自动位。 4.10.6 当锅炉汽包见压关闭汽包排空门、主汽排空门后，主汽压力在0.5MPa左右就可以开始对旁 路进行预暖。 4.10.7 旁路的预暖应采用高旁、低旁同时进行的方法，旁路温度阀、压力阀投入的顺序为:高旁 先投蒸汽后投减温水，低旁先投减温水后投蒸汽。 4.10.8 缓慢开启低压旁路隔离阀，注意低旁管道振动。 4.10.9 缓慢将低压旁路减温水温度调节阀开启4%，再开启低压旁路压力调节阀5%，低旁减温水电 动阀自动联开，对低旁进行预暖。 4.10.10 缓慢开启高旁压力阀5%左右，开启高旁温度调节阀4%，高旁减温水电动阀自动开启，对 高旁进行预暖。 注:在开启高低旁路压力阀进行预暖时，注意旁路管道的振动，要用测温仪或手摸旁路系 统各疏水管道进行检查确认畅通无堵塞。 4.10.11 当高低压旁路系统暖好后根据主、再热蒸汽压力情况将高、低压旁路压力调阀逐渐开大。 4.10.12 当低旁后温度升高至40,50?时将三级减温水投入“自动”先设定低些0.1左右，随着温 度的增长逐渐将设定值增大。 4.10.13 当低压旁路阀后温度接近100?时将低旁温度调节阀投入自动(低旁内部逻辑自动设置不 超过120?)。 4.10.14 当低旁入口压力达0.8,0.9MPa左右时即可将低旁压力调节阀投入自动(低旁内部逻辑自 动设置低旁入口压力1.1MPa)。 4.10.15 投入高旁后注意高旁后压力、温度上升的速率，应尽早将高旁温度调节阀投入自动(高旁 内部逻辑自动设置高旁后温度不超过320?，通过设定偏差的大于设置即可设定高旁后温 度，正常时偏差设置为“0”即可)。 4.10.16 随着锅炉的升温升压逐渐开大高压旁路压力调节阀、低压旁路压力调节阀。 252 Q/188-105.01-2004 4.10.17 旁路系统的投入注意以下几点 4.10.17.1 高低压旁路投入后注意控制高旁后温度小于400?，再热冷段压力小于2.2MPa防止高旁 保护快关造成参数波动，一般维持高旁后温度在300?左右，压力小于1.1MPa。 4.10.17.2 高压旁路投入后注意高旁后温度的变化，因为此测点是高旁快关逻辑用测点，当此温度 测点变坏点后会造成高旁保护关闭，对操作不利。 4.10.17.3 高低压旁路投入后注意控制主汽、再热汽湿度、压力上升的速度要匹配，防止出现压力 上升太快而温度不涨情况。 4.10.17.4 低压旁路投入后注意控制低旁出口压力小于0.64MPa,凝汽器绝对压力小于20KPa，凝汽 器排汽温度小于80?，低旁后温度小于190?，低旁减温水压力低于1.2 MPa防止低压 旁路关闭造成参数波动。 4.10.17.5 旁路系统投入后，机组冲转前要按照机组启动各工况曲线调节高旁流量接近要求值。 4.11 高压调门室预暖 当调节阀蒸汽室内壁或外壁金属温度低于150?时，在汽轮机启动前，必需对调节阀门汽室预暖。在预暖过程中左侧主汽阀(MSV)是关闭的，预暖蒸汽从右侧主汽门的内部旁通阀进入调门室。操作步骤如下: 4.11.1 检查确认汽轮机处于跳闸状态，负荷限制器在0位。 4.11.2 检查确认EHG油泵已启动，控制油压已建立。 4.11.3 确认主蒸汽母管疏水、MSV阀座疏水和高压调节阀后导管疏水均开启。 4.11.4 主蒸汽温度高于271?，主汽压力5.0MPa左右。 4.11.5 汽轮机挂闸复位，检查右侧高压主汽门开启约20%的开度，左侧高压主汽门关闭，左右侧中 压主汽门开启，V.V阀及BDV阀开启。 4.11.6 在DEH操作画面中选择按下“CV CHEST”上“FULL OPEN”按钮，此时“MSVR-OPEN”灯 亮，把MSVR开启到预暖位置。 4.11.7 记录调节汽门室内外壁金属温差，当此温差高于80?时，选择按下“CV CHEST”上“FULL CLOSE”按钮， MSVR关闭。 4.11.8 当调门室内外壁温差低于70?时，按下“MSVR-OPEN”按钮，把MSV2预启阀开启。 4.11.9 重复以上操作直到调门室内外壁金属温度均上升到180?以上，并且内外壁温差低于35? 调门室预暖操作结束，关闭MSVR，汽轮机复位至跳闸状态。 5. 汽轮机冲转 5.1 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: 253 Q/188-105.01-2004 a. 极热态: 490??缸温; b. 热 态: 420??缸温<490?; c. 温 态: 305??缸温<420?; d. 冷 态: 缸温在305? 以下; 高压缸启动时按冲转时的高压缸进汽口汽缸内壁温可分为: 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; 5.2 冲转前的检查准备 5.2.1 确认主机联锁保护已投入。 5.2.2 机组辅属设备及系统运行正常，不存在禁止机组启动的条件。 5.2.3 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。 5.2.4 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。 5.2.5 确认汽轮机高压缸第一级金属温度及调门室金属温度均高于150?。 5.2.6 检查轴封蒸汽母管压力在45KPa左右，轴封汽温与汽缸金属温度相匹配冷态启动轴封供汽温 度在200,250?。 5.2.7 轴承润滑油温27?,40?，润滑油压0.176MPa左右，主油泵进口油压0.098,0.147MPa。 5.2.8 检查EHG油压11.2MPa左右，油温小于45?。 5.2.9 发电机密封油系统、定子冷却水系统、氢气冷却系统运行正常。 5.2.10 汽轮机TSI正常。 5.2.11 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。 5.3 机组启动时重点监视、调整下列参数 5.3.1 主再热汽温、汽压。 5.3.2 主机转速、振动、胀差 、缸温、缸胀、轴向位移、轴承温度。 5.3.3 主机润滑油温、油压;轴承回油温度;油箱油位;EH油压。 5.3.4 凝汽器水位、真空;加热器、除氧器水位、压力、温度;小机转速;给水压力、温度。 5.3.5 氢压、氢温;密封油油氢差压;定子冷却水温、压力、流量。 5.3.6 高低旁路参数。 5.3.7 锅炉汽包水位。 5.3.8 炉膛压力。 254 Q/188-105.01-2004 5.3.9 空气预热器出入口压差。 5.3.10 排烟温度。 5.3.11 炉水循环泵压差。 5.3.12 预热器冷端综合温度。 5.3.13 各运行辅机电流、温度、振动等。 5.4 中压缸启动方式冲转 5.4.1 中压缸启动冲转参数: 5.4.1.1 冷态启动(长期停机): 主汽压力:6.0MPa; 主汽温度: 335?; 再热汽压:1.10MPa; 再热汽温: 315?; 凝汽器真空:,74KPa; 高旁流量: ,140t/h; 5.4.1.2 冷态启动(停机72小时): 主汽压力:6.0MPa; 主汽温度: 370?; 再热汽压:1.10MPa; 再热汽温: 320?; 凝汽器真空:,74KPa; 高旁流量: ,120t/h; 5.4.1.3 温态启动(停机48小时): 主汽压力:8.62MPa; 主汽温度: 400?; 再热汽压:1.10MPa; 再热汽温: 380?; 凝汽器真空:,74KPa; 高旁流量: ,150t/h; 5.4.1.4 热态启动(停机8小时): 主汽压力:8.62MPa; 主汽温度: 440?; 再热汽压:1.10MPa; 再热汽温: 420?; 凝汽器真空:,74KPa; 高旁流量: ,190t/h; 5.4.1.5 极热态启动(停机8小时): 主汽压力:12.9MPa; 主汽温度: 500?; 再热汽压:1.10MPa; 再热汽温: 480?; 凝汽器真空:,74KPa; 高旁流量: ,190t/h; 5.4.2 冷态机组长期停运，中压缸启动，在DEH CRT上进行下列检查操作 5.4.2.1 挂闸。 在“TURBINE SAFETY DEVICE PANEL”画面中，用鼠标点击“MASTER RESET”按钮，在弹 出的操作窗口中点击“RESET”按执行，当“MASTER RESET”下的“RESET”变亮、ZS1 “1YV DE-ENG”灭、ZS2和ZS3 “IN RESET”灯亮。并且同时检查确认“EHG CONTROL PANEL”画面上“TURBINE RESET”灯亮，“RSV L OPEN”灯亮，“RSV R OPEN”灯 亮，表示挂闸成功。 5.4.2.2 CV阀壳预暖。 5.4.2.2.1 预暖的条件:汽轮机已复位:MSV、CV、ICV全关 5.4.2.2.2 在“EHG CONTROL PANEL”画面中，用鼠标点击“CV CHEST WARMING”按钮，在弹出的 操作端中，选择“FULL OPEN”，按“执行”“CV CHEST WARMING”下〖FULL OPEN〗 指示灯亮即可。此时，MSVR微开21%，进行CV阀壳预暖。 255 Q/188-105.01-2004 5.4.2.2.3 选择“CV CHEST WARMING”〖CLOSE〗按钮。“CV CHEST WARMING”下〖FULL CLOSE〗 指示灯亮，右侧高压主汽阀全关。 5.4.2.3 选择HITASS“OFF”方式。 5.4.2.4 “LLM SET”设置。 在“EHG CONTROL PANEL”画面中，用鼠标点击“LLM SET”按钮，在弹出的操作窗口 中，用鼠标点击“?”，将阀位限制值设定为100%。也可以点击“?”，在弹出的对话 栏里，直接输入100，按“确定”“LLM SET”下的〖INC〗灯亮即可。 5.4.2.5 选择启动方式。 在“EHG CONTROL PANEL”画面中，用鼠标点击“IP/HP START”按钮，在弹出的操作端 中，选择“IP START”，按“执行”对应的“IP START” 指示灯亮。 5.4.2.6 暖缸方式设置 机组冷态中压缸启动高压缸内壁温度小于150?时要投入暖缸方式，点击“HEAT SOAK” 按钮，在弹出的操作窗口中选择“SET”并执行，确认“HEAT SOAK”按钮下“SET”亮。 注:“HEAT SOAK”的投入必须是机组转速小于100r/min时才能投入，可以在机组冲转 前投入，也可以在机组进行摩擦检查转速下降至100r/min以下时投入。 5.4.2.7 设置升速率。 在“EHG CONTROL PANEL”画面中，用鼠标点击“ACC RATE SET”按钮，在弹出的操作窗 口中，选择所需要的升速率 “ACCELERATION SET”〖100〗，按 “执行”。 5.4.2.8 设置目标转速。 在“EHG CONTROL PANEL”画面中，用鼠标点击“SPEED SET”按钮，在弹出的操作窗口 中，选择所需要的目标转速“SPEED SET”〖200〗按 “执行”。目标转速有200、 1500、3000转三档可选。 5.4.2.9 这时MSVL、MSVR全开，ICV逐渐开启，汽机转速以100 r/min /min升速率升至200 r/min。 5.4.2.10 摩擦检查。 选择“SPEED SET” 〖ALL VALVE CLOSE〗，确认“ALL VALVES CLOSED”灯亮，MSV全 关，左右侧ICV关闭;汽机转速逐渐下降。就地仔细倾听汽轮机磨擦声，摩擦检查期间 转子不允许静止，汽轮机转速至100r/min以下时，摩擦检查结束。 5.4.2.11 保持/复位。 在升速过程中，如需要保持当前阀位，在“EHG CONTROL PANEL”画面中，用鼠标点击 “HOLD SELECT”按钮，在弹出的操作端中，选择“SET”，按“执行”;如不需要保 持，选择“RESET”，按“执行”，汽机按原速率继续升速。如需要降转速，可选择 “SPEED SET”中的“ALL VALVE CLOSE”按钮。 5.4.2.12 升速。 5.4.2.12.1 选择“ACCELERATION SET”〖100〗，选择“SPEED SET” 〖1500〗。 256 Q/188-105.01-2004 这时检查 MSVL、MSVR全开，CV逐渐开启;汽机转速以100 r/min /min速率升至400 r/min。汽机转速达到400 r/min后约1分钟，CVs阀位保持而ICV逐渐开启，汽机转 速升高。 5.4.2.12.2 中压缸启动时，若选择暖机运行方式，机组转速在400r/min以下时，CV阀微开，进 行高压缸暖机;当转速大于400r/min时，CV阀开度不变，ICV阀继续开启;若不选 择暖机运行方式，则高调门不开启，仅开启中压调门。(注:高压缸启动时，中压调 门一开始就接近全开，依靠高调门进行转速调节。) 5.4.2.12.3 中压缸启动方式下“HEAT SOAK”投入后，检查“ALL VALVES CLOSED”灯灭，左右 侧MSV开启，#1,#4CV开启冲转到400r/min由EHG锁住，然后左右侧ICV开启冲转 到1500r/min进行中速暖机，目标转速“1500r/min”指示灯亮，进行中速暖机，确 定暖机时间。 5.4.2.13 中速暖机 中压缸启动方式下，机组长期停止启动1500 r/min暖机时间240分钟，暖机结束后再以 100 r/min /min升速率升至3000 r/min暖机。中速暖机的目标值:中压缸内缸壁进汽部 分达320?，高压缸调节级内壁温度达320?，相应此时高压缸排汽温度约240?，且高 中压缸膨胀,18mm，暖机结束。 5.4.2.14 中速暖机时，应进行下列检查和操作 5.4.2.14.1 开启#5、#6抽逆止门和电动门，低加随机滑启。 5.4.2.14.2 检查并确认盘车装置马达已自动停止转动，当盘车装置马达停转后，绿灯亮，将盘车 就地控制开关切至“手动”位。 5.4.2.14.3 不允许在临界转速区延长运行时间，汽轮机转速在过临界转速区时应快速而稳定地升 速，因此汽轮机在临界转速区不能受EHG程序约束。 5.4.2.14.4 尽可能降低内外壁金属间的温度差，并应低于规定的允许极限值。 5.4.2.14.5 检查机组汽缸膨胀和胀差。如果胀差指示接近报警值，应通过调整蒸汽温度、转速、 汽轮机排汽压力等方法减小。 5.4.2.14.6 振动检查。检查并确认汽轮机监控仪表(TSI)中测振探头在工作正常，如存在振动超 标应立即停机。 5.4.2.14.7 监听摩擦声。如发生严重的摩擦，应立即停机并调查原因。 5.4.2.14.8 凝汽器排汽压力检查。在机组转速达1500r/min时，机组的排汽压力应小于12KPa，在 正常运行和具有正常真空度时，低压缸排汽温度在并网前不应超过80?。 5.4.2.14.9 轴承油温。在达到并网转速时，轴承的进油温度不低于38?。 5.4.2.14.10 中速暖机结束，“1500 r/min”指示灯灭，设置目标转速“3000 r/min” 5.4.2.15 汽轮机继续升速。 5.4.2.15.1 选择“ACCELERATION SET” 〖100〗,选择“SPEED SET” 〖3000〗。 检查ICV继续开启，转速升高，升速率控制在100 r/min /min。 257 Q/188-105.01-2004 5.4.2.15.2 在升速过程中如果选择“HOLD SELECT” 〖HOLD〗，“RESET”变为“SET” ，汽机转 速保持在当前转速。 5.4.2.15.3 在升速过程中如果选择“HOLD SELECT” 〖RESET〗，“SET”变为“RESET”，汽机以 原速率升速。 5.4.2.16 在转速3000 r/min时选择“HEAT SOAK”〖RESET〗，“HEAT SOAK” 〖RESET〗灯亮， CV逐渐关小至全关、VV阀全开，机组转速由ICV控制在3000 r/min。 5.4.2.17 在机组升速过程中和3000r/min定速后应进行如下检查和操作 5.4.2.17.1 汽轮机转速2500 r/min时，检查顶轴油泵自停，否则手动停止并选择“自动”模式。 5.4.2.17.2 在机组定速后并网前，在下述情况进行注油试验。 a.在最近一次停机时，用超速法做过危急遮断器试验。 b.定期操作试验一览表中没有规定做危急遮断器超速试验。 c.危急遮断器没有被调整过或未工作过。 5.4.2.17.3 在机组定速后并网试验前，下述情况进行超速试验: a.在最近一次停机时，没有用超速法做过危急遮断器试验。 b.定期操作试验一览表中要求进行危急遮断器检查。 5.4.2.17.4 在机组定速后并网试验前，如危急遮断器已工作过或已被调整过，应先做注油试验再做 超速试验。 5.4.2.17.5 在汽轮机达到额定转速后，停止吸入油泵(MSP)和交流辅助油泵(TOP)并投入“联 锁”。停止上述油泵后，检查并确认轴承供油压力正常而且绿灯亮。 5.4.2.17.6 在暖机过程中，应监视高、中压缸的排汽金属温度，当高压排汽缸内壁金属温度达 250?时，调整VV阀后手动门开度，控制高压排汽缸金属温度在250?左右。 5.4.2.17.7 机组定速后检查发电机氢气系统压力、纯度、温度正常，并投入发电机氢冷器冷却水。 5.4.2.17.8 机组定速后检查发电机定子冷却水系统压力、流量、温度正常。 5.4.2.17.9 机组定速后检查发电机密封油系统氢油差压、温度、油箱油位、排油烟风机正常。 5.4.2.17.10 机组定速后确认锅炉一次风机启动条件满足，启动A、B一次风机，调整一次风压大于 8KPa。 5.4.2.17.11 启动一台密封风机运行，将另一台密封风机投入备用。 5.4.2.17.12 确认二次风温大于177?, 一次风系统运行正常, 启动第一台磨煤机运行(如无异常 应选B或A)，并就地检查煤粉燃烧情况。 5.4.2.17.13 投入锅炉捞渣机运行。 5.4.2.18 汽轮机转速升到3000 r/min ，设定暖机时间:暖机80分钟。 5.4.2.19 长期停运冷态启动并网旁路切换结束后的参数: 主汽压力: 6.0MPa 主汽温度: 385? 再热汽压力: 0.5 MPa 再热汽温度: 365? 主汽流量: 250t/h 再热汽流量: 140 t/h 258 Q/188-105.01-2004 负荷点: 9%额定 5.4.3 中压缸启动方式其它工况下的操作 5.4.3.1 冷态停机72小时启动。 启动操作步骤与冷态长期停运相同，以100 r/min /min升至1500 r/min暖机时间40分 钟;暖机结束后以100 r/min /min升至3000 r/min，暖机35分钟并网。并网旁路切换结 束后的参数: 主汽压力: 6.0MPa 主汽温度: 390? 再热汽压力: 0.5 MPa 再热汽温度: 340? 主汽流量: 240t/h 再热汽流量: 140 t/h 负荷点: 9%额定 5.4.3.2 温态停机48小时启动。 启动操作步骤与冷态长期停运相同，以150 r/min /min经摩擦检查后直接选择升至3000 r/min。暖机20分钟并网。并网旁路切换结束后的参数: 主汽压力: 8.62MPa 主汽温度: 420? 再热汽压力: 0.5 MPa 再热汽温度: 400? 主汽流量: 240t/h 再热汽流量: 150 t/h 负荷点: 9%额定 5.4.3.3 热态停机8小时启动。 启动操作步骤与冷态长期停运相同，以300 r/min /min经摩擦检查后直接选择升至3000 r/min。检查机组各部正常后并网。并网旁路切换结束后的参数: 主汽压力: 8.62MPa 主汽温度: 440? 再热汽压力: 0.5 MPa 再热汽温度: 420? 主汽流量: 320t/h 再热汽流量: 320 t/h 负荷点: 11%额定 5.4.3.3 极热态停机1小时启动。 启动操作步骤与冷态长期停运相同，以300 r/min /min经摩擦检查后直接选择升至3000 r/min。检查机组各部正常后并网。并网旁路切换结束后的参数: 主汽压力: 12.9MPa 主汽温度: 500? 再热汽压力: 0.5 MPa 再热汽温度: 480? 主汽流量: 320t/h 再热汽流量: 320 t/h 负荷点: 11%额定 5.5 高压缸启动方式冲转 5.5.1 高压缸启动冲转参数 5.5.1.1冷态启动(长期停机): 主汽压力:6.0MPa 主汽温度: 325?; 259 Q/188-105.01-2004 再热汽温: 300? 主汽流量: ,100t/h; 凝汽器真空:,74KPa 5.5.1.2冷态启动(停机72小时): 主汽压力:6.0MPa; 主汽温度: 350?; 再热汽温: 320?; 高旁流量: ,100t/h; 凝汽器真空:,74KPa; 5.5.1.3温态启动(停机48小时): 主汽压力:8.62MPa; 主汽温度: 375?; 再热汽温: 350?; 高旁流量: ,110t/h; 凝汽器真空:,74KPa; 5.5.1.4热态启动(停机8小时): 主汽压力:8.62MPa; 主汽温度: 450?; 再热汽温: 430?; 高旁流量: ,150t/h; 凝汽器真空:,74KPa; 5.5.1.5极热态启动(停机8小时): 主汽压力:12.9MPa; 主汽温度: 490?; 再热汽温: 465?; 高旁流量: ,150t/h; 凝汽器真空:,74KPa; 5.5.2 冷态高压缸启动，在DEH LCD上进行下列检查操作 5.5.2.1 冲转方式选择“HP START”， 确认高低压旁路全关。 5.5.2.2 汽轮机挂闸。 在“TURBINE SAFETY DEVICE PANEL”画面中，用鼠标点击“MASTER RESET”按钮，在弹 出的操作窗口中点击“RESET”按执行，当“MASTER RESET”下的“RESET”变亮、ZS1 “1YV DE-ENG”灭、ZS2和ZS3 “IN RESET”灯亮。并且同时检查确认“EHG CONTROL PANEL”画面上“TURBINE RESET”灯亮，“RSV L OPEN”灯亮，“RSV R OPEN”灯 亮，表示挂闸成功，检查高、中压主汽门开启，确认转速为0 r/min。 5.5.2.3 选择“LLM SET”为100,，“LLM SET”的〖INC〗灯亮。 5.5.2.4 摩擦检查。 选择“ACCELERATION SET”〖100〗，选择“SPEED SET”〖200〗。MSV全开、ICV开启， CV逐渐开启;汽机转速以100 r/min /min速率升至200 r/min。选择“SPEED SET” 〖ALL VALVE CLOSE〗，MSV、ICV全关、CV关闭，汽机转速逐渐下降，汽轮机磨擦检查开 始，就地仔细倾听汽轮机磨擦声，磨擦检查期间转子不允许静止，汽轮机转速降至 100r/min以下时，磨擦检查结束， 5.5.2.5 升速。 选择“ACCELERATION SET” 〖100〗，选择“SPEED SET” 〖1500〗。检查“ALL VALVES CLOSED”灯灭，左右侧MSV开启，高中压调门开启冲转到1500 r/min进行中速暖机，检 查确认高排逆止门开启，V.V及BDV关闭。达1500 r/min时 “1500 r/min”指示灯亮。 开启#5、#6抽逆止门和电动门，低加随机滑启。 260 Q/188-105.01-2004 5.5.2.6 中速暖机60分钟结束，“1500 r/min”指示灯灭，“3000 r/min”指示灯亮，汽轮机继 续升速。 5.5.2.7 选择“ACCELERATION SET” 〖100〗，选择“SPEED SET” 〖3000〗。MSV全开、ICV开 启，CV逐渐开启;汽机转速升高，升速率控制在100 r/min/min。 5.5.2.8 在机组升速过程中如果选择“HOLD SELECT” 〖SET〗，“RESET”变为“SET”，汽机转 速被控制在当前转速。 5.5.2.9 在机组升速过程中如果选择“HOLD SELECT”〖RESET〗，“SET”变为“RESET”，汽机以 原速率升速。 5.5.2.10 机组定速。 在转速3000 r/min时选择“HEAT SOAK”〖RESET〗，“HEAT SOAK” 〖RESET〗灯亮， 进行暖机60分钟。 5.5.2.11 在机组升速过程中和定速后应进行如下检查和操作 5.5.2.11.1 汽轮机转速2500 r/min时，检查顶轴油泵自停，否则手动停止，并选择“自动”。 5.5.2.11.2 汽轮机定速后，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。 并投入“联锁”。关掉上述油泵后，检查并确认轴承供油压力正常而且绿灯亮。 5.5.2.11.3 不允许在临界转速区延长运行时间，在过临界转速区时，汽轮机转速应迅速而稳定地 升速，汽轮机在临界转速区不能受EHG程序约束。 5.5.2.11.4 内外壁金属表面间的温度差应尽可能小，并应低于所规定的允许极限值。 5.5.2.11.5 检查汽轮机的汽缸膨胀和胀差小于规定值。 5.5.2.11.6 振动检查。如存在振动超标应立即停机。监听摩擦声如发生严重的摩擦，应立即停机并 检查原因。轴承油温在达到并网转速时，轴承的进油温度不低于38?。 5.5.2.11.7 根据情况投入发电机氢冷器运行;检查发电机定子冷却水系统运行正常，定子冷却水压 196KPa;检查发电机氢压0.39MPa;检查发电机密封油系统氢油差压56 KPa。 5.5.2.11.8 在机组定速后并网试验前在下述情况时通过喷油试验进行危急遮断器试验。 a.在最近一次停机时，用超速法做过危急遮断器试验。 b.定期操作试验一览表中没有规定做危急遮断器超速试验。 c.危急遮断器没有被调整过或未工作过。 5.5.2.11.9 在机组定速后并网试验前下述情况时通过超速进行危急遮断器试验: a.在最近一次停机时，没有用超速法做过危急遮断器试验。 b.定期操作试验一览表中要求进行危急遮断器检查。 5.5.2.11.10 在机组定速后并网试验前，如果危急遮断器已工作过或已被调整过，先做油脱扣试验 再做超速试验 5.5.2.11.11 采用高压缸启动方式时，要特别注意观察高排逆止门，若摆动严重应打闸停机。 5.5.3 高压缸启动方式其它工况下的操作 261 Q/188-105.01-2004 5.5.3.1 冷态停机72小时启动。 启动操作步骤与冷态长期停运相同，经摩擦检查后以100 r/min /min升至1500 r/min暖 机30分钟;暖机结束后以100 r/min /min升至3000 r/min，暖机30分钟并网。并网带 初负荷2% 暖机60分钟后的参数: 主汽压力: 6.0MPa 主汽温度: 400? 再热汽温度: 365? 主汽流量: 240t/h 5.5.3.2 温态停机48小时启动。 启动操作步骤与冷态长期停运相同，以150 r/min /min经摩擦检查后直接选择升至3000 r/min。暖机20分钟并网。并网带初负荷3% 暖机15分钟后的参数: 主汽压力: 8.62MPa 主汽温度: 410? 再热汽温度: 380? 主汽流量: 130t/h 5.5.3.3 热态停机8小时启动。 启动操作步骤与冷态长期停运相同，以300 r/min /min经摩擦检查后直接选择升至3000 r/min。检查机组各部正常后并网。并网带初负荷5% 暖机10分钟后的参数: 主汽压力: 8.62MPa 主汽温度: 450? 再热汽温度: 430? 主汽流量: 170t/h 5.5.3.4 极热态停机1小时启动。 启动操作步骤与冷态长期停运相同，以300 r/min /min经摩擦检查后直接选择升至3000 r/min。检查机组各部正常后并网。并网带初负荷5% 暖机10分钟后的参数: 主汽压力: 12.9MPa 主汽温度: 4900? 再热汽温度: 465? 主汽流量: 170t/h 5.6 汽轮机冲转过程中注意事项 5.6.1 机组启动过程中要检查各辅助设备运行正常，没有限制机组启动的条件。 5.6.2 在整个机组启动冲转过程中必须保证进入汽轮机的主蒸汽、再热蒸汽至小有50?以上的过热 度，且与进汽区汽缸金属温度相匹配。 5.6.3 检查汽轮机轴封系统运行正常，轴封母管压力在0.045MPa左右，轴封供汽温度与汽轮机金 属温度相匹配，冷态启动轴封供汽温度200,250?。 5.6.4 检查主机润滑油压力,0.176MPa，轴承进油温度38?,45?，顶轴油压力16MPa，抗燃油压 力11.2MPa，抗燃油温度40?,45?，检查各轴承回油温度小于65?。 5.6.5 检查发电机氢油水系统运行正常，氢压力0.4 MPa，密封油氢油差压0.056 MPa，定子冷却 水压力0.196 MPa。 5.6.6 冷态启动冲转后保持主汽温度大于335?，温升率0.125?/min。 5.6.7 检查各加热器、除氧器、凝汽器水位正常。 262 Q/188-105.01-2004 5.6.8 检查汽轮机轴向位移，-1.05mm,轴向位移,+0.6;高中低压汽缸膨胀,50mm;胀差，-5.3 ,高中压胀差,10.3、-4.6,低压胀差,+19.8;大轴偏心,110%原始值。 5.6.9 检查汽轮机各轴承振动和轴振动正常,轴承振动?0.05mm,轴振动?0.125mm,过临界时轴承振 动?0.08mm,轴振动?0.15mm。 5.6.10 检查高低旁开度及参数情况。 5.6.11 检查汽轮机汽缸上下温差、内外温差正常。 5.6.12 检查高压缸排汽温度正常,420?，检查低压缸排汽温度正常，低压缸喷水减温装置投入自 动，当排汽缸温度?47?时喷水电磁阀开始打开，到80?时完全打开。 5.6.13 锅炉调整燃烧维持主汽压力6.0MPa，主汽及再热汽温度升温率在0.125?/min。 5.6.14 在机组启动过程中锅炉应注意汽包水位的调整。 6 发电机并列带负荷 6.1 发变组恢复热备用 6.1.1 汽机冲转前的倒闸操作 1) 检查发变组隔离刀闸和接地刀闸在断开位置。 2) 投入主变冷却装置。 3) 合上发电机中性点变压器高压侧隔离刀闸 4) 检查1PT、2PT、3PT一次保险在装良好， 将1PT、2PT、3PT小车推至工作位置，合上1PT、 2PT、3PT二次快速开关及中性点电压小开关。 5) 将6KV1A1、1A2、1B1、1B2(2A1、2A2、2B1、2B2)段工作分支进线PT送至工作位置， 6) 将6KV1A1、1A2、1B1、1B2(2A1、2A2、2B1、2B2)段工作分支进线开关送至“试验”位置 7) 送上启励电源。 8) 送上励磁调节器交直流电源。 9) 送上整流柜风机电源 10) 装上励磁柜所有保险及合上手动小开关。 11) 将调节器控制方式设定为“远方”“自动”控制。 12) 投入封闭母线微正压装置。 13) 检查汽轮机、发电机大联锁保护确已退出运行。 14) 检查发变组保护投入正确 15) 汽轮机暖机期间， 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。 6.1.2 定速前恢复热备用 发电机定速前，应完成下列热备用操作: 1) 检查发变组各接地刀闸在断开位置，检查500KV断路器SF6气体正常，检查5021(5031) 263 Q/188-105.01-2004 开关、5022(5032)开关在分，合上所属刀闸。 2) 开启主变冷却器。 3) 将6KV1A1、1A2、1B1、1B2(2A1、2A2、2B1、2B2)段工作分支进线开关送至“工作”位 置。 4) 检查发变组保护出口逻辑箱在复位位置。 5) 合上同期装置电源。 正常情况下，应用母线侧断路器与系统并列，用中间断路器解、并环。 6.2 发电机并列带负荷 6.2.1 发电机采用自动准同期与系统并列 1) 检查就地调节器控制方式为“自动”，“远方”控制。 2) 检查CRT调节器方式AVR在“自动”控制。 3) 检查AVR设定值在最小位置 4) 检查励磁系统无异常报警 5) 点击机组DCS励磁系统画面“启励”。 6) 检查发电机励磁开关合闸良好。 7) 检查发电机启励正常。 8) 检查发电机空载参数正常。 9) 检查发电机三相电压平衡，发电机定子无接地信号 10) 检查发电机三相电流接近于零 11) 合上同期装置和选线装置小开关 12) 检查同期装置无异常报警，选线装置方式在自动 13) 将电脑钥匙插入发变组5021(5031)开关五防锁，且五防系统合闸允许 14) 在DCS点击同期选择开关选5021(5031)。 15) 依调度令#1(2)发电机与系统并网，启动同期装置 16) 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。 17) 确认发变组5021(5031)开关报警 18) 将同期装置启动指令置0，同期选择开关指令置1。 19) 将电脑钥匙插入发变组5022(5032)开关五防锁，且五防系统合闸允许 20) 在DCS上点击同期选择开关选5022(5032) 21) 在DCS上启动同期装置 22) 检查#1发变组5022(5032)开关并环良好 23) 将同期装置启动指令置0，同期选择开关指令置1。 24) 拉开同期装置和选线装置小开关 25) 投入机电大联锁(500kV其它保护执行网控规程)。 264 Q/188-105.01-2004 26) 投入#1发变组5022(5032)开关单相重合闸 6.2.2 发电机并列后初带2% 额定负荷进行暖机，投入氢冷器及氢气干燥器。 6.2.3 初负荷暖机期间锅炉注意维持主、再热汽参数稳定。 6.2.4 检查确认空气预热器吹灰器保持连续运行。 6.2.5 检查确认省煤器再循环门已关闭。 6.2.6 检查确认锅炉所有疏水门已关闭。 6.2.7 初负荷暖机设定时间如下: 6.2.7.1 中压缸启动方式: 6.2.7.1.1 中压缸冷态启动暖机时间和升负荷率 冷态启动并网带2% 初负荷暖机50分钟进行旁路阀的切换，旁路阀切换结束后以 0.5%/min的升负荷率加负荷到30%的额定负荷暖机20分钟，再以0.5%/min的升负荷率 加负荷到50%的额定负荷暖机20分钟，再以1%/min的升负荷率加负荷到100%的额定负 荷。 6.2.7.1.2 中压缸温态启动暖机时间和升负荷率 温态启动并网带2% 初负荷暖机15分钟进行旁路阀的切换，旁路阀切换结束后以 0.75%/min的升负荷率加负荷到30%的额定负荷暖机15分钟，再以1.0%/min的升负荷 率加负荷到50%的额定负荷暖机15分钟，再以1.5%/min的升负荷率加负荷到100%的额 定负荷。 6.2.7.1.3 中压缸热态启动暖机时间和升负荷率 热态启动并网带2% 初负荷暖机10分钟进行旁路阀的切换，旁路阀切换结束后以 1.0/min的升负荷率加负荷到30%的额定负荷暖机10分钟，再以1.5%/min的升负荷率 加负荷到50%的额定负荷暖机10分钟，再以2.0%/min的升负荷率加负荷到100%的额定 负荷。 6.2.7.1.4 中压缸极热态启动暖机时间和升负荷率 极热态启动并网带2% 初负荷暖机5,10分钟进行旁路阀的切换，旁路阀切换结束后以 1.0/min的升负荷率加负荷到30%的额定负荷暖机10分钟，再以1.5%/min的升负荷率 加负荷到50%的额定负荷暖机10分钟，再以2.5%/min的升负荷率加负荷到100%的额定 负荷。 6.2.7.2 高压缸启动方式: 6.2.7.2.1 高压缸冷态启动暖机时间和升负荷率 冷态启动并网带2% 初负荷暖机60分钟进行升负荷，以0.5%/min的升负荷率加负荷到 30%的额定负荷暖机30分钟，再以0.5%/min的升负荷率加负荷到50%的额定负荷暖机 25分钟，再以0.5%/min的升负荷率加负荷到100%的额定负荷。 6.2.7.1.2 高压缸温态启动暖机时间和升负荷率 265 Q/188-105.01-2004 温态启动并网带3% 初负荷暖机15分钟进行升负荷，以0. 5%/min的升负荷率加负荷到 30%的额定负荷暖机15分钟，再以1.0%/min的升负荷率加负荷到50%的额定负荷暖机 10分钟，再以1.5%/min的升负荷率加负荷到100%的额定负荷。 6.2.7.1.3 高压缸热态启动暖机时间和升负荷率 热态启动并网带5% 初负荷暖机5分钟进行升负荷，以0.75/min的升负荷率加负荷到 30%的额定负荷暖机10分钟，再以1.5%/min的升负荷率加负荷到50%的额定负荷暖机 10分钟，再以2.0%/min的升负荷率加负荷到100%的额定负荷。 6.2.7.1.4 高压缸极热态启动暖机时间和升负荷率 极热态启动并网带5% 初负荷暖机5,10分钟进行升负荷，以0.75/min的升负荷率加负 荷到30%的额定负荷暖机10分钟，再以1.5%/min的升负荷率加负荷到50%的额定负荷 暖机10分钟，再以2%/min的升负荷率加负荷到100%的额定负荷。 6.2.8 中压缸启动要进行阀切换操作。 6.2.8.1 选择“LOAD UP”〖START〗，“LOAD UP”〖START〗灯亮。 6.2.8.2 注意检查当负荷指令增加到20,左右时，左右侧ICV接近开满，#1,#4CV开始开启。 6.2.8.3 在进行阀切换时随负荷增加，当实际负荷接近120MW时，“LOAD UP”〖START〗灯灭，CV 维持当前阀位。 6.2.8.4 在进行阀切换前注意将高、低压旁路压力、温度控制投入自动。 6.2.8.5 在进行阀切换前注意控制高压旁路流量接近启动曲线要求。 6.2.8.6 在进行阀切换时随着负荷的增加，开始时低压旁路压力调节阀开始缓慢关闭，当低压旁路 压力调节阀全关后联锁关闭低压旁路减温水电动阀、调节门、低压旁路隔离门。 6.2.8.7 当低压旁路关至一定开度后高压旁路压力调节阀先开始缓慢关闭，后快速全关，联锁关闭 高压旁路减温水调节阀、隔离门。 6.2.8.8 当高、低压旁路阀全部关闭，高压调节阀开启后注意检查V.V全关，高排逆止门开启。 6.2.8.9 转换操作过程中应注意汽包水位变化，加强机炉协调，稳定燃烧，维持汽包水位正常。转 换操作完成后，应全面检查、热紧各放水门。 6.2.9 冷态中压缸启动暖机结束后锅炉增加热负荷，发电机并网初负荷暖机结束后汽轮机进行旁 路阀切换，阀切换时升负荷率为30MW/min。阀切换结束后负荷达到54MW，主汽压力维持 6.0MPa，主汽再热汽温度升温率为0.125?/min主蒸汽温度385?，再热汽温365?。 6.2.10 启动并投入第二台磨煤机运行。继续升负荷，此时保持主汽压力6.0MPa不变，主汽再热汽 温度温升率0.125?/min，升负荷率3MW/min。 6.2.11 就地检查炉膛燃烧情况，进行燃烧调整。 6.2.12 高低压旁路阀切换完成后，启动第一台小机低速暖机准备投入。 6.2.13 负荷120MW时，汽轮机疏水子环投入，检查汽轮机下列高压段、中压段疏水门自动关闭: a、1段抽汽逆止门前疏水气动门，1段抽汽电动阀后疏水气动门。 b、2段抽汽逆止门前疏水气动门，2段抽汽电动阀后疏水气动门。 266 Q/188-105.01-2004 c、3段抽汽逆止门前疏水气动门，3段抽汽电动阀后疏水气动门。 d、高旁阀前疏水气动门。 e、左高压主汽阀上阀座疏水气动门、下阀座疏水气动门。 f、右高压主汽阀上阀座疏水气动门、下阀座疏水气动门。 g、高调门后导管疏水。 h、左侧高排逆止门前疏水气动门、右侧高排逆止门前疏水气动门。 i、4段抽汽逆止门前疏水气动门，4段抽汽电动阀后疏水气动门。 j、再热器冷段疏水气动阀。 k、左侧再热器热段疏水气动门、右侧再热器热段疏水气动门。 l、左中压联合汽阀前疏水气动门、右中压联合汽阀前疏水气动门。 m、低压旁路隔离阀前疏水气动门。 n、低压旁路压力调节阀前疏水气动门。 o、BDV阀前疏水气动门。 6.2.14 负荷180MW时，汽轮机疏水子环投入，检查汽轮机下列低压段疏水门自动关闭: a、5段抽汽逆止门前疏水气动门，5段抽汽电动阀后疏水气动门。 b、6段抽汽逆止门前疏水气动门，6段抽汽电动阀后疏水气动门。 6.2.15 负荷大于120MW时，并入第一台给水泵汽轮机，准备停止电泵运行。汽包水位稳定后，根 据汽动给水泵运行情况，投入汽包水位自动。第一台汽泵并入运行后，启动第二台小机低 速暖机。 6.2.16 负荷120MW将厂用电由启备变切至高厂变运行。 6.2.17 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。 6.2.18 机组大修后首次启动，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。 6.2.19 当负荷升至180MW时，启动并投入第三台磨煤机运行。 6.2.20 当负荷升至180MW，确认主汽压力6.0MPa，确认氧量自动投入，负荷保持20min。 6.2.21 当负荷升至180MW，全面检查关闭低压段气动疏水阀，并在LCD上检查所有疏水气动阀指示 状态正确。 6.2.22 带负荷180MW暖机20分钟后加负荷至300MW，升负荷率为3MW/min。主汽温度升温率为 1.5?/min，主汽压升压率为0.1MPa/min。 6.2.23 负荷240MW，除氧器由备用汽源倒至本机四段抽汽，高压辅汽汽源切至四段抽汽。 6.2.24 负荷大于240MW，并入第二台汽泵运行。 6.2.25 当机组负荷270MW时，确认炉膛内燃烧稳定，锅炉各项监视参数平稳，退出全部油枪。投 入电除尘。 6.2.26 机组负荷300MW时，保持负荷20min，确认主蒸汽压力升至10.0MPa，主汽温度520?，再 热汽温510?。 6.2.27 机组负荷300MW，开启本机冷段至高压辅汽联箱电动隔离门、锅炉辅汽联箱电动隔离门。 267 Q/188-105.01-2004 6.2.28 确认燃尽风挡板控制投自动。 6.2.29 机组负荷300MW，将小机汽源由高压辅汽切至四抽供给。 6.2.30 当机组负荷达到300MW时，确认炉膛内燃烧稳定，锅炉各项监视参数平稳，油枪应全部退 出，开启燃油再循环门，通知燃油值班员。 6.2.31 确认过热器、再热器减温水控制在自动位，确认过热器、再热器汽温调节正常。 6.2.32 确认各系统运行正常，联系热工投入所有自动控制。 6.2.33 当主蒸汽压力达到10.0MPa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。 压力(MPa) 9.8 11.8 14.7 16.7 17.7 SiO含量(mg/L) 3.3 1.28 0.5 0.3 0.2 2 6.2.34 带负荷300MW暖机20分钟后加负荷至600MW，升负荷率为6MW/min。主汽温度升温率为 1.5?/min，主汽压升压率小于0.2MPa/min。 6.2.35 负荷360MW，启动并投入第四套制粉系统。 6.2.36 负荷360MW，锅炉进行全面吹灰，将空气预热器连续吹灰改为定期吹灰。 6.2.37 负荷480MW时，启动投入第五套制粉系统，升负荷至600MW。 6.2.38 负荷600MW，主汽压力16.7MPa，主汽温度538?，再热汽压力3.30MPa，再热汽温538?。 6.2.39 机组带满负荷，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。 7. 启动注意事项 7.1 锅炉启动注意事项 7.1.1 锅炉启动过程中，应严格控制各参数。 7.1.2 控制炉膛出口烟温,538?。 7.1.3 控制炉水温升率,1.5?/min。 7.1.4 各调节装置在投入运行后，均应确认其调节性能良好，被调参数稳定。 7.1.5 在锅炉启动过程中，密切注意空气预热器出口烟温及吹灰器投入情况。 7.1.6 油燃烧器投入运行后，应有专人检查，发现漏油、燃烧不良等现象应及时联系有关人员处 理。 7.1.7 煤燃烧器投入运行时，注意炉内燃烧情况，防止燃烧不良引起汽温和烟温不正常上升。 7.1.8 在冷态启动时温差最大,每小时对锅炉主要膨胀点进行一次检查,并记录膨胀值，直至带满负 荷。 7.1.9 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。 7.1.10 注意监视分隔屏过热器等受热面金属壁温，防止超温。 268 Q/188-105.01-2004 7.2 汽轮机启动注意事项 7.2.1 在机组启动时，决不允许在汽轮机转子静止时，向轴封送汽，且不管是冷态或热态启动都要 先送汽封汽再抽真空。 7.2.2 机组启动送轴封前要启动轴加风机，并且轴封压力要随着真空的提高相应提高。 7.2.3 机组启动锅炉点火后要就地确认所有疏水门全开，并用测温仪或手摸确认疏水管道畅通。 7.2.4 机组启动锅炉见压后，要尽早对高、低旁路管道进行预暖，防止高参数投入造成管道振动。 7.2.5 汽轮机冲转后，要防止主蒸汽、再热蒸汽温度较大幅度波动，造成蒸汽带水。 7.2.6 整个启动过程中，要注意凝汽器、除氧器、加热器、凝结水补充水箱、定子冷却水箱水位正 常，各主油箱、抗燃油箱、密封油箱、给水泵汽轮机油箱油位正常，油温符合要求。 7.2.7 主机冲转后润滑油温、抗燃油投入自动。 7.2.8 机组冲转后注意高排温度的变化。 7.2.9 机组冲转后注意检查低压缸喷水减温投入自动，温度设定正确。 7.2.10 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。 7.2.11 机组转速升至2500r/min时检查顶轴油泵停运 7.2.12 机组定速后停止TOP、MSP油泵时要就地检查机头轴承润滑油压力正常，油泵停止后要即时 将其投入备用。 7.2.13 汽轮机启动过程中严格控制高中压缸胀差、低压缸胀差、轴向位移、大轴偏心度、汽缸绝 对膨胀、振动、推力轴承温度、轴承回油温度、汽缸上下温差、汽缸内外温差。 7.2.14 机组并网后进行阀切换操作时，旁路投入自动;要保证高旁后流量符合转换要求，防止切 换前旁路流量达大造成高压缸不进汽。 7.2.15 在并网后，因为蒸汽流量和锅炉燃烧率在增加，主汽和再热汽温度上升很快，此时应尽可 能控制汽轮机金属温升率。 7.2.16 调节蒸汽温度和负荷以减小金属温度与蒸汽温度的差，如金属温度比蒸汽温度高，此时可 快速加负荷或快速提升蒸汽温度。如金属温度比蒸汽温度低，此时可维持现在的蒸汽温度 或维持负荷，决不允许采用降温或减负荷的方法来调整金属与蒸汽温差。 7.2.17 维持初始负荷直至低压缸排汽口冷却到低于52?时止。发电机并列前注意低压缸排汽温度 不应超过80?。将低压缸喷水投入自动，当排汽缸温度?47?时喷水电磁阀开始打开，到 80?时完全打开。 7.2.18 机组运行正常后，及时将轴封溢流阀切向#8A低加。 7.2.19 机组升负荷过程中，及时对发电机补充氢压至正常。 7.2.20 机组30%额定负荷左右，根据机、炉情况投入协调控制方式。 7.2.21 中压缸启动各阶段各阀门的开启状态和阀门开启的功能见下表 时段/功ICV CV VV CRCV HPBV LPBV 269 Q/188-105.01-2004 能 冲转前 全关 全关 全关 全关 部分开 部分开 冷态微其它升速 部分开 全开 全关 部分开 部分开 态全开 冷态微其它冷态暖机 部分开 全开 全关 部分开 部分开 态全开 并网 部分开 全关 全开 全关 部分开 部分开 带初负荷 部分开 全关 全开 全关 部分开 部分开 部分开至全关至部分部分开部分开至全切换负荷 全开至全关 全关至全开 全开 开 至全关 关 升负荷 全开 部分开 全关 全开 全关 全关 全开 降负荷 部分开 部分开 全关 全关 全关 跳闸 全关 全关 全关 全关 部分开 部分开 控制中压带负荷时控防止高压缸防止蒸汽倒流控制主控制再热器功能 缸进汽量 制蒸汽量 排汽超温 进入高压缸 汽压力 压力 7.3 发电机启动注意事项 7.3.1 发电机启动过程中注意事项 1)发电机氢气系统、密封油系统、冷却水系统投入运行正常(温度、压力、流量、湿度、纯 度、氢油水质)后，方可冲转启动(特殊情况下，氢气置换操作可在汽轮机1000 r/min以 下进行); 2)发电机采用准同期并列前，应将励磁调节装置调到电压最低位置; 3)发电机开始转动后，即认为发电机及其全部设备均已带电; 4)对安装和检修后第一次起动的机组，应缓慢升速并监听发电机的声音，检查轴承油流及机组 振动情况。 5)发电机升压前应注意发电机冷却系统及密封油系统的良好运行，发电机升压后应检查发电机 空载参数正常，定子电流接近零值且三相平衡。碳刷接触良好,无跳跃和火花. 7.3.2发电机同期并列时的注意事项: 1) 并列时，机组长监护，主值操作; 2) 发电机未充氢、内冷水电导率不合格或冷却水流量不足，不允许加励磁升压或并网; 3) 当定子线棒之间的温度差或各出水支路上冷却水之间的温度差超过2K时，必须对测温仪消 缺后再进行并网; 4) 准同期并列时，先投入相应开关非同期闭锁装置，再投入同期检定装置; 5) 同期表转动太快、跳动、停滞等现象时，禁止合闸; 6) 禁止其它同期回路操作; 7) 同期装置运行时间不能超过15分钟。 270 Q/188-105.01-2004 7.3.3 发电机并网后带负荷过程中的检查: 1) 发电机增带负荷时，应及时调整发电机无功功率。注意监视发电机各种运行参数和 各部位温度变化。 2) 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冷却器是否自动投入。 若未自动投入应手动投入运行并查明原因。 3) 发电机负荷大于120MW，且机组运行稳定，应将厂用电切换至高厂变运行。 4) 加负荷时应监视发电机冷氢温度及各组冷却器的冷氢温差、铁芯温度及励磁装置的工作情 况; 5) 注意倾听机组声音是否正常。 6) 发电机带满负荷时，应对发电机系统及保护回路进行一次仔细检查，接头无过热，各系统 无渗、漏现象等。发电机工况监视仪工作正常。 8. 其它状态启动 8.1 热态启动 8.1.1 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。 8.1.2 中压缸热态启动冲转参数如下: 主汽压力:8.62MPa; 主汽温度:440?; 再热汽压:1.10MPa; 再热汽温:420?; 凝汽器真空:,74KPa; 高旁流量:,190t/h ; 升速率: 300 rpm/min; 高压缸热态启动冲转参数如下: 主汽压力:8.62MPa; 主汽温度:450?; 主汽流量:170t/h ; 再热汽温:430?; 凝汽器真空:,74KPa; 升速率: 300 rpm/min; 8.1.3 进入汽轮机的主再热蒸汽至少有50?的过热度 8.1.4 主机润滑油温不低于38?，否则投用主油箱电加热器。 8.1.5 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。 8.1.6 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。 8.1.7 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。 8.1.8 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。 8.1.9 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。 271 Q/188-105.01-2004 8.2 极热态启动 8.2.1 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。 8.2.2 中压缸启动极热态冲转参数: 主汽压力: 12.9MPa 主汽温度: 500? 再热汽压: 1.10MPa 再热汽温: 480? 凝汽器真空:, 74KPa 高旁后流量:190t/h 升速率: 300 rpm/m 高压缸启动极热态冲转参数: 主汽压力: 12.9MPa 主汽温度: 490? 再热汽温: 465? 升速率: 300 rpm/m 凝汽器真空:, 74KPa 高旁后流量:170t/h 8.2.3 执行热态启动的有关规定及注意事项。 8.2.4 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。 9. 机组停止运行 9.1 机组停运前的准备 9.1.1 全面检查燃油系统，确认工作正常，燃油泵在很好的备用状态。 9.1.2 根据值长要求，决定是否烧空原煤仓。 9.1.3 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。 9.1.4 分别启动主机MSP、TOP、EOP、顶轴油泵，检查其转动正常，盘车电机空试正常。 9.1.5 启动给水泵汽轮机润滑和事故油泵，检查正常后投入备用。 9.1.6 检查确认电动给水泵备用良好。 9.1.7 活动高压主汽门、中联门、抽汽逆止门。 9.1.8 做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备。 9.1.9 试投锅炉各油枪正常。 9.1.10 锅炉全面吹灰一次。 9.1.10 检查主变接地刀闸在合。 9.1.11 通知化学、燃料、灰水做好停机的准备工作。 9.1.12 校对锅炉汽包水位一次。 9.2 滑参数停机 9.2.1 滑参数停机运行 272 Q/188-105.01-2004 9.2.1.1 接值长滑参数停机命令后，机组减负荷至540MW，锅炉按照汽轮机滑停曲线要求，开始降 温、降压。 9.2.1.2 负荷480MW，根据情况做真空严密性试验。 9.2.1.3 #1、#2机高压辅汽联络管暖管(或投入启动锅炉供高压辅汽)。 9.2.1.4 停止本机四段抽汽供高压辅汽(或供再热汽冷段供高压辅汽)，将辅汽切换至临机供给或启 动锅炉供。 9.2.1.3 负荷450MW，检查主机轴封压力正常并注意轴封汽源切换。 9.2.2 机组减负荷至300MW 9.2.2.1 机组投入CCS负荷降至300 MW，降负荷率3,5MW/min，将主汽压力手动滑压至9MPa，降 压率?0.4MPa/min。主汽温度降至500?，降温率?1.0?/ min，再热汽温度降至 480?，降温率?1.5?/ min 9.2.2.2 在LCD上确认机组负荷和汽压逐渐降低。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。 9.2.2.3 在降负荷的过程中，注意控制主、再热汽温度。 9.2.2.4 机组负荷降至300MW时，稳定运行20分钟左右，保留三台磨煤机运行。根据燃烧情况， 及时投入油枪助燃，并同时停止电除尘器，投入空予器连续吹灰。 9.2.3 机组负荷降至250 MW 9.2.3.1 降负荷率3,5MW/min，主汽压力手动滑压至7.4MPa，降压率?0.1MPa/min，主汽温度降 至420?，降温率?1.0?/ min，再热汽温度降至390?，降温率?1.5?/ min。 9.2.3.2 机组负荷维持250MW，稳定运行30分钟左右。 9.2.3.3 进行要停止的汽动给水泵高压主汽门活动试验、低压主汽门活动试验、5YV、6YV、7YV、 8YV遮断活动试验。 9.2.4 机组负荷120MW 9.2.4.1 根据锅炉燃烧情况投油，停止电除尘运行。 9.2.4.2 机组负荷240 MW，停止一台汽泵运行，注意最小流量阀开启时造成给水流量的变化。 9.2.4.3 当机组负荷降至180MW时，增加投入的油枪数目，并停掉一台磨煤机。 9.2.4.4 机组负荷在180 MW时，汽轮机疏水子环投入，检查低压段气动疏水阀自动开启。 9.2.4.5 机组负荷150MW进行抽汽逆止门活动试验，停止高加运行。 9.2.4.6 投入除氧器加热汽源，除氧器压力缓慢降低至0.1MPa。 9.2.4.7 机负荷120MW，汽轮机疏水子环投入，检查汽轮机高中压段所有疏水门开启。 9.2.4.8 负荷120MW，启动电泵给水泵，停止另一台汽动给水泵运行，并泵时注意汽包水位。 9.2.4.9 负荷120MW，用快切装置切换厂用电倒至高备变运行。 9.2.5 机组减负荷至60MW 9.2.5.1 机组继续降负荷，负荷变化率为1.0%,min。 9.2.5.2 负荷90MW，检查汽轮机低压缸喷水自动投入。 273 Q/188-105.01-2004 9.2.5.3 增加投运油枪数目，剩余一台磨煤机运行。 9.2.5.4 检查凝结水再循环门开启。 9.2.5.5 除氧器水位调节阀解除自动，手动调节除氧器水位维持至 -500,-300mm。 9.2.5.6 机组负荷降至60MW以下时，进行以下操作: 9.2.5.6.1 机组负荷60MW时，主汽温度380?，再热汽温度325?，主汽压力7.0MPa。 9.2.5.6.2 停止最后一台磨煤机。锅炉全燃油运行。停止一次风机、密封风机运行。 9.2.5.6.3 启动TOP、MSP运行，检查其正常。把有功快速降至零，无功接近零，解除机电联锁保 护，拉开发变组出口两台断路器，启动灭磁，检查发电机定子电压和三相电流到零。 9.2.5.6.4 汽轮机手动打闸，检查高、中压主汽门、调门关闭，抽汽逆止门关闭，机组转速下降。 9.2.5.6.5 检查VV阀、BDV阀开启，高排逆止门关闭。 9.2.5.6.6 调整润滑油温度。 9.2.5.6.7 启动发电机氢气循环风机，调整发电机氢气温度。 9.2.5.6.8 缓慢调节、关闭除氧器加热门，控制除氧器压力、温度下降速度在规定值内。 9.2.5.6.9 手动调整除氧器水位，保证凝结水流量连续，防止断水造成除氧器进水管道振动。 9.2.5.6.10 转速降至2000r/min，检查顶轴油泵自启动正常。 9.2.5.6.11 转子静止，记录转子惰走时间。 9.2.5.6.12 转子静止后投入盘车电机连续运行，注意盘车电流18A左右。 9.2.5.6.13 真空到0，停止轴封，全开真空破坏门。 9.2.6 发电机解列过程 9.2.6.1 发电机解列前应检查发变组出口断路器的运行正常。 9.2.6.2 发电机解列停机的步骤 1) 停用发电机出口500kV系统中间断路器5022(5032)的重合闸。 2) 把有功快速降至零，无功接近零， 3) 将电脑钥匙插入发变组5022(5032)开关五防锁，且五防系统合闸允许 4) 在DCS上拉开发变组出口500kV中间断路器5022(5032)。 5) 将电脑钥匙插入发变组5021(5031)开关五防锁，且五防系统合闸允许 6) 在DCS上拉开发变组出口500kV母线侧断路器5021(5031)。 7) 在DCS进行发电机灭磁。 8) 检查发电机定子电压和三相电流到零。 9) 检查6kV1A1、1A2、1B1、1B2(2A1、2A2、2B1、2B2)段工作电源进线开关在分。 10) 将6kV1A1、1A2、1B1、1B2(2A1、2A2、2B1、2B2)段工作电源进线开关拉至试验位置。 11) 检查发电机出口各断路器在分位。 12) 拉开发电机出口各断路器所属刀闸。 13) 拉开励磁调节器各控制电源开关。 14) 拉开发电机励磁系统启励电源。 274 Q/188-105.01-2004 15) 断开1PT、2PT、3PT二次小开关。将1PT、2PT、3PT小车拉至柜外。 16) 拉开发电机中性点接地变高压侧隔离刀闸。 17) 停用封闭母线微正压装置。 18) 停用主变冷却器。 9.2.7 锅炉停止运行 9.2.7.1 机组解列后，控制燃油流量，将炉膛烟温探针投入，控制好炉膛出口温度?538?。 9.2.7.2 发电机解列、汽轮机停止运行后，可停止运行的所有油枪，确认MFT光字牌亮，炉膛熄 火。 9.2.7.3 关闭炉前燃油供、回油总门，关闭各角油枪供油手动门、蒸汽吹扫门。 9.2.7.4 锅炉灭火后，保持送风量30,BMCR，对炉膛进行吹扫5分钟。 9.2.7.5 减少送风量至10,BMCR，停止一侧吸、送风机运行。 9.2.7.6 用电动给水泵继续向汽包上水至+200mm。 9.2.7.7 确认省煤器再循环阀开启。 9.2.7.8 当空气预热器入口烟温降至204?时，停止最后一侧吸、送风机、暖风器运行，炉内保持 自然通风状态。 9.2.7.8 汽包压力2.0MPa时，投入凝结水至炉水泵注水。 9.2.7.9 当空气预热器进口烟温低于125?时，停止两台空预器。 9.2.7.10 当炉膛温度低于50?时，停止探头冷却风机。 9.2.7.11 当炉水温度低于150?时，停止三台炉水泵运行。 9.2.7.12 带压放水按以下执行:汽包压力0.5MPa时，打开锅炉所有空气门、疏水门、排污门。 9.2.7.13 无压放水按以下执行: 9.2.7.13.1 当汽包压力0.5MPa时，打开过热器、再热器疏水门。 9.2.7.13.2 当汽包压力0.2MPa时，打开汽包左右两侧空气门。 9.2.7.13.3 炉水温度低于93?时，允许进行锅炉放水操作。 9.2.7.14 确认锅炉底渣系统无灰渣时可通知停止除渣系统运行。 9.2.7.15 保持除尘器振打及除灰系统运行，直至确认灰斗无灰落出。 9.3 定压方式正常停机 9.3.1 定压方式停机操作与滑参数停机相同。 9.3.2 设定目标负荷300MW，主汽压力不变，主汽温度不变，负荷变化率2.5%/min，减负荷到50% 的额定负荷，并选定“进行”。 9.3.3 机组负荷达300 MW时，运行5分钟，设定目标负荷180 MW，开始降负荷，主汽压力不变， 主汽温度变化率0.5MPa/min，负荷变化率0.5%/min，减负荷到30%的额定负荷，并选定“进 行”。 275 Q/188-105.01-2004 9.3.4 机组负荷180 MW，主汽温度到408?，再热汽温度到370?时，以0.5%/min负荷变化率， 0.2%/min压力变化率，减负荷到60 MW。 9.3.5 汽轮机手动打闸，检查高、中压主汽门、调门关闭，转速开始下降，发电机解列。 9.3.6 其它操作与滑参数停机操作相同。 9.4 机组停运注意事项 9.4.1 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。 9.4.2 锅炉熄火后，要确认关闭燃油供油手动总门、回油总门及各油枪供油隔离门、蒸汽吹扫隔离 门。关闭连排、加药取样门。 9.4.3 锅炉熄火后，要密切监视空预器运行电流，防止空预器转子由于冷却不均而变形卡死。 9.4.4 降负荷过程中注意各水位正常，及时退出高低压加热器运行。给水泵最小流量阀可根据负荷 情况提前手动打开。 9.4.5 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。 9.4.6 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零，无功接近为 零，拉开中间开关，用母线侧开关解列发变组。手动脱扣汽机，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，V.V阀及BDV阀开启。 9.4.7 注意汽轮机打闸后转速开始下降，无特殊情况严禁在2300rpm以上开启真空破坏门。 9.4.8 转速2000rpm，检查顶轴油泵自启动，否则手动启动。 9.4.9 凝汽器真空到零以前，应关闭所有至凝汽器的疏水。真空到零，停运轴封系统。 9.4.10 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。 9.4.11 盘车运行期间，润滑油温应在30,42?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。 9.4.12 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: 9.4.12.1 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。 9.4.12.2 高压缸第一级内壁温在220?以上时，如有紧急工作，每停30min，应盘车180度或连续 盘车直至转子偏心度恢复正常为止。 9.4.13 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。 9.4.14 当低压缸排汽温度降至50?以下，工业冷却水系统停运后停最后一台循环水泵。 276 Q/188-105.01-2004 9.4.15 发电机停机后的状态可分为以下三种: 1) 热备用状态:指主变高压侧开关、灭磁开关在断开位置，高厂变低压侧分支开关在断开位 置，其余与运行状态相同; 2) 冷备用状态:指主变高压侧开关、刀闸、灭磁开关在断开位置，高厂变低压侧分支开关在隔 离位置，其余与运行状态相同; 3) 检修状态:指主变高压侧开关、刀闸、灭磁开关在断开位置，厂用分支开关拉至隔离位置， 取下出口及厂分支电压互感器一、二次熔断器，在发电机各电源侧挂接地线。 9.4.16 停机备用的发电机密封油排烟机和轴承回油主油箱的排烟风机应维持运行，抽去可能逸入 排油系统的氢气;氢气报警系统应投入运行; 9.4.17 停机期间发电机内氢气湿度取决于机座周围的温度;为改善相对湿度，可向外排出一些氢 气，并从供氢系统补充新鲜氢气; 9.4.18 备用中的发电机及其全部附属设备应同运行中的发电机一样进行监视和维护，使其处于完 好状态，随时能启动; 9.4.19 当发电机长期(几个月或更长时间)处于备用状态时，应该采取适当的措施防止绕组受 潮，并保持绕组温度在5?以上;可采用内冷水热水循环的方法保温，内冷水水温以 20?,40?为宜;冬季停机后，应使发电机各部温度维持在5?以上，防止冻坏发电机设 备。停机期间，若厂房室温在冻结温度以下，则定子绕组内的冷却水和氢气冷却器内的冷 却水应彻底排干以防止冻裂。 9.4.20 停机期间发电机内充满空气时，需留意结露;应将供氢管道切断，取下充氢管道联管并加 堵板，防止氢气进入发电机; 9.4.21 发电机运行二个月以上如遇停机，应对发电机定子水回路进行反冲洗，以确保水回路畅 通; 9.4.22 对停用时间较长的发电机，定子绕组和定子端部冷却元件中的水应放净吹干，吹干应用过 滤的干燥的压缩空气。 9.4.23 发电机停机后，应由检修人员测量定子和励磁回路的绝缘电阻。 10. 机组停运后保养 10.1 锅炉停运后保养 10.1.1 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，锅炉通常采用湿保养。 10.1.2 湿法保养 10.1.2.1 锅炉各受热面停止期间的保养参照下表进行: 设备 省煤器 水冷壁 过热器 再热器 主蒸汽管 时间 277 Q/188-105.01-2004 一周以内 满水，N加压0.034MPa 不处理 N N222 NH,2000ppm;NH=10ppm 233 一周以上 满水，N加压0.034MPa N N N2222 一月以内 NH,300ppm;NH=10ppm 233 一月以上 满水，N加压0.034MPa N N N2222 六月以内 NH,700ppm;NH=10ppm 233 六月以上 满水，N加压0.034MPa N N N2222 NH,1000ppm;NH3=10ppm 23 10.1.2.2 湿法保养注水的PH值等于10 。 10.1.2.4 短期保养的操作方法: 10.1.2.4.1 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，使其蒸干。 10.1.2.4.2 锅炉熄火后，关闭各放水门和取样门，以100t/h的流量上水至汽包水位+200mm。 10.1.2.4.3 炉水温度180?以下时，通知化学加药NH=200ppm，PH=10。当炉水温度继续下降至24 150?时，停止炉水循环泵运行。 10.1.2.5 机组长期保养的程序，与短期保养相似，其余操作如下 10.1.2.5.1 炉水温度180?时，通知化学加药NH=300,1000ppm，当炉水温度降至150?时，停24 止炉水循环泵运行。 10.1.2.5.2 利用过热器反洗系统，向过热器内注入NH和NH的除氧水，其注水温度控制在50?243 以上，同时缓慢开启各空气门，待空气门溢水后关闭。 10.1.2.5.3 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，将50?以 上的NH和NH除氧水，用再热汽减温水阀进行再热器系统注水。注水时，缓慢开启空243 气门，并维持再热器内压力,0.0196MPa。 10.1.3 干法保养 10.1.3.1 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NH—NH钝化处324 理。 10.1.3.2 对除氧器加药。 10.1.3.3 对汽包加药NH—NH。 324 10.1.3.4 当炉水中NH浓度达300,400ppm，PH=10.5，启动炉水循环泵使NH搅拌均匀，保持22424 小时。 10.1.3.5 汽包压力降0.5MPa时，将所有空气门、排污门、疏水门迅速打开带压放水。 10.1.3.6 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硅 胶，每月检查一次干燥器及内部腐蚀情况。 10.2 汽轮机停运后保养 278 Q/188-105.01-2004 10.2.1 汽轮机停机不超过一周时的保养方法 10.2.1.1 开启凝汽器热井放水门放尽内部存水。 10.2.1.2 隔绝一切可能进入汽轮机内部的汽水系统。 10.2.1.3 所有的管道及本体疏水阀均应开启。 10.2.1.4 除氧器用辅汽加热保养，除氧器蒸汽压力保持0(04MPa。 10.2.1.5 高压加热器水侧由化学充联氨水保护。 10.2.1.6 高压加热器汽侧湿贮存保养。 10.2.1.7 低压加热器汽、水侧及凝汽器疏水扩容器存水放尽。 10.2.2 汽轮机停机超过一周时的保养方法 10.2.2.1 高压加热器汽，水侧及除氧器均充氮保养。 10.2.2.2 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。 10.3 机组冬季停运防冻措施: 10.3.1 每年九月，进行一次全面防冻检查。 10.3.2 暖通系统进行注水打压试验，投入采暖系统运行，根据环境温度的变化调整热网供水温 度。 10.3.3 根据环境温度的变化及时投入机房、炉房管式换热器、暖风机运行，关闭厂房大门，投入 大门热风幕运行，大门应挂棉门帘。 10.3.4 冬季应停止机房顶通风排气系统的风机运行，停止锅炉房顶通风机运行。 10.3.5 主厂房、辅机室的门窗应关闭严密，发现门窗的把手、插销、玻璃破损不齐及关闭不严的 应及时联系处理。 10.3.6 冬季机组停运后锅炉应尽可能采用干式保养。采用湿保养时，应定期启动炉水泵。 10.3.7 任何情况下环境温度不得低于5?，否则应采取措施并汇报领导。 10.3.8 投入采暖及伴热系统，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。 10.3.9 冬季机组停运时应保证启动锅炉安全运行，向厂区提供充足的采暖供热蒸汽。 10.3.10 冬季机组停运时压缩空气系统应选择开启最远端放气门，保证压缩空气系统内空气的循 环;并且定期开启储气罐、供气管道的放水门;或投入储气罐、供气管道伴热系统。 10.3.11 冬季机组停运时，供氢母管应加强定期放水。 10.3.12 所有冷却水系统停运时，应将冷却器内的冷却水放尽，以免冻裂冷却器。 10.3.13 所有压力表管及测量表计存水放尽。 10.3.14 捞渣机水封用密封水适当开大，保持溢流，以免冻结。 10.3.15 对室外可能会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。 10.3.16 各辅助设备油系统无检修工作时均应保持运行，设备的冷却水保持畅通，若冷却水停用应 打开管道放水门，把水放净，无放水阀时应联系检修解法兰放水; 279 Q/188-105.01-2004 10.3.16 所有停运的汽、水系统均应放尽存水 10.3.17 根据水塔运行状态，按规定做好防冻措施。 10.3.18 燃油罐内油温低于25?时，应及时投入蒸汽加热系统运行。 280 Q/188-105.01-2004 第四章 机组运行维护 1. 运行维护内容 1.1 各岗位运行人员应按运行日志要求定时、正确抄录表计，并将值班中机组发生的异常及操作 情况完整记录在值班记录内。 1.2 机组运行或备用时，应定时、定线对设备进行巡回检查。对油系统要重点检查，严防漏油着 火事故发生。发现问题及时汇报联系相关部门进行消除，并把设备缺陷输入微机，针对设备 缺陷积极做好事故预想。做隔离措施时，应注意不要影响热工取样，必要时，由热工确认、 总工批准解除可能误动的保护。 1.3 经常检查机组运行情况和监视表计指示。当发现表计指示和正常值有差异时，应查明原因。 设备出现故障时，应及时联系、汇报，并采取必要措施。各运行设备的电流、声音、温度、 振动、轴承油位等应正常。 1.4 备用设备应处于良好的备用状态，联锁在投入位置。 1.5 在下列情况下应特别注意机组运行情况: 1.5.1 负荷急剧变化; 1.5.2 蒸汽参数或真空急剧变化; 1.5.3 汽机内部有不正常的声音; 1.5.4 系统发生故障; 1.5.5 自动不能投入时。 1.6 及时合理调整运行方式，分析处理设备异常，确保安全经济运行。 1.7 根据负荷变化，监视、调整好汽机轴封汽压力，使空气不向里漏，蒸汽不向外漏。 1.8 运行值班人员应按规定做好设备的定期试验、切换工作，并有权监督有关人员做好设备的预 防性维护工作，如设备的定期加油、介质的化验、定期紧螺丝、冲洗表管等。 1.9 设备运行中应严密监视其运行参数和运行状态，除事故处理外，严禁设备超出力运行。 1.10 新投入运行的设备或带病运行设备要加强巡检和监视。 1.11 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。 1.12 锅炉的送风机并列操作时，待并列风机启动后，逐渐增加其动叶开度，同时关小运行送风机 的动叶，直至两风机出力相等。当吸风机并列操作完成，运行稳定后，将吸风机静叶投入自 动，方可再进行送风机的并列操作。 1.13 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，根据负荷情况决定是否 281 Q/188-105.01-2004 停止磨煤机的运行。待各项运行参数调整稳定后，然后再停止需停运风机。单侧风机运行正 常稳定后，可根据运行风机及磨煤机出力情况，决定是否增、减电气负荷。 1.14 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的总风量进行控制。 1.15 锅炉运行中，水冷壁、省煤器放水门应保持严密关闭。 1.16 磨煤机正常运行中发生跳闸时，应立即检查磨煤机喷燃器关断挡板、一次风关断挡板确已关 闭，给煤机已跳闸，否则应立即手动关闭或停运，联系热工人员进行检查处理。 1.17 运行中发生磨煤机跳闸时，应视负荷情况及时投油助燃，并调整好运行磨煤机出力，做到尽 可能稳定机组各参数运行。 1.18 电气设备运行维护 1.18.1 发电机正常运行中的检查 1) 发电机运行参数正常; 2) 发电机本体清洁无异物，无漏水、漏气、渗油现象; 3) 发电机本体各部分无异音、无异常振动、无异味; 4) 发电机碳刷、滑环、均压弹簧安装牢固，压力适当，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; 5) 发电机刷架引线、滑环正常，刷架与滑环间隙正常; 6) 发电机水冷系统、氢冷系统各参数运行正常，密封油差压正常; 7) 封闭母线无振动，放电和局部过热现象。 8) 发变组保护投入运行正常，运行指示正常。 9) 各CT、PT、中性点变压器无发热、振动及异常现象。 10) 微正压装置运行正常，封闭母线压力在正常范围内。 11) 发电机故障放电检测仪和发电机绝缘过热监测投入正常且无异常报警。 1.18.2 励磁系统的检查 1 控制室内检查 a. 发电机电压、无功及励磁电压表指示正常且稳定; b. 励磁系统无异常报警; c. 选定的功率因数已达到(P.F控制投入时); 2 励磁调节器检查 a. 调节器柜面板没有任何报警，各仪表指示正常; b. 整流柜冷却系统工作正常，空气进出风口无杂物堵塞，整流柜柜门均应在关闭状态; c. 无异常干扰; d. 调节器无异常声音; e. 调节器本体无异常报警; f. 自动和手动通道的设定值都不在其限制位置; 3 励磁变压器检查 282 Q/188-105.01-2004 a. 变压器内部运行声音正常，无焦味; b. 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; c. 变压器本体清洁完好，无异物，无异音，无异常振动; d. 套管清洁无裂纹，放电现象。 e. 变压器温度正常，温控仪工作正常。 f. 变压器前后柜门均应在关闭状态， g. 变压器无漏水、积水现象，照明充足，消防器材齐全。 1.18.3 变压器正常运行时的监视与检查 1.18.3.1 投入运行前的准备工作 1)变压器投入运行前，应将全部工作票收回，拆除一切安全措施，并由检修人员详细交待检 修调整试验记录。 2)在变压器各侧刀闸断开的情况下，做各侧开关的拉、合闸、保护动作跳闸的传动试验(由 运行人员配合进行)。 1.18.3.2 变压器投运前的检查 1)确认有关工作已终结，临时措施已拆除。 2)油枕和充油套管内油色透明，油位正常(储油柜的油位应与环境温度相对应)。 3)瓦斯继电器充满油，连接门已开，无气体，引出线完好。 4)各相分接头位置正确，是否一致。 5)变压器本体清洁、无杂物，外壳接地牢固，各处无渗漏油现象。 6)吸湿器已装有合格的硅胶。 7)套管清洁无损坏、裂纹及放电痕迹。 8)安全气道的防爆膜或压力释放阀良好。 9)各组冷却器控制选择开关位置正确。 10)变压器油泵及风扇转向正确。 11)有载调压装置各部正常，位置指示器正确。 12)冷却器(散热器)的油门全部打开; 13)油箱及变压器铁心接地是否良好; 14)各保护装置是否正常投入。 1.18.3.3 油浸变压器的运行中检查项目 1) 充油部分无渗油及漏油现象。 2) 各部接头无过热现象，法兰盘完整无损，无凸出现象，电缆头无渗油、漏油现象。 3) 声音正常，无放电声。 4) 变压器油温指示正常，运行温度与对应负荷及环境温度相符合，手触外壳不应过热。 5) 呼吸器的吸湿剂不应到饱和状态。 6) 冷却装置控制箱内各部元件无过热现象，控制选择开关位置符合运行要求。 283 Q/188-105.01-2004 7) 变压器室内门窗、门锁、照明及防火设备齐全、完整。 8) 油泵及风扇运行正常，各冷却器手感温度相近，油流继电器工作正常。 9) 变压器有载调压装置油位油色正常。 10) 变压器外壳及铁心接地应良好。 11) 防爆管隔膜完整。 12) 中性点接地电阻箱内无异常现象。 13) 变压器周围照明充足，防火设备齐全、完好。 1.18.3.4 在相同的环境温度及相同的负荷条件下，变压器油温与以前的记录值相比不应有明显的 差异。 1.18.3.5 正常情况下，变压器的油位随着温度的变化而变化，在相同的油温条件下 ，变压器油 位不应有明显的差异。 1.18.3.6 干式变压器运行中检查项目 1) 变压器内部运行声音正常，无焦味; 2) 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; 3) 变压器本体清洁完好，无异物，无异音，无异常振动; 4) 磁瓶清洁无裂纹，放电现象。 5) 变压器温度正常，温控仪工作正常。 6) 变压器前后柜门均应在关闭状态， 7) 变压器无漏水、积水现象，; 8) 检查变压器室内通风设备正常，照明充足，消防器材齐全。 1.18.3.7 下列情况下，应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数: 1)大风时，变压器上部引线无剧烈摆动和松脱现象，顶盖和周围无杂物。 2)大雪天，套管及引线端子是否落雪后立即融化。以判断是否过热，瓷瓶不出现造成闪络的 冰柱。 3)大雾天，内部无放电、套管无破裂及烧伤痕迹。 4)气温骤变时，油温、油位变化情况，冷却装置的运行情况，是否有过热或冰冻现象。 5)过负荷时，监视负荷、油温、油位变化，接头接触良好无过热现象，冷却系统运行正常。 6) 短路故障后，检查有关接头有无变形，有无喷油现象，变压器中性点或放电间隙有无烧伤 痕迹。 7)有严重缺陷时。 8)新投运或经检修、改造的变压器在投运72小时内。 9)雷雨后。 1.18.4 直流系统运行中的检查 1.值班人员每班对直流系统母线电压，绝缘情况，硅整流和母线上的联结设备进行检查。 2.正常运行110V直流母线电压在110,120V范围以内，220V直流母线电压在225V,235V以 284 Q/188-105.01-2004 内。 3. 检查项目 1)直流系统的运行方式与直流屏上各刀闸的实际位置相符; 2)硅整流浮充装置运行正常，导线连接良好，无松动发热，熔断器良好，焊接处无脱焊现象; 3)电流输出正常，备用浮充机在良好备用状态; 4)直流系统绝缘情况良好，无接地现象; 5)直流盘上各表计指示正常; 6)直流盘上各信号灯指示正常。 1.18.5 电动机的正常运行维护 1.18.5.1 电动机检修后，工作人员应办理工作票终结手续，向运行人员交待设备的状况和绝缘电 阻值。 1.18.5.2 电动机启动前的检查项目 1)检查工作票已终结，机组上已无人工作，电动机周围清洁，无防碍运行的物件。 2)检查继电保护及联锁装置正确投入。 3)测量电动机及其电源电缆绝缘应合格。 4)检查电动机所带设备应符合启动条件，并且无机械引起的倒转现象。 5)润滑油量充足，油位指示在标准范围内，油色透明，无杂质，无渗油处;如果是用强迫油循 环，应先投油系统;轴承用水冷却者，应开用冷却水。 6)直流电动机应检查整流子，电刷良好，表面光滑，电刷弹簧压力适当。 7)底脚螺丝、接地线及靠背轮、防护罩牢固良好。 8)绕线式电动机滑环、电刷及启动装置接触良好，刷辫及电刷完整，频敏电阻器短路开关或降 压启动变压器开关在断开位置， 9)手动盘车无卡涩现象，且静、转子无磨擦声。 10)电动机及所带设备的电气仪表和热工仪表完整、正确。 11)大型密闭电动机空气冷却器的水系统应投入运行。 1.18.5.3 电动机启动时的注意事项 1) 鼠笼式电动机在冷、热状态下允许启动的次数，应按制造厂的规定执行，如制造厂无规定 时，可根据所带动机械特性和启动条件确定。 正常情况下，允许在冷态下启动两次，每 次间隔不得小于5分钟，在热态下可启动一次，只有在事故处理以及启动时间不超过2,3 秒的电动机可多启动一次。 当进行动平衡试验时启动间隔为: ——200 KW以下的电动机，不应小于0.5小时; ——200,500 KW的电动机，不应小于1小时; ——500 KW以上的电动机，不应小于2小时。 电动机冷、热态规定: 285 Q/188-105.01-2004 ——冷态:电动机本身温度60?及以下; ——热态:电动机本身温度60?以上。 2) 启动电动机时应严密监视启动电流的变化，启动后电流长时间不返回，或合闸后电流表不 动，电机不转，应立即停止，查明原因后再进行启动。 3)值班人员在启动大型电动机或直流电动机前，应事先与有关人员取得联系，事故情况下除 外，但事故后须通知有关人员。 4)备用中的电动机自动投入时，应先合上被联动投入开关，再恢复跳闸设备开关及信号装置。 5)直流电动机启动时，应注意动力直流母线电压。 6)电动机的启动应逐台进行，一般不允许在同一母线上同时启动两台及以上电动机。 7)禁止在电动机倒转的情况下启动。 1.18.5.4 电动机运行中的检查与维护 1)电流表指示稳定，不超过允许值，否则应报告值长或机组长，并根据其指示采取措施。 2)电动机声音正常，振动、窜动不超过规定值，运行指示灯指示正确。 3)各部分温度不超过规定值，无烟气、焦臭味、过热等现象。 4)电动机外壳、启动装置的外壳接地线良好，底脚螺丝不松动，电缆无异常。 5)轴承油温正常，油位适当，油质透明无杂物，油环转动灵活，端盖及顶盖封闭良好，无喷油 漏油现象。 6)绕线式电动机和直流电动机，滑环表面光滑，电刷压力均匀，接触良好无火花现象，举刷装 置及短路环良好。 7)电动机通风道无阻塞，冷却水阀门及通风道挡板位置正确。 8)电动机周围清洁无杂物(不应有积灰、水汽、金属导线、棉纱头等)。 1.18.6 UPS的检查和维护 1) 检查配电屏、整流器、逆变器、静态开关、旁路变压器等无异常声音，无特殊气味，外观 整洁，外壳接地良好; 2) 输出电压表，电流表，蓄电池电压表，电流表指示正常; 3) UPS控制盘灯光指示正确，无异常报警; 4) 整流、逆变器柜通风滤网清洁无堵塞现象。 1.18.7 保安电源检查、维护 1) 检查柴油机仪表盘及各控制柜控制方式正确。 2) 检查柴油机机油、燃油、电解液及冷却液液位正常。 3) 检查辅助交流电源送电正常，蓄电池自动充电正常。 4) 检查机体清洁，控制柜及仪表盘上报警灯试验正常，油、水加热器自动投停正常，保安段 电源开关控制方式正确。 1.18.8 柴油机运行维护 1)柴油机运行时应检查无渗漏现象，冷却风扇和充电机皮带无损坏、无异味。 286 Q/188-105.01-2004 2)各仪表指示正确，机油压力、温度正常，空气滤清器进气阻力指示正常。 3) 运行时检查动力柜上机组频率、电压正常，三相电流平衡，启动和控制蓄电 池自动充电良好。 4) 柴油机每月应进行两次试验. 2. 运行调整 2.1 运行调整的目的、任务 2.1.1 确保各主要参数在正常范围内运行，及时发现和处理设备存在的缺陷，充分利用计算机的 监控功能使机组安全、经济、高效地运行。 2.1.2 调整锅炉上水和燃烧，使其满足机组负荷的要求。 2.1.3 保持炉内燃烧工况良好，各受热面清洁，降低排烟温度，减少热损失，提高锅炉效率。 2.1.4 保持汽温、汽压，汽包、除氧器、凝汽器水位正常。 2.1.5 通过锅炉连排、凝结水系统放水和除氧器排氧、凉水塔排污等手段保持各汽水品质合格。 2.1.6 合理安排设备、系统的运行方式，使之运行在最佳工况，提高机组的经济性。 2.2 汽温调整 2.2.1 过热蒸汽温度的调节 52.2.1.1 过热蒸汽温度正常应保持在541??。 10 2.2.1.2 过热蒸汽温度调节分两级喷水调节，第一级在分隔屏入口作为粗调，第二级喷水在后屏和 末级过热器之间，作为细调。 2.2.1.3 第一级喷水的被调参数为分隔屏出口汽温，第二级喷水的被调参数为过热器出口汽温。 2.2.1.4 各级过热器允许的极限温度: 名称 计算蒸汽温度 计算管壁温度 允许管壁温度 低温过热器 421 433 456 分隔屏过热器 461 487 503 后屏过热器 538 557 579 末级过热器 553 563 580 2.2.1.5 当高压加热器解列时，注意防止主蒸汽温度超限。 2.2.2 再热蒸汽温度调节 52.2.2.1 再热蒸汽温度正常应保持在541??。 10 2.2.2.2 再热汽温度采用燃烧器摆动角度来调节，再热蒸汽喷水减温用于事故情况下。当再热汽温 超限时，喷水作为紧急调节用，当再热汽温恢复正常时，自动停用。 2.2.2.3 各级再热器允许的极限温度: 287 Q/188-105.01-2004 名称 计算蒸汽温度 计算管壁温度 允许管壁温度 末级再热器 591 621 627 2.2.2.4 当高压加热器解列时，注意防止再热蒸汽温度超限。 2.2.3 蒸汽温度调节注意事项: 2.2.3.1 在用燃烧器摆角调节再热汽温时，要注意过热汽温的变化，并适当调节过热器一、二级喷 水量。 2.2.3.2 MFT时，必须立即检查关闭过热器和再热器喷水管路中隔离门。 2.2.3.3 锅炉正常运行中要将过热器一、二级减温水调节阀，再热器喷水调节阀、燃烧器摆角控制 器全部投入“自动”，并对汽温自动控制系统的加强监视。 2.2.3.4 正常运行时，如发现汽温偏离设定值较大时，或汽温控制失灵时，要迅速进行手动调整， 并及时联系热工人员进行处理。 2.2.3.5 下列情况容易引起蒸汽温度变化: 2.2.3.5.1 汽压波动时。 2.2.3.5.2 负荷变化时。 2.2.3.5.3 煤质变化时。 2.2.3.5.4 给水温度变化(如启、停高压给水加热器等)时。 2.2.3.5.5 风量变化时。 2.2.3.5.6 磨煤机启停时。 2.2.3.5.7 水位变化时。 2.2.3.5.8 锅炉吹灰时。 2.2.3.5.9 燃烧器摆角变化时。 2.3 二次风的调整 2.3.1 用辅助风挡板来调节大风箱与炉膛差压。当锅炉负荷,30%MCR时，保持大风箱与炉膛差压在 0.38kPa;当锅炉负荷在30%,50%MCR之间，大风箱与炉膛差压由0.38kPa增至1.0kPa;当 锅炉负荷?50%MCR时，保持大风箱与炉膛差压在1.0kPa。 2.3.2 锅炉负荷小于35%MCR时，各层辅助风门全开，当负荷大于35%MCR时从上到下将不投煤粉喷 嘴的上、下层辅助风门关至约5%。 2.3.3 燃料风挡板按燃料量的比例进行控制，当该煤层停运时，相应燃料风挡板关闭至5%。 2.3.4 上部燃尽风挡板，根椐负荷来切投。当负荷为50,75%MCR时，打开G、H层CCOFA挡板;当 负荷在75,100%MCR时，根据烟温偏差，打开I、J、K层SOFA挡板。 2.3.5 当锅炉主燃料切断(MFT)时，将各层辅助风挡板全开。 2.3.6 锅炉点火时，当油枪投入时，该油枪辅助风挡板关至点火位置(35%)，投油后开辅助风挡 板至70%。 2.3.7 大风箱与炉膛差压大于2.3MPa时，将辅助风挡板和燃料风挡板全开。 288 Q/188-105.01-2004 2.4 燃烧调整 2.4.1 锅炉正常运行中，将给煤机转速控制投入“自动”，将送风量和炉膛负压投入“自动”，在 解除“自动”时，要缓慢进行手动调整，保持负荷及燃烧稳定。 2.4.2 锅炉运行中要严密监视炉膛负压、送风量、给煤机等“自动”控制运行情况，发现异常及时 联系处理。 2.4.3 锅炉运行中要严密监视火焰检测器、二次风挡板、炉内火焰情况。定期就地检查各燃烧器、 二次风箱风门，发现问题及时处理。 2.4.4 锅炉正常运行中按规定的层数并保持相邻磨煤机运行。 2.4.5 磨煤机煤粉细度保持在R,22.5,。 90 2.4.6 锅炉运行中，保持油压正常在3.5MPa，所有油枪处于良好备用状态。 2.4.7 锅炉启停、增减负荷、启停磨煤机以及给煤机断煤、跳闸和煤种变化时，要加强燃烧调整。 要保持两层相邻喷嘴运行，否则应有油枪助燃。低负荷时，要保持下层燃烧器运行。 2.4.8 正常运行中，保持氧量在3,6,，低负荷时保持高氧量，高负荷时保持低氧量。 2.4.9 锅炉正常运行中, 应定期就地观查炉内煤粉燃烧情况，并核对就地二次风门开度与DCS上指 示是否一致。 2.4.9 影响汽温偏差的因素有: 2.4.9.1 一、二次风率配比。 2.4.9.2 燃烧器摆角。 2.4.9.3 过量空气系数。 2.4.9.4 OFA投运方式。 2.4.9.5 磨煤机投运方式。 2.4.9.6 煤粉细度。 2.5 水位调整 2.5.1 控制循环锅炉汽包水位允许变化范围，报警值和停炉值见下表: 锅炉型式 允许变化范围mm 报警值mm 停炉值mm 控制循环 ?50 +127 / -178 +254 / -381 2.5.2 锅炉正常运行中必须保持水位在?50mm范围内，尽量减少水位的波动。 2.5.3 在锅炉运行中，每班校对就地水位计与LCD水位指示。 2.5.4 机组运行期间，运行中的汽动给水泵均应投自动，给水“自动”投入时，严密监视给水控制 系统的运行情况。 289 Q/188-105.01-2004 2.5.5 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内，及时通知热工人员 处理，汇报值长。 2.5.6 进行水位调节的手,自动切换时，应手动将汽包水位调至“0”位稳定后，投入给水自动， 防止自动调节系统发生大的扰动。 2.5.7 遇有下列情况时，加强水位的监视和控制: 2.5.7.1 负荷增减幅度过快。 2.5.7.2 完全阀动作。 2.5.7.3 燃料增减过快。 2.5.7.4 启动和停止给水泵时。 2.5.7.5 给水自动失灵。 2.5.7.6 承压部件泄漏。 2.5.7.7 汽机调门、旁路门、过热器及主汽管路疏水门开关时。 2.5.8 正常运行中如发现水位过高时，及时控制给水流量或调整汽包水位定值。可开大连续排污 进行紧急放水。如果主汽压力小于1MPa时，可用后墙放水门进行紧急放水。 2.5.9 对于定排污水井减温水门的调节，要求在控制定排污水井排出水温度?50?的情况下，应 尽量关小定排污水井冷却水门。在锅炉启、停过程中，由于排污量大，应及时调节定排污 水井减温水门，以防工业废水沟盖板冒汽。 3. 机组运行方式 3.1 机组控制 3.1.1 机组负荷在30%,100% 范围内均可在协调控制方式下运行。只要系统没有故障应尽量投入 协调控制。机组在启动过程中，当三台磨投入自动后，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: 3.1.1.1 出现RB工况，而RB功能未自动实现。 3.1.1.2 调节特性变差，机组主要参数偏离正常控制范围，长时间不恢复。 3.1.1.3 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。 3.1.2 机组控制方式 3.1.2.1 基本方式(BASE) 当锅炉控制器与汽机控制器都在手动方式时，控制方式便为基本方式。 3.1.2.2 协调方式 (CCS)我厂协调控制系统包括8个回路: 3.1.2.2.1 单元负荷控制回路 10YK0001 单元负荷控制回路的主要任务是:根据机组可以接受的各种外部负荷指令，处理后作为 负荷给定值，分别送到锅炉主控系统和汽机主控系统，有三个子回路:负荷控制站、最 大最小限制回路、负荷变化率限制回路。 290 Q/188-105.01-2004 3.1.2.2.1.1 负荷控制站:正常运行中，单元负荷的指令由ADS中调负荷指令给定，不用ADS指令 时，可由操作员手动设定。 当满足下列条件之一时，负荷指令控制站工作在手动跟踪方式: a)ADS指令坏。 b) 炉膛无火。 c) 锅炉主控手动。 d) RB发生。 e) 炉跟机方式。 f) MFT ，延时3秒。 3.1.2.2.1.2 负荷的最大、最小值限制回路:当AGC投入时，负荷指令由ADS送来的负荷指令信号 经过最大、最小值运算回路的限制，得到合适的指令输出。 负荷的最大值由小选块完成。三个输入分别为负荷控制站的输出信号，机组本身的最 大负荷110,，RB来的机组最大信号。 负荷的最小值由大选块完成。三个输入分别为小选块的输出信号，机组本身的最小负 荷 0,，RB来的机组最小信号。 经过最大值和最小值运算回路的限制而得到负荷的设定信号，被送到速率限制回路。 3.1.2.2.1.3 负荷变化率的限制回路:利用变化率限制回路SPC将负荷改变的阶跃信号转化为以一 定速度变化的斜坡信号，该限制速率主要来自两方面:由汽机应力限制回路产生 (K+)和由操作员手动设定(K -)。 3.1.2.2.1.4 当发生下列条件之一时，闭锁负荷增加。 a) 任一台一次风机的入口调门开度,98,; b) 任一台送风机的入口动叶开度,98,; c) 任一台吸风机静叶开度,98,; d) 汽包水位偏差(SP,PV)10C05Z XQ04大于60mm; e) 主汽压力偏差(SP,PV)10YK004 XV01大于3,; i) 燃料主控偏差(SP,FUEL)10YK008 XC09大于一定值; j) DEH闭锁变负荷 10DEHDCSD1; k) DEH闭锁增负荷 10DEHDCSD2。 3.1.2.2.1.5 当发生下列条件之一时，闭锁负荷减少。 a) 汽包水位偏差(PV,SP)10C05Z XQ04大于60mm; b) 主汽压力偏差(PV,SP)10YK004 XV01大于3,; c) 燃料主控偏差10YK008 XC10小于一定值; d) DEH闭锁变负荷10DEHDCSD41; 3.1.2.2.2 RUNBACK回路 10YK0002 RB回路的主要作用是计算最大与最小允许负荷值。 291 Q/188-105.01-2004 3.1.2.2.2.1 机组最大可能出力运算回路: a) 每台机组有五台磨煤机，在此回路中把五台磨的上限值求和，转化为百分数 (加燃油流量信号)。没有磨煤机运行时，最大出力为机组负荷的30,。 b) 每台机组有两台一次风机，每台运行带60,的负荷。 c) 每台机组有两台送风机，每台运行带60,的负荷 d) 每台机组有两台吸风机，每台运行带60,的负荷 e) 每台机组有三台给水泵，两台汽泵能带100,的负荷，一台电泵带30,的负 荷。 f) 本机组有三台炉水循环泵，每台带60,的负荷。 g) 本机组有两台空预器，每台带60,的负荷。 根据上述各辅机的投入数量，计算出各自的最大可能出力值，经过小选块综合后， 形成机组最大可能出力信号。 在某些辅机的计算回路中，运行信号都经过一个后延时块，这样做的目的就是说，在 规定的时间内，如果设备再次启动，则不发RB 信号。否则，才发RB信号。 3.1.2.2.2.2 最小允许负荷的计算: 根据磨煤机的运行情况，计算出各台磨煤机的最小允许负荷，与燃油流量求和综合后 得出最小允许负荷。 3.1.2.2.2.3 RB限速回路 当机组发生RB时，单元负荷控制站的输出切换到最大允许负荷，而RB回路计算的最 大出力将发生一个较大幅度的阶跃，为了避免这一信号对机组造成的冲击，在该回路 中考虑了对最大出力的变化速度进行限制。 本机组的RB的切负荷的速率，除由燃烧系统引起的RB的降速率为10,/min，其余都 为40,/min。正常时，限制锅炉反馈信号的下降速率为10,/min。最大可能出力回路 中的各种设备的最大可能出力与锅炉的实际负荷相比较，如果实际负荷大于某一设备 的最大可能出力，则意味着是由该设备的异常引起RB。 3.1.2.2.2.4 RB的复位 1) 手动在OM上复位。 2) 自动复位。 3.1.2.2.3 频率校正回路 10YK003 3.1.2.2.3.1 在机组处于协调运行方式下，机组直接感受电网频率的变化而采取相应的增减荷措 施，即一次调频。 只有在下列条件满足时，频率校正信号(XV01)有效 a) 汽机主控自动 10YK0006 XC11 b) DEH在远控 10DEHDCSD1 c) 功率信号 OK 10YK0002 XV01 292 Q/188-105.01-2004 d) 没有RB发生 10YK0002 XV01 e) 锅炉主控自动 10YK0005 XC11 f) 机组负荷大于40, g) 频率校正投入指令 3.1.2.2.3.2 汽机控制器感受电网频率的变化，并将这个变化转化为负荷偏差的形式，送到频率校 正回路，频率校正回路的功能是将这个偏差信号送到锅炉主控和压力设定值回路，使 锅炉快速响应。频率降低时，锅炉指令增加，频率升高时，锅炉指令减小，经过锅炉 主控和汽机主控的共同作用，将频率修正到50Hz。 3.1.2.2.4 压力设定值回路 10YK004 3.1.2.2.4.1 定压运行和滑压运行: a) 定压运行方式:指机组在运行中保持主汽压力不变，通过改变汽机调门的开度来改 变发电机出力，维持机组压力恒定。 b) 滑压运行方式:单元机组通常在一定范围内滑压，在较低和较高的负荷下还是定压 运行。 3.1.2.2.4.2 启动和低负荷阶段压力设定值跟踪: 在启动阶段，主汽压力靠高旁控制，高旁控制系统有它自己的压力控制回路。当启动 阶段结束，机组进入正常运行，压力设定值平滑地转移到相应的定压或滑压设定值。 a) 定压运行方式: 运行人员需在OM上给定一个最小压力设定值(10YK0004/2)，当机组负荷指令 10YK0001 XQ01 对应的压力设定值小于最小压力设定值时，系统在定压方式下运 行。 b) 滑压运行方式; 滑压运行的压力设定值通过炉负荷指令加一个0,20,的调整值(在OM画面上调整 0,20,)形成。在启动阶段定压运行中，随着负荷的增加，炉负荷指令逐渐增 加，当设定值大于最小压力时，进入滑压运行方式。 3.1.2.2.5 锅炉主控: 10YK0005 锅炉主控回路是负荷指令回路与燃烧控制系统之间的接口，将经过修正的机组负荷指令 发送到风量控制回路及燃料控制回路，以协调锅炉出力与负荷指令之间的匹配关系。此 回路既可以工作在自动方式，也可以工作在手动方式。 3.1.2.2.5.1 协调运行方式: 机组处于协调运行方式时，锅炉主控处于自动方式。协调控制是以锅炉跟随为基础 的，即汽机侧控制负荷，锅炉维持主汽压力。一旦机组要改变负荷，那么要求锅炉立 即改变送风量与燃料量，以适应汽机侧负荷变化。 293 Q/188-105.01-2004 机组在协调方式时，锅炉主控的作用是维持主汽压力等于设定值，故在锅炉主控回路 中还包括一个压力控制回路，主汽压力信号与压力设定值信号形成一个压力偏差信 号。 如果压力偏差信号超出某一限制，说明压力偏差大，锅炉主控调节不过来，此时就向 汽机主控送一信号(XQ04)，以使汽机限制调阀门的开度，共同维持汽压。 3.1.2.2.5.2 锅炉跟随方式:当同时满足下列条件时，锅炉处于跟随状态: a) 无RB 10YK0002 XV04 b) DEH不在远控方式 c) 汽机控制手动10YK0006 XC12 d) 机组并网 e) 锅炉主控自动 在此方式下，采用直接能量平衡信号(压力设定值除以主汽压力再乘以第一级压力 10C01—P901)作为锅炉指令的前馈，该信号能迅速反应汽机对锅炉的需求。这样能 迅速消除由汽机侧负荷变化而引起的主汽压力波动。当它是一个粗调，要定量消除压 力偏差，还要通过压力调节器PID2进一步调节。 3.1.2.2.5.3 协调与跟踪的无扰切换:锅炉处于协调方式时，PID2处于跟踪状态，模拟开关的两端 相等，这样实现了无扰切换。 3.1.2.2.6 汽机主控 10YK0006 汽机主控回路相当于负荷指令回路与汽机控制器之间的接口。在汽机跟随方式下，模 拟切换开关为主汽压力与设定值的偏差。 3.1.2.2.7 热值校正回路 10YK0007 如果使用设计煤种作为燃料，则一定的负荷对应一定的燃料量，锅炉燃烧系统能够适应 锅炉能量的需求，但是，如果煤的热值发生变化，一定的燃料量就得不到对应的锅炉出 力。因此，在热值校正回路中，用蒸汽流量信号生成校正因子，乘到磨的燃料控制回 路，自动校正煤的发热量，使燃料量迅速响应煤质的变化。 在下列条件下，禁止投入热值信号: a) 输入、输出负荷不平衡。 b) 高旁未关。 c) 锅炉主控设定手动。 d) 没有磨煤机在遥控方式。 e) 机组负荷小于40,。 f) RB。 3.1.3 单元主控运行操作的有关规定 294 Q/188-105.01-2004 3.1.3.1 当炉跟机运行时，锅炉的负荷是根据汽轮机的要求而变化的，汽轮机调节器控制机组功 率，锅炉调节器控制主汽压，这种控制方式负荷快速适应性好，但汽压波动较大。尽可能 不采用炉跟机运行方式。 3.1.3.2 当机跟炉运行方式时，锅炉调节器控制燃料量，汽机调节器控制主汽压，这种控制方式汽 压波动小，但负荷适应能力较差。 3.1.3.3 在协调控制方式下，机主控的作用是:维持机组负荷等于运行人员设定目标值;机主控对 负荷偏差进行PID运算后输出汽机阀门指令到DEH系统，通过GOV SET指令控制高、中调 门的开度;但负荷的调节范围受主汽压力的限制，即原限制范围(,1机组)为:低限15 MPa，现变更为:9.5MPa—17.25 MPa(在机主控回路中进行设置)。炉主控的作用是维持 主汽压等于给定值，故在炉主控回路中包括一压力控制回路，主汽压设定值与主汽压形成 一个压力偏差，如果此压力偏差超过某一限制(?1.5MPa)、锅炉主控调节不过来就向汽 机主控送一个压力偏差信号、使汽机主控也参与主汽压调节，这样来共同维持主汽压稳 定。在压力设定值回路中机组压力设定值可调范围为:9.5MPa—17.25 MPa、压力变化速 率设置为:0.25 MPa/Min。 3.1.3.4 协调控制是以锅炉跟随为基础的协调控制，即在锅炉跟随汽机基本控制方式的基础上、加 上前馈、非线性环节;当汽压偏差超过非线性环节的不灵敏区?1.5时(在炉主控回路中 设置)、在汽机主控发出的调节阀开度指令受到限制，这样弥补了主汽压力波动大的缺 点、改善了控制品质。另外在锅炉主控回路中增加了负荷指令的前馈信号，使锅炉指令立 即跟随负荷变化。在协调控制方式下，汽机在调功的同时，还在一定的压力范围内直接调 压，而锅炉既受压力偏差信号进行调压，同时还接受功率指令信号进行调节。 3.1.3.5 在锅炉跟随方式下(即炉主控在自动、机主控在手动)，炉主控采用直接能量平衡信号， 以平衡机炉之间的能量供需关系。 3.1.3.6 在协调控制方式下，汽机承担着调功任务、功率指令信号由三部分组成:机组负荷指令、 频差校正信号、锅炉主控来的压力偏差信号。 3.1.3.7 在单独投入机跟随或单独投入炉跟随运行方式时，单元机组的控制方式一定在选择“定 压”运行方式。因为如果在滑压运行方式下，手动开大汽轮机调节汽门时，蒸汽流量则相 应跟随增大，机前压力下降。 3.1.3.8 如果要从协调控制方式切换至机跟随方式或炉跟随方式，则一定要先将机主控和炉主控全 部解除后，再重新投入机跟随方式或炉跟随方式。 3.1.3.9 在解除协调控制方式时，应先解除机主控后解除炉主控和燃料主控。 3.1.3.10 单元主控画面上定—滑压偏差是指定压方式时的压力设定值减去滑压方式时的压力值， 由定压方式切换至滑压方式或由滑压方式切换至定压运行方式都可以实现无扰动切换。 3.1.3.11 如机组运行在滑压方式则压力偏差仍然起作用，可以手动设定偏差值。由定压运行方式 切换至滑压方式或由滑压运行方式切换至定压方式，其压力的变化率为0.05MPa/min。 295 Q/188-105.01-2004 3.1.3.12 机组在滑压运行方式下，其压力的变化率最大为0.15MPa/min，滑压曲线按下列关系计 算:(额定负荷以600MW计算) 负荷 对应的压力 负荷 对应的压力 0,40%额定负荷 7.41 Mpa 70%额定负荷 12.960 MPa 45%额定负荷 8.336Mpa 75%额定负荷 13.892MPa 50%额定负荷 9.262 MPa 80%额定负荷 14.818 MPa 55%额定负荷 10.188MPa 85%额定负荷 15.744MPa 60%额定负荷 11.114 MPa 90%额定负荷 16.67 MPa 65%额定负荷 12.040MPa 90,100%额定负荷 16.67 MPa 3.1.3.13 机组在滑压运行方式下，其负荷的变化率是不受压力变化率影响的，机组负荷为变化率 与滑压压力变化率可以是斜率不同的二条直线，但当负荷变化率对应的压力变化率小于 0.15 MPa/min时以实际对应的压力变化率进行滑压运行;当负荷变化率对应的压力变化 率大于0.15 MPa/min时以最大压力变化率0.15 MPa/min进行滑压运行。 3.1.3.14 机组运行是当汽轮机主汽门全开，燃烧不稳定炉主控无法维持机前压力稳定，压力下降 时应立即将协调控制解除至基本控制方式-----手动控制。如仍然能维持机前压力稳定 时，则可以通过协调控制减少燃料量，关小主汽门开度。 3.1.3.15 当燃烧不稳定，压力偏差大于0.75 MPa(#1机)、1.5 MPa(#2机)时应立即将协调控制解 除至基本控制方式-----手动控制。 3.1.3.16 当要投入燃料主控时，一定先检查送风自动在投入、磨煤机容量风自动投入，否则燃料 主控投不上，但引风自动投入与否不影响燃料主控的投入。即:当送风、燃料任一控制 在手动状态时，炉主控自动切换到手动状态，此时锅炉指令跟踪总燃料量。 3.1.3.17 燃烧控制系统:包括燃料、风量和炉膛压力三个控制系统;燃料指令的形成:由锅炉指 令与总风量指令经过小值选择后，再在比较器中与总燃料量(煤量、油量之和)相比 较，所得的差值送到PI调节器，形成燃料量指令信号(即磨煤机负荷指令信号)去控制 磨煤机的容量风和旁路风。风量指令的形成:由锅炉指令、总燃料量及30,的常数经过 大值选择器处理产生总空气指令，以保证燃料的完全燃烧，并保证增加负荷时先加风后 加煤，减负荷时先减煤后减风。 3.1.3.18 负荷闭锁增减的条件:汽包水位达?100mm,达?98mm解除闭锁;设定主汽压力与实际主 汽压力偏差,0.75MPa，小于0.65 MPa解除闭锁;燃料主控偏差,10%;DEH内部指令闭 锁增减;另外当送风机、吸风机、一次风机档板开度,98%时闭锁增负荷。 3.2 机组保护联锁运行方式 3.2.1 所有运行、备用设备的保护、联锁必须投入。有问题需退出运行时，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，为防止保护误动，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， 296 Q/188-105.01-2004 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，应停止进行检修。 3.2.2 对于发变组，紧急情况下可停用部分保护，但两种主保护不得同时停用。 3.2.3 电气设备在运行中发生故障时，应及时检查保护及自动装置的动作情况，汇报值长及中 调值班员，同时作好记录，并经第二人复核无误后方可复归信号。 3.2.4 机组跳闸后，应解除“机跳电”和“电跳机”保护。并网后，立即投入“机跳电”和“电 跳机”保护。 3.3 炉水循环泵系统运行方式 3.3.1 炉水循环泵注水 炉水循环泵清洗与注水用水源共有4路。分别是本机供凝结水、邻机来凝结水、本机供高压给水、本机暖风器疏水泵供除盐水。 3.3.1.1 当本机凝结水水质不合格，且邻机停止时，采用本机暖风器疏水泵的除盐水作为炉水循环 泵冲洗水源;在锅炉点火后，汽包压力达0.2,0.3MPa时，停暖风器疏水泵，停止炉水循 环泵的冲洗水。 3.3.1.2 当本机凝结水水质合格，炉水循环泵冲洗水源采用本机供凝结水，在锅炉点火后，汽包压 力达0.2,2.0MPa时，停炉水循环泵的冲洗水。 3.3.1.3 当本机凝结水水质不合格，但邻机运行时，炉水循环泵采用邻机来凝结水作为冲洗水源; 在锅炉点火后，汽包压力达0.2,2.0MPa时，停止炉水循环泵的冲洗水。 3.3.1.4 锅炉正常运行时，锅炉给水作为炉水循环泵的备用注水水源。 3.3.2 炉水循环泵低压冷却水 3.3.2.1 正常运行时，用闭式冷却水供水。 3.3.2.2 当闭式冷却水压低至0.21MPa时，且炉水循环泵流量开关报警时，应立即检查启动除氧器 上水泵供水。 3.3.2.3 每台炉设三台炉水循环泵，正常运行中保证三台运行。两台运行可带满负荷，一台运行可 带60%BMCR负荷。 3.4 制粉系统运行方式 3.4.1 正常运行中，应保持磨煤机在额定工况下运行。在升负荷过程中，应均衡各运行磨煤机出 力。 3.4.2 在机组负荷600MW，总给煤量小于260t/h时，四台磨煤机即可满足需要，须停运一台磨煤 机;如遇煤质较差，四台磨煤机运行不能带满负荷时，可启动备用的磨煤机并记录原因。 3.4.3 启停制粉系统时，应防止大幅度增减负荷;在暖磨和磨煤机吹空过程中应缓慢增减风量，避 免引起其它磨煤机风量突变。 3.4.4 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 297 Q/188-105.01-2004 门，执行充惰时开启，充完关闭。 3.4.5 在冬季，对于停运的磨煤机应注意系统防冻。 3.5 空压机运行方式 3.5.1 正常运行时，维持仪用空气压力大于0.7MPa，杂用空气压力大于0.35MPa。空压机及附属设 备负荷应尽量分配在两段母线上。 3.5.2 ,1、2、3为仪用空压机，两运一备。正常运行时，应将仪用空压机控制方式打在“联控” 状态，并选择一台运行的仪用空压机作为主机。对仪用空压机进行手动启、停时，要将仪用 气控制方式切至“单控”状态，然后进行启停。 3.5.3 ,4、5、6、7、8为杂用空压机。正常运行时，应将杂用空压机控制方式打在“联控”状 态，并选择一台运行的杂用空压机作为主机。对杂用空压机进行手动启、停时，要将杂用气 控制方式切至“单控”状态，然后进行启停。 3.5.4 当运行空压机故障时，要及时对空压机进行切换，首先将控制方式打在“单控”状态，启动 备用空压机，然后再停止故障空压机。 3.5.5 保证两台吸干机并联运行。将#1、2吸干机切至母管供气方式。#1吸干机#1入口电动门切至 “就地”并打开，将#1吸干机#2入口电动门切至“就地”并关闭，并挂“有人工作，禁止 合闸”警告牌;#2吸干机#2入口电动门切至“就地”并打开，将#2吸干机#1入口电动门切 至“就地”并关闭，并挂“有人工作，禁止合闸”警告牌。 正常运行时，应监视吸干机露点温度在0?以下。 3.5.6 保证3,4台冷干机运行。检查运行的冷干机回水温度不超过45?，保持高压冷媒压力在 1.2,1.9MPa，低压冷媒压力在0.3,0.4MPa。对于,1冷干机运行时，要打开,1冷干机入 口,1手动门、,1冷干机出口门。关闭,1冷干机入口,2手动门，并挂“有人工作，禁止 操作”警告牌。 3.5.7 加强设备巡检次数，加强对空压机、吸干机、冷干机、滤网等放水点的排水，要求每半小 时定期排水一次。 3.6 辅汽系统运行方式 3.6.1 机组启动后辅汽切换为本机供给，启动锅炉处于备用状态。 3.6.2 #2机启动时，辅汽由#1机供给，如#1机停机，则由启动锅炉经由#1机高压辅助蒸汽联箱供 给。#1启动时，如#2机运行，高压辅汽联箱由启动锅炉或#2机供给。 3.6.3 机组启动负荷,25%时，辅汽由本机冷再提供，当机组负荷,40%时，由冷再切至四抽供汽。 3.6.4 在低负荷时，低压辅助蒸汽由高压辅助蒸汽经减温减压后供给。 3.6.5 正常情况下，高压辅助蒸汽联箱由本机四段抽汽提供;冬季低压辅助蒸汽联箱由本机五段抽 汽提供;高、低压辅助蒸汽联箱减温减压器在备用状态。 298 Q/188-105.01-2004 3.6.6 正常情况下#1、#2机高压辅汽联络门电动门、手动隔离门开启，联络管保持热备用，冷再供 高辅电动门、手动门开启，调节阀关闭并投入手动，调节阀前后疏水手动总门开启、疏水器 前后手动门开启、疏水器旁路门关闭。四段抽汽供高辅电动门、手动隔离门开启，高辅联箱 疏水阀投自动高辅保持热备用。 3.6.7 夏季关闭#1、#2机五段抽汽供低压辅汽电动门、手动隔离门并挂牌;关闭低压辅汽供热网、 锅炉暖风器用汽电动门、手动隔离门并挂牌;关闭#1机高压辅汽联箱供低辅电动门、手动隔 离门并挂牌。 3.6.8 正常运行时，保持锅炉辅汽联箱压力在1.0,1.6MPa，防止由于本机冷再减压阀故障，造成锅 炉辅助蒸汽联箱超压。 3.7 发电机密封油系统运行方式 3.7.1 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。 3.7.2 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?空气析出箱(氢侧回油至密封油扩大 箱?浮球阀?空气析出箱)?主机润滑油箱。 3.7.3 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?空气析出箱(氢侧回油至密封油扩大箱?浮球阀 ?空气析出箱)?主机润滑油箱。 3.7.4 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100Kpa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?空气析出箱(氢侧回油至密封油扩大箱?浮球阀?空气析出箱)?主机润滑油 箱。 3.7.5 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?空气析出箱(氢侧回油至密封油扩大箱?浮球阀)?密封油真空箱。 3.7.6 正常运行，密封油真空箱要保持-80,-86Kpa以上的真空，以利析出并排出油中水气。 3.8 氢气系统运行方式 3.8.1 发电机内额定氢压为414KPa，低于380KPa时要及时补氢，氢气纯度,98%。 3.8.2 机组启动前，发电机内需充满纯度合格的氢气。并网后，及时投入氢冷器冷却水，保持冷氢 温度小于46?。机组解列后，停用氢冷器冷却水及干燥器。正常运行时保证发电机氢气冷却 器入口冷却水温度?33?，最高不超38?。当大于33?时，要从额定负荷开始减负荷，每 升高1?，减负荷6.3MW。 3.8.3 正常运行，氢气干燥器投入，并要及时放水。氢气湿度、纯度要由化学定期化验，并按时检 查氢气纯度表。正常运行时控制发电机内氢气纯度,98%，不合格时要进行排污置换。额定 299 Q/188-105.01-2004 3氢压下机内氢气露点温度-14?,-25?之间， (2.0 g/m)，湿度不合格时，应检查氢气干燥 器的效果。 3.8.4 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。 3.8.5 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机房内积氢。 3.8.6 现场要常备足够的CO气体(一般不得少于20瓶)，以备紧急排氢时用。机组大修时，机内氢2 气必须置换完全。小修视时间长短及工作内容决定是否排氢，排氢时要注意对发电机氢气系 统各死角的置换。 3.9 除氧器排汽门的运行方式 3.9.1 通过对除氧器启动排汽和运行排汽的调整，在保证机组运行时给水溶解氧和凝结水溶解氧合 格的前提下，尽量减小排氧门的排汽损失。 3.9.2 正常情况下除氧器的运行排汽应回收至凝汽器，至大气门在关闭位置，在能保证除氧器出口 溶解氧在合格范围内,7μg/L时启动排气门应该全关。 3.9.3 正常运行时凝结水溶解氧不合格,30μg/L时，应该将除氧器的运行排汽切换至排大气。 3.9.4 当除氧器的运行排气切换至排大气运行方式时，注意调整阀门开度至排汽不带水，防止汽水 损失增大。 3.9.5 当调整除氧器的运行排汽不能保证除氧器出口给水溶解氧在合格范围内时，可适当开启除氧 器启动排汽门来增大排氧量，但启动排汽门的开度不能大于一圈。 3.10 给水泵汽轮机汽源运行方式 3.10.1 给水泵汽轮机正常运行时，采用四段抽汽供小机低压用汽。 3.10.2 关闭高压辅汽至A、B小机电动门，开启高压辅汽至小机试验用汽总门，并开启其疏水门， 保证供汽管道在热备用状态。 3.10.3 开启主汽至小机用汽高压汽源电动总门和主汽供A、B小机高压电动门，开启高压主汽管道 预暖阀，保持主汽管道在热备用状态。 3.10.4 低负荷时注意检查A、B小机高压主汽门在关闭位置。 3.10.5 机组运行正常，小机投入后只要小机的高压汽源具备投入条件，则一定要开启高压汽源电 动门，保持高压汽源在备用状态。 3.11 疏水系统带疏水阀的运行方式 3.11.1 在机组正常运行时，对带疏水器的疏水系统疏水器前后手动隔离门应开启、旁路门关闭， 保持机组正常运行时系统无积水。 3.11.2 正常运行时高压辅汽供小机用汽电动门前疏水，疏水器前后手动隔离门开启，疏水器旁路 门关闭。机组启动投入时旁路门开启，小机带负荷后关闭疏水器旁路门。 300 Q/188-105.01-2004 3.11.3 正常运行时高压辅汽供轴封用汽管道疏水，疏水器前后手动隔离门开启，疏水器旁路门关 闭。机组启动轴封供汽管道暖管时开启旁路门，轴封正常后关闭疏水器旁路门。 3.11.4 正常运行时冷再供高压辅汽联箱电动门后疏水，疏水器前后手动隔离门开启，疏水器旁路 门关闭，投入时疏水器旁路门开启。 3.11.5 正常运行时冷再供高压辅汽联箱调节阀后疏水，疏水器前后手动隔离门开启，疏水器旁路 门关闭，投入时疏水器旁路门开启。 3.11.6 正常运行时四抽供A小机用汽管道疏水，疏水器前后手动隔离门开启，疏水气动阀关闭。 3.11.7 正常运行时四抽供B小机用汽管道疏水，疏水器前后手动隔离门开启，疏水气动阀关闭。 3.11.8 高辅联箱至低辅联箱减温器后疏水，疏水器前后手动隔离门开启，疏水旁路关闭。 3.11.9 正常运行时VV阀前及高缸倒暖管疏水总门开启，疏水器前后隔离门开，旁路门关闭，机组 启动前疏水器旁路门开启，机组并网后负荷大于20%关闭疏水器旁路门。 3.12 循环水系统运行方式 3.12.1 机组启动投入循环水系统运行前，先投入启动冷却水泵并关闭冷却塔入口旁路门对循环水 系统注水，注水至冷却塔外区有水流出。 3.12.2 正常运行时，二台机启动冷却水泵出口联络门在关闭位置。 3.12.3 单台循环水泵运行时，另一台循环水泵无故障应投入联锁备用。 3.12.4 单台循环水泵运行时，启动冷却水泵必须投入运行，特别是在冬季机组启动前循环水温度 低冷却塔入口旁路门开启时，一定要投入启动冷却水泵运行，并调整启动冷却水泵至循环 水注水门的开度，保证循环水泵轴承冷却水滤网后水压力在0.2,0.3MPa。在发现轴承冷却 水滤网差压大时，要即时联系检修人员进行清洗。 3.12.5 机组正常运行时，凝汽器胶球清装置每天投入运行不少二小时，收球一小时，正常运行装 球数在800,1000个，每周补充一次胶球。 3.12.6 凝汽器入口水室、出口水室排空门每周应开启一次进行排空2分钟，保证凝汽器上部充满 水，注意在凝汽器胶球清洗装置投入运行时不能开启。 3.12.7 循环水系统投入运行，冷却水回水温度小于20?时，开启冷却塔防冻门，并要加强对冷却 塔结冰情况的检查。 3.12.8 冷却塔水池水位在机组运行时维持在1.8,2.0米，坚决杜绝采用溢流的方式进行排污。 3.12.9 机组正常运行夜间低负荷凝汽器真空大于85KPa时可以停止一台循环水泵运行。 3.12.10 机组正常运行时通过排污方式控制循环水浓缩倍率小于3.5。 3.13 闭式冷却水系统运行方式 3.13.1 闭式冷却水系统正常运行采用闭式水运行方式，但在特殊情况下如二台闭式水泵全部故障 或闭式水补水困难无法维持水位压力时可以切换为开式水运行方式。 301 Q/188-105.01-2004 3.13.2 运行中如二台闭式水泵全部故障时可以启动除氧器上水泵，开启出口至闭式水系统电动门 (手动门)，并同时开启汽泵闭式冷却水回水至化学汽水取样手动门、炉水泵闭式冷却水回 水至化学汽水取样手动门即切换为开式水运行方式，但一定要检查闭式水膨胀水箱水位。 3.13.3 正常运行时注意除氧器上水泵出口至闭式冷却水系统电动门(手动门)关闭，汽泵闭式冷却 水回水至化学汽水取样手动门关闭并挂牌;炉水泵闭式冷却水回水至化学汽水取样手动门 关闭并挂牌。 3.13.4 #2机闭式冷却水正常运行时注意关闭机侧闭式冷却水回水至凝汽器门关闭;除盐冷却水至 闭式水门关闭。 3.13.5 正常运行时闭式冷却水补水水源采用除盐冷却水，化学汽水取样冷却水补水水源作备用。 3.13.6 夏季循环水温度高闭式冷却器冷却效果差造成闭式冷却水温度超出正常值时，投入化学生 水泵供闭式冷却器冷却水参混运行。 3.14 夏季运行方式 3.14.1 主冷油器冷却水运行方式: 夏季循环水入口温度高，冷油器出口润滑油温度超出正常值时，二台主冷油器并列运行; 当单台循环水泵运行冷油器冷却水压力低造成润滑油温度超出正常值时，启动冷油器冷却 水泵排空结束后投入掺混水运行。 3.14.2 真空泵冷却器冷却水源运行方式: 夏季循环水温度高影响真空时投入化学生水泵供冷却水运行方式，如化学生水泵有工作则 启动真空泵冷却水泵运行，根据真空泵工作介质温度调节投入掺混水量。 3.14.3 夏季辅机冷却水运行方式: 夏季单台辅机冷却水泵运行无法保证各辅机冷却水参数时，白天启动二台辅机冷却水泵运 行，夜间循环水温度低时停止一台运行。 3.14.4 主油箱、给水泵汽轮机油箱、EH油箱电加热，定子冷却水电加热运行方式: 夏季为防止各电加热器误投入，夏季各电加热器电源停电。 3.14.5 制冷站运行方式: 每年四月初制冷站运行方式由制热倒为制冷方式，停止制冷站换热器，投入模块机，制冷 站冷却水循环泵送电，冷却水系统冲洗、滤网清洗、注水后投入运行，根据集控室温度选 择投入模块机的台数，一般投入2,3组模块机组。 3.14.6 夏季机房通风方式: 进入夏季机房屋顶风机根据机房温度选择投入运行台数，白天24台全部投入，夜间隔层投 入12台运行。夏季机房温度高时，除刮大风、下雨、沙尘暴等扬尘异常天气外，机房13.7 米、6.9米、0米层A列墙、固定端窗户根据情况部分或全部开启，机房固定端、扩建端大 门开启。 302 Q/188-105.01-2004 3.15 发电机正常运行方式 3.15.1 正常情况下，发电机应按其出力曲线运行，但进相运行时，应执行发电机进相运行规定。 3.15.2 发电机定子电压允许在额定值的?5%范围内变化，相应定子电流可在额定值的?5%范围内 变化，当功率因数为额定值时,其有功功率不变。 3.15.3 发电机运行电压最高不得超过额定值的110%(24.2KV)，最低运行电压不能低于额定值的 90%(19.8KV),此时应满足电网稳定运行的要求。当发电机的电压下降到低于额定值的95% 时，定子电流长时期允许的数值，仍不得超过额定值的105%。 3.15.4 发电机允许在三相不平衡电流下运行，但定子各相电流之差不得超过额定值的8%，且最大 一相不超过额定值。 3.15.5 发电机功率因数正常按迟相运行;当500KV母线电压超过550KV且满足进相运行条件时， 按进相运行规定执行。 3.15.6 发电机频率应保持在50HZ运行，其变化范围不超过?0.2HZ。 3.15.7 发电机及其辅助系统运行参数按氢油水规定执行，运行中应监视发电机及其辅助系统参 数，若参数与正常模式参数相比较有较大变化，应认真分析原因，汇报领导，采取措施。 3.15.8 发电机定子绕组在事故情况下允许短时间过负荷运行，由于过负荷运行时，定子温度将超 过额定负载时的数值，所以过负荷每年不得超过两次。 允许过电流时间 S 10 30 60 120 定子电流/定子额定电流 2.26 1.54 1.3 1.16 2对于其它允许过电流时间与过电流倍数可用下式计算: (I*,1),,37.5s 式中:I*,定子过电流的标么值 ,,持续时间，适用范围10,60s 发电机转子绕组允许过电压能力: 允许过电压时间 S 10 30 60 120 转子电压/转子额定电压 2.08 1.46 1.25 1.12 正常运行中定子或转子绕组温度较高时，应适当限制短时过负荷的倍数和时间。带缺陷运 行时，不允许短时过负荷。 3.15.9 发电机进相运行条件 1)发电机运行工况正常，定、转子冷却方式符合规定 ，冷却介质温度、流量在额定范围 内; 2)自动调节励磁装置良好，并投入运行。强励、低励限制、失磁保护投入运行; 3)发电机的端电压、厂用母线电压不低于额定值的95%，即发电机端电压大于20.9KV、6KV 母线电压大于5.7KV、400V母线电压大于361V。 303 Q/188-105.01-2004 4)发电机定子线圈及铁心温度在允许范围内; 3.15.10 500KV母线电压调整要求 我厂500KV母线电压定为省调电压监视考核点。该电压按省调下达的电压曲线进行调整， 并且电压在允许偏差范围(515—525KV)内,其调整要求是: 500KV母线电压正常控制在目标电压值为515—525KV范围内，超出此范围，为无功调整不 合格。无功高峰负荷期间，发电机无功应增到500KV母线电压达到上限值，或按发电机P— Q曲线带满无功为止;无功低谷负荷期间，发电机无功要减到500KV母线电压达到下限值或 功率因数提到迟相的0.98以上(或其它参数达到极限)。 无功低谷负荷期间，已按上述规定进行调整但500KV母线电压仍将超过524KV时，按发电 机进相深度执行。 3.15.10 发电机进相运行深度规定 进相运行条件全部满足时，发电机可按下列规定进相运行: 1)#1(2)发电机带600MW有功负荷时，可吸收60Mvar无功负荷;发电机带450MW及以上 有功负荷时，可吸收80Mvar无功负荷;发电机带300MW及以下有功负荷时，可吸收120Mvar 无功负荷;特殊情况下，按值班调度员命令执行。 2)进相运行连续时间一般不超过8小时。 3.15.11 加强发电机进相运行期间的监视: 1)发电机端电压、厂用母线电压不低于规定值 2)发电机励磁调节器应在“自动”方式运行，不得运行在“手动”方式; 3)发电机冷却系统压力、流量、温度正常; 4)发电机定子线圈温度不超过90?，端部铁心、齿屏蔽、齿压板温度不超过120?，铜屏蔽温 度不超过130?; 5)发电机温度表1小时记录一次。 3.15.12 发电机进相运行期间的异常处理 1)发电机进相运行期间，若发生振荡或失步，应立即增加发电机无功，减少有功，采取上述措 施无效时，自失步起2分钟不能恢复同步时将振荡机组解列。 2)发电机进相运行期间，若发生异常(如发电机温度升高过快或超过规定值等)，应立即停止 进相运行。 3.16 励磁系统运行方式 3.16.1 #1、2发电机采用机端自并励静止可控硅励磁方式，励磁设备由调节柜、可控硅功率柜、 灭磁设备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负荷角限制器以 防止过励和欠励。 3.16.2 当发电机电压低于90%额定电压时，调节器强励10秒，强励电流2倍额定电流。 3.16.3 发电机的启励电源取至汽机PC，经启励变压器A03和整流器向发电机提供。将发电机激励 304 Q/188-105.01-2004 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 机电压升至约40%Ue时，自动切除启励电源。 3.16.4 灭磁开关 (Q02)由两个并联的开关组成。 3.16.5 调节器具有“软启动”装置，能避免励磁建立过程中发电机电压的过冲击。 3.16.6 每个调节器由两个完全分开的通道保证其冗余度，即自动通道和手动通道。励磁系统装有 五个独立的功率柜(N,1冗余)。当有两个功率柜故障退出时，发电机不能强励。 3.16.7 正常情况下，调节器应选择“远方控制”方式。就地控制面板仅在调试、试验或紧急控制 时使用。DCS命令只有励磁系统切换到远方时才有效。 3.16.8 励磁系统的运行方式 3.16.8.1 正常运行方式:自动通道运行，另一自动通道跟踪备用。 3.16.8.2 非正常运行方式:自动通道运行，另一自动通道不备用; 手动通道运行。 3.16.9 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。切换时应检查跟踪良好 。如果备用通道有故障 则闭锁切换。 3.16.10 当自动通道的跟踪退出运行时，必须调整平衡表为零才能允许从手动向自动切换。 3.16.11 自动通道故障检测出故障后，将自动切换到手动通道运行。自动将发电机P.F控制退出 运行。 3.16.12 在手动通道运行时，应有运行人员对发电机励磁进行连续监视。 3.16.13 发电机P.F控制投入的条件: 3.16.13.1 发电机并联在线运行; 3.16.13.2 AVR投运(自动通道)。 3.16.14 发电机P.F控制投入的步骤及注意事项。 3.16.14.1 投入前，调整发电机无功功率，使发电机在额定电压下运行。 3.16.14.2 调整发电机P.F设定值与发电机实际功率因数相等。 3.16.14.3 将发电机P.F控制投入运行。 3.16.14.4 发电机P.F控制投入运行时，应根据发电机电压情况及时调整P.F设定值。 3.16.14.5 如果发电机运行电压、无功等参数不稳定，有较大波动，应及时退出发电机P.F控 制。 3.16.15 发电机P.F控制投入运行时，可采用以下两种方法调整发电机电压。 3.16.15.1 将发电机P.F控制退出运行，调整发电机电压及P.F设定值后，再次投入发电机P.F 控制。 3.16.15.2 通过改变发电机P.F设定调整发电机电压。调整时需谨慎小心，缓慢操作，并注意监 视发电机电压和无功。 3.16.16 当任一台功率柜故障后，其它功率柜将承担其工作电流。两台功率柜故障后，励磁电流 305 Q/188-105.01-2004 限制器设定值将自动减少，不能进行强励。如果三台功率柜故障则自动切断励磁。 3.16.17 启励时应关闭控制柜和功率柜柜门。正常运行中可以打开柜门检查。 3.16.18 运行中的检查: 1.在控制室内 1.1 无限制器动作. 1.2 运行调节器的给定值没有达到极限位置. 1.3 通道间跟踪平衡,通道切换准备就绪. 1.4 励磁电流、发电机电压和无功功率平稳. 2. 在就地柜 2.1 控制面板无报警动作. 2.2 控制柜和功率柜无异常噪音. 2.3 功率柜内各连接部分无过热现象. 3.16.19 转子接地故障保护装置UNS 3020 按F75单元的TEST键可模拟接地故障,UNS 3020本身的发光二极管ST1和ST2亮,但信号 不会发送到调节器. 3.16.20 在静止励磁系统中,起励回路的工作比为每小时一分钟,在连续6次(每次10秒)起励失败 后,至少1小时内不允许再次起励. 3.16.21 在手动方式,并网后V/Hz限制不起作用。 3.16.22 叠加控制在投入状态时,恒无功/恒功率因数才能投入,且恒无功/恒功率因数只能投入其中 一种功能,投入叠加控制后,系统默认恒无功投入。 3.17 变压器运行方式 3.17.1 变压器运行中，电压在额定值的?5%范围内变化时，其额定容量不变。最高运行电压不得 超过各分接头相应额定值的110%。 3.11.2 变压器型式: 1) 主变为单相、户外、油浸式电力变压器，高压侧装有无载调压分接头，额定电压为 550/?3-4?2.5%/22KV。主变冷却方式为强迫油循环风冷。 2) 高厂变为三相、油浸、户外、分裂式无载调压电力变压器，冷却方式为自然油循环自冷。 3) 高备变为三相、油浸、户外、分裂式有载调压电力变压器，冷却方式为自然油循环自冷。 4) 励磁变为三个单相 、干式 、环氧浇注变压器。 3.17.3 温度规定 1)主变上层油温报警值75?，最高允许值85?;绕组报警值为100?，最高允许值为 110?。 2)高厂变、启备变上层油温一般不经常超过85?，最高允许值95?;线圈最高允许值120? 3)启备变上层油温一般不经常超过95?，最高允许值105?;线圈最高允许值125? 306 Q/188-105.01-2004 4)主厂房6KV低压工作变及备用变等干式变绕组报警值为130?;跳闸温度为150?。 5)油浸自冷低压变上层油温一般不宜经常超过85?。最高不得超过95?。 3.17.4 变压器在不同冷却方式下的允许运行条件 1)主变正常为强油风冷，可带100%负荷连续运行。事故情况下，冷却器全停允许运行20分 钟。在此20分钟后，上层油温没有达到85?，允许继续运行直到上层油温上升到85?， 但冷却器全停时间不得超过60分钟。 2)启备变、高厂变正常为油浸自冷，可带100%负荷连续运行。 3)干式变绕组温控器在自动方式下，当绕组温度升至100?冷却风机自启动，降至80?冷却 风机自动停止。 3.17.5 高厂变和高备变不能长期并列运行。 3.17.6 变压器允许过负荷 1) 事故情况下，允许变压器短时过负荷运行，但应控制变压器上层油温不超过规定值，干 式变压器应监视其线圈温度不超过规定值，且控制过负荷的时间不超过下表之规定。 2) 变压器过负荷运行时，应投入全部冷却器。 3) 变压器经过事故过负荷后，应进行一次全面检查并将事故过负荷的大小和持续时间及时 详细记录。 油浸自冷或风冷变压器事故过负荷允许运行时间(小时:分钟)如下表: 过负荷 环境温度(?) 倍数 0 10 20 30 40 1.1 24:00 24:00 24:00 19:00 7:00 1.2 24:00 24:00 13:00 5:00 2:00 1.3 23:00 10:00 5:30 3:00 1:30 1.4 8:00 5:10 3:10 1:45 0:45 1.5 4:45 3:10 2:00 1:10 0:35 1.6 3:00 2:05 1:20 0:45 0:18 1.7 2:05 1:25 0:55 0:25 0:09 1.8 1:30 1:00 0:30 0:13 0:06 1.9 1:00 0:35 0:18 0:09 0:05 2.0 0:40 0:22 0:11 0:06 + 强迫油循环冷却的变压器事故过负荷允许运行时间(小时:分钟)如下表: 过负荷 环境温度(?) 倍数 0 10 20 30 40 307 Q/188-105.01-2004 1.1 24:00 24:00 24:00 14:30 5:10 1.2 24:00 21:00 8:00 3:30 1:35 1.3 11:00 5:00 2:45 1:30 0:45 1.4 3:40 2:10 1:20 0:45 0:15 1.5 1:50 1:10 0:40 0:16 0:07 1.6 1:00 0:35 0:16 0:08 0:05 1.7 0:30 0:15 0:09 0:05 + 3.17.7 主变冷却器运行方式: 1) 主变冷却器为强油风冷，每相主变有冷却器4 组，额定负荷下投入2台，1 台备用，1 台 辅助。 2) 变压器并网的同时，工作冷却器自投。若自投不成功，应迅速手动投入工作冷却器。 3) 切除变压器及减负荷时，冷却装置能自动切除全部或相应的冷却器。 4) 当变压器线圈温度大于 55?时或负荷大于75% 时使辅助冷却器投入运行。 5) 运行中的冷却器发生故障时，备用冷却器自动投入运行。 6) 每台冷却器的工作状态分为工作、停止、备用、辅助。变压器投运前可根据情况选择每台 冷却器的工作状态。 7) 冷却系统在运行中发生故障时，能发出下列声光信号: a) 两路电源都消失而使冷却器全部停止工作时，发出光声信号，并延时使变压器跳闸。 b) 当工作辅助冷却器发生故障使备用冷却器投入时， 发出声光信号。 c) 当?(?)电源发生故障时，发出声光信号。 d) 备用冷却器投运后发生故障时发出声光信号。 8) 保护电路 a)短路保护电路 当某一台变压器风扇(或油泵)出现短路故障时，由控制该组变压器风扇(或油泵)的自 动开关，快速切断故障设备的电源。 b) 断相运行及过载保护电路 每组变压器风扇和油泵均配备了热继电器，当任一台变压器风扇和油泵已出现断相运行及 过载时，相对应的热继电器的动触头打开，切断相应的设备，避免了设备故障运行。 3.18 瓦斯保护运行方式 3.18.1 瓦斯保护运行中的规定 1) 变压器运行中重瓦斯保护投掉闸,轻瓦斯保护投信号, 在变压器重瓦斯保护退出运行期 间，严禁退出变压器其它主保护。 308 Q/188-105.01-2004 2) 重瓦斯保护投至信号位置而出现“重瓦斯动作”信号时,应立即倒至备用变压器运行;在 “重瓦斯动作”信号出现的同时,发现变压器电流不正常,应立即停止变压器运行。 3) 新投入或检修后投运的变压器，在充电时，应将重瓦斯保护投入跳闸，充电正常后，改投 信号，试运结束后，投至跳闸。 3.18.2 下列情况应将重瓦斯保护由“跳闸”改投“信号”: 1)变压器进行加油、滤油时工作完毕后，经48小时运行验明瓦斯继电器内确无气体并经值 长同意后，可将重瓦斯保护投跳闸; 2)在瓦斯继电器及其二次回路上工作时，工作结束后投入跳闸; 3)开闭瓦斯继电器连接管上的阀门时，经2小时运行验明瓦斯继电器内确无气体并经值长同 意后，可将重瓦斯保护投跳闸; 4)呼吸器更换硅胶或进行畅通工作时，经2小时运行验明瓦斯继电器内确无气体并经值长同 意后，可将重瓦斯保护投跳闸; 5)变压器除取油样和打开瓦斯继电器上放气阀放气外，在其它所有部位打开放气、放油阀门 和塞子时，工作结束后投入跳闸; 6)大修、更换瓦斯继电器或主变冷油器时，检修工作结束后，经12小时运行后，验明瓦斯 继电器内确无气体并经值长同意，将重瓦斯保护投入跳闸。 3.18.3 瓦斯继电器内部气体分析和检查注意事项 1)联系检修人员取出有代表性的气样、油样，瓦斯继电器内部气体分析可根据颜色及点燃试 验确定: ?无色、无味、不可燃气体说明变压器内部有空气; ?白色及青灰色带有臭味气体，说明变压器纸质绝缘材料故障; ?黄色不易燃气体，为木质材料故障; ?黑色易燃气体为内部故障绝缘油分解出碳化物。 2)检查时注意事项: ?注意安全距离,保证人身安全; ?气体颜色鉴别应迅速进行，否则颜色将会消失; ?注意气体的气味。 3.19 厂用电系统运行方式 3.19.1一般规定: 1)正常情况下,不经值长同意,不得任意改变运行方式,在紧急情况下,如发生人身事故或进行事 故处理等,可以先改变运行方式,然后汇报值长。 2)当一次系统方式改变时，应按规程规定改变继电保护和自动装置运行方式。 309 Q/188-105.01-2004 3)设备检修完毕后，检修工作负责人必须向运行做书面交待(交代检修内容、发现和消除的缺 陷、试验结果、存在问题以及必要的特殊说明等)并有明确结论，投入运行前，运行人员应 进行必要的测量试验。 3.19.2 6KV厂用系统正常运行方式 1)#1、2机组为单元制系统，每台机组设置机、炉各两段工作母线，由两台高厂变低压侧的两个分裂绕组分别供电。每台高厂变供两段6KV 母线。机炉双套辅机分接在机炉相应两段母线上。互为备用及成对出现的高压电动机及低压厂用变压器分别由不同高厂变的相应绕组供电。正常运行时，6kV工作母线由本身高厂变供电，备用电源在联动备用状态。 2) 两台机组共设置两台与高厂变同容量的高压备用变压器作为两台机组启动/备用电源， 两台高备变的高压侧通过一回 500KV架空线与升压站相连接，低压侧通过共箱母线与厂用母线备用分支开关柜连接。 3)输煤设置6KV母线?、?两段，#1、2机各带一段，两段之间有联络开关联接。电源采用短时停电倒换。两进线开关与母联开关之间设置电气闭锁，保证两电源不能并列运行。 4)水源地设置6KV母线?、?两段，#2机2B2段电源经过#2升压变升至35KV，通过#2 35KV线路送至水源地后经过#2降压变提供一路备用电源,接在水源地6KV?段母线，#1机1B1段电源经过#1升压变升至35KV，通过#1 35KV线路送至水源地后经过#1降压变提供一路正常工作电源，接在水源地6KV母线?段母线，两段之间有联络开关联接。正常工作时联络开关闭合，备用电源高低压侧开关断开，BZT动作时联动合上备用电源高低压侧开关，电源正常采用短时停电倒换。两进线开关之间设置电气闭锁，保证两电源不能并列运行。 5) 6KV厂用电系统中性点为中电阻式接地系统，接地电阻值6.06Ω。 6)水源地6KV系统中性点为不接地系统。 3.19.3 6KV厂用系统非正常运行方式 1) #1或#2发电机停机时，#1或#2机厂用电由01A、01B高备变供电。发电机并网且运行基本 稳定(负荷在180MW以上)后，应将厂用电源由高备变倒至本机高厂变供电。 2)当高备变带#1或#2机组厂用电负荷运行时，另一机组的6KV工作、备用电源快切装置出口 可以在投入位置，此时如果该机组6KV厂用系统发生事故切换，应检查高备变是否过负荷。 3)机组运行中6KV分支开关检修时，每次只能安排一台分支开关检修，由高备变向该段母线供 电，此时高备变可作为其他段的备用电源。 4)注意事项: 高厂变、高备变低压侧的两个绕组不允许长期并列运行。 5)#1或#2发电机停机时，输煤6KV母线?、?两段由#2或#1机厂用6KV供电。 6)水源地6KV在#1机1B1段至水源地线路检修或故障时，由#2机2B2段经过#2降压变提供的 备用电源向水源地6KV?、?两段母线供电。 310 Q/188-105.01-2004 3.19.4 400V厂用系统正常运行方式 1) 主厂房400V厂用电系统，按发电机单元制接线原则，每台机组主厂房内设置机炉400V各 两段动力配电中心，供给本机组400V机炉辅机低压负荷。机、炉400VPC两段母线间设联 络开关，正常运行，联络开关应在断开位置。 #1、2机机炉工作400V分别由各自的低厂变供电，各机组A、B段之间的联络开关正常在热 备用状态，两台低压厂用变压器互为暗备用。 2)除尘400V分别由各自的低压变供电，设置一台备用除尘变，当工作变压器故障或进行检修 时，BZT动作联动合上备用除尘变高低压侧开关。 照明400VI段由#1照明变供电，照明400V?段由#2照明变供电，联络开关正常在断位置。 检修400VI段由#1检修变供电，检修400V?段由#2检修变供电，联络开关正常在断位置。 3)每台机组设保安MCCA段、保安MCCB段两段MCC保安电源母线，每段保安母线由三个电源分 支向其供电，分别是:锅炉PC段、保安变、柴油机。 正常运行时，锅炉PCA段作为400V保安MCCA段的工作电源，该分支的开关和刀闸在合闸状 态;保安变400V侧开关也处于热备用状态。柴油机开关在冷备用状态。 锅炉PCB段作为400V保安MCCB段的工作电源，该分支的开关和刀闸在合闸状态;保安变 400V侧开关也处于热备用状态。柴油机开关在冷备用状态。 B100、B413开关正常在合闸状态，柴油发电机正常在自动方式备用。保安备变在热备用状 态。 4)全厂低压厂用电系统采用中性点直接接地方式。 3.19.5 400V厂用系统非正常运行方式 1)互为暗备用的两台变压器其中之一故障或检修时，合上A、B段联络开关，由另一台变压器 带全部负荷(其400V母线故障时例外)。 2)400V保安段工作电源进线开关检修时，由备用分支供电，事故情况下，工作电源、保安变电 源均消失，造成400V保安段母线失压时自动启动柴油发电机，由保安备用电源向其供电。 3.19.6 MCC正常运行方式 1)锅炉电动门MCC、汽机电动门MCC正常由保安MCCA供电，保安MCCB作为备用电源。锅炉、 汽机电动门MCC的工作、备用电源控制开关正常均处于合闸位置。 2)汽机MCC(一)正常工作在汽机400V PCA段，汽机MCC(二)正常工作在汽机400V PCB段，汽机房采暖通风MCC正常工作在汽机400V PCA段，采暖加热站MCC正常工作在#2机汽机400V PCA段，循环水泵房MCC正常工作在#1机汽机400V PCA段，循环水加药间MCC正常工作在#1机汽机400V PCA段，炉0米MCC正常工作在锅炉400V PCA段。锅炉房采暖通风MCC正常工作在锅炉400V PCA段，吸风机间MCC正常工作在锅炉400V PCB段，制冷站MCC正常工作在#1炉锅炉400V PCA段，集控楼空调MCC正常工作在#2炉锅炉400V PCB段，煤仓间 311 Q/188-105.01-2004 MCC正常工作在#2炉锅炉400V PCA段，加药间MCC正常工作在#1炉锅炉400V PCB段，#01、 #03转运站MCC正常工作在400V输煤?段，#02、#04转运站MCC正常工作在400V输煤? 段，汽车卸煤槽MCC正常工作在400V输煤?段，火车卸煤槽MCC正常工作在400V输煤? 段，碎煤机MCC正常工作在400V输煤?段，采样间MCC正常工作在400V输煤?段，启动炉 MCC正常工作在400V污水?段，灰库MCC正常工作在400V除灰?段，推煤机库MCC正常工作 在400V除灰?段，汽车库MCC、材料库MCC、检修楼MCC正常工作在400V除灰?段，化水 #1MCC正常工作在400V化学?段，化水#2MCC C正常工作在400V化学?段，化验楼MCC正常 工作在400V化学?段，制氢站MCC正常工作在400V综合泵房?段。所有双路供电MCC的另 一路电源送电备用，不允许两路电源并列运行。 #1机1B1段至水源地线路检修或故障时，由#2机2B2段经过#2降压变 3.19.7 水源地35KV系统运行方式 1)#1机1B1段至水源地35KV线路为正常工作电源线路，其相应35KV开关和刀闸均为合闸状 态，#2机2B2段至水源地35KV线路为备用电源线路，其水源地侧35KV刀闸为合闸状态， 35KV开关为分闸状态。 2)水源地35KV系统中性点为不接地系统 3.20 电动机运行方式 3.20.1 电动机运行管理的一般规定 1) 在每台电动机的外壳上，均应有制造厂的铭牌。铭牌若遗失，应根据原制造厂的数据或试 验结果补上新的铭牌。 2) 电动机及其所带设备上应标有明显的箭头，以指示旋转方向，外壳上应有明显的编号名 称，以表示它的隶属关系。启动装置上应标有“起动”、“运行”、“停止”标志。 3) 电动机的开关、接触器、操作把手及事故按钮，应有明显的标志以指明属于哪一台电动 机。事故按钮应有防护罩。 4) 电机与机械连接的靠背轮应装牢固的防护罩，外壳及启动装置外壳应有良好的接地装置。 5) 备用中的电动机应定期检查和试验，以保证随时启动，并定期轮换使用。 6) 保护电动机用的各型熔断器的熔体，应经过检查。每个熔断器的处壳上都应写明其中熔体 的额定电流。就地应标明各电动机装设的熔断器的型号和容量。 3.20.2 电动机的运行方式 1) 电压的变动范围: a.电动机一般可以在额定值的95,110%范围内运行，其额定出力不变。 b. 当电压低于额定值时，电流可相应增加, 但最大不应超过额定电流值的110%, 并监视绕 组、外壳及出风温度不超过规定值。 c. 电动机在额定出力运行时，相间不平衡电压不得超过额定值的5%，三相电流差不得超过 312 Q/188-105.01-2004 10%，且任何一相电流不得超过额定值。 2) 绝缘电阻的测量: a. 6kV高压电动机的绝缘电阻应用1000,2500V摇表测量;400V及以下的电动机绝缘电阻 应用500,1000V摇表测量。 b. 电动机停用超过一周，在启动前应测量绝缘电阻。环境恶劣地方的电动机停运超过8小 时，启动前应测量其绝缘电阻。 c. 电动机绝缘电阻值应符合下列要求: ——6kV电动机定子线圈绝缘电阻值不小于6MΩ; ——400V及以下的电动机定子线圈绝缘电阻值不小于0.5MΩ; ——6kV高压电动机绝缘电阻值如低于前次测量数值(相同环境温度条件)的1/3,1/5时 应查明原因，并测吸收比R60"/R15"，比值不低于1.3。 3.20.2.3 允许温度与温升: a. 正常情况下，电动机长期运行时的温度应按制造厂规定运行。如无制造厂规定时，各部温 度参照下表执行(下表允许温升均按环境温度35?计算): 各部分名称 绝缘等级 允许最高温度 允许最高温升 监视温度 定子线圈 E级 120 80 100 B级 130 90 105 F级 155 115 130 绕线式转 A级 90 60 子线圈 B级 105 70 E级 100 65 静子铁芯 100 65 滑环 105 70 轴 滑动 80 45 承 滚动 100 65 b. 运行中的“A级绝缘”电动机外壳温度不得大于75?，“E级绝缘”电动机外壳温度不得 大于80?，“B级绝缘”电动机外壳温度不得大于85?，“F级绝缘”电动机外壳温度不 得大于95?，超过时应采取措施降低出力。 3.20.2.4 电动机的振动与串动的规定: a. 电动机的振动不得超过下表数值: 313 Q/188-105.01-2004 额定转速(rpm) 7600 3000 1500 1000 ,750 振动值(双振幅um) 40 50 85 100 120 b. 电动机转子轴向串动值不超过下列数值: ——滑动轴承:2-4mm; ——滚动轴承:0.05mm。 3.21 直流系统运行方式 3.21.1 设备概况 1) 每台机组设两组110V GFMZ-1000AH型蓄电池(每组蓄电池数量为52个)，设一组220V GFMZ-1500AH型蓄电池(每组蓄电池数量为103个)。110V蓄电池组采用两段单母线接 线，中间经联络刀闸相互联络。220V蓄电池采用一段单母线，两台机组的220V直流母线 经刀闸相互联络。 2)两组110V1000AH蓄电池各设一台GZDW-280A/115V充电装置，另设一台同型号充电装置作 为备用。 3)两组220V1500AH蓄电池各设一台GZDW-120/230V充电装置，另设一台型号为GZDW- 260/230V充电装置作为备用。 4)每段母线配有一套WJY2000A型微机绝缘监测仪用于绝缘及电压监察 5)110V直流系统主要供控制、保护、信号、测量负荷。220V直流系统主要供事故照明、动 力负荷及交流不停电电源。 6)输煤配电室采用一套镉镍电池屏单独供电，配有一组150AH电池。水源地也采用一套镉镍 电池屏单独供电，配有一组100AH电池。 3.21.2 直流系统运行方式 1) 正常运行方式: a、110V直流系统正常运行方式为:A、B段分别运行，联络刀闸在断开位置。 b.110V A组蓄电池和A充电器运行在A母线，A 充电器正常带A段母线上的负荷及对A组蓄 电池浮充。 c. 110V B组蓄电池和B充电器运行在B母线，B 充电器正常带B段母线上的负荷及对B组 蓄电池浮充。 d. 110V C充电器正常情况下应处于良好备用状态。 e. 220V系统每台机组充电器正常运行在本机组直流母线上，带本机负荷及对蓄电池进行浮 充。备用充电器正常应处于良好备用状态。 f. 两台机220V直流母线联络刀闸应在断开位置。 g.外围镉镍电池屏正常运行在浮充电方式，其浮充机一般不允许空载运行。外围镉镍电池屏 314 Q/188-105.01-2004 两路充电机用交流电源互为备用，并优先选择第一路电源作为正常浮充电源。 h. 所有浮充机在正常运行情况下，均应工作在自动方式。 I. 110V、220V直流采用辐射式方式供电。 2)不正常运行方式: a.当集控任一组母线上的浮充机由于某种原因退出运行时，备用充机可代其运行，对该母线 负荷供电和对该蓄电池充电。 b.当任一组蓄电池需停电，应适当选择两组母线先并列运行，然后退出需要停电的蓄电池。 3.21.3 直流系统正常运行的一般规定: a. 蓄电池采用浮充电方式运行，浮充装置应和蓄电池并联运行，蓄电池经常处于满充电状 态。 b. 蓄电池组之间或浮充机之间不宜长期并列运行。 c. 需要并列运行的两组直流母线不得同时有接地现象，否则，禁止将两组母线并列运行。 d. 220V直流母线电压正常应保持在225—235V范围内。110V直流母线电压正常应保持在 110—120V范围内。 e. 当集控某一段蓄电池退出运行时，应将该段母线与另一组蓄电池并列运行，不允许浮充机 单独带直流负荷。 f. 直流母线分段运行时，在负荷侧并环前，应先合上母线联络开关(或刀闸)。 3.22 UPS运行方式 3.22.1 正常运行方式:整流器和蓄电池同时向逆变器供电，再经静态开关向UPS负荷供电，UPS旁 路电源在送电备用状态，即:QIRE、QIB、QIRP、QIUG开关在合闸位置，QIBY开关在“分 闸”位置; 3.22.2 蓄电池运行方式:逆变器仅由蓄电池供电，UPS旁路电源在送电备用状态，即:QIRE、 QIB、QIUG开关在合闸位置，QIBY开关在“分闸”位置，QIRP开关在分闸位置;(当保安 段UPS正常电源停电、故障或整流器故障时，UPS应在此方式下运行) 3.22.3 静态旁路运行方式:旁路电源经静态开关直接向UPS负荷供电，即:QIRE、QIUG开关在合 闸位置，QIBY开关在“分闸”位置，QIB、QIRP开关在分闸位置。(当逆变器故障或逆变 器过负荷时，UPS应自动切换到静态旁路运行方式) 3.22.4 维修旁路运行方式:由保安段来的交流电源通过手动旁路开关向UPS负荷供电，即:QIBY 开关在合闸位置， QIB、QIRP、QIRE、QIUG开关在分闸位置。(当UPS装置需要维修时， UPS应在此方式下运行) 3.23 发电机碳刷运行规定 3.23.1 滑环和碳刷运行中的检查项目: 315 Q/188-105.01-2004 1) 滑环上碳刷的冒火情况; 2) 碳刷在刷盒内有无跳动、摇摆、卡涩的情况;碳刷压力是否正常; 3) 碳刷压力是否正常，每个碳刷对滑环的压力应基本相等，炭刷压力应是1.45Kgf/只，否则应 更换弹簧; 4)碳刷辫刷是否完整，与电刷的连接是否良好，有无发热及触碰机壳的情形;如出现发黑、烧 伤等现象，则应更换碳刷。 5) 电刷边缘有无剥落情形; 6) 电刷是否过短，碳刷正常长为102mm，炭刷允许磨损长度60mm，过短时应更换; 7) 刷框和刷架上有无积垢，若有联系检修用吹风机吹净; 8)有无碳刷颤振现象，滑环磨损不均，炭刷松弛，机组振动等原因将会引起碳刷颤振，此时应 将碳刷取出检查有无损坏现象; 9) 滑环表面应无变色、过热现象，其温度不应大于120?。 3.23.2 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。 3.23.3 长期运行后，要检查碳刷是否能在刷架上自由移动。检查时要戴绝缘手套，穿绝缘鞋或站 在绝缘垫上，抓住并拉动一下刷辫的尾部看碳刷活动是否正常。 3.23.4 运行中更换碳刷的注意事项: 1)当碳刷磨损到极限时应予更换; 2)更换时应由有经验的值班人员担任; 3)工作人员应特别小心，不使衣服及擦拭材料被机器挂住，应扣紧袖口，女工发辫要放在帽 内; 4)工作时站在绝缘垫上，不得同时接触两极或一极与接地部分，也不能两人同时进行工作; 5)更换碳刷时，要使其型号与旧碳刷相一致; 6)更换的新碳刷应能在刷窝内自由移动，否则应用木质刮刀刮磨，禁止用砂纸打磨。弹簧应 压在碳刷中心位置; 7)一般情况下，在同一时间内，每个刷架上最多只许换1个刷握，发电机每极碳刷64块，每 极一次更换不能超过6块，碳刷接触面积应大于70%。 3.24 配电装置运行方式 3.24.1 SF开关、真空开关、空气开关 6 1.正常情况下，开关应按铭牌规定的参数运行，不得超过额定值，断路器及辅助设备应处于良好 的工作状态。 2.装有“远方”和“就地”操作按钮的开关，正常操作时，必须采用“远方”操作，仅在调试或 事故处理时，才可使用“就地”操作。 316 Q/188-105.01-2004 3. SF开关禁止手动带负荷合闸，开关的手动掉闸只有在电动操作失控或发生人身、设备事故时6 使用。当开关操作机构为液压或气动操作机构时,在手动掉闸前,还应核对其压力在正常范围 内。 6KV小车开关只有在远方失控和就地事故按钮及6KV开关柜上电动掉闸按钮失灵时方可使用手动 跳闸，在此之前必须将该设备负荷减到最低，如手动还不能跳闸，应将上一级开关断开后，再 将拒动开关拖出。 SF6开关SF6气体压力异常时，严禁对断路器进行分合闸操作，应立即断开故障开关的控制电 源，并立即采取措施。 分相操作的开关发生非全相合闸时，应立即将已合上的相拉开;分相操作的断路器发生非全相 分闸时，应立即切断控制电源，手动拉开拒绝分闸的相。 4.正常情况下，开关的操作、合闸电源电压在110V?5%范围内变化。 5.分、合闸操作中应同时监视有关电压、电流、功率等表计指示及红绿灯的变化，操作把手不宜 返回太快。 6.开关遮断故障电流后，应进行详细的外部检查，并记录开关的故障跳闸次数。若发现开关漏气 等异常现象时，不论跳闸次数多少，应停电通知检修处理。 7.我厂各种型号开关允许遮断故障电流次数: 开关型号 电压等级(KV) 允许遮断故障电流次数 停用重合闸次数 LW-550W 550 20 19 ZN12-10 , 30 JCZ2-6J/400 , 25 8. 断路器运行中的检查项目及要求: a.支持瓷瓶、断口瓷瓶应完整，无破损裂纹及电晕放电现象。 b.断路器引线、接线极及断口之间应无过热、变色、松脱现象。 c.断路器与操作机构位置指示应对应，且和控制室电气位置指示一致。 d.机构箱内各电气元部件应运行正常，工作状态应与要求一致。 e.SF6气体箱内压力应在正常范围内(0.62-0.7MPa)，无泄漏现象。 f.弹簧储能机构压力应在正常范围内，各部无过热现象。 g.机械部分应无卡涩、变形及松动现象。 h.断路器的外观及二次部分应清洁完整。 i.低温时应注意加热器的运行。 9. 断路器故障跳闸后的检查项目: a.支持瓷瓶及各瓷套等有无裂纹破损、放电痕迹。 b.各引线的连接有无过热变色、松动现象。 317 Q/188-105.01-2004 c.SF6 气体有无泄漏或压力大幅度下降现象。 d.弹簧储能操作机构储能是否正常。 e. 机械部分有无异常现象，三相位置指示是否一致。 10. 断路器特殊天气下的检查项目: a.大风时，引线有无剧烈摆动，上面有无落物，周围有无被刮起的杂物。 b.雨天时，断路器各部有无电晕、放电及闪络现象，接头有无冒气现象。 c.雾天时，断路器各部有无电晕、放电及闪络现象。 d.下雪时，断路器各接头积雪有无明显熔化，有无冰柱及放电、闪络等现象。 e.气温骤降时，检查电控箱及操作箱加热器投运情况。 3.24.2 母线与刀闸 1.运行一般规定 1) 6KV、400V、MCC母线投入运行前应测量绝缘合格，无接地短路现象。 2) 母线及刀闸接头处应涂变色漆或贴试温片，其温度不应超过70?。 3) 拉、合刀闸必须在所属开关断开的情况下进行。严禁带负荷拉、合刀闸。 4) 分相操作的刀闸，拉闸时先拉中相，后拉边相;合闸时操作顺序与此相反。 5) 设有电气防误闭锁装置的刀闸，应经闭锁操作，闭锁装置失灵时，应汇报班长，停止操 作，查明原因，只有在闭锁装置缺陷一时无法消除时，才允许检查刀闸名称和位置无误后， 在值长允许下方可使用万能钥匙解锁，手动操作刀闸。 6) 手动拉、合刀闸，动作应迅速果断，合闸后随即查看触头接触良好。 7) 合刀闸应检查所有工作票已收回，检查该系统接地刀闸已全部拉开，临时地线已拆除。 8) 设有程序锁时，必须严格按规定的程序进行操作，以实现闭锁。 9) 500KV隔离开关在正常运行的操作中，应严禁使用手动操作，只有在检修试验时方可使用。 10) 在送电的隔离开关二次回路上进行工作时，应采取足够的安全措施，防止隔离开关突然分 闸，造成带负荷断开刀闸事故发生。 2.新投入和检修后的母线与刀闸送电前测量绝缘电阻的规定: 1)22KV及6KV母线用2500摇表测量，不小于1000 MΩ，运行3年以上的母线，绝缘值不低于 每千伏1 MΩ; 2)400V母线用1000V摇表测量，不小于1 MΩ。 3.母线送电前的检查: 1) 检查工作票已收回，拆除临时安全措施。 2) 测量母线绝缘。 3) 支持瓷瓶、穿墙套管应清洁完整，无裂纹、放电痕迹。 4) 各部连接应紧固，接触良好。 4.刀闸送电前的检查: 318 Q/188-105.01-2004 1) 支持瓷瓶、拉杆瓷瓶，应清洁完整。 2) 试拉刀闸时，三相动作一致，触头应接触良好。 3) 接地刀闸与其主刀闸机械闭锁应良好。 4) 操作机构动作应灵活。 5) 机构传动应自如，无卡涩现象。 6) 动静触头接触良好，接触深度要适当。 7) 操作回路中位置开关、限位开关、接触器、按钮以及辅助接点应操作转换灵活。 5.母线与刀闸运行中的检查: 1)瓷瓶清洁无破损放电，母线接头及线夹无松动、脱落、振动和过热现象; 2)接头螺丝紧固无松动; 3)触头接触良好无过热，消弧罩完整，构架牢固; 4)操作机构及销锁完好，位置指示正确; 5)开关室内无漏水、蒸汽、杂物及易燃物; 6) 检查封闭母线的外壳可靠接地; 7) 检查封闭母线漏氢检测装置(能自动报警)指示正常，防止氢积聚爆破; 8)检查封闭母线温度不超过规定值; 9)检查封闭母线微正压装置压力在允许范围内。 6.刀闸的操作范围: 1)在系统无接地故障时拉合电压互感器。 2)在无雷击时拉合避雷器。 3)拉合空载母线(500KV、220KV除外)。 4)在系统无接地故障时，拉合变压器的中性点接地刀闸。 5)与开关并联的旁路刀闸，当开关合好时可以拉合开关的旁路电流。 6)拉合励磁电流2A的空载变压器和电容电流不超过5A的空载线路。 7.隔离开关电动操作失灵时，应检查下列项目: 1)电机电源是否正常，电源保险是否熔断或接触不良。 2)控制电源是否正常，控制电源开关是否投入。 3)控制箱内控制方式小开关是否对应。 4)热偶继电器是否动作未复归。 5)开关辅助、限位接点及闭锁回路接点是否闭锁良好。 6)各电气元件是否有损坏。 8.大风、大雪天，应检查室外母线及刀闸是否有落物、摆动和覆冰现象。雷雨天气应检查母线 及刀闸支持瓷瓶无破损，放电痕迹。大雾天应检查各部无放电现象。 9.天气寒冷时，应注意检查加热器电源保险或加热器电源开关在投入状态，加热器运行时应注意 防火。 319 Q/188-105.01-2004 3.24.3 电压互感器及电流互感器 1. 电压、电流互感器运行一般规定: 1) 电压互感器允许高于额定电压10%内连续运行，电流互感器允许高于额定电流10%内连续运 行。 2) 互感器的绝缘电阻每千伏工作电压不得低于1MΩ。 3) 电压互感器二次不得短路或连接照明设备，电流互感器二次侧不得开路。 4) 电压互感器停电前，应将其所带负荷停用或切换至相应的电压互感器。 5) 电压互感器熔断器选用的规定 高压侧 a)22KV选用RN—22/0.5 4 b)6KV母线PT选用XRNP1-7.2-50-2 c)10KV线路PT选用XRNP1-12-50-2 d)400V母线PT选用NT-160/16 2. 电压互感器、电流互感器正常运行中的检查: 1)油色、油位正常，不渗、漏油; 2)瓷瓶套管清洁，无破损放电现象; 3)声音正常无焦臭味，外壳接地线良好; 4)一、二次接线良好，引线不过热，保险及二次小开关良好; 5)干式互感器外壳完整，不流胶。 3.24.4 避雷器 1(避雷器运行一般规定 1)避雷器新装或检修后，应由高压试验人员做工频放电试验并测绝缘电阻。能否投入运行由工作 负责人做出书面交待。除检查试验工作时间外，全年应投入运行。 2)雷电时不得靠近避雷器，并禁止在避雷器外壳及接地线上进行任何工作。 3)每次雷击或系统发生故障后，应对避雷器进行详细检查，并将放电记录器指示数值记入避雷 器动作记录簿。 2(避雷器正常运行中的检查: 1)引线连接牢固，接地线良好; 2)瓷套及法兰清洁完整，无破损及放电痕迹; 3)架构牢固无破损，均压环端正; 4)每次雷雨后、系统故障及操作后及时查看是否动作; 5)避雷器内部无异常声音; 6)每周一白班和雷雨后中间巡检避雷器泄漏电流和动作次数. 7)当避雷器泄漏电流较前一天升高10%以上时，应对其增加巡检次数，并汇报有关领导。 320 Q/188-105.01-2004 3.24.5 电力电缆 1(电力电缆运行一般规定: 1)电力电缆正常工作电压不得超过额定电压的15%。 2)正常情况下，电力电缆不允许过负荷。事故情况下，6KV电缆允许过负荷15%，400V电缆允许 过负荷10%，时间不应超过2小时。 3)电缆原则上不允许过负荷，即使是在处理事故时出现的过负荷，也应迅速恢复其正常电流。 4)运行中所有高压电缆的外皮，均应视为带电设备，除用专用工具测量温度、电流外，禁止触及 电缆或在电缆线路上进行任何作业。 5)电缆绝缘电阻的规定: 6KV及以上电缆用2500V摇表，1000V及以下电缆用1000V摇表，实测绝缘应为摇表1分钟后的 数值，各相绝缘电阻的不平衡系统数不大于2倍。测量绝缘电阻前后，应对电缆充分放电。 电缆的额定电压 1KV及以下 6,10KV 绝缘电阻值(MΩ) 10(1) 400(6) 注:括号内值为运行3年以上的电缆绝缘值。 6)正常情况下，电缆的外皮温度不应超过下列数值: 电缆的额定电压 0.4KV及以下 6KV 10KV 电缆的表皮最高允许温度 65? 50? 45? 7)电缆长期运行允许的最高运行温度如下表: 额定电压(KV) 0.4 6 10 25,35 220 允许最高温度(?) 65 50 45 35 90 2( 电缆投运前的检查: 1)测量绝缘电阻值符合规定; 2)接头螺丝应压紧无松动; 3)电缆头无裂纹、漏油、流胶、外皮无凸起; 4)外皮接地线应压紧，无松脱; 5)电缆外皮无损伤。 4. 正常运行参数监视 321 Q/188-105.01-2004 4.1 锅炉正常运行主要参数限额 报警 项目 单位 正常值 跳闸值 备注 高限 低限 锅炉蒸发量 t/h 1760.2 2028 汽包压力 MPa 19.0 19.3 过热器出口汽压 MPa 17.4 17.7 10.0 过热器出口汽温 ? 541(+5/-10) 546 531 再热器出口汽压 MPa 3.27 3.6 1.0 再热器出口汽温 ? 541(+5/-10) 546 531 汽包水位 mm ?50 127 -178 +254 /-381 炉膛负压 kPa -0.125 +0.1 -0.5 ?2.0 燃油母管压力 MPa 3.5 2.5 1.8 磨煤机出口温度 ? 70 70 压缩空气压力 MP 0.6,0.75 0.8 0.4 一次风压 KPa 12.4 6.5 5.0 炉水泵循环差压 kPa 200.0 110.2 68.6 炉水泵马达腔室温? 5,60 60 5 65 度 密封风/磨煤机一次kPa ,3.5 3.0 2.0 风差压 4.2 锅炉主要辅机运行参数限额 4.2.1 吸风机运行参数限额 序号 参 数 单位 正 常 高 限 低 限 跳 闸 1 电机润滑油压力 Mpa 0.3 0.15 2 电机润滑油温度 ? 30,40 40 30 3 油滤网差压 kPa 50 4 轴承振动 mm/s 4.6 7.1 5 风机轴承温度 ? 70 90 6 电机轴承温度 ? 70 80 7 风机喘振 Kpa 5 8 电机绕组温度 ? 120 130 4.2.2 送风机运行参数限额 322 Q/188-105.01-2004 序号 参 数 单位 正 常 高 限 低 限 跳 闸 1 润滑油压力 Mpa 0.5 0.8 0.1 2 润滑油流量 L/min 3 3 润滑油温度 ? 35 40 20 4 控制油压力 Mpa 2.5 3.5 0.8 0.6 5 油滤网差压 Kpa 50 6 轴承振动 mm/s 6.3 8.1 7 风机轴承温度 ? 80 90 8 电机轴承温度 ? 70 80 9 风机喘振 kPa 2 10 电机绕组温度 ? 120 135 11 电机润滑油压力 Mpa 0.3 0.15 0.12 12 电机润滑油温度 ? 30,40 40 30 13 油滤网差压 kPa 50 4.2.3 一次风机运行参数限额 序号 参 数 单位 正 常 高 限 低 限 跳 闸 1 电机润滑油压力 Mpa 0.3 0.15 0.12 2 电机润滑油温度 ? 30,40 40 30 3 油滤网差压 kPa 50 4 一次风机轴承振动 mm/s 8 11 5 一次风机轴承温度 ? 80 90 6 风机电机轴承温度 ? 70 80 7 电机绕组温度 ? 120 135 4.2.4 磨煤机运行参数限额 序号 参 数 单位 正 常 高 限 低 限 跳 闸 1 出口风温 ? 70 70 60 2 轴瓦温度 ? 50 55 3 润滑油压 Mpa 0.2 0.1 0.05 4 润滑油滤网差压 Mpa 0.15 5 润滑油温 ? 30,40 45 30 55 323 Q/188-105.01-2004 序号 参 数 单位 正 常 高 限 低 限 跳 闸 6 润滑油流量 L/h 63 7 电机轴承温度 ? 90 95 8 电机绕组温度 ? 140 120 145 9 密封风差压 kPa 3.5 3 2 4.3 汽轮机正常运行主要参数限额 参 数 序号 单位 正 常 高 限 低 限 跳 闸 1 转速 rpm 3000 3360 2 负荷 MW 600 647.11 3 主汽温度 ? 538 546 528 474 4 高排温度 ? ,420 420 432 5 凝汽器真空 KPa -85.96 -77.36 -65.66 6 排汽温度 ? ,52 80 107 ?-5.3/ ?-6.6/ 7 高中压缸差胀 mm -5.3,差胀,+10.3 ?+10.3 ?+11.6 ?-4.6/ ?-8.0/ 8 低压缸差胀 mm -4.6,差胀,+19.8 ?+19.8 ?+30.0 ?-1.05/ ?-1.2/ 9 轴向位移 mm -1.05,差胀,+0.6 ?+0.6 ?+1.65 10 主机轴振动 mm ,0.076 0.125 0.25 11 主机轴瓦振动 mm ,0.05 0.05 12 EH油压力 MPa 11.2 9.2 7.8 13 EH油温度 ? 40,45 65 38 14 润滑油压 MPa ,0.176 0.11 0.07 15 润滑油温 ? 40,45 46 16 顶轴油压 MPa 16 3.43 17 轴承回油温度 ? 50,65 75 115?与回油温18 支持轴承温度 ? ,90 110 度75?相与后 19 推力瓦温度 ? ,85 85 20 主油箱油位 mm ,100 100 -100 21 EH油箱油位 mm ,50 100 -100 22 低压缸排汽温度 ? ,47 80 107 4.4 给水泵组参数限额 324 Q/188-105.01-2004 序号 参 数 单位 正 常 高? 高? 低限 跳 闸 小 机 1 转速 rpm 5100 5717 6327/6427 2 排汽压力 KPa 6.2 30 50 3 排汽温度 ? ,45 135 150 4 轴承振动 mm ?0.05 0.08 0.125 5 润滑油压 MPa 0.12,0.14 0.1 0.04 6 润滑油滤网前后差压 MPa 0.05 0.118 7 润滑油温 ? 40,45 65 8 控制油压 MPa 12.4,14.4 9.2 7.8 -0.55, ?-0.55/ ?-0.62/ 9 轴向位移 mm 位移,+0.18 ?+0.18 ?+0.25 10 支持轴承温度 ? ,85 100 11 推力轴承温度 ? ,85 100 汽动给水泵及前置泵 1 前置泵径向轴承温度 ? ,65 70 85 2 前置泵推力轴承温度 ? ,65 70 85 3 电机径向轴承温度 ? ,65 75 85 4 电机推力轴承温度 ? ,65 75 85 5 汽泵径向轴承温度 ? ,65 80 90 6 汽泵推力轴承温度 ? ,65 90 100 7 汽泵筒体上下温差 ? ,30 30 8 前置泵进口滤网差压 MPa 0.06 9 给水泵进口滤网差压 MPa 0.06 10 给水泵进口压力 MPa 2.4 1.4 0.5 11 润滑油压力 MPa 0.12 0.1 0.04 12 再循环流量 t/h 616 280 13 给水泵轴承振动 mm 0.05 0.08 0.13 14 主泵机械密封水温度 ? ,65 80 电动给水泵组 1 前置泵径向轴承温度 ? ,65 70 85 2 前置泵推力轴承温度 ? ,65 70 85 3 电泵径向轴承温度 ? ,65 70 85 4 电泵推力轴承温度 ? ,65 75 90 325 Q/188-105.01-2004 序号 参 数 单位 正 常 高? 高? 低限 跳 闸 5 电机轴承温度 ? ,65 75 85 6 电机绕组温度 ? ,85 120 130 7 电机风温 ? 45 55 8 偶合器推力轴承温度 ? ,65 80 85 9 偶合器径向轴承温度 ? ,65 80 85 10 工作冷油器入口温度 ? ,100 110 130 11 工作冷油器出口温度 ? ,60 75 12 润滑冷油器入口温度 ? ,60 65 13 润滑冷油器出口温度 ? 45 55 14 润滑油压力 MPa 1.2 0.3 0.1 0.05 15 润滑油过滤器差压 MPa 0.05 16 给水泵进口滤网差压 MPa 0.06 17 给水泵进口压力 MPa 2.04 ?1.4 ?0.5 18 给水泵轴承振动 mm ,0.05 0.08 0.13 19 再循环流量 t/h 380 190 4.5 高低加、除氧器参数限额 序号 参 数 单位 正常 高 限 低 限 解 列 1 #1高加水位 mm 0 38(I)/88(II) ,38 +138 2 #2高加水位 mm 0 38(I)/88(II) ,38 +138 3 #3高加水位 mm 0 38(I)/88(II) ,38 +130 4 #5低加水位 mm 0 50(I)/90(II) ,40 +130 5 #6低加水位 mm 0 50(I)/90(II) ,40 +130 6 #7低加水位 mm 0 50(I)/90(II) ,40 +130 7 #8低加水位 mm 0 50(I)/90(II) ,40 +130 8 除氧器水位 mm 0 +80(I)/+160(II) -80(I)/-1900(II) 9 除氧器压力 MPa 0.05,1.1 1.3 注:除氧器水位以从除氧器内下底往上2500mm为正常水位---零水位。 4.6 发电机氢、油、水系统参数限额 序号 参 数 单位 正 常 高 限 低 限 备 注 1 机内氢气压力 KPa 414 450 375 326 Q/188-105.01-2004 2 机内冷氢温度 ? 35,46 51 2 机内热氢温度 ? 65 3 供氢压力 KPa 600 4 机内氢气纯度 % ,98 95(I)/90(II) 5 机内氢气露点温度 ? -14 -7 -25 6 氢气冷却器进水温度 ? 20,33 38 7 氢气冷却器出水温度 ? 45 8 氢气冷却器进水压力 MPa 0.3 0.98 9 密封油泵出口压力 MPa 1.0 0.68 联备用泵 10 密封油出油温度 ? 70 高联停真空泵,低联11 密封油真空箱油位 mm 0,60 +75 -75 启事故油泵 12 油氢差压 KPa 56 76 36 13 -80, 密封油真空箱真空 KPa ,78 -86 14 定子冷却水泵出口压力 KPa 800 680 联泵 15 定子冷却水压力 KPa 196 110 16 定子冷却水流量 L/min 1530 1200 1050跳闸 17 定子冷却水进水温度 ? 40,45 49 18 定子冷却水出水温度 ? 73 19 定子冷却水导电度 Us/cm 0.2 0.5 20 离子交换器流量 L/min 250 372 21 以液位视窗中 定子子冷却水箱水位 mm 0 +100 -100 间位为零位 4.7 汽机其它运行参数限额 4.7.1 泵类及辅汽 序号 参 数 单位 正 常 高 限 低 限 备 注 1 凝结水泵出口压力 MPa 3.45 3.8 0.2 联泵 2 凝结水泵入口滤网差压 MPa 0.0345 3 闭式冷却水母管压力 MPa 0.6 0.5报警 0.45联泵 4 辅机冷却水母管压力 MPa 0.45 0.35报警 0.25联泵 5 辅机冷却水滤水器滤网差压 MPa 0.02 6 空压机冷却水母管压力 MPa 0.45 0.35报警 0.25联泵 327 Q/188-105.01-2004 序号 参 数 单位 正 常 高 限 低 限 备 注 7 循环水母管压力 MPa 0.25 8 厂用高压辅汽联箱压力 MPa 0.76 1.15 0.65 9 厂用低压辅汽联箱压力 MPa 0.366 0.41 0.3 4.7.2 水、汽质量标准 名称 项 目 控制指标值 补 硬度(umol/L) 0 给 二氧化硅(ug/L) ,20 水 电导率(uS/cm，25?) ,0.2 硬度(umol/L) ?0 溶氧(ug/L) ,7 铁(ug/L) ,20 给 铜(ug/L) ,5 二氧化硅(ug/L) ,20 水 联氨(ug/L) 10,50 pH 9.0,9.5 油(mg/L) ,0.3 钠(ug/kg) ,10 二氧化硅(ug/kg) ,20 蒸 铁 (ug/kg) ,20 汽 铜(ug/kg) ,5 电导率(uS/cm，25?) ,0.3 硬度(umol/L) 0 凝 溶解氧(ug/L) ,30 结 水 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 电导率(uS/cm) <0.5 冷 pH ,7 水 铜(ug/L) ,200 328 Q/188-105.01-2004 4.7.3 汽轮机新油质量标准 序号 项 目 质 量 标 准 备 注 #20 #30 1 外 观 透明 透明 2 机械杂质 无 无 23 运动粘度(mm/s) 18-22 28-32 30? 4 开口闪点(?) ?180 ?180 5 凝 点(?) ?-15 ?-15 6 酸值(mg KOH/g) ?0.03 ?0.03 7 氧化酸值(mg KOH/g) ?0.2 ?0.2 8 氧化后沉淀物(%) ?0.1 ?0.1 9 破乳化度(min) ?8 ?8 10 水溶性酸或碱 无 无 11 氢氧化钠试验(级) 2 2 4.7.4 汽轮机油质量标准 序号 项 目 质 量 标 准 监测方法或使用标准 1 外 观 透 明 外观目测 2 水 分 无 目测或YS-12-1-78 23 40?运动粘度(mm/s) 1. 小于或等于1.2，新油标准 GB265-75 YS-9-1-84 2. 32?3.2 4 闪 点(?) 1.不比新油标准低7? GB267-77 2.不比前次测定值低8? 3. ?180 5 机械杂质 无 GB511-77或外观目测 6 酸值(mg KOH/g) 0.3 GB264-83 7 液相锈蚀 无 锈 YS-21-1-84 8 破乳化度(min) , 15 YS-C-1-1-84 4.8 发、变电系统参数限额 序号 参 数 单位 正常 高限 低限 跳 闸 1 发电机定子电压 KA 22 23.1 20.9 2 发电机定子电流 A 17495 19245 3 发电机转子电压 V 400 329 Q/188-105.01-2004 序号 参 数 单位 正常 高限 低限 跳 闸 4 发电机转子电流 A 4387 5 定子三相不平衡电流 A 1400 6 定子绕组温度 ? 120 7 转子绕组温度 ? 115 8 定子铁芯温度 ? 120 9 发电机集电环温度 ? 120 10 发电机频率 Hz 50 51 47 48/47 11 高厂变绕组温度 ? 100 120 12 高厂变油温 ? 85 95 13 高备变绕组温度 ? 110 125 14 高备变油温 ? 95 105 15 主变绕组温度 ? 100 110 16 主变油温 ? 75 85 17 励磁变绕组温度 ? 140 155 18 机炉干式变绕组温度 ? 130 150 19 水源地升/降变绕组温度 ? 110 130 20 水源地升/降变油温 ? 85 95 5. 设备定期工作 5.1 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 每班一次 接班时 主值 -- 灯光、音响正常 汽包、除氧器、加热器、凝 2 每班一次 巡检 副值 指示一致 汽器水位计就地远方校对 3 空气预热器吹灰 每班一次 副值 主值 就地监视吹灰器 4 凝汽器胶球清洗投运 每天一次 白班 巡检 副值 夏季每天二次 5 仪用、杂用压缩空气罐放水 每天一次 中班 巡检 副值 冬季增加次数 6 升压站熄灯检查 每天一次 夜班 巡检 做好记录 7 主跳闸电磁阀动作试验 每周一 白班 主值 机组长 动作正常 8 BUG及PLU回路检查 每周二 白班 热工 机组长 投入正常 9 抽汽逆止门活动试验 每周四 白班 主值 机组长 稍动既可 负荷420MW以下，10 高压主汽门活动试验 每周五 中班 主值 机组长 试验前热工检查另 330 Q/188-105.01-2004 序号 工作内容 工作日期 班次 操作人 监护人 要 求 一个主汽门行程开11 中压联合汽门活动试验 每周五 中班 主值 机组长 关在断，负荷不满 足不试验 二个阀不能同时进12 主遮断电磁阀活动试验 每周五 中班 主值 机组长 行 13 主机油箱、二台小机油箱放水 每周六 夜班 巡检 副值 水多增加次数 14 发电机碳刷检查、更换 每日 白班 副值 主值 遵守安规规定 每周一、三、15 锅炉吹灰短吹 白班 副值 主值 就地监视吹灰器 五 每周二、四、16 锅炉吹灰长吹 白班 副值 主值 就地监视吹灰器 六 17 辅机冷却水泵切换 每月1日 夜班 巡检 副值 启动前测绝缘 18 空压机冷却水泵切换 每月1日 夜班 巡检 副值 启动前测绝缘 19 事故照明定期切换 每月1日 白班 巡检 主值 正常 20 柴油机启动试验 每月1、16日 白班 巡检 主值 启动正常 21 凝结水泵切换 每月2日 夜班 主值 机组长 启动前测绝缘 22 除氧器上水泵启动试验 每月3日 中班 巡检 副值 运行15min停止 23 启动冷却水泵测绝缘 每月4日 夜班 巡检 副值 半月运行不进行 24 轴加风机切换 每月4日 中班 副值 机组长 25 凝汽器入口二次滤网反冲洗 每月5、20日 中班 巡检 副值 差压大增加次数 辅机冷却水滤网、冷油器 每月5、20日 26 中班 巡检 副值 差压大增加次数 冷却水滤网反冲洗 滤网差压大时，进27 一次风机电机油泵切换 每月5号 白班 副值 主值 行滤网切换 28 水环式真空泵切换 每月6日 夜班 副值 机组长 启动前测绝缘 视风机压力增加次29 火检冷却风机切换 每月6日 白班 副值 主值 数 30 75KW以上备用动力测绝缘 每月7、22日 白班 巡检 副值 做好记录 31 循环水泵切换 每月8日 白班 副值 机组长 双泵运行不进行 32 水源地升压泵切换试验 每月8日 中班 值班员 ---- 启动前测绝缘 33 水源地深井泵切换 每月8日 中班 值班员 ---- 启动前测绝缘 34 供水管线呼吸阀活动 每月8日 中班 值班员 ---- 35 磨煤机密封风机切换 每月9号 白班 副值 主值 36 EH油泵联动试验及切换 每月10、25日 白班 主值 机组长 37 高调门活动试验 每月11日 白班 主值 机组长 就地监视动作 38 A小机高、低压主汽门活动试验 每月12日 白班 主值 机组长 无卡涩 39 B小机高、低压主汽门活动试验 每月12日 白班 主值 机组长 无卡涩 40 吸风机轴承冷却风机切换 每月13号 白班 副值 主值 滤网差压大时，进41 吸风机电机油泵切换 每月13号 白班 副值 主值 行滤网切换 滤网差压大时，进42 送风机电机油泵切换 每月14号 白班 副值 主值 行滤网切换 331 Q/188-105.01-2004 序号 工作内容 工作日期 班次 操作人 监护人 要 求 滤网差压大时，进43 送风机油站油泵切换 每月14号 白班 副值 主值 行滤网切换 44 主变冷却器及电源切换 每月15日 白班 副值 主值 退出重瓦斯保护 45 停运磨煤机油泵切换 每月18日 白班 巡检 副值 磨煤机停运时 每月20日及雷46 避雷器动作次数及泄漏电流检查 白班 巡检 ---- 做好记录 雨后 给水泵汽轮机交流油泵切换， 直流油泵连续运行47 每月16日 夜班 副值 机组长 直流油泵启动试验 要大于30min 48 汽机盘车电机空转试验 每月17日 夜班 巡检 副值 49 MSP、TOP、EOP联动试验 每月18日 白班 副值 机组长 EOP运行30min 主密封油泵切换，直流 直流油泵连续运行50 每月23日 白班 主值 机组长 密封油泵启动试验 大于30min 51 定子冷却水泵切换 每月24日 白班 主值 机组长 52 闭式冷却水泵切换 每月24日 白班 主值 机组长 53 高低压电动、柴油消防水泵试验 每月26日 夜班 巡检 副值 54 燃油罐放水 每月27日 白班 巡检 副值 55 AB、BC、DE层油枪试验 每月28日 白班 副值 主值 氢气干燥器、密封油 56 不定期 ---- 巡检 ---- 有水时执行 真空泵分离器放水 57 备用供水管线切换 每月一次 白班 值班员 ---- 由值长调度 58 主冷油器切换 停机后 中班 副值 机组长 59 A、B小机润滑油冷油器切换 停机后 中班 副值 机组长 主油箱、小机油箱油位实测、凝60 每季初10号 白班 机组长 巡检 联系检修 结水补充水箱水位实测 5.2 设备检修前、后工作 序号 项 目 要 求 1 真空严密性试验 每月一次及停机前进行 2 大修后应试验两次，动作转速为3300,汽机超速试验 3330rpm，两次动作转速差<18rpm 3 危急保安器注油及注油升速试验 检修后及机组运行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 7 汽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、辅汽系统及大修后或安全阀调整后进行 锅炉汽水系统各安全阀校验 10 除氧器水压试验 每六年一次 332 Q/188-105.01-2004 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 13 空气预热器漏风试验 大修后进行 333 Q/188-105.01-2004 第五章 机组联锁保护及试验 1. 机组联锁保护 1.1 锅炉联锁保护 1.1.1 锅炉MFT主保护 1.1.1.1 当发生下列任一条件时，锅炉MFT。 序号 保护内容 备注 炉膛负压低:LL?-2000Pa 或LLL?- 1 3个LL开关三取二、3个LLL开关三取二相或 2540Pa 炉膛负压高:HH?+2000Pa 或HH? 2 3个HH开关三取二、3个HHH开关三取二相或 +3300Pa 3 汽包水位低低:LL?-381mm 3只汽包水位变送器分别判断LL信号，三取二 4 汽包水位高高:HH?+254mm 3只汽包水位变送器分别判断HH信号，三取二 5 手动MFT 操作台上的两个硬手操按钮同时按下 6 两台空预器全停 延时10秒 7 两台送风机全停 8 两台吸风机全停 9 风量,25% 锅炉点火成功后，所有磨煤机停且给煤机停，10 燃料丧失 且所有油角阀关或油跳闸阀关 任一台磨煤机、给煤机运行后，小于2层油层11 两台一次风机全停 投运(层至少3支油枪运行) 油层无火四取二，煤层无火四取三，所有油/煤12 全炉膛灭火 层无火且“任一给煤机运行2分钟” 4台及以上磨煤机运行，#1角所有油、煤火检13 #1角火焰失去 “有火”信号消失 4台及以上磨煤机运行，#2角所有油、煤火检14 #2角火焰失去 “有火”信号消失 4台及以上磨煤机运行，#3角所有油、煤火检15 #3角火焰失去 “有火”信号消失 4台及以上磨煤机运行，#4角所有油、煤火检16 #4角火焰失去 “有火”信号消失 334 Q/188-105.01-2004 炉水循环不良，炉水循环泵进/出口差泵停止或泵运行15秒后时任一进/出口差压17 压低?110Kpa 低，则判断该泵“故障”;3台泵均故障则MFT 18 汽机跳闸 2个高压主汽门全关为汽机跳闸 1、炉膛吹扫完成30分钟后 19 点火失败 2、炉膛吹扫完成后燃油跳闸阀开10分钟后 3、10分钟内投第一只油枪失败6次 火检冷却风丧失延时60秒 2台火检风机全停，或火检冷却风压低，延时20 火检冷却风压?3.23Kpa 60秒 21 APF电源柜失电 DCS失电(APF失电),MFT跳闸继电器失电 1.1.1.2当发生MFT时，能自动执行下列操作: 1.1.1.2.1 光字牌发出紧急声光报警信号，LCD出现报警显示。 1.1.1.2.2 燃油跳闸阀关闭。 1.1.1.2.3 所有点火枪切除并退出。 1.1.1.2.4 所有油枪电磁阀关闭。 1.1.1.2.5 所有磨煤机电机跳闸，磨煤机出口隔离门BSOD关闭。 1.1.1.2.6 所有给煤机跳闸。 1.1.1.2.7 MCS得到下列指令: 1.1.1.2.7.1 送风机自动调节系统切换至手动，以维持送风量在跳闸前状况。 1.1.1.2.7.2 吸风机调节挡板的位置调整在新的开度，以调整瞬变的炉膛负压。 1.1.1.2.7.3 关闭过热器的喷水调节门和隔离门。 1.1.1.2.7.4 关闭再热器的喷水调节门和隔离门。 1.1.1.2.7.5 关闭磨煤机一次风关断挡板PASOD。 1.1.1.2.8 闭锁吹灰系统的运行，已投入运行的吹灰器退出。 1.1.1.2.9 完成吹扫后，允许停运风机。若在吹扫时炉膛压力高至2.0kPa或低至,2.0kPa，应立 即将风机跳闸。 1.1.1.2.10 汽机跳闸。 1.1.1.3 手动停止电除尘。 1.1.2 锅炉OFT保护 1.1.2.1 当下列任一条件成立，产生OFT。 序号 保 护 内 容 备 注 1 锅炉MFT 335 Q/188-105.01-2004 2 手动OFT 3 燃油压力低低LL:?1.8MPa 4 所有油枪油角阀跳闸 5 燃油跳闸阀跳闸 1.1.2.2 当发生OFT时，自动执行下列操作: 1.1.2.2.1 油跳闸阀迅速关闭。 1.1.2.2.2 各油枪油阀关闭并退出点火枪。 1.1.2.2.3 光字牌发出紧急声光报警信号，并在LCD显示。 1.1.2.2.4 停止油泄漏试验。 1.1.3 磨煤机联锁保护 1.1.3.1下列任一条件成立，运行磨煤机跳闸。 序号 保护内容 备注 1 分离器出口挡板BSOD全关 2 磨煤机前轴承润滑油压低:LL?0.05MPa 延时1秒 3 磨煤机后轴承润滑油压低:LL?0.05MPa 延时1秒 4 磨煤机油站润滑油母管油压低:LL?0.05MPa 延时1秒。 5 任一给煤机运行且磨煤机入口一次风关断挡板关 6 层火焰失去 3/4无火 7 磨煤机轴承温度高:HH?55? 延时5秒 8 磨煤机电机轴承温度高:HH?90? 延时5秒 9 两台一次风机全停 10 锅炉MFT 11 一次风与炉膛的差压:低LL?5KPa 延时5S 1.1.3.2 当发生磨煤机跳闸MTR时，能自动执行下列操作: 1.1.3.2.1 停运给煤机。 1.1.3.2.2 给煤机切除自动方式。 1.1.3.2.3 关闭磨煤机一次风关断挡板PASOD。 1.1.3.2.4 关闭磨煤机出口关断挡板BSOD。 1.1.3.3 当磨煤机出现下列任一情况时，发出报警: 序号 内 容 备 注 336 Q/188-105.01-2004 1 磨煤机出口风温高至70? 2 磨煤机电机绕组温度高至140? 3 磨煤机油箱油位低 4 磨煤机润滑油滤网差压高至0.15MPa 5 磨煤机润滑油压力低至0.1MPa 联泵 6 磨煤机油温低至30? 电加热自投，40?自停 7 磨煤机油温高至45? 投冷却水 8 磨煤机密封风差压低3.0kPa 1.1.3.4 当给煤机出现下列任一情况时，给煤机跳闸: 序号 保护内容 备注 1 同侧分离器出口挡板全关 2 给煤机内超温:H?65? 给煤机入口堵煤延时50秒，3 给煤机入口堵煤或出口堵煤 或出口堵煤延时10秒 4 给煤机内无煤 延时30秒 5 磨煤机停运 6 锅炉MFT 1.1.4 吸风机联锁保护 当下列任一情况出现时，吸风机跳闸: 序号 保护内容 备注 1 三取二 炉膛压力低三值:LLL?-2540Pa 吸风机电机润滑油压低低:LL?0.05MPa且风机电机2 延时3秒 轴承温度高:HH?80? 3 两台冷却风机全停且风机轴承温度高:HH?90? 延时3秒 当吸风机出现下列任一情况时, 发出报警: 序号 内 容 备 注 1 吸风机电机润滑油压?0.12MPa 启动备用油泵 2 吸风机电机油站滤油器前后差压?0.05MPa 3 吸风机轴承温度?70? 337 Q/188-105.01-2004 序号 内 容 备 注 4 吸风机电机轴承温度?70? 5 吸风机电机绕组温度?120? 6 吸风机振动?4.6mm/s 7 吸风机振动?7.1mm/s，严重报警 1.1.5 送风机联锁保护 当下列任一情况出现时，送风机跳闸: 序号 保护内容 备注 1、当两台送风机与两台吸风机同时运行 时，同侧吸风机跳闸联跳本侧送风机。 1 吸风机停联跳送风机 2、当一台送风机与两台吸风机同时运行 时，任一吸风机跳闸不联跳送风机。 2 送风机油站控制油压力低:LL?0.6MPa 延时20秒。 3 炉膛压力高三值:HH?3300Pa 三取二 送风机电机油站油压低低?0.12MPa，4 延时3秒 且送风机电机轴承温度高高:HH?80? 当送风机出现下列任一情况时, 发出报警: 序号 内 容 备 注 1 送风机油站滤油器前后差压?0.05 MPa 2 送风机轴承温度?80? 3 送风机电机轴承温度?70? 4 送风机电机绕组温度?120? 5 送风机振动?8mm/s 6 送风机喘振?2Kpa 7 送风机电机油站油压低?0.12MPa 联启备用泵 8 送风机控制油站控制油压低?0.8MPa 联启备用泵 1.1.6 一次风机联锁保护 当下列任一情况出现时, 一次风机跳闸: 序号 保护内容 备注 1 锅炉MFT 一次风机电机油站油压低低?0.12MPa，且送风机2 延时3秒 电机轴承温度高高:HH?80? 338 Q/188-105.01-2004 当一次风机出现下列任一情况, 发出报警: 序号 内 容 备 注 1 一次风机振动?8mm/s 2 风机轴承温度?80? 3 电机轴承温度?70? 4 电机绕组温度?120? 5 一次风机电机油压?0.12MPa 联备用泵 1.1.7 密封风机联锁保护 当下列情况出现时, 密封风机跳闸: 序号 保 护 内 容 备 注 1 MFT 当密封风机出现下列任一情况, 发出报警: 序号 内 容 备 注 1 密封风机轴承温度?70? 2 密封风机电机轴承温度?70? 3 密封风机电机线圈温度?100? 4 密封风机入口滤网差压?1.0kPa 1.1.8 空气预热器联锁保护 当下列情况出现时, 空气预热器跳闸: 序号 保护内容 备注 空预器电机运行50秒后，1 空预器转速低:L?0.6rpm，且LL?0.4rpm 延时3秒 当空气预热器出现下列任一情况, 发出报警: 序号 内 容 备 注 1 空气预热器主电机跳闸 联启辅助电机 2 空气预热器轴承油温高85? 严重报警 3 空气预热器轴承油温高70? 报警 4 空气预热器火灾报警 报警 339 Q/188-105.01-2004 1.1.9 炉水循环泵联锁保护 当下列任一情况出现时, 炉水循环泵跳闸: 序号 保护内容 备注 1 炉水循环泵电机腔室温度高:HH?65? 2 炉水循环泵进、出口差压低:LL?68.6kPa 电机运行延时15秒 当下列任一情况出现时, 炉水循环泵报警: 序号 内 容 备 注 1 炉水循环泵电机腔室温度?60? 2 高压过滤器差压?0.2Mpa 3 炉水循环泵隔热体冷却水流量?1.4m,/h 4 炉水循环泵电机腔室冷却水流量?7m,/h 5 炉水循环泵壳体温度与入口集箱温度差?55? 1.1.10其它: 序号 内 容 备 注 1 火检冷却风压低6.0kPa 联启备用风机 2 火检冷却风压低3.23kPa 延时60s，MFT 3 一台暖风器疏水泵跳闸 联启备用泵 4 燃油母管压力低1.8Mpa OFT 5 汽包压力?0.5MPa时，关闭包覆过热器疏水电动门 1.2 汽机联锁保护 1.2.1 汽机主保护 1.2.1.1 超速机械脱扣 当汽轮机转速达到110,,111,额定转速时，偏心飞环式机械危急遮断器动作，通过机 械跳闸阀泄去ETS油，关闭高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。 1.2.1.2 就地手动机械脱扣 O 此脱扣器位于汽机前箱。操作时，逆时针旋转90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 340 Q/188-105.01-2004 排放阀;关闭各级抽汽逆止门和高排逆止门而停机。 1.2.1.3 远方手动脱扣:装于集控室DEH盘。操作时，按下按钮，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。 1.2.1.4 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。 a. 超速保护:当汽机转速升至3300r/min时。 b. 润滑油压低保护:主机润滑油压低0.07MPa。 c. 主蒸汽温度低三取二保护:汽轮机负荷大于50%时，主汽温降至474?时，延时2s。 d. 凝汽器真空低保护:排汽压力?25.3KPa。 e. 轴向位移大保护:当机组的轴相对推力轴承的位移增大至?+1.2mm或?-1.65mm时。 f. 高中压或低压胀差过大保护: ——高中压胀差?+11.6mm或?-6.6mm时。 ——低压胀差?+30mm或?-8mm时。 g. 低压缸排汽温度高保护: A或B低压缸排汽温度高107?(四取二)。 h. 轴振动大保护:任一轴振动大于0.25mm。 i. 支持轴承乌金温度高保护:#1、#2轴承二个温度?115?相与;#3,#8任一支持轴承 乌金温度?115?,且轴承回油温度大于75?,持续超过2秒。 j. 高压缸排汽温度高保护:高压缸排汽室内壁温度高430?。 k. 抗燃油压力低保护:EHG油压力低,7.8MPa。 l. D--EHG严重故障。 m. D—EHG后备超速(BUG)保护动作(动作转速,112,额定转速)。 n. 发电机主保护动作(电跳机)。 o. 锅炉MFT(炉跳机)。 p. 发电机定子冷却水中断:发电机进水流量?63t/h,延时30秒。 L. 远方或就地手打停机。 1.2.2 加速继电器(ACC) 当发电机甩负荷量大于15%时，检测到转速大于102,额定转速，且升速太快(升速率大于 49rpm/s)，ACC动作关闭中压调门以防止汽机超速。当汽轮机转速降至3000rpm以下且不再 上升时，继电器自动复位，中调门重新开启。 1.2.3 功率负荷不平衡继电器(PLU) 当发电机甩负荷量大于40,时，检测到进入汽轮机的能量(再热汽压力)和发电机负荷(电 流)之间的不平衡值超过定值，PLU动作快速关闭高中压调门以防汽机超速。当不平衡值小 于40,，1秒后继电器自动复位，高中压调门可重新开启。 1.2.4 主机油系统联锁保护 341 Q/188-105.01-2004 1.2.4.1 润滑油管路油压P?0.12 MPa时,PSA4压力开关动作,发出报警信号,同时交流润滑油泵 (TOP)自启动。 1.2.4.2 主油泵出口油压P?1.21MPa，PSA1压力开关动作,交流润滑油泵(TOP)自启动。 1.2.4.3 润滑油管路油压P?0.11MPa时，PSA3压力开关动作,直流润滑油泵(EOP)自启动。 1.2.4.4 润滑油管路油压P?0.07MPa时，PSA2压力开关动作,吸入油泵(MSP)自启动。 1.2.4.5 润滑油管路油压P?0.07MPa时，PSA6,LPSA8压力开关动作，经三取二逻辑后送出停机信 号。 1.2.4.6 润滑油管路油压P?0.07MPa时，PSA5压力开关动作,用于停止盘车,同时报警。 1.2.4.7 顶轴油泵进口油压低于0.03MPa，顶轴油泵自停。 1.2.4.8 汽机转速,2500 rpm顶轴油泵自停;转速,2000 rpm顶轴油泵自启。 1.2.4.9 EHG油压力P?9.2?0.2MPa时，PSC4压力压力开关动作,备用EHG油泵自启动。 1.2.4.10 EHG油压力P?7.8MPa时，PSC1,PSC3压力压力开关动作, 经三取二逻辑后送出停机信 号。 1.2.4.11 主机油箱油温,32?，电加热自投。 1.2.4.12 EHG油温,35?，同时应首先联启抗燃油循环泵运行,加热器自启投入。 1.2.4.13 EHG油箱油位,-150mm时,且EH油压低于7.8MPa时，EHG油泵跳闸。 1.2.5 低压排汽缸喷水保护联锁 1.2.5.1 当机组低压缸排汽温度测点中有一个?47?时,则低压缸喷水电磁阀开始开启。 1.2.5.2 当机组低压缸排汽温度测点中有一个?80?时,则低压缸喷水电磁阀完全开启。 1.2.5.3 只有低压缸排汽温度测点中二个测点全为?47?时,喷水电磁阀自动全关。 1.2.6 旁路系统保护 1.2.6.1 高压旁路压力调节阀联锁 1.2.6.1.1 高压旁路压力调节阀快关条件 a. 锅炉MFT。 b. 手动快关高压旁路。 c. 高旁后蒸汽温度高,400?。 d. 任一低旁压力调节阀关，且再热汽冷段压力大于2.0MPa。 1.2.6.1.2 高压旁路压力调节阀保护关条件 a. 高旁压力调节阀快关。 b. 中压缸/高压缸转换结束。 c. 高压缸启动方式。 1.2.6.2 高压旁路减温水电动阀联锁 1.2.6.2.1 高压旁路减温水电动阀自动开条件 高旁温度调节阀不在关位(阀开度大于4%)，延时1 秒。 1.2.6.2.2 高旁减温水电动门自动关条件 342 Q/188-105.01-2004 a. 高旁温度调节阀关(阀开度小于4%)。 b. 高旁压力调节阀关(阀开度小于4%)。 1.2.6.2.3 高旁减温水电动门保护关条件 高旁压力调节阀保护关联关减温水调节阀及高旁减温水电动隔离门。 1.2.6.3 高压旁路减温水调节阀联锁 a. 高旁压力调节阀不关 (阀开度大于4%)，允许开。 b. 高旁压力调节阀在关位高旁减温水调节阀自动关。 c. 高旁压力调节阀保护关或高旁快关高旁减温水调节阀保护关。 1.2.6.4 低压旁路入口电动门联锁 低旁A压力调节阀关并且低旁B压力调节阀关，发2秒脉冲自动关低压旁路入口电动门。 1.2.6.5 低压旁路压力调节阀联锁 1.2.6.5.1 低压旁路压力调节阀开允许条件 同侧低旁减温水调节阀不在关位(取非)。 1.2.6.5.2 低压旁路压力调节阀快关条件 a. 低旁出口压力高(3取2 0.64MPa)。 b. 低旁减温水母管压力低1.2 MPa。 c. 凝汽器压力高20KPa。 d. 凝汽器温度高80?。 e. 低旁后蒸汽温度高190?。 f. 锅炉MFT。 g. 低旁减温水隔离门关。 h. 低旁减温水调节阀关。 i. 手动快关低旁。 1.2.6.5.3 低压旁路压力调节阀保护关条件 a. 低旁压力调节门快关。 b. 中压缸/高压缸转换结束，延时2 秒。 c. 高压缸启动方式。 1.2.6.6 低压旁路减温水电动门联锁 a. 低旁压力调节阀不在关位(取非)且同侧低旁减温水调节阀不在关位(取非)，低旁减温水 电动门自动开。 b. 低旁压力调节阀关并且同侧低旁减温水调阀关，发2秒脉冲低旁减温水电动门自动关。 1.2.6.7 低压旁路减温水调节门联锁 低旁压力调节阀关自动关低旁同侧减温水调节阀，发3 秒脉冲。 1.2.6.8 低压旁路三级减温器减温水调节阀联锁 低旁压力调节阀关且同侧低旁减温水调节阀关，自动关同侧三级减温器减温水调节阀。 343 Q/188-105.01-2004 1.2.6.9 旁路自控系统应可靠地保证旁路阀门动作符合下列要求: a.高压旁路阀的开度在90%以下时: --主蒸汽压力上升时，阀门则应随之逐渐开启。 --主蒸汽压力下降时，阀门则应随之逐渐关闭。 b.高压旁路阀的开度在90%以上时: --主蒸汽压力上升时，阀门则应几乎不动。 --主蒸汽压力下降时，阀门则随之向关闭方向动作，直到压力达到设定值为止。 --主蒸汽流量在旁路装置设计容量以下时，新蒸汽压力下降，旁路阀则应几乎不动。 --主蒸汽流量在旁路装置设计容量以上时，新蒸汽压力下降，旁路阀则应随之向关闭 方向动作。 --当主蒸汽压力稳定较长时间，阀门将向关闭方向动作，直到关完为止。 1.2.7 主机盘车装置联锁保护 1.2.7.1 盘车装置自动啮合条件: a.盘车装置处于“自动”。 b.左右侧主汽门全关,机组在遮断状态。 c.汽轮机转速至零，延时30秒。 d.盘车电机运行，延时10秒。 1.2.7.2 盘车电机自启动条件: a.盘车电机联锁开关在“自动”。 b.轴承润滑油压,0.103MPa。 c.各顶轴油压力?3.43MPa。 d.盘车电机无电气故障。 e.盘车装置处于“自动”。 f. 左右侧主汽门全关,机组在遮断状态。 g.汽机转速至零，延时30秒。 1.2.7.3 当发生下列情况之一时，盘车电机跳闸: a.任一顶轴油压力,3.43MPa。 b.轴承润滑油压,0.103MPa。 c.盘车电机电气故障。 d.盘车装置啮合脱开。 1.2.8 汽机防进水保护 1.2.8.1 汽轮机设有下列防进水热电偶 a、高压缸调节级后蒸汽温度测点; b、高压缸调节级后内壁温度测点; c、高压缸调节级后外壁温度测点; 344 Q/188-105.01-2004 d、一段抽汽室下半温度测点; e、高压缸排汽室上半温度测点; f、高压缸排汽室下半温度测点; g、高压缸排汽室内壁温度测点(四个); h、中压进汽室内壁温度测点; i、中压进汽室外壁温度测点; j、中压进汽室上半温度测点; k、中压进汽室下半温度测点; l、第三段抽汽室(第11级后)上半温度测点; m、第三段抽汽室(第11级后)下半温度测点; n、中压缸排汽室上半温度测点; o、中压缸排汽室下半温度测点; 1.2.8.2 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，开启机侧所有疏水。当 负荷高于20,时，汽轮机疏水子环投入时，检查汽轮机高、中压段疏水自动关闭;负荷高 于30%时，汽轮机疏水子环投入时，检查汽轮机低压段疏水自动关闭;停机过程中，当汽 轮机疏水子环投入时，各高、中、低压段疏水根据负荷自动开启。 1.2.8.3 高加水位保护 a.任一台高加水位高?值(，38mm)，报警。 b.任一台高加水位高?值(，88mm)，联开本台高加危急疏水。 c.任一台高加水位高?值(，138mm)，高加解列 ，高加入口三通阀关闭,高加水侧走大旁 路，联开三台高加危急疏水,联关三台高加抽汽电动隔离门及抽汽逆止门，同时开启三台 高加抽汽管道疏水。 1.2.8.4 低加水位保护 a.低加水位高?值(，50mm)，报警。 b.低加水位高?值(，90mm)，联开本台低加危急疏水。 c.低加水位高?值(，130mm)，低加解列，低加水侧走旁路，低加抽汽电动隔离门及逆止 门关闭，同时开启抽汽管道疏水，上一级低加疏水自动切至凝汽器。 1.2.8.5 除氧器水位及压力保护 a. 在启动或甩负荷时及调峰时,加热蒸汽切换至辅助蒸汽,辅助蒸汽压力0.78MPa,温度 320?。 b. 除氧器压力低于0.25MPa时，联动关闭四段抽汽至除氧器电动隔离门，联动开启备用 汽源电动门，备用汽源投入。 c. 当机组负荷大于40%时，允许开启四段抽汽至除氧器电动门。 d. 除氧器水位高?值(，80mm)，报警，联锁关小除氧器上水调节门进行调节。 e. 除氧器水位高?值(，160mm)，联动开启除氧器溢流放水门。 345 Q/188-105.01-2004 f. 除氧器水位高?值(，310mm)，联动关闭四抽至除氧器进汽电动门和逆止门，#,高 加至除氧器正常疏水阀联动关闭，联开#3高加至凝汽器疏水阀。 g. 除氧器水位低?值(-80mm)，报警。 h. 除氧器水位低?值(-1900mm)，联跳汽泵前置泵及电泵。 i. 除氧器水位正常( 0mm) 关闭除氧器溢流放水门。 j. 当给水流量大于25%,35,时，除氧器水位自动允许由单冲量切至三冲量。 1.2.9 小机主保护 1.2.9.1 就地停机按钮 在小机就地控制面板上同时手按二个“紧急停机”按钮，停机电磁阀动作，泄去小机控 制油，关闭高低压主汽门和调门停机。 1.2.9.2 远方停机按钮 在控制室MEH操作画面上点击小机跳闸按钮，停机电磁阀动作，泄去小机控制油，关闭 高低压主汽门和调门停机。 1.2.9.3 当汽动给水泵组发生下列任一异常情况时，保护动作停机: a. 给水泵汽轮机#1、#2轴承振动高至0.125mm。 b. 转子轴向位移大(?+0.25 mm或?-0.62 mm)。 c. 润滑油压低至0.04MPa。 d. 排汽压力低于50KPa。 e. 超速至6327r/min。 f. 超速至6427r/min后备超速保护动作。 g. 排汽温度?150?。 h. 给水泵入口压力小于0.5 MPa时,延时30秒。 i. 前置泵跳闸。 j. 汽泵组流量少于280t/h，再循环阀门泵启动10秒未开。 k. 控制油压力?7.8 MPa,或两个调节器均故障。 l. 除氧器水位低低 -1900mm。 m. 给水泵汽轮机目标转速与实际转速偏差大于500r/min。 1.2.10 汽泵前置泵跳闸保护 a. 除氧器水位低低 -1900mm。 b. 入口门关闭。 1.2.11 电动给水泵跳闸保护 a. 工作冷油器入口油温度高高 ,130?。 b. 电泵运行后，润滑油压力?0.05 MPa时,保护动作停止电泵运行。 c. 电泵运行300秒后入口压力低低0.5MPa时,延时1秒。 d. 电泵最小流量阀故障，电动给水泵投入运行后入口流量小于190t/h时，最小流量阀10 346 Q/188-105.01-2004 秒未开。 e. 除氧器水位低低-1900mm。 1.2.12 小机油系统联锁保护 a. 润滑油压正常值为0.12,0.14MPa。 b. 润滑油压?0.1 MPa时,自动启动交流润滑油泵。 c. 润滑油压?0.04 MPa时,发出遮断小机信号,并联启直流润滑油泵。 d. 润滑油压?0.03 MPa时,联停盘车。 e. 油箱油位正常值为-430mm。 f. 油箱油位?-360mm时,发出油位高报警。 g. 油箱油位?-480mm时,发出油位低一值报警。 h. 油箱油位?-500mm时,发出油位低二值报警。 i. 抗燃油正常值为12.4,14.4 MPa。 j. 抗燃油压力?9.2 MPa时,联启备用抗燃油泵。 k. 抗燃油压力?7.8 MPa时,遮断小汽轮机。 1.2.13 电泵油系统联锁保护 a. 润滑油压力?0.12MPa时,闭锁电动给水泵启动。 b. 电机运行中润滑油压力?0.25MPa时,延时10秒停止辅助油泵运行。 c. 电机运行中润滑油压力?0.1MPa时,联启辅助油泵运行。 d. 润滑油压力?0.05 MPa时,保护动作停止电泵运行。 1.2.14 发电机氢、油、水系统联锁保护 1.2.14.1 主密封油泵出口母管压力低到0.68MPa，延时3,5秒联备用交流密封油泵。 1.2.14.2 备用主密封油泵启动后出口母管压力仍低于0.68MPa，延时5,8秒联直流密封油泵。 1.2.14.3 密封油真空箱油位低至低限-75mm时，联停交流密封油泵,同时联启直流密封油泵。 1.2.14.4 密封油真空箱油位高至高限+75mm时，联停密封油真空泵。 1.2.14.5 密封油真空箱油位高不在高限+75mm, 并且密封油真空泵泵冷却水电磁阀和润滑油电磁阀 打开时,密封油真空泵随主密封油泵联启 。 1.2.14.6 任一主密封油泵启动时，再循环密封油泵联启。 1.2.14.7 两台主密封油泵均停运，再循环密封油泵联停。 1.2.14.8 定子水冷泵出口压力低于0.68 MPa时，延时3秒联备用泵。 1.2.14.9 出现下列任一情况时，“发电机氢气系统故障”报警: a.发电机主密封油泵A、B电气故障。 b.发电机直流密封油泵电气故障。 c.发电机直流密封油泵自动。 d.发电机密封油真空泵电气故障。 e.发电机再循环密封油泵电气故障。 347 Q/188-105.01-2004 f.发电机主密封油泵出口压力低于0.68MPa。 g.发电机补氢供给压力低,600Kpa。 h.发电机密封油真空箱油位高 +75mm。 i.发电机密封油真空箱油位低 -75mm。 j.发电机密封油回油扩大槽油位高800cc。 k.发电机密封油真空箱真空低 ,78Kpa。 l.发电机密封油氢差压低34Kpa。 m.发电机油水检测器液位高800cc(A或B)。 n.密封油过滤器差压大,110KPa(A或B)。 o.发电机内H压力高,435Kpa。 2 p.发电机内H压力低,375Kpa。 2 q.发电机H纯度低,95,。 2 r.发电机H纯度低低,90,。 2 s.发电机内冷氢气温度高,51?。 t.系统AC电源故障。 u.系统DC电源故障。 1.2.14.10 发生下列任一情况时，“定子冷却水系统故障”报警: a.发电机定子入口冷却水压力低,110Kpa。 b.发电机定子冷却水泵出口压力低0.68MPa(现#2机为0.60MPa)。 c.发电机定子冷却水进口温度高?,48?。 d.发电机定子冷却水进口温度高?,50?。 e.发电机定子冷却水出口温度高,73?。 f.发电机定子冷却水出口温度高?,78?。 g.发电机定子冷却水箱水位高 +100mm。 h.发电机定子冷却水箱水位低 -100mm。 i.发电机定子冷却水入口流量低,1200L/ min。 j.发电机定子冷却水入口流量低低,1050 L/ min。 k.发电机定子冷却水进口导电率高,0.5us/cm。 l.发电机定子冷却水进口导电率高高,9.9us/cm。 m.隔离子交换器出口导电率高,0.5us/cm。 n.发电机定子冷却水泵电气故障(A或B)。 o.系统DC电源故障。 p.系统AC电源故障。 1.2.15 凝结水泵联锁保护 a. 凝结水泵运行后，轴加入口门全关并且同时轴加旁路门全关,保护跳闸凝结泵。 348 Q/188-105.01-2004 b. 凝结水泵运行后，轴加出口门全关并且同时轴加旁路门全关,保护跳闸凝结泵。 c. 凝结水泵运行后，凝汽器水位低低200mm，保护跳闸凝结泵。 d. 凝结水后运行后，入口门全关或出口门全关，保护跳闸凝结泵。 1.3 继电保护 1.3.1 一般要求及规定 1) 控制室内应具备一套完整、正确的二次原理图、展开图，并具有完整的的定值记录薄。 2) 继电保护屏前后必须有正确的设备名称，屏上各保护继电器、压板、试验开关、熔断器 等均应有正确的标志，投入运行前应检查正确无误。 3) 运行和备用中的设备，其保护及自动装置应投入，禁止无保护的设备投入运行。紧急情 况下可停用部分保护，但两种主保护不得同时停用。 4) 继电保护、自动装置及其二次回路的检验应配合主设备停电进行，下列情况经调度员或 值长(按管辖范围)同意后，可对不停电设备的继电保护及自动装置进行检查和调试。 a.有两种以上的保护; b.以临时保护代替原保护; c.调度员或值长同意退出运行的继电保护及自动装置; d.事故情况下的检查和调试。 5) 正常情况下，继电保护及自动装置的投入、退出及保护方式的切换，应用专用压板和开 关进行，不得随意采用拆接二次线头加临时线的方法进行。 6) 继电保护及自动装置检修后，必须有明确的书面交待和结论。定值若有变更，变更人应 做好书面交待，以保证记录与实际设备整定值相符。无结论者不得投入运行。 7) 在运行中二次电流回路上的测量与试验工作应在其专用电流端子上进行，并做好防止CT 二次开路的措施，工作结束后恢复原状。 8) 设备停电检修时，对运行设备有影响的保护应事先停运，设备投入运行及备用前应将保 护投入运行。 9) 继电保护及自动装置正常运行的投入和停用由运行人员操作。当保护的投停需动二次线 或微机保护中的设置时则由保护人员进行。 10) 禁止在运行中的保护盘及自动装置上做任何振动性质的工作。特殊情况下，必须做好 安全措施或停用有关保护。电子设备间严禁使用任何无线电通讯设备。 11) 每班应按下列项目对继电保护及自动装置进行一次检查: a. 每班接班后，应检查继电保护和自动装置无异味、无过热、无异声、无振动、无异 常信号。 b. 巡查面板，各指示应正常。 c. 检查继电器罩壳及微机保护柜门等完整，无裂纹。 349 Q/188-105.01-2004 d. 检查所有户外端子箱密封良好，PT二次开关在投入位置，CT无开路现象。 e. 继电器接点无抖动、发热、发响现象。 f. 装置所属各指示灯的燃亮情况及保护的投、停均和当时的实际运行方式相符。 g. 继电器无动作信号、掉牌及其它异常现象。 1.3.2 对运行人员的要求 1)熟悉保护和自动装置的配置。 2)熟悉保护和自动装置面板各指示灯意义。 3)能操作保护和自动装置出口回路压板，动作信号的复归。 4)了解保护装置和自动装置的现有定值。 5)熟悉保护和自动装置的运行环境要求。 1.3.3 保护装置动作时的处理: 1)电气设备在运行中发生故障时，值班人员应及时检查保护动作情况，并汇报值长，做好 记录，并经保护人员确认后方可复归信号牌及保护出口。 2)保护动作后应进行分析动作是否正确，如发现保护误动或信号不正常，应及时通知保护 班进行检查，待查出原因处理后方可投入运行。 3)保护动作开关跳闸，试送时值班人员应首先检查一次设备和保护装置无异常后，方可进 行送电操作。 1.3.4 保护装置异常时的处理: 1)运行中的保护装置，当“装置故障”信号发出时应立即汇报值长，停用该CPU所属保 护。 2)当发电机失磁保护发出PT断线、直流电源消失或阻抗元件动作信号时，应请示停用发电 机失磁保护。 3)变压器差动CT断线时应立即停用变压器差动保护。 4)变压器复合电压或低电压闭锁的过流保护失去电压时，可不停用，但应及时处理。 5)变压器阻抗保护不得失去电压，若有可能失去电压时，应停用阻抗保护。 6)母线PT回路断线时，可不停用母差保护，但应立即处理。 7)母差保护故障、异常、直流电源消失、交流电流回路断线、大差电流超过允许值或母线 上连接元件刀闸位置信号指示灯与实际不对应时，应停用母差保护。 8)装有失灵保护的开关(500KV线路开关)停电或其保护装置故障、异常、停用，应停用该 开关的失灵保护。失灵保护故障、异常、试验，必须停用该开关的失灵保护。 1.3.5 微机型发变组保护 1.3.5.1 对微机型发变组保护的日常检查: 1) 巡查面板，各指示应正常。 ? 装置故障灯应不亮 ? 自检闪光灯应正常，闪动频率为10Hz。 350 Q/188-105.01-2004 ? 投运灯指示应正确，确认有关保护已经投入; ? 电源各指示灯应正常; ? 正常时全柜应无红色指示出现; 2) 打印机有无输出，若有输出应及时通知继电保护人员取报告; 3) 继电器罩壳无裂纹，玻璃罩上无水汽; 4) 保护投停是否正确，压板接触良好; 5) 继电器线圈无过热、变色、异味、异声和冒烟。 1.3.5.2 #1、2发变组保护概述及特点 1.3.5.2.1 概述:我厂#1、2发变组保护装置为微机型保护装置，由北京光耀电力设备有限公司引进 GE公司的原装保护管理继电器组成。本保护装置使用GE公司最先进的UR系列继电器构成 发变组保护屏，继电保护柜包括两套完整的微机型发变组继电保护装置，提供整套发电 机、变压器、厂用变压器、励磁变及其这些设备之间的封闭母线(包括连接高压厂用变 压器、励磁变压器的共箱封闭母线)的保护系统。 1.3.5.2.2 装置特点 1) 发电机变压器组保护按双重化配置(非电气量保护除外)，每套保护均包含完整的 差动和后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态。 2) 两套完整的电气量保护第一套布置在A、B柜中，另一套布置在D、E柜中，非电气量 保护布置在C柜中，C柜中还配置一台工控机，负责管理所有保护柜中CPU及保护定 值、运行状态监视、记录及与DCS系统的通信。 3) 每套保护的交流电流、电压分别取自电流互感器和电压互感器相互独立的绕组，两 套保护之间没有任何电气联系。当一套保护因异常需要退出运行或检修时，不影响 另一套保护的正常运行。 4) 非电气量保护设置独立的电源回路(包括直流小空气开关及直流电源监视回路)和 出口跳闸继电器，且与电气量保护完全分开，在保护柜上的安装位置也相对独立。 5) 两套完整的电气量保护和非电气量保护的跳闸出口回路同时动作与断路器的两个跳 闸线圈。 6) 所有差动保护在电流回路断线时，发出CT断线信号，当差动电流值超过保护的动作 值时，保护动作于跳闸。差动回路CT短线闭锁功能的运行和退出可选择。 7) 保护出口回路设置因元件损坏而引起误动的闭锁措施，防止保护误出口，并发出元 件损坏的预告信号。 8) 每套保护装置凡出口回路除设有软投软退外，其出口接点还均经压板投入、退出， 不允许不经压板而直接去驱动跳闸继电器。每面板的出口中间继电器相互独立，每 面板可独立运行，每套保护都可单独投入和退出。 9) 提供在线监视功能，可随时观察定值、各输入量数据及计算结果，开关量状态等。 1.3.5.3 #1、2发变组保护配置 351 Q/188-105.01-2004 1.3.5.3.1 发变组第一套保护配置(A、B柜中) 1) 发变组差动保护 2) 发电机差动保护 3) 高厂变差动保护 4) 励磁变差动保护 5) 发电机定子100%接地保护 6) 发电机低频保护 7) 发电机失步保护 8) 发电机失磁保护 9) 发电机逆功率保护 10) 过激磁保护 11) 励磁绕组过负荷 12) 发电机对称过负荷保护 13) 发电机不对称过负荷 14) 发电机过电压保护 15) 发电机转子一点接地保护 16) 主变压器零序过流保护 17) 发电机误上电保护 18) 阻抗保护 19) 发电机过频保护 20) 电压平衡保护 21) 励磁变过流保护 22) 高厂变低压A、B分支复合电压过流保护 23) 高厂变低压A、B分支限时速断保护 24) 高压厂变低压A、B分支零序过流保护 1.3.5.3.2 发变组第二套保护配置(D、E柜中) 1) 主变差动保护 2) 发电机差动保护 3) 高厂变差动保护 4) 励磁变速断保护 5) 发电机定子100%接地保护 6) 发电机低频保护 7) 发电机失步保护 8) 发电机失磁保护 9) 发电机逆功率保护 10) 过激磁保护 11) 励磁绕组过负荷 12) 发电机对称过负荷保护 13) 发电机不对称过负荷 14) 发电机过电压保护 15) 发电机转子一点接地保护 16) 主变压器零序过流保护 17) 发电机误上电保护 18) 阻抗保护 19) 发电机过频保护 20) 电压平衡保护 21) 励磁变过流保护 22) 高厂变低压A、B分支复合电压过流保护 23) 高厂变低压A、B分支限时速断保护 24) 高压厂变低压A、B分支零序过流保护 1.3.5.3.3 发变组非电量保护配置(C柜中) 1) 发电机断水保护 2) 热工保护 3) 励磁系统故障 4) 主变瓦斯保护 5) 主变压力释放 6) 主变冷却器全停 7) 主变绕组温度 8) 主变油位 9) 高厂变瓦斯保护 10) 高厂变压力释放 11) 高厂变绕组温度 12) 高厂变油温 13)高厂变油位 1.3.5.3.4 发变组保护动作情况 352 Q/188-105.01-2004 表1:600MW发变组保护A柜动作情况一览表 保护名称 出口压板 跳闸方式 动作情况 主要信号 发电机差动 1LP 全停I 跳发电机主开关，跳保护盘发“发变组保 励磁开关，跳6KV工作护”报警，CRT发与保定子接地 2LP全停I 进线开关，关主汽护动作的相对应的报警 (95%) 门，启动厂用电快 切，启动失灵。 3LP 信号 发信号 (15%) 发电机低频I 4LP 低于48HZ延时65S发信号 发电机低频II 5LP 低于47.5HZ延时48S动作于程序跳闸 CRT发与保护动作的相 对应的报警 失步II 6LP 程序跳闸 汽机关主汽门后热工保护盘“失步”保护动 保护动作。 作报警灯亮，CRT发与 保护动作对应的报警 失磁-T1 7LP 减负荷， 失磁保护T1动作，减保护盘“发变组保护” 出力，跳6KV工作进线保护动作报警灯亮，， 开关，关主汽门，启CRT发与保护动作对应 动厂用电快切。 的报警 失磁-T2 8LP 程序跳闸 汽机关主汽门后热工同上 保护动作。 逆功率1(短延9LP 发信号 时)1.5S 逆功率2(长延10LP 全停1 跳发电机主开关，跳保护盘“发变组”保护时)60S 励磁开关，跳6KV工作动作报警灯亮，、发电 进线开关，关主汽机保护动作，CRT发与 门，启动厂用电快保护动作对应的报警 切，启动失灵。 逆功率程跳 11LP 程跳 汽机关主汽门后热工保护盘“发变组”保护 保护动作。 动作报警灯亮，、发电 机保护动作，CRT发与 保护动作对应的报警 过激磁-定时限12LP 发信号 发相对应的报警信号 低定值 1.059 倍3S 过激磁-定时限13LP 发信号，减励磁 减励磁 发相对应的报警信号 高定值 1.06倍 10S 过激磁-反时限 14LP 全停1 跳发电机主开关，跳保护盘发“发变组保 励磁开关，跳6KV工作护”保护动作报警灯 进线开关，关主汽亮，，CRT发与保护动 门，启动厂用电快作的相对应的报警 353 Q/188-105.01-2004 切，启动失灵。 对称过负荷-定15LP 减出力、发信号 保护动作后，减小发保护盘与CRT发相对应时限 电机出力 的报警信号。 对称过负荷-反16LP 全停1 跳发电机主开关，跳保护盘发发变组保护报时限 励磁开关，跳6KV工作警，CRT发与保护动作 进线开关，关主汽的相对应的报 门，启动厂用电快 切，启动失灵。。 不对称过负荷-17LP 发信号 发信号 保护盘与CRT发相对应定时限 的报警信号。 不对称过负荷-18LP 全停1 跳发电机主开关，跳保护盘保护动作报警灯反时限 励磁开关，跳6KV工作亮，，CRT发相对应的 进线开关，关主汽报警信号 门，启动厂用电快 切，启动失灵。 发电机过电压19LP 全停1 跳发电机主开关，跳保护盘“发变组保护”1.3倍UN 励磁开关，跳6KV工作保护动作报警灯亮，发 进线开关，关主汽电机保护动作，CRT发 门，启动厂用电快与保护动作对应的报警 切，启动失灵。 突加电压保护 20LP 跳闸 跳发电机主开关，发保护盘“发变组保护” 信号 保护动作报警灯亮， CRT发相对应报警 发电机过频 21LP 发信号 发信号 (大于51HZ) 低阻抗(记忆22LP 全停1 跳发电机主开关，跳保护盘“发变组保护”长延时) 励磁开关，跳6KV工作动作报警灯，CRT发相 进线开关，关主汽对应的报警信号 门，启动厂用电快 切，启动失灵。 失步I-信号 23LP 发信号 发信号 CRT发相对应报警 发变组差动 24LP 全停I 跳发电机主开关，跳保护盘“发变组保护” 励磁开关，跳6KV工作保护动作报警灯亮，， 进线开关，关主汽CRT发相对应报警 门，启动厂用电快 切，启动失灵。 主变零序过流I 25LP 全停I 跳发电机主开关，跳保护盘“发变组保护” 励磁开关，跳6KV工作保护动作报警灯亮， 进线开关，关主汽CRT发相对应报警 门，启动厂用电快 切，启动失灵。 主变过负荷启26LP 启动主变冷却器风扇 CRT发相对应的报警信动风冷 号 354 Q/188-105.01-2004 转子一点接地-励磁系统发信号 发信号 CRT发相对应报警 高定值 保护 转子一点接地-程序跳闸 汽机关主汽门后热工CRT发相对应报警 低定值 保护动作。 励磁绕组过负29LP 减励磁、发信号 减励磁 CRT发相对应报警 荷-定时限 励磁绕组过负30LP 程序跳闸 汽机关主汽门后热工CRT发相对应报警 荷-反时限 保护动作。 失磁(信号) 31LP 发信号 发信号 发失磁信号 主变零序过流32LP 全停I 跳发电机主开关，跳保护盘“发变组保护”II 励磁开关，跳6KV工作保护动作报警灯亮， 进线开关，关主汽CRT发相对应报警 门，启动厂用电快 切，启动失灵。 表2:600MW发变组保护B柜动作情况一览表: 保护名称 出口压板 跳闸方式 动作情况 主要信号 励磁变差动 1LP 全停I 跳发电机主开关，跳励保护盘“发变组保 磁开关，跳6KV工作进护”动作，CRT发与保 线开关，关主汽门，启护动作的相对应的报 动厂用电快切，启动失警 灵。 励磁变过流 2LP 全停I 跳发电机主开关，跳励保护盘“发变组保 磁开关，跳6KV工作进护”动作，CRT发与保 线开关，关主汽门，启护动作的相对应的报 动厂用电快切，启动失警 灵。 高厂变A差动 5LP 全停I 跳发电机主开关，跳励保护盘“发变组保 磁开关，跳6KV工作进护”动作，CRT发与保 线开关，关主汽门，启护动作的相对应的报 动厂用电快切，启动失警 灵。 高厂变A复压过流 6LP 全停I 跳发电机主开关，跳励保护盘“发变组保 磁开关，跳6KV工作进护”动作，CRT发与保 线开关，关主汽门，启护动作的相对应的报 动厂用电快切，启动失警 灵。 高厂变A-A1分支7LP 跳闸 跳开A1分支工作进线开CRT发与保护盘保护动 复压过流 关，闭锁A1分支快切。 作相对应的报警，快 切屏有相应信号。 高厂变A-A2分支8LP 跳闸 跳开A2分支工作进线开 复压过流 关，闭锁A2分支快切。 高厂变A-A1分支9LP 跳闸 跳开A1分支工作进线开 355 Q/188-105.01-2004 限时速断 关，闭锁A1分支快切。 高厂变A-A2分支10LP 跳闸 跳开A2分支工作进线开 限时速断 关，闭锁A2分支快切。 高厂变A-A1分支11LP 全停I 跳发电机主开关，跳励保护盘“发变组保零序过流长延时 磁开关，跳6KV工作进护”，CRT发与保护动 线开关，关主汽门，启作的相对应的报警 动厂用电快切，启动失 灵。 高厂变A-A1分支12LP 跳闸 跳开A1分支工作进线开 零序过流短延时 关，启动A1分支快切。 高厂变A-A2分支13LP 全停I 跳发电机主开关，跳励 零序过流长延时 磁开关，跳6KV工作进 线开关，关主汽门，启 动厂用电快切，启动失 灵。 高厂变A-A2分支14LP 跳闸 跳开A2分支工作进线开 零序过流短延时 关，启动A2分支快切。 高厂变B差动 16LP 全停I 跳发电机主开关，跳励保护盘“发变组保 磁开关，跳6KV工作进护”动作，CRT发与保 线开关，关主汽门，启护动作的相对应的报 动厂用电快切，启动失警 灵。 高厂变B复压过流 17LP 全停I 跳发电机主开关，跳励保护盘“发变组保 磁开关，跳6KV工作进护”动作，CRT发与保 线开关，关主汽门，启护动作的相对应的报 动厂用电快切，启动失警 灵。 高厂变B-B1分支18LP 跳闸 跳开B1分支工作进线开CRT发与保护盘保护动 复压过流 关，闭锁B1分支快切。 作相对应的报警，快 切屏有相应信号。 高厂变B-B2分支19LP 跳闸 跳开B2分支工作进线开 复压过流 关，闭锁B2分支快切。 高厂变B-B1分支20LP 跳闸 跳开B1分支工作进线开 限时速断 关，闭锁B1分支快切。 高厂变B-B2分支21LP 跳闸 跳开B2分支工作进线开 限时速断 关，闭锁B2分支快切。 高厂变B-B1分支22LP 全停I 跳发电机主开关，跳励保护盘“发变组保零序过流长延时 磁开关，跳6KV工作进护”，CRT发与保护动 线开关，关主汽门，启作的相对应的报警 动厂用电快切，启动失 灵。 高厂变B-B1分支23LP 跳闸 跳开B1分支工作进线开 零序过流短延时 关，启动B1分支快切。 高厂变B-B2分支24LP 全停I 跳发电机主开关，跳励 零序过流长延时 磁开关，跳6KV工作进 356 Q/188-105.01-2004 线开关，关主汽门，启 动厂用电快切，启动失 灵。 高厂变B-B2分支25LP 跳闸 跳开B2分支工作进线开 零序过流短延时 关，启动B2分支快切。 500KV1DL跳闸线27LP 此压板投入状态，保护动作后，去执保护盘相应保护动作 圈I 行开关跳闸指令。 报警灯亮，CRT发与保 护动作相对应的报500KV2DL跳闸线28LP 警。 圈II 500KV2DL跳闸线29LP 圈I 500KV1DL跳闸线30LP 圈II 6KV厂用3DL跳闸 31LP 6KV厂用4DL1跳闸 32LP 6KV厂用3DL2跳闸 33LP 6KV厂用4DL2跳闸 34LP 灭磁开关跳闸线37LP 圈I 灭磁开关跳闸线38LP 圈II 关主汽门 35LP 此压板投入状态，保护动作后去执行保护盘相应保护动作 关主汽门指令。 报警灯亮，CRT发与保关主汽门 36LP 护动作相对应的报 警。 表3:600MW发变组保护C柜动作情况一览表: 保护名称 出口压板 跳闸方式 动作情况 主要信号 发电机断水 1LP 程序跳闸 汽机关主汽门后热工CRT发相对应报警 保护动作。 热工保护 2LP 全停 跳发电机主开关，跳就地保护柜发相应的 励磁开关，跳6KV工作报警 进线开关，关主汽 门，启动厂用电快 切，不启动失灵。 励磁故障 3LP 全停 跳发电机主开关，跳CRT发相对应报警 励磁开关，跳6KV工作 进线开关，关主汽 门，启动厂用电快 357 Q/188-105.01-2004 切，不启动失灵。 主变重瓦斯 4LP 全停 跳发电机主开关，跳保护盘保护动作报警 励磁开关，跳6KV工作灯亮，CRT发相对应报主变压力释放 5LP 进线开关，关主汽警 门，启动厂用电快 切，不启动失灵。 主变轻瓦斯 6LP 信号 发信号 CRT发与保护盘相对应 的报警。 主变冷却器全停 7LP 程序跳闸汽机关主汽门后热工CRT发相对应报警 (延时) 保护动作。 主变油温高跳闸 8LP 信号 发信号 CRT发与保护盘相对应 的报警。 系统保护联跳 9LP 全停 跳发电机主开关，跳保护盘保护动作报警 励磁开关，跳6KV工作灯亮，CRT发相对应报 进线开关，关主汽警 门，启动厂用电快 切，不启动失灵。 主变油温高报警 10LP 主变绕组温度高11LP 信号 发信号 CRT发与保护盘相对应 跳闸 的报警。 主变绕组温度高12LP 信号 发信号 报警 主变油位异常 13LP 信号 发信号 励磁变温度高跳14LP 信号 发信号 CRT发与保护盘相对应 闸 的报警。 励磁变温度高报15LP 信号 发信号 警 高厂变A重瓦斯 16LP 全停 跳发电机主开关，跳保护盘保护动作报警 励磁开关，跳6KV工作灯亮，CRT发相对应报 进线开关，关主汽警 高厂变A压力释放 17LP 门，启动厂用电快 切，不启动失灵。 高厂变A轻瓦斯 18LP 信号 发信号 CRT发与保护盘相对应 的报警。 高厂变A油温高跳19LP 信号 发信号 CRT发与保护盘相对应闸 报警。 高厂变A油温高报20LP 信号 发信号 CRT发与保护盘相对应警 的报警。 高厂变A绕组温度21LP 信号 发信号 高跳闸 高厂变A绕组温度22LP 信号 发信号 高报警 高厂变A油位异常 23LP 信号 发信号 358 Q/188-105.01-2004 高厂变B重瓦斯 24LP 全停 跳发电机主开关，跳保护盘保护动作报警 励磁开关，跳6KV工作灯亮，CRT发相对应报高厂变B压力释放 25LP 进线开关，关主汽警 门，启动厂用电快 切，不启动失灵。 高厂变B轻瓦斯 26LP 信号 发信号 CRT发与保护盘相对应 的报警。 高厂变B油温高跳27LP 信号 发信号 CRT发与保护盘相对应闸 的报警。 高厂变B油温高报28LP 信号 发信号 警 高厂变B绕组温度29LP 信号 发信号 高跳闸 高厂变B绕组温度30LP 信号 发信号 高报警 高厂变B油位异常 31LP 信号 发信号 500KV1DL跳闸线34LP 此压板投入状态，保护动作后，去执保护盘相应保护动作 圈I 行开关跳闸指令。 报警灯亮，CRT发与保 护动作相对应的报500KV2DL跳闸线35LP 警。 圈II 500KV2DL跳闸线36LP 圈I 500KV1DL跳闸线37LP 圈II 6KV厂用3DL1跳闸 38LP 6KV厂用4DL1跳闸 39LP 6KV厂3DL 2跳闸 40LP 6KV厂用4DL2跳闸 41LP 灭磁开关跳闸线44LP 圈I 灭磁开关跳闸线45LP 圈I 关主汽门 42LP 此压板投入状态，保护动作后去执行保护盘相应保护动作 关主汽门指令。 报警灯亮，CRT发与保关主汽门 42LP 护动作相对应的报 警。 表4:600MW发变组保护D柜动作情况一览表: 保护名称 出口压板 跳闸方式 动作情况 主要信号 主变差动 24LP 全停I 跳发电机主开关，跳励磁开保护盘发“发变组保护 关，跳6KV工作进线开关，关主动作”报警灯亮，CRT发 359 Q/188-105.01-2004 汽门，启动厂用电快切，启动与保护动作的相对应的 失灵。 报警 发变组保护D柜无发变组差动保护，有主变差动保护，其他保护配置、动作情况与A柜完全相同。 表4:600MW发变组保护E柜动作情况一览表 保护名称 出口压板 跳闸方式 动作情况 主要信号 励磁变速断 1LP 全停I 跳发电机主开关，跳励磁开关，保护盘发 跳6KV工作进线开关，关主汽“发变组保 门，启动厂用电快切，启动失护动作”报 灵。 警灯亮，CRT 发与保护动 作的相对应 的报警 发变组保护E柜无励磁变差动保护，有励磁变速断保护，其他其他保护配置、动作情况与B柜完全相同。 1.3.5.4 保护出口方式说明 1)全停I(II):断开发变组500KV断路器，断开发电机励磁开关，断开高压厂变6KV分支 断路器，关汽机主汽门，停炉，启动失灵保护。 2)全停:断开发变组500KV断路器，断开发电机励磁开关，断开高压厂变6KV分支断路器， 关汽机主汽门，停炉。 3)程序跳闸:首先关汽机主汽门，待确认没有蒸汽通过汽轮机后再动作“全停”。确认功 能有汽机进汽阀限位开关和逆功率来实现。 4)减出力:减汽机出力至预定值。 5)信号:发出信号 6)切换厂用电:启动厂用电快切装置进行切换厂用电。 7)闭锁厂用电切换:将厂用电快切装置闭锁。 8)分支解列:断开厂变6KV分支断路器。 9)减励磁:减小发电机励磁电流 1.3.6 发电机故障放电监测仪 1.3.6.1 用途 采用JDY-II型发电机故障放电监测仪可对大型发电机定子绕组的局部放电现象进行早期 检测及诊断。发电机发生绝缘放电时，在监测耦合回路引起电荷转移，产生高频脉冲，经 过微电脑处理，最后以数字值(PC)的方式连续显示和数据存储，正常运行时的PC值应 360 Q/188-105.01-2004 在10七次方以下，当PC值大于或等于10八次方时，仪器作一分钟连续采样，当采样值 全达到或超过10八次方时，仪器报警。 1.3.6.2 正常投入运行时的开机顺序: 1)检查所有开关均置“断开”状态。 2)将监测仪电源开关S1拨到“ON”位置。 3)按下监测仪电源开关按键。 4)再按遥控板上的电源开关按键，此时，电源和自检指示灯应亮，仪器自动进入自检周 期。 自检周期结束后，仪器进入监测状态。 1.3.6.3 故障放电监测仪报警 象征:警笛叫，DCS “发电机局部放电故障”光字牌亮;故障放电监测仪上 “故障报 警”信号灯亮，PC值指示增大，发电机绝缘过热监视器可能报警，发电机线圈、 铁心温度部分测点温度可能升高。 处理: 1)检查故障放电监测仪指示表指示是否增大。 2)按下复归按钮，若报警信号灯熄灭，说明是瞬间干扰造成误报警;若报警信号灯不熄 灭，同时故障放电监测仪电平指示表指示增大，说明报警信号继续存在。 3)仪器校准一次，检查故障放电监测仪本身好坏，以确定报警信号来自发电机系统;若 装置校准正常，报警信号继续存在，应向有关领导汇报。 4)观察报警信号发展趋势，并且每次交接班时在记录纸上标记时间。 5)观察发电机的运行参数以及其他监测仪器的情况，进行综合分析。 1.3.7 FJR-II型发电机绝缘过热监测装置 1.3.7.1 工作原理 装置在线检测需接通氢气管路，在发电机风扇压力作用下，使机内的冷却气体流经装置内 部。冷却气体介质受到离子室a射线的轰击，使冷却气体介质电离，产生正负离子对，又在 直流电场作用下，形成极为微弱的电离电流，此电流经放大器后经表计显示，正常值在 100-110%左右，如果发电机运行中，其部件绝缘有过热时，过热的绝缘材料热分解后，产 生冷凝核，冷凝核随气流进入装置内，由于冷凝核比气体介质分子体积大而重，负离子附 着在冷凝核上，负离子运行速度受阻，从而使电离电流大幅下降，当低于75%时，装置报 警。 1.3.7.2 正常投运/停止的注意事项 1(为防止发电机在开、停机过程中出现漏油进入装置内部，造成装置无法工作，装置应在 发电机起动完毕后投入，发电机停机前将装置停运。 2(停运装置时务必先关上装置两侧进出气阀门2和5;随后才可以关1和4阀门。 361 Q/188-105.01-2004 3( 装置投入操作 1)发电机准备启动前，检查1-6号所有阀门关闭。 2)发电机起动完毕，运行正常后，投入绝缘过热装置电源小开关 3)排放油污。交替打开阀门1和3，逐步排放进气管中的油污，直至排净为止，关闭阀门 3;然后交替打开阀门4和4，逐步排放回气管中的油污，直至排净为止，关闭阀门6;在排 放中不得过快，防止氢气大量外排不安全。 4)交替和缓慢打开阀门2和5，直至全开;调节装置检测流量计截门，使电流指示为100- 110%即可，调好后，切忌乱动。 3( 装置退出操作 1)发电机停机前准备退出，关上装置两侧进出气阀门2和5。 2)随后关1和4阀门。 3)拉开绝缘过热装置电源小开关 1.3.7.3 绝缘过热故障报警 1(装置发生报警时，运行人员通知维护人员查明原因，报警响声经5秒后自动消失。 2(运行人员观察发电机运行参数变化，特别注意发电机温度、发电机氢温变化和发电机本 体有无异常情况。 3(检查绝缘过热装置运行运行情况，若装置电流降低，应查明管路是否有油;气流量是否 在3升左右。 4(若检测流量正常，运行中发电机参数变化不大，电流量确实减小，说明发电机绝缘有过 热隐患。 5(判定发电机绝缘过热后，进行取样工作，并将取样管送往华北电力科学研究院进行色谱 分析。 1.3.8 启备变保护配置 1.3.8.1 概述 我厂启备变保护装置为微机型保护装置，采用上海ABB工程有限公司产品。它包括二套完整 的启动/备用变压器继电保护装置，被保护设备包括启动/备用变压器A、B及低压分支，保 护按双重化配置(非电气量保护除外)，每套保护均包含完整的差动和后备保护，能反应 被保护设备的各种故障及异常状态，两套完整的电气量保护分别布置在保护AC、BD柜，非 电量保护分别布置在A、B保护柜中，还配置一台工控机和打印机，负责管理A、B、C、D柜 中CPU及保护定值运行状态监视。 每套保护的交流分别取自电流、电压互感器互相独立的绕组，两套保护装置之间没有任何 电气联系。一套保护退出不影响另一套保护的正常运行，两套完整的电气量保护和非电气 量保护的跳闸回路同时动作于断路器的两个跳闸线圈。 362 Q/188-105.01-2004 1.3.8.2 保护配置( AC柜或BD柜) 1) 差动保护 2) 短引线差动 3) 过激磁保护 4) 启备变中性点零序过流保护 5) 阻抗保护 6) 电压平衡保护 7) 启备变复合电压过流保护 8) 启/备变A、B分支零序过流保护 9) 断路器失灵保护 10) 本体重瓦斯保护 11) 轻瓦斯保护 12) 压力释放保护 13) 绕组温度保护 14) 变压器油温保护 15) 变压器油位保护 16)分接开关重瓦斯保护 1.3.8.3 启备变保护动作情况: 保护名称 跳闸方式 动作情况 主要信号 启备变差动 全停 跳开高压侧5011、 CRT上与所动作 5012开关，跳开 的保护名称对短引线差动 全停 低压侧6110、应.后备盘上 6120、6130、6140、“启备变保护动过激磁 全停 6210、6220、6230、作”亮 阻抗保护 全停，延时10S 6240开关，闭锁快 切，启动失灵保护。 启备变复压电压过流 全停 零中性点零序t 跳高压侧开关 跳开高压侧5011、 CRT上与所动作1 序5012开关，启动失灵的保护名称对过保护。 应.后备盘上 流 “启备变保护动中性点零序t 全停 跳开高压侧5011、 2 作”亮 5012开关，跳开 低压侧6110、6120、 6130、6140、6210、 6220、6230、6240开 关，闭锁快切，启动失 灵保护。 启备变A1分支零序t 跳A1分支，延时0.9S 延时跳分支6110、6210CRT上与所动作1 开关，同时闭锁本分支的保护名称对 快切; 应. 启备变A2分支零序t 跳A2分支，延时0.9S 延时跳分支6120、62201 开关，同时闭锁本分支 快切; 启备变B1分支零序t 跳B1分支，延时0.9S 延时跳分支6130、62301 开关，同时闭锁本分支 快切; 启备变B2分支零序t 跳B2分支，延时0.9S 延时跳分支6140、62401 开关，同时闭锁本分支 快切; 启备变A1分支零序t 全停，延时1.2S 跳开高压侧5011、 CRT上与所动作2 363 Q/188-105.01-2004 启备变A2分支零序t 全停，延时1.2S 5012开关，跳开 的保护名称对2 低压侧6110、6120、应.后备盘上 启备变B1分支零序t 全停，延时1.2S 26130、6140、6210、“启备变保护动 6220、6230、6240开作”亮 启备变B2分支零序t 全停，延时1.2S 2 关，闭锁快切，启动失 灵保护。 启备变重瓦斯 全停 跳开高压侧5011、 CRT上与所动作 5012开关，跳开 的保护名称对调压开关压力继电器 低压侧6110、6120、应.后备盘上 6130、6140、6210、“启备变保护动有载调压开关重瓦斯 6220、6230、6240开作”亮 关，闭锁快切。 启备变油温高 95度报警 105度跳闸 油温高、绕组温高跳闸CRT上与所动作 已改为报警 的保护名称对启备变绕组温高 110度报警 125度跳闸 应. 启备变油位低 报警 有载储油柜油位低 报警 启备变本体压力释放阀 报警 调压开关压力继电器 报警 启备变本体压力释放阀 报警 启备变轻瓦斯 报警 启备变电压平衡保护 报警 变压器差动保护CT断全停，延时2.3S 跳开高压侧5011、 CRT上与所动作线 5012开关，跳开 的保护名称对 低压侧6110、6120、应.后备盘上 短引线差动CT断线 全停，延时2.3S 6130、6140、6210、“启备变保护动 6220、6230、6240开作”亮 关，闭锁快切，启动失 灵保护。 CPU装置故障、CPU电源消失 报警 CRT上与所动作 的保护名称对 应， 1.3.9低压变压器保护 1.3.9.1 低压变保护配置情况: 序号 变压器名称 保护配置 保护厂家 1 照明变 HN-2020变压器微机综合保护装置 合肥合能 除尘变 升压站变压器 水源地电源 生活变 检修变 364 Q/188-105.01-2004 化学变 综合泵房变 除尘备变 2 汽机变 HN-2020变压器微机综合保护装置 合肥合能 锅炉变 HN-2042变压器差动保护装置 3 输煤段电源一(主厂HN-2020变压器微机综合保护装置 合肥合能 房) WDZ-415短线差动保护 东大金智 4 输煤电源进线和母WFZ-3型 6KV电源进线及6KV母线分段微山大电力有限公司 联开关 机保护装置 5 输煤变 WDZ-3T低压就地变压器微机保护 东大金智 WDZ-441低压变压器差动保护 6 水源地降压变 MICOM P631型变压器差动保护装置 上海阿尔斯通 MICOM P122型低压就地变压器保护装置 7 水源地6KV母联开关 MICOM P121型6KV母线分段保护装置 上海阿尔斯通 8 水源地低压变 MICOM P122型低压就地变压器保护装置 上海阿尔斯通 9 水源地6KV线路 MICOM P127型6KV潜水泵线路保护装置 上海阿尔斯通 10 除灰变 WDZ-3T低压就地变压器微机保护 东大金智 WDZ-441低压变压器差动保护 11 污水变 WDZ-3T低压就地变压器微机保护 东大金智 WDZ-441低压变压器差动保护 12 保安变 1.3.9.2 HN-2020变压器微机综合保护装置保护配备 1) 电流速断保护 2) 电流限时速断保护 3) 复合电压闭锁过流保护 4) 正序反时限保护 5) 负序过流保护(二段) 6) 定时限高压侧零序保护 7) 反时限高压侧零序保护 8) 低电压保护 1.3.9.3 HN-2042变压器差动保护装置保护配备 1) 差动速断保护 2) 比率制动差动保护 2) 二次谐波制动 3) CT断线闭锁 1.3.9.4 WDZ-415短线差动保护配置 1) 电流速断保护(低电压闭锁过流一段) 2) 电流限时速断保护(低电压闭锁过流二段) 3) 过流保护(过流三段) 4) 接地保护(零序过流保护) 5) 过负荷保护 1.3.9.5 输煤WDZ-3T低压就地变压器微机保护装置 365 Q/188-105.01-2004 1) 相电流速断保护 2) 不平衡保护(高压侧负序过流保护) 3) 高压侧过流保护 4) 高压侧过负荷保护 5) 高压侧接地保护 6) 低压零序过流保护 1.3.9.6 输煤WDZ-441低压就地变压器差动保护装置 1) 差动速断保护 2) 分相比率差动保护(二次谐波制动) 3) CT断线闭锁 1.3.9.7 输煤WFZ-3型 6KV电源进线及6KV母线分段微机保护装置 1) 电流速断保护 2) 过流保护 3) 接地保护 4) 过负荷保护 1.3.9.8 水源地MICOM P122型低压就地变压器保护装置 1) 高压侧电流速断保护 2) 高压侧电流限时速断保护 3) 高压侧过流保护 4) 高压侧过负荷保护 5) 高压侧负序过流保护(I、II段) 6) 高压侧接地保护 7) 高压侧零序保护 8) 瓦斯保护。 1.3.9.9 水源地MICOM P127型6KV潜水泵线路保护装置 1) 电流速断保护(低电压闭锁过流I段) 2) 电流限时速断保护(低电压闭锁过流II段) 3) 过流保护(低电压闭锁过流III段) 4) 接地保护 5) 过负荷保护 1.3.9.10 水源地MICOM P121型6KV母线分段保护装置 1) 电流限时速断保护 2) 过流保护(过流III段) 1.3.9.11 HN-2020变压器微机综合保护装置/ HN-2042型变压器差动保护装置操作说明: 1(面板说明: 366 Q/188-105.01-2004 控制面板有一个液晶显示屏、六个功能键和五个指示灯组成。 “确认“键:箭头指向非设定项、非调试项，按此键可进入下一级菜单，进入下一级后， 此键无效;箭头指向可设定项、调试项，按此键也可进入下一级菜单，在箭头指示下，按 此键可修订数值，调整后，再按此键停止闪动。 “退出“键:当进入到主菜单项以下的非设定项的任意屏时，按此键可退到主菜单，在设 定项菜单中，按此键退到最后一屏的”是否退出“时按此键则转到设定项第一屏。 “左、右“键:在非设定项菜单中，前后翻屏，但只能在此菜单中翻屏;在设定项、调试 项菜单中，只要无闪动点，也可前后翻屏，有闪动点时，此键可改变数字闪动位。 “上、下“键:在非设定项菜单中，此键可逐行改变箭头指向位置;在设定项、调试项菜 单中，无闪动点时，此键也可逐行改变箭头指向位置，有闪动点时，按此键使数字加减或 使闪动字循环改变。 运行/调试灯:装置正常运行时，此灯闪烁，装置调试状态时，此灯亮。 出口灯:保护装置动作后，出口指示灯亮。 告警灯:装置故障时，此灯亮。 合位灯:开关处于合闸位置时，此灯亮。 分位灯:开关处于分闸位置时，此灯亮。 2(运行维护 2.1 装置投运: a 投入直流电源，“运行/调试”指示灯闪亮，其余灯灭。 b 核对保护定值，无误后存档。 c 电流、电压各输入量接线正确。 2.2 装置运行注意事项: a 投入直流电源，“运行/调试”指示灯闪亮，其余灯灭。 b 面板电压电流值与实际值一致。 c 开关状态与实际状态一致。 2.3 保护动作或异常时注意事项: a 若保护跳闸，则出口指示灯亮并保持，同时有热显报告推屏显示;若是异常保护动作，有热 显报告推屏显示，且过负荷或接地时油灯指示。 b 告警时，报警灯亮，此时保护功能没有退出，报警原因排除后，复归按钮复归信号。 2.4 其它注意事项: a 运行中不允许不按指示程序随意按动面板上的按键。 b 特别不允许随意操作如下命令: 修改定值 投入其它定值 调试试验 367 Q/188-105.01-2004 修改系统信息 1.3.9.12 输煤WDZ-3T低压就地变压器微机保护装置操作说明 1(面板说明: 控制面板有一个液晶显示屏、7个功能键和4个运行指示灯组成,用来指示装置工作状态及实 现人机对话. “装置状态”指示灯: 装置正常时慢闪;(约1秒闪烁一次) 装置正在修改保护定值时常亮; 装置自检出错有保护退出时熄灭; 装置自检出错但不影响保护算法时快闪。(约0.5秒闪烁一次) “备用”指示灯:暂时未定义，作备用。 “保护跳闸”指示灯: 正常运行时，该指示灯熄灭;有保护动作时，该指示灯常亮;此时可通过“事件追忆”查看 动作信息及发生时刻。可能保护跳闸类型有: I》:电流速断保护 I):过流保护 IG :过负荷保护 I0 :接地保护 “保护告警”指示灯: 正常运行时，该指示灯熄灭;有保护动作于告警时，该指示灯常亮;此时可通过“事件追 忆”查看动作信息及发生时刻。可能的保护告警类型有: IG :过负荷保护 I0 :接地保护 “上/下”键:多功能键，即可以作为翻屏功能，在需要修改定值的情况下，也兼有加减键的功 能。 “左/右”键:光标左右移动功能，在“事件追忆”菜单下，也具有加减组号的作用。 “取消”键:取消当前定值输入或退出当前菜单。 “确认“键:菜单选择确认或定值输入确认。 “复位“键:用于清除保护动作信号即使信号继电器复归，保护动作后，如不手动复位，装置会 在2小时后自动复位。 1.3.9.13 水源地MICOM P122型低压就地变压器保护装置操作说明 1(面板说明: 控制面板有一个液晶显示屏、七个功能键和运行指示灯组成。 “上/下”键: 面板层:按上/下键可在测量值面板的不同页进行切换. 368 Q/188-105.01-2004 树状菜单层:通过此键对树状菜单向上和向下进行纵向浏览. 输入模式:通过上/下键,用户可以修改定值. “左/右”键: 树状菜单层:用户可以通过此键对树状菜单进行横向浏览. 输入模式:通过左/右键,用户可以将修改值的某一位数字下面的光标向左右移动到下一个数字 位下面 “确认”键: 面板层:在面板层中通过“回车”键进入到树状菜单层。 树状菜单层:通过此键进入到输入模式，进入或离开输入模式时，需再按一次此键进行确认。 “清除”键: 对LED灯复位及清除所有事件数据测量值，但并不会清除记录存储区的记录 输入模式:放弃所作的修改并退出输入模式。 “读取”键: 按此键可以从面板层或树状菜单层中的其他任一点读取一个选定的事件记录。 “跳闸”指示灯:保护动作出口时此灯亮并保持。 “报警”指示灯:保护装置故障时此灯亮并保持。 “运行”指示灯:保护装置正常运行时此灯闪亮。 “保护”指示灯:相应保护动作时指示灯亮。 2(装置维护: 本装置在开机及正常运行中不断对硬件和软件进行自检，当“装置状态“指示灯熄灭或快闪 时，说明装置自检发现异常，装置将根据故障类型，作出相应的处理。装置异常分为初始较验 异常(开机时)和装置自检异常(正常运行时)。 初始较验异常时，装置故障继电器闭合，“装置状态“指示灯熄灭，装置不断检查，停止软件 主循环，退出所有保护直至无错误。 装置正常运行时，也不断检查通道系数及保护定值的正确性，一旦发现异常，装置重新复位， 进行初始化检验。 1.3.10 6KV高压电动机保护配置 1.3.10.1 主厂房6KV电动机保护配置 1.3.10.1.1 所有主厂房6KV电动机均设有HN-2001电动机微机综合保护,保护配置为: 1) 电流速断保护 2) 定时限过流保护(I、II段) 3) 正序电流定时限保护 4) 负序过流保护(I、II段) 5) 过热保护 6) 零序电流定时限保护 369 Q/188-105.01-2004 7) 低电压保护 8) 过负荷保护 9) 启动保护 10) PT断线保护 1.3.10.1.2 主厂房装有HN-2041电动机微机差动保护的电机有: 1) 吸风机 2) 一次风机 3) 电动给水泵 4) 凝结水泵 5) 循环水泵 HN-2041电动机微机差动保护配置为: 1) 差动速断保护 2) 比率差动保护 3) CT断线闭锁 1.3.10.2 输煤6KV电动机保护配置 输煤6KV电动机装设东大金智生产的WDZ-430型电动机保护装置,包括以下内容: 1) 电流速断保护 2) 负序过流保护(一段) 3) 负序过流保护(二段) 4) 接地保护 5) 电机过热保护 6) 堵转保护 7) 启动保护 8) 正序过流保护 9) 欠压保护 10) 过负荷保护 11)过热禁止再启动 1.3.10.3 水源地6KV电动机保护配置 水源地6KV电动机装设阿尔斯通生产的MICOM P241型电动机保护装置,包括以下内容: 1) 电流速断保护 2) 负序过流保护(I 、II段) 3) 接地保护 4) 电机过热保护 5) 电机过热禁止再启动保护 6) 堵转保护 370 Q/188-105.01-2004 7) 启动保护 8) 欠压保护 9) 过负荷保护 1.3.11 低压400V PC MCC保护配置 1.3.11.1 主厂房400V PC MCC保护配置 1) 所有PC馈线均装有接地过流保护; 2) 主厂房、保安电源PC母线装有低电压甩负荷保护; 3) 主厂房PC接电动机回路的空气开关，装有过电流脱扣器，型式为:过载长延时、短路瞬 时;其它回路为:过载长延时、短路短延时; 4)主厂房MCC:对于带接触器的馈线回路，其空气开关脱扣器型式为电磁脱扣、热磁脱扣。 1.3.11.2 辅助厂房400V PC MCC保护配置 1) 辅助厂房PC空气开关一般装有接地过流保护; 2) 辅助厂房PC馈线回路中ME开关均装有过电流脱扣器; 3) 辅助厂房PC回路中未装空气开关的回路一般设有过流保护; 4) 辅助厂房MCC一般设有过流保护。 1.3.12 SID-2C微机型自动准同期装置 发电机装设一套深圳市智能设备开发有限公司生产的SID-2C微机型自动准同期装置，用于断 路器同期并列。正常情况下，发电机的同期并列均采用自动准同期方式。 1.3.12.1装置的主要组成部分 1)自动调压单元; 2)自动调频单元; 3)恒定导前时间控制单元。 1.3.12.2 装置的技术数据 1)导前时间:0-999ms连续可调 步长 1ms; 2)允许频差:0.1—1 HZ 步长 0.01 HZ; 3)允许压差:0—20% 步长 1% 4)允许功角: 0-800 步长 ?10 1.3.12.3 装置面板说明 前面板: 1) 面板的左上方为一个128，64点阵带背光的液晶显示器，用于显示菜单及设置参数，显示并列 点代号、系统频率、系统电压、发电机频率、发电机电压、断路器合闸时间及其它信息。 2) 左下方为发光管构成的同步指示器，指示待并侧与系统侧电压在并网过程中的相位差。“频 差、功角”及“压差”指示灯在差频并网时越上限为绿色，越下限为红色，同频时频差 灯也为 红色，不越限时熄灭。同频并网时如果功角或压差越限，指示灯为橙色。“合闸”指示灯在控制 371 Q/188-105.01-2004 器发出合闸命令期间点亮(红色)。 3) 面板右方有一向下可打开的盖板，打开盖板后可见到左面有工作方式选择开关及工作方式指示灯，用于设置控制器的三种工作方式，即“工作”、“测试”及“设置”方式。工作方式选择开关上方的工作(红色)、测试(绿色)、设置(黄色)指示灯分别与之对应。 “工作”方式用于发电机或线路并网;“测试”方式用于现场试验或对控制器本身的硬件测试;“设置”方式用于整定参数和数据查询。 在工作方式选择开关上方有7个按键，左键,、右键,、上键,、下键,、确认键、退出键、复位键。左、右键用于选择待设置参数，上、下键用于选择菜单项或改变参数值，“确认”键用于选择功能或存贮参数，“退出”键用于退出目前操作程序，“复位”键用于使程序复位。 4) 面板右方为测试模块的操作及指示部件，测试模块用于产生待并点两侧的TV电压，模拟有关的 输入开关量信号，和指示控制器输出有关控制信号的状态。“远方复位”键用于模拟来自控制台 的远方复位命令，引起控制器程序复位。“辅助接点”键用于模拟并列点断路器的辅助接点，反 映断路器是否已合上,及粗测断路器合闸回路时间。 5) 面板中部的8个并列点选择开关P-P，用以模拟8个并列点的同期开关状态，开关拨向上方表18 明该并列点选中。SM、ST、NV分别为同步表、起动同期工作、无压合闸确认信号输入，拨向上方为有效。 6) 面板下方的8个开关用以模拟待并点断路器两侧TV二次断线，S、S、S、S、为系统侧熔丝前FABC及三相TV断线试验开关、G、G、G、G为待并侧熔丝前及三相TV断线试验开关，开关拨前上方FABC 为断线。V、V电位器用于在检测控制器时调整输入代表系统和待并侧的TV二次电压，电压值可SG 用交流电压表在V、V及公共端测试柱上测出。还可通过TV二次电压选择开关选择TV二次电压为SG 线电压(U)或相电压(U)。 Lφ 7) 面板左下方有RS-232串行通讯接口，为9针D型插座，用于就地与笔记本电脑的RS-232通讯接口联接。也可用背板的RS-485接口与远方的上位机通讯。 8) 面板上方有8个继电器状态指示灯，用以显示相应继电器状态，降压继电器(绿色), 升压继电器(红色), 减速继电器(绿色)，加速继电器(红色)，合闸继电器(红色)，报警继电器(黄色)，合闸闭锁继电器(黄色),功角越限继电器(黄色)。 控制器工作在“设置”方式时通过SL合闸闭锁继电器自动断开合闸输出回路，因此控制器可在现场进行参数设置，不会发生误合闸。 后面板: 后面板主要装有控制器的对外联线插座，主要做设备测试、录波用 1.3.13 发变组故障录波装置 1.3.13.1每机各装设一套山东山大电力技术公司生产的微机型发变组故障录波分析装置。装置用于 当发变组发生故障或异常工况时，记录电流、电压数据和保护动作顺序，能再现故障或异 常时的电气量变化过程。装置配置有两台前置机和一台后台机。后台机采用分体式工控 372 Q/188-105.01-2004 机，主要完成装置的运行调试管理，定值的整定，录波数据的存储，故障报告的生成和打 印。前置机采用插板式工控机，可完成模拟量、开关量的数据采集和记录。 1.3.13.2 装置共引入42路开关量和56路模拟量。其中模拟量有发电机定转子电压和电流、发电 机定子零序电压和电流、主变高压侧电压和电流、主变高压侧频率、高厂变高压侧电流、 高备变高压侧电流、高备变高压侧电压、励磁变低压侧电压和电流、主变油和绕组温度、 励磁变绕组温度。开关量有发变组保护出口、高备变保护出口、励磁开关状态、发变组开 关状态。装置动作后在电气报警窗发出报警。 1.3.13.3 装置面板指示灯及按钮作用: a. +5V、+12V、-12V、+15V、-15V、+24V指示灯:电源正常指示。 b.运行指示灯:装置正常运行时，该灯闪烁。装置工作异常时，该灯常亮或常灭。 c.数据上传指示灯:当前置机向后台机传送录波数据时，该灯亮。 d.录波启动指示灯:当装置启动录波后，该灯亮。 e.打印电源指示灯:装置正常工作时，打印机电源关闭。装置启动录波，打印机电源 接通，该灯亮。 f.自检故障指示灯:装置一旦发生故障，该灯亮。 g.故障异常指示灯:当前置机在规定的时间内未收到后台机定时发出的巡检指令，或前置 机之间定时互检有一前置机故障或关机时，该灯亮。 h.总清按钮:用于手动复归各报警继电器及其指示。 i.复位按钮:用于主机系统的手动复位。 1.3.13.4 装置运行注意事项 a.装置工作时，应合上屏后电源小开关，并送上前置机、后台机、打印机电源。 b.正常运行时，检查各指示等应指示正确。装置启动后或装置异常时，及时联系检 修 处理。 1.3.14 MFC2000—2型微机厂用电快切装置 1.3.14.1 装置概述 本装置采用2片INTEL 80C196 KC CPU，主CPU完成测量、逻辑和切换等主要功能，辅CPU完 成显示、通信、打印等辅助功能。 1.3.14.2 各主要插件的作用 1)主CPU插件(CPUA)，主要完成模拟量及开关量测量、计算判断、出口动作等主要功能，主 CPU与辅CPU间通过双口RAM进行数据交换。 2)辅CPU插件(CPUB)，主要完成液晶显示、键盘操作、通信、打印等功能。 3)开关量输入转换板(KIN)。将来自控制台、保护回路和其它控制设备的开关量(空接点)经 继电器和光电两级隔离后供CPU板测量判断。 4)电压电流隔离转换板(PT,CT)。将现场PT二次输出电压和CT二次输出电流隔离变换成小 信号送ADF插件。PT、CT均为高精度电流输出型。 373 Q/188-105.01-2004 5)模拟量调理板(ADF)。将经PT,CT插件转换后的电压电流信号调理整形，一部分送AD作 电压电流幅值采样计算，另一部分送HSI测量频率、相位等。 6)开关量输出插件(KOUT1、KOUT2)。开关量以空接点方式输出，可接光字牌、DCS系统或其 它设备。接点可根据需要保持或输出脉冲。 7)出口转换插件(COK)。CPU发出的出口跳合闸指令由该插件逻辑组合并经光电隔离和中间继 电器隔离放大后送至出口继电器插件。该插件的出口命令通常保持0(5秒左右。 8)出口继电器插件(OUT1、OUT2)。将COK插件送出的出口命令转换成跳合闸信号，空接点形 式输出，接点接通电流可达5A以上，并由接点回路电流自保持。 9)试验插件(TEST)。内置模拟断路器、模拟断路器跳合按钮、试验回路接通,断开开关等。 另外，装置的开关电源输出电压监视电路也在该插件上，开关电源输出的十5V，?15V和， 24V任一路电压消失时将立即报警。 10)开关电源插件(PWR)，将DC220V或DCll0V电压转换成十5V，?15V和，24V电源，供装置 内部使用。插件内特制的电压延时电路能保证在装置上下电过程中不会引起误动作或误发 信。开关电源为交,直流两用。 1.3.14.3 操作健的作用 ?、?:上下移动菜单或滚屏。 ?、?、:移动定值参数位或选择追忆事件。 ，、—:修改定值参数时，增减数字。 取消:取消当前定值输入或退出当前菜单。 确定:菜单选择确认或定值输入确认。 复位:可同时将主、辅CPU复位，但不能清信号，清信号应按“复归”钮或关装置电源。 1.3.14.4 指示灯的作用 运行:装置处于正常运行状态时，约每秒钟闪亮3次，当处于闭锁状态时，约每2秒钟闪亮1次。 就地:亮时，表明手动切换操作只能在就地进行，否则，手动切换操作只能在远方进行。 工作:工作电源开关合时亮。 备用:备用电源开关合时亮。 动作:表明装置刚进行过切换操作，复归或断电后熄灭。 闭锁:表明装置处于闭锁状态。 通信1:232口与便携式电脑通信时闪亮。 通信2:485口与DCS或其它上位系统通信时闪亮。 1.3.14.5 运行中巡检内容: 1)正常运行时，无异常光字牌或DCS信号; 2)运行状态指示灯“工作电源”和“备用电源”指示灯正常时应只有一个亮，“运行”灯约每 秒闪3次。“就地”灯应不亮。“动作”和“闭锁”灯应不亮。 374 Q/188-105.01-2004 3)测量显示:显示出的电压、电流、频率、频差、相位差、开关位置等均应与实际状态相一 致。 4)方式设置:各种方式设置应与整定情况相一致。 5)事件管理:当前应无异常事件发生。 6)异常报告:应无异常报告。 7)其它:应不出现小锁符号。 1.3.14.6 部分主菜单的使用 1)方式设置 选择“方式设置”菜单，按“确认”键。 输入正确的密码，按“确认”健后，应出现“OK”。 按上下箭头健将光标移至要设定的项目。 按十或—键切换至要设定的方式，再按确认键，显示“OK”后即可。 2)自动切换后记录分析 自动切换包括事故切换(由保护起动)和不正常切换(装置检测到不正常情况后自行起动)。光字 牌“切换完毕”、“装置闭锁”亮时，表明切换已经完成。运行人员应记录装置面板指示，打 印追忆录波数据，以供事故分析或记录残压曲线。 选择“事件管理”菜单，按“确认”键。 选择“动作事件追忆”菜单，按“确认”键。 逐条查看记录的事件和数据，并与实际情况相核对。 必要时，打印动作事件追忆。 3)异常事件检查 选择“事件管理”菜单，按“确认”键。 选择“异常事件追忆”菜单，按“确认”键。 本栏目异常事件包括:PT断线、开位异常、后备失电、装置异常等。 4)异常报告检查 选择“异常报告”菜单，按“确认”键。 异常报告包括: 位置:厂用母线PT隔离开关末合、工作电源开关和备用电源开关均合上或均断开。 故障:RAM、AD、EEPROM、CPU故障等。 闭锁:保护闭锁、出口闭锁、PT断线、后备失电、开位异常、装置异常等。 1.3.14.7 装置异常处理 厂用电系统和装置本身运行均正常时，与本装置有关光字牌不会亮，只要有一个光字牌亮，说 明工作状态有情况，需根据不同情况进行处理。处理完后按复归钮，可复归光字牌。 1.3.14.7.1装置失电。 375 Q/188-105.01-2004 检查装置直流电源电压，包括快切柜直流电源进线熔丝、柜后上方空气开关是否合上，装置电 源插件开关是否打开等，如这些都正常，再检查电源插件小面板上，5、，15、,15和，24V 指示灯，以确认哪一路电压出现了故障。如属于装置内部问题(包括电源插件)，请立即通知检 修人员处理。 1.3.14.7.2装置闭锁: 该信号是一个总的信号，表示装置因某种原因已处于闭锁状态，需结合其它光字牌或面板液 晶显示，查明原因。 1)切换完毕:表明切换过程顺利完成，该跳开的开关已跳开，该合上的开关已合上。 2)PT断线:表明输入装置的厂用母线三相电压中，有一相或两相电压低，可能由PT断线造成， 须仔细查明。 3)保护闭锁:表明装置接到了外部“保护闭锁”指令，即外部输入的“保护闭锁”接点闭合过， 查保护确认。 4)后备电源失电:后备电源失电闭锁功能投入时，当厂用母线由备用电源供电，如开机前或停机 后，因此时发电机端无电压，亦即工作进线PT无电压，不具备切换条件，装置将闭锁，并发 此信号，同样，当母线由机端供电时，若备用电源电压低于整定值，该光字牌亦会亮。 5)装置异常:此光字牌亮时，表明装置自检到某些主要部件出了故障，应立即通知检修处理。 6)开关位置异常: 下列情况下装置将自行闭锁并发此信号，保持至情况解除并复归。 ?上电或复位、复归后发现工作、备用两开关均合上或均断开，装置无法确定切换方向。 ?工作开关合着，即厂用电由工作电源供电，此时运行人员未通过装置又将备用进线开关合 上，造成两电源并联运行。 ?备用开关合着，即厂用电由备用电源供电如开机时情况，此时若运行人员未通过本装置而合 上了工作进线开关，造成两电源并联运行。 ?备用开关合着，即厂用电由备用电源供电，此时若因故障或其它原因造成备用电源开关跳 开，装置不能起动切换，但将发出此信号。 ?厂用母线PT隔离开关未合上。 1.3.14.8 厂用电快切切换方式 1)快速切换 2)同期捕捉 3)残压切换 规定正常情况下采用并联自动切换厂用电,事故情况下采用串联切换厂用电. 1.3.15 水源地RCS-9651微机备自投装置 南京南瑞生产的RCS-9651微机备自投装置具备电流型6KV备自投保护装置功能，具有以下自 投功能: 1. 闭锁方式1:闭锁投入备用变高压侧3502开关和低压侧W602开关 2. 闭锁方式2:备用电源工作时，闭锁投入工作变高压侧3501开关和低压侧W601开关 376 Q/188-105.01-2004 3. 闭锁方式3、4:闭锁投入水源地6KV母线联络开关W600开关 4. 投检修方式:退出备自投装置自投功能 当手动拉开运行中的开关时，闭锁备自投装置启动。 1.3.16 主厂房保安段、除尘段MFC2031-1型微机备自投装置 保安段、除尘段装有东大金智生产的MFC2031-1型微机备自投装置，起启动原则为: 1. 工作电源高压侧开关跳闸，备自投启动，先联跳工作电源低压侧开关，确认其跳开后，合 上备用电源高低压侧开关。 2. 工作电源低压侧开关，备自投启动，合上备用电源高低压侧开关。 3. 母线电压失压，电压低于整定值达延时时间后，备自投启动，先联跳工作电源低压侧开 关，确认其跳开后，合上备用电源高低压侧开关。 备自投装置闭锁原则为: 1. 刚完成一次自投动作后。 2. 工作电源高、低压侧开关和备用电源高、低压侧开关均合上或均拉开时，备自投无法进 行自投。 3. 备用电源无压时。 4. 备自投启动后，在发出工作电源低压侧开关跳闸命令0.6S后，若工作电源低压侧开关接 点信号未返回，装置认为工作电源低压侧开关拒动，为防止备用电源投入故障而不再发合上 备用电源高低压侧开关指令。 5. 母线PT段线时。 6. 装置自检出CPU模块故障时 2. 机组试验原则 2.1 检修后的检查验收 2.1.1 机组大、小修后，有关设备系统的变更应有设备异动报告和检修交待。 2.1.2 运行人员应在各系统、设备试运转时参加验收工作，在验收时应对设备进行详细的检查，完 成验收工作后，方可办理工作票终结手续，并作好记录。 2.1.3 在验收中发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，应及时向检修工作负责人提出。设 备缺陷在投运之前必须消除，并将缺陷情况输入缺陷管理微机备案。 2.1.4 为检修工作而采取的临时设施应拆除，原设施已恢复。现场整洁，各通道畅通无阻 ，栏杆 完整，照明良好，保温齐全，各支吊架完整牢固。 2.1.5 机组本体部分、各辅助系统、设备完整，设备内部无杂物。 2.1.6 管道阀门连接良好，阀门开、关灵活，手轮完整，标示牌齐全，并有符合《电力工业技术管 理法规》所规定的漆色及流向标志。 2.1.7 各看火孔、人孔门、检查孔开关灵活，关闭后严密性能良好。 377 Q/188-105.01-2004 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。 2.2 试验总则 2.2.1 机组大小修后，必须先进行主辅设备的保护、联锁试验，试验合格后才允许设备试转和投入 运行。 2.2.2 进行各项试验时，要根据试验措施要求，严格按规定执行。 2.2.3 临故修或设备系统检修、保护和联锁的元器件及回路检修时 ，必须进行相应的试验且合 格，其它保护联锁只进行投停检查。 2.2.4 有近控、远控的电动门、气动门、伺服机构，远控、近控都要试验，并记录开、关时间。对 已投入运行的系统及承受压力的电动门、调节门不可试验。 2.2.5 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。 2.2.6 机组、设备联锁保护试验前，热工人员需强制满足有关条件。进行设备联锁试验前，应先进 行就地及集控室手动启停试验并确认合格。 2.2.7 各联锁、保护试验动作及声光报警应正常，各灯光指示、画面状态显示正确。 2.2.8 机组正常运行中的定期试验，应选择机组运行稳定时进行，并严格按操作票执行。运行中设 备的试验，应做好局部隔离措施，不得影响运行设备的安全。对于试验中可能造成的后果， 应做好事故预想。 2.2.9 试验后应恢复强制条件，并可靠投入相应的保护联锁，不得随意改动，否则应经过规定的审 批手续。 2.2.10 试验结束，做好系统及设备恢复工作，校核保护值正确，分析试验结果，做好详细记录。 2.2.11 试验结束后，各设备应停动力电源。不停电应做好防误启措施，需启动的设备开关应切至 “远方”位置。 3. 机组试验 3.1 机组联锁保护试验 设备、系统联锁保护试验应在满足试验条件后(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，以观察动作和报警情况是否正常。 3.2 电动门(挡板)、气动门(挡板)试验 378 Q/188-105.01-2004 试验时，确认电动门转向正确、气动门开关正确、灯光信号状态指示正确。记录各门开关时 间、动作死区情况。 3.3 锅炉水压试验 3.3.1 水压试验条件 3.3.1.1 运行中的锅炉每六年进行一次(在大修结束后)。 3.3.1.2 新装锅炉，在开始运行前。 3.3.1.3 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)，其试验 压力等于最高允许工作压力。水压试验应由检修负责人主持，运行和检修人员共同参加。 3.3.1.4 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%。 3.3.2 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。 3.3.3 锅炉水压试验压力规定 试验压力为承压部件设计压力的1.25,1.5倍。(MPa) 系 统 超水压试验压力(MPa) 额定工作压力(MPa) 常规水压试验压力(MPa) 1.25倍 1.5倍 主蒸汽系统 19.90 19.90 24.875 29(85 再热汽系统 4.5 4.5 5.625 6.75 3.3.4参与水压试验的各部件的水容积表: 部件名称 省煤器 汽包 水冷壁及连接管 过热器 再热器 合计 3水容积 (米) 82 70.2 180 248 240 82O.2 3.3.5锅炉水压试验范围 3.3.5.1 一次汽系统: 主给水管道逆止门后至省煤器入口集箱间管道、省煤器、汽包、下降管、循环泵壳(含临 时堵板)、四侧水冷壁、顶棚过热器、包墙过热器、低温过热器、分隔屏过热器、后屏过 热器、末级过热器、主汽管道至主汽门前部分。 3.3.5.2 二次汽系统: 冷段管道水压试验堵阀后至壁式再热器入口集箱间管道、壁式再热器、后屏再热器、末级 再热器、热段管道水压堵阀前部分。 379 Q/188-105.01-2004 3.3.5.3 锅炉本体范围内一次门以内承压管道及附件:锅炉疏水、排污管道至一次门;加药、取 样、放空气管道至一次门。 3.3.5.4 汽包水位计参加工作压力水压试验，不参加超压试验。 3.3.6 水压试验用水水质: 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)。 项 目 氨 浓 度 联氨浓度 氯 化 铁 pH 值 可见固型物 标 准 10 ppm 200 ppm 100 ppm 10左右 , 1 ppm 3.3.7 正式水压前应对承压件进行风压试验: 自空压机供气母管引至锅炉底部安装一只球阀，球阀出口分为两路:一路接至前水冷壁下集 箱放水接头的上水管道上，并加一只截止阀，另一路接一阀门后接至省煤器、包墙、壁再上 水母管上。通过升压管进行一、二次汽系统的风压试验，风压试验压力为0.3 MPa。空压机 出口压力约为0.6-0.8MPa。 3.3.8 锅炉水压试验前的准备和检查 3.3.8.1 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。确认炉膛和烟道内 无人工作。 3.3.8.2 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。 3.3.8.3 就地与集控室之间所需通讯工具准备齐全。 3.3.8.4 锅炉所有安全阀应在85%压力时采取防起座措施，电动泄压阀(EBV)的控制开关处于 “OFF”位置，防止水压试验时开启，必要时可关闭EBV前手动隔离门。 3.3.8.5 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。 3.3.8.6 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。 3.3.8.7 锅炉进水温度应控制在21,71?，且要求水温不低于环境温度。 3.3.8.8 在锅炉进水前，按照水压试验检查卡检查锅炉各阀门处于正确状态。 3.3.8.9 水压范围内的主汽管道的弹簧吊架在试验前应固定好。 3.3.8.10 过热器、再热器减温水电动门联锁解除。 3.3.8.11 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200 ppm，PH为10,10.5。 3.3.8.12 进水前应确认锅炉承压部件内的杂物应清理干净。 3.3.8.13 按给水泵运行规程，做好电动给水泵的检查和准备工作。 3.3.9 水压试验操作方法 380 Q/188-105.01-2004 3.3.9.1 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的许可才能进行。 3.3.9.2 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。 3.3.9.3 再热器水压试验时，利用电动给水泵的中间抽头，通过再热器减温水管进水、升压。 3.3.9.4 过热器水压试验时，先以正常上水方式对过热器系统上满水，再利用过热器减温水管升 压。做超压水压试验时，应利用柱塞泵打压。 3.3.9.5 锅炉进水后，当锅炉各空气门中有水连续溢出时，按水流方向顺序关闭各空气门; 3.3.9.6 在锅炉升压前，必须检查汽包壁温不低于21?，然后用电动给水泵经过热汽减温水管道进 行升压，升压速度?0.3MPa/min。 3.3.9.7 一、二次汽分别通过其对应减温水调节阀升压，升压速度不大0.3 MPa/min。 3.3.9.8 当压力升至锅炉最高允许工作压力的10%左右时(汽包压力为1.96 MPa)，再热器压力为 0.46 MPa)时，暂停升压，进行初步检查，如无异常方可继续升压。 3.3.9.9 当升压至安全门最低整定压力的80%时(即汽包压力15.72MPa、再热器压力3.44MPa)，暂 停升压，用压紧装置将汽包、过热器、再热器安全门压紧后，再继续升压。 3.3.9.10 当升压至锅炉工作压力或设计压力时，关闭进水阀5分钟，记录压力下降值，然后再微 开进水阀保持工作压力或设计压力，进行全面检查。 3.3.9.11 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5分钟，记录压力下降值后维持压力稳定进行全面检查。 3.3.9.12 水压试验结束后，开启连排或疏水门以0.3,0.5MPa/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。 3.3.9.13 当压力降至零时，开启空气阀和疏水阀进行放水，联系检修解除安全门压紧装置;如锅 炉准备投运且水质合格，可放水至点火水位，过热器、主汽管道、再热器应将疏水放 尽。 3.3.9.14 再热器水压试验结束，应关闭再热汽减温水电动隔离阀，再热器自然泄压，然后再对省 煤器、水冷壁和过热器进行水压试验。 3.3.9.15 水压试验结束后，可利用连排或疏水门泄压，降压速度为0.3,0.5MPa/min。当汽包压力 降至额定工作压力的85%时，需暂停降压，待解除安全阀防起座措施后，再继续降压。 3.3.9.16 当压力降至零时，开启各空气门和疏水门进行放水。若锅炉准备投入运行，且水质合 格，可放水至汽包正常水位，过热器和再热器部分的积水应放尽。 3.3.9.17 如锅炉在短期内不投入运行，当降压至0.5MPa时，关闭各空气门和疏水门停止泄压，进 行充氮保护，或采取其它可靠的停炉保养措施。 3.3.10 锅炉水压试验的合格标准 3.3.10.1 关闭上水门停止给水泵5分钟后，一次汽压降不大于0.5 MPa，二次汽压降不大于0.25 MPa;省煤器、水冷壁和过热器系统压力降不大于0.1MPa/min，再热器系统压力降不大于 0.05MPa/min。 381 Q/188-105.01-2004 3.3.10.2 承压部件金属壁及焊缝没有泄漏痕迹(没有任何水珠和水雾痕迹)。 3.3.10.3 经宏观检查，承压部件无明显的残余变形。 3.3.11 锅炉水压试验注意事项 3.3.11.1 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LCD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。 3.3.11.2 在水压试验过程中，可用连排、定排的电动门和再热器入口疏水阀等作为快速泄压措 施，以防超压。 3.3.11.3 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。 3.3.11.4 水压试验时，各高加应解列。 3.3.11.5 水压试验结束后应恢复有关设备的联锁。 3.3.11.6 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。 3.3.11.7 升压过程中不得冲洗压力表管和取样管。 3.3.11.8 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。 3.4 锅炉安全阀校验 3.4.1 安全阀校验原则 3.4.1.1 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、EBV阀进行一次放 气试验。 3.4.1.2 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。 3.4.1.3 安全阀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。 3.4.1.4 安全阀校验内容包括起、回座及阀门升程等。 3.4.1.5 安全阀校验的顺序应先高压、后低压，依次对汽包安全阀、过热器安全阀、再热器进口安 全阀、出口安全阀逐一进行校验。 3.4.2 安全阀校验必备条件 3.4.2.1 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。 3.4.2.2 校验现场与集控室之间已设置通讯联络工具。 3.4.2.3 汽轮机旁路系统和真空系统能正常投运，凝汽器真空正常。 3.4.3 安全阀参数 382 Q/188-105.01-2004 汽包安全阀参数 整定压力 回座压力 排放量 占炉最大蒸发量 阀门尺寸编号 型号 , MPa MPa T/H (in) 1 1749WB 3?6 19.90 19.1 279 13.757 2 1749WB 3?6 20.10 19.1 283 13.954 3 1749WB 3?6 20.29 19.1 287 14.151 4 1749WB 3?6 20.49 19.1 291 14.349 5 1749WB 3?6 20.49 19.1 291 14.349 6 1749WB 3?6 20.49 19.1 291 14.349 过热器安全阀参数 编号 型号 阀门尺寸整定压力 回座压力 排放量 占炉最大蒸发量% (in) MPa MPa T/H 1 1740WD 3?6 18.30 17.75 176 8.67 2 1740WD 3?6 18.34 17.79 176 8.67 EBV阀 编号 型号 阀门尺寸整定压力 回座压力 排放量 占炉最大蒸发量% (in) MPa MPa T/H 1 3537W 2.5?4 18.11 17.75 102 5.02 2 3537W 2.5?4 18.11 17.75 102 5.02 再热器入口安全阀参数 编号 型号 阀门尺寸整定压力 回座压力 排放量 占炉最大蒸发量% (in) MPa MPa T/H 1 1705RWB 6?8 4.50 4.365 205 11.932 2 1705RWB 6?8 4.55 4.414 207 12.049 3 1705RWB 6?8 4.59 4.452 209 12.165 4 1705RWB 6?8 4.63 4.491 211 12.282 5 1705RWB 6?8 4.63 4.491 211 12.282 6 1705RWB 6?8 4.63 4.491 211 12.282 7 1705RWB 6?8 4.63 4.491 211 12.282 再热器出口安全阀参数 编号 型号 阀门尺寸整定压力 回座压力 排放量 占炉最大蒸发量% (in) MPa MPa T/H 1 1705RWD 6?8 4.22 4.093 161 9.371 2 1705RWD 6?8 4.26 4.132 162 9.429 注: EBV阀启动过程中其压力低于3.45MPa不应开启。 383 Q/188-105.01-2004 3.4.4 利用液压校验装置进行安全阀校验方法 3.4.4.1 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。电动泄压阀控制开关应置于“OFF”位置。 3.4.4.2 待过热器出口安全阀校验结束后，将电磁泄放阀控制开关置于“自动”位置，校验电磁泄 放阀。 3.4.4.3 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。 3.4.5 锅炉安全阀校验注意事项 3.4.5.1 安全阀校验时，应加强对汽温、汽压和水位的监视。 3.4.5.2 安全阀校验后，其起座压力、回座压力，应做好详细记录。 3.4.5.3 在锅炉运行中不得任意提高安全阀起座压力或使用压紧装置将安全阀压死。 3.4.5.4 安全阀校验过程中，如出现异常情况，应立即停止校验工作。 3.5 汽轮机高中压主汽门、调节汽门活动试验 3.5.1 高压主汽阀全关闭试验 主汽阀的试验装置是电气联锁的，因此同时关闭两个主汽阀进行试验是不可能的。 3.5.1.1 检查主机运行稳定，尽量保持机组负荷低于420MW。 3.5.1.2 检查左侧高压主汽门处于全开状态。 3.5.1.3 确认右侧高压主汽门保护开关在断开位置。 3.5.1.4 确认右侧高压主汽门试验按钮不在试验位置。 3.5.1.5 点击左侧高压主汽门活动试验按钮“MSV(LEFT) TEST”。 3.5.1.6 在弹出的操作窗口中检查“FULL OPEN”红灯亮、“FULL CLOSE”灯灭，点击“TEST”按 钮，按“执行”。 3.5.1.7 就地检查左侧高压主汽门开始缓慢关闭直到10%开度时，快速关闭至全关。 3.5.1.8 检查左侧高压主汽门活动试验“FULL OPEN”红灯灭，“FULL CLOSE”灯亮。 3.5.1.9 当左侧高压主汽门全关后，点击“UNLOCK”试验按钮，并按“执行”。 3.5.1.10 检查左侧高压主汽门活动试验“FULL OPEN”红灯亮，“FULL CLOSE”灯灭。 3.5.1.11 检查左侧高压主汽门平稳开启至全开位置。 3.5.1.12 关闭左侧高压主汽门活动试验操作窗口。 3.5.1.13 依次重复上面1,12步骤，用MSV(RIGHT) TEST按钮及绿灯/红灯显示，对MSV(RIGHT) TEST进行试验。 3.5.2 高调门活动试验 3.5.2.1 检查主机在420MW以下负荷运行稳定。 384 Q/188-105.01-2004 3.5.2.2 确认CV-1、CV-2 、CV-3、 CV-4试验按钮不在试验位置。 3.5.2.3 在DEH操作画面上点击“CV-1”活动试验按钮。 3.5.2.4 在弹出的“NO.1CV”阀试验窗中，按下“Test”按钮并执行。 3.5.2.5 就地检查CV-1开始缓慢关闭直到10%开度时，快速关闭至全关。 3.5.2.6 检查CV-4开启正常。 3.5.2.7 当CV-1全关后按下“Unlock”试验按钮并按“执行”。 3.5.2.8 检查CV-1慢慢恢复到试验前开度，CV-4 关至原位置。 3.5.2.9 就地确认CV-1平稳开启。 3.5.2.10 按同样方法逐一试验CV-2、CV-3。 3.5.3 中联门(CRV)全行程关闭试验 3.5.3.1 检查主机运行稳定，机组负荷低于420MW。 3.5.3.2 检查左侧中压主汽门处于全开状态。 3.5.3.3 检查左侧中压调节汽门处于全开状态。 3.5.3.4 联系热工人员确认右侧中联门保护开关在断位置。 3.5.3.5 确认ICV-R试验按钮不在试验位置。 3.5.3.6 确认RSV-R处于全开状态。 3.5.3.7 点击左侧中联门活动试验按钮“CRV(LEFT) TEST”。 3.5.3.8 在弹出的操作窗口中检查“FULL OPEN”红灯亮、“FULL CLOSE”灯灭，点击“TEST”按 钮，按“执行”。 3.5.3.9 就地检查ICV-L开始缓慢关闭。 3.5.3.10 当ICV-L关闭到10%开度时，延时2秒RSV-L试验电磁阀带电，RSV-L开始关闭。 3.5.3.11 当ICV-L关至全行程的10%时，延时10秒ICV-L快关电磁阀带电，ICV-L快关。 3.5.3.12 当RSV-L关至全行程的10%时，RSV-L快关电磁阀带电动作，RSV-L快关。 3.5.3.13 检查左侧中联门活动试验“FULL OPEN”红灯灭，“FULL CLOSE”灯亮。 3.5.3.14 当# 机RSV-L全关后，按下“Unlock”试验按钮，并按“执行”。 3.5.3.15 试验按钮放开后，延时1秒RSV-L快关电磁阀失电复位，延时2秒RSV-L试验电磁阀失 电复位，RSV-L开始开启，延时10秒ICV-L快关电磁阀失电复位，当RSV-L全开后，信 号送至ICV-L伺服阀，ICV-L慢慢恢复至试验前开度。 3.5.3.16 检查左侧中联门活动试验“FULL OPEN”红灯亮，“FULL CLOSE”灯灭。 3.5.3.17 就地检查左侧中联门平稳开启至全开位置。 3.5.3.11 当RSV-1和ICV-1的指示灯显示阀100%的开启时操纵CRV-2的试验按钮，依次重复上述 步骤试验CRV-2阀。 3.6 汽机主跳闸电磁阀动作试验 385 Q/188-105.01-2004 3.6.1 定期试验的目的确保主遮断电磁阀能正常工作，试验过程能够在机组带负荷正常运行状态 下完成。 3.6.2 在进行试验前应保证所有的按钮和显示灯亮。 3.6.3 电磁阀上有一个按扭灯熄灭表明联锁失败，如果此时对与对应的另一个电磁阀进行试验， 机组将跳闸。 3.6.4 在DEH操作画面上点开“MASTER TRIP(A)”操作窗口，检查试验按钮指示灯指示正确。 3.6.5 在弹出的“MASTER TRIP(A)”试验窗口中，按下“Test”按钮并按“执行”。 3.6.6 检查A主跳闸电磁阀按钮指示灯灭。 3.6.7 就地检查A主跳闸电磁阀动作正常。 3.6.8 按下“Unlock”试验按钮并按“执行”。 3.6.9 检查A主跳闸电磁阀恢复正常，指示灯亮。注意该灯不灭时，不能继续试验，否则可能会造 成汽机跳闸。 3.6.10 关闭“MASTER TRIP(A)”试验窗口。 3.6.11 重复以上的试验过程进行B主遮断电磁阀试验。 3.6.12 不要试图同时试验A和B阀，联锁会阻止这种情况发生。但当联锁失败时，两个主遮断电磁 阀都同时失电，此时机组会立即跳闸。 3.7 汽机后备超速保护(BUG)回路试验 3.7.1 联系热工人员到现场。 3.7.2 由热工人员在电子间HITASS-DEH控制柜上按下BUG回路1试验按钮，确认回路1 “OPERATED”灯亮后，释放试验按钮。 3.7.3 依照上述方法对BUG三个回路逐一试验。 3.7.4 试验时一定注意，不得同时按下三个回路中的任两个试验按钮，且按钮释放后， “OPERATED”灯不灭，不得继续试验，由热工人员检查处理。 3.8 汽机抽汽逆止门活动试验 3.8.1 检查主机运行稳定。 3.8.2 检查试验抽汽逆止门处于全开状态。 3.8.3 就地按下抽汽逆止门试验按钮。 3.8.4 检查确认抽汽逆止门开始关闭，松开试验按钮。 3.8.5 远方重新开启试验抽汽逆止门。 3.8.7 就地检查确认试验抽汽逆止门重新至全开位置。 3.8.8 以同样的试验程序逐一对各抽汽逆止门进行活动试验。 3.9 汽机功率负荷不平衡继电器(PLU)回路检查 386 Q/188-105.01-2004 3.9.1 联系热工人员到现场。 3.9.2 由热工人员在电子间HITASS-DEH控制柜上按下PLU回路1试验按钮，确认回路1 “OPERATED”灯亮后，释放试验按钮。 3.9.3 依照上述方法对PLU三个回路逐一试验。 3.9.4 试验时一定注意，不得同时按下三个回路中的任两个试验按钮，且按钮释放后， “OPERATED”灯不灭，不得继续试验，由热工人员检查处理。 注:当再热器压力与发电机电流之间的偏差超过设定值并且发电机电流的减少超过 40%/10ms时，功率,负荷不平衡继电器动作，快速关闭高压和中压调节阀。 3.10 辅助油泵，事故油泵和吸入油泵试验 3.10.1 检查确认辅助油泵、事故油泵、吸入油泵正常备用。 3.10.2 检查各油泵DCS状态指示正确。 3.10.3 检查主机润滑油画面上“IN P L”、“OUT P L”、“PS LL”信号指示正确没有误报警。 3.10.4 检查确认“MSP/TOP INTLOCK”投入，指示灯亮。 3.10.5 就地检查确认各油泵及润滑油压力控制盘压力指示正确。 3.10.6 试验人员已就位。 3.10.7 点击“MSP TEST SOLENOID”按钮，在弹出的操作窗口中点击“0/1”变亮后，再点 “Execute”确认，试验窗口指示灯亮， “IN P L”灯亮，同时MSP状态指示变红，油泵 启动。 3.10.8 就地检查确认MSP油泵联启正常。 3.10.9 将MSP油泵状态复位，停止MSP运行。 3.10.10 点击“TOP TEST SOLENOID”按钮，在弹出的操作窗口中点击“0/1”变亮后，再点 “Execute”确认，试验窗口指示灯亮， “OUT P L”灯亮，同时TOP状态指示变红，油泵 启动。 3.10.11 就地检查确认TOP油泵联启正常。 3.10.12 将TOP油泵状态复位，停止TOP运行。 3.10.13 点击“EOP TEST SOLENOID”按钮，在弹出的操作窗口中点击“0/1”变亮后，再点 “Execute”确认，试验窗口指示灯亮， “PS LL”灯亮，同时EOP状态指示变红，油泵 启动。 3.10.14 就地检查确认EOP油泵联启正常。 3.10.15 将EOP油泵状态复位，停止EOP运行。 3.11 汽轮机静态试验: 3.11.1 阀门快关试验: 3.11.1.1 测定油动机自身动作时间,要求所有油动机从全开到全关的快关时间常数< 0.15s。 387 Q/188-105.01-2004 3.11.1.2 测定总的关闭时间,要求从打闸到油动机全关时间<0.5s。 3.11.2 打闸试验: 3.11.2.1 各阀门处于全开状态,手拉机头手动停机机构,所有油动机应迅速关闭。 3.11.2.2 重新挂闸,全开各阀门,手打集控室停机按钮,所有油动机应迅速关闭。 3.11.2.3 重新挂闸,全开各阀门,汽机保护(ETS)给DEH送一停机信号,所有油动机应迅速关闭。 3.12 机组定速后试验: 当机组所有静止试验项目及其准备工作全部完成后,就可冲转机组。在机组定速3000r/min时 至少需作下列试验项目: 3.12.1 检查调节系统各部套是否动作正常。 3.12.2 检查系统有无泄漏。 3.12.3 做打闸试验(分别完成下述打闸试验): 3.12.3.1 机头手拉机头手动停机机构。 3.12.3.2 集控室停机按钮。 3.12.3.3 汽机保护(ETS)停机。 3.12.4 做电气各项试验。 3.12.5 汽门严密性试验。 3.12.6 注油试验。 3.13 高压主汽门、调速汽门严密性试验 3.13.1 高压主汽门严密性试验 3.13.1.1 试验前确认机组定速3000r/min运行稳定。 3.13.1.2 检查汽轮机真空正常75KPa以上，主汽压力75%额定压力以上，主汽温度正常。 3.13.1.3 打开“EHG TEST PANEL”画面。 3.13.1.4 点击“MSVLEAK TEST”试验按钮，在弹出的操作窗口中按“TEST”执行，这时 “MSVLEAK TEST”下的“ON”亮。 3.13.1.5 检查左右侧高压主汽门关闭，汽轮机转速下降。 3.13.1.6 在“EHG TEST PANEL”画面中注意观察“TURBINE SPEED”指示的汽轮机实际转速与 “ACCEPTABLE SPEED”指示的给定转速的变化，并记录“TURBINE IDLETIME”指示的汽 轮机惰走时间。 3.13.1.7 当“TURBINE SPEED”指示的汽轮机实际转速小于“ACCEPTABLE SPEED”指示的给定转速 时试验结束，记录“TURBINE IDLETIME”指示的汽轮机惰走时间，汽轮机的实际转速能 降低在给定转速以下并且惰走时间越短说明主汽门越严密(发生摩擦除外)。 3.13.1.8 在“MSVLEAK TEST”的操作窗口中按“RESERT”执行，检查左右侧高压主汽门开启。 3.13.2 高压调速汽门严密性试验 388 Q/188-105.01-2004 3.13.2.1 试验前确认机组定速3000r/min运行稳定。 3.13.2.2 检查汽轮机真空正常75KPa以上，主汽压力75%额定压力以上，主汽温度正常。 3.13.2.3 打开“EHG TEST PANEL”画面。 3.13.2.4 点击“CVLEAK TEST”试验按钮，在弹出的操作窗口中按“TEST”执行，这时“CVLEAK TEST”下的“ON”亮。 3.13.2.5 检查#1,#4高压调速汽门关闭，汽轮机转速下降。 3.13.2.6 在“EHG TEST PANEL”画面中注意观察“TURBINE SPEED”指示的汽轮机实际转速与 “ACCEPTABLE SPEED”指示的给定转速的变化，并记录“TURBINE IDLETIME”指示的汽轮 机惰走时间。 3.13.2.7 当“TURBINE SPEED”指示的汽轮机实际转速小于“ACCEPTABLE SPEED”指示的给定转速 时试验结束，记录“TURBINE IDLETIME”指示的汽轮机惰走时间，汽轮机的实际转速能降 低在给定转速以下并且惰走时间越短说明主汽门越严密(发生摩擦除外)。 3.13.2.8 在“CVLEAK TEST”的操作窗口中按“RESERT”执行，检查#1,#4高压调速汽门开启。 3.14 汽轮机真空严密性试验 3.14.1 维持机组负荷在480MW，保持运行工况稳定，通知各有关人员到位。 3.14.2 关闭运行真空泵入口气动阀并停止真空泵。 3.14.3 每分钟记录一次真空读数。 3.14.4 5,7分钟后启动真空泵。 3.14.5 取中间五分钟平均值算出真空平均下降速度。 3.14.6 真空严密性评价标准如下: 优: 0.133KPa/分(1mmHg/分)。 良: 0.266KPa/分(2mmHg/分)。 合格:0.399KPa/分(3mmHg/分)。 3.14.7 试验时，如真空下降至-75KPa，应立即停止试验，启动真空泵。 3.15 汽轮机注油试验 3.15.1 注油试验的目的 注油试验是在机组定速后、做提升转速试验前、运行中，将低压透平油注入危急遮断器飞环 腔室，依靠油的离心力将飞环压出的试验，其目的是活动飞环，以防飞环可能出现的卡涩。 在不停机的情况下，通过给高压遮断组件的隔离阀带电，使进入主遮断的高压安全油由紧急 遮断阀提供转换成由隔离阀提供，以避免飞环压出引起的停机，此时高压遮断组件的主遮断 电磁阀处于警戒状态。 3.15.2 注油试验的步骤 3.15.2.1 确认控制盘上所有与试验有关的指示灯指示正确。 389 Q/188-105.01-2004 3.15.2.2 点击LOCK OUT TEST按钮，在弹出的对话匡中点击TEST再击执行，注意观察LOCK OUT 变红、TEST变黄，高压遮断组件中的隔离电磁阀4YV带电，并对外发讯。 3.15.2.3 就地检查高压遮断组件中的ZS4的常开触点闭合，ZS5的常闭触点断开。 3.15.2.4 点开OIL TRIP按钮，在弹出的对话窗中点击TEST再点击执行，注意观察IN RESET ZS2 变红，复位试验阀组中的喷油电磁阀2YV带电，润滑油进入危急遮断飞环室。 3.15.2.5 就地检查危急遮断器脱扣，ZS2断开。 3.15.2.6 点击OIL TRIP按钮对话匡中的RESET，再点击执行，观察1YV DE ENG变红，LOCK OUT 灯灭、TEST灯灭。 3.15.2.7 就地检查高压遮断组件中的隔离电磁阀复位，ZS2闭合。 3.15.2.8 确认行程开关ZS4的常开触点断开，ZS5的常闭触点闭合，复位试验阀组中的2YV失电。 3.15.2.9 检查复位电磁阀1YV带电，遮断器复位，复位后1YV失电。 3.15.2.10 关闭试验对话窗。 3.16 汽轮机超速试验 3.16.1 汽轮机超速试验的目的 检查危急遮断器动作转速为3300,3330r/min 3.16.2 试验步骤 3.16.2.1 启动TOP、MSP、EOP油泵，检查运转正常，EOP油泵良好备。 3.16.2.2 汽轮机复位，将负荷限制器升至高限,将HITASS 控制方式切至“OFF”,高低旁投入自动。 3.16.2.3 蒸汽参数如下:新汽压力:不得高于5,6 MPa ;新汽温度:350,400?以上。凝汽器真 空75KPa以上，排汽温度应在80?以下，否则应投入排汽缸的冷却喷水装置，以保持上 述温度。 3.16.2.4 将ETS超速保护线解除，DEH自动将电气保护值由原来的3300改为3330r/min。 3.16.2.5 按下“超速试验”按钮，DEH将转速目标值设为3330r/min，将升速率设置为10, 15r/min，使机组升速到危急遮断器动作，各主汽阀、调节阀迅速关闭。记录其动作转 速，连续三次试验并合格。 3.16.2.6 如果汽轮机转速上升到危急保安器动作值而危急保安器未动作，立即手动紧急停机。 3.16.2.7 危急保安器超速脱扣试验应在同一情况下试验两次，两次动作转速差不应超过18rpm。 3.16.3 试验规定及注意事项 3.16.3.1 汽机初次启动、大修或连续运行6,12个月及危急保安器检修后，必须进行超速试验，以 确证危急保安器动作正确。 3.16.3.2 试验必须由总工程师主持，在汽机专业技术人员指导下进行。 3.16.3.3 试验必须在高中压主汽门、调门关闭试验、集控室手动“紧急停机按钮”试验、就地手动 脱扣试验、后备超速保护试验和注油试验进行完毕且动作正常后进行。 3.16.3.4 试验必须在高中压主汽门,高中压调节汽门严密性试验合格的情况下进行。 390 Q/188-105.01-2004 3.16.3.5 机组冷态启动过程中的超速试验应在机组带25,额定负荷下至少运行,,,小时后方可 进行。 3.16.3.6 试验前应配备足够的试验人员、试验仪表及工具。 3.16.3.7 试验过程中，就地手动跳闸手柄必须有专人负责，前箱处应装设转速表。集控室的停机按 钮也要有专人负责操作，随时准备打闸停机。 3.16.3.8 试验时，应严密监视机组转速、振动、轴向位移、低压缸排汽温度等参数变化。若振动增 大，未查明原因之前，不得继续作超速试验，振动异常应立即打闸停机。 3.16.3.9 试验前应投入有关记录仪及打印机，连续打印机组转速、振动、低压缸排汽温度等参数。 3.16.3.10 试验过程中，轴承进油温度应保持在40,45?之间。 3.16.3.11 超速试验前不得再作喷油试验。 3.16.3.12 当转速提升到3330 r/min危急遮断器仍不动作时，打闸停机，在查明原因并采取正确处 理措施之后，才能继续作超速试验。 3.16.3.13 每次超速在3200 r/min以上的高速区停留时间不得超过1 min。 3.16.3.14 超速试验的全过程应控制在30 min以内完成。 3.16.4 禁止做超速试验的情况 3.16.4.1 机组经长期运行后准备停机，其健康状况不明时，严禁作超速试验。 3.16.4.2 严禁在大修之前作超速试验。 3.16.4.3 禁止在额定参数或接近额定参数下做超速试验。如一定要在高参数下作超速试验时，应投 入DEH的阀位限制功能和高负荷限制功能。 3.16.4.4 调节保安系统、调速汽门、主汽门或抽汽逆止门有卡涩现象。 3.16.4.5 调速汽门、主汽门或抽汽逆止门严密性不合格。 3.16.4.6 轴承振动超过规定值或机组有其他异常情况。 3.16.5 应做超速试验的情况 3.16.5.1 汽轮机安装完毕，首次启动时。 3.16.5.2 机组经过大修后，首次启动时。 3.16.5.3 急遮断器解体复装以后。 3.16.5.4 前箱内作过任何影响危急遮断器动作转速整定值的检修以后。 3.16.5.5 停机一个月以上，再次启动时。 3.16.5.6 甩负荷试验之前。 3.17 汽轮机甩负荷试验 3.17.1 甩负荷试验的目的: 3.17.1.1 测定控制系统在机组突然甩负荷时的动态特性。它包括: 3.17.1.1.1 甩负荷后的最高动态飞升值,该值应小于超速保护装置动作值。 3.17.1.1.2 甩负荷后的转速过渡过程,该过程应是衰减的,其转速振荡数次后趋于稳定，并在 391 Q/188-105.01-2004 3000r/min左右空转运行。 3.17.1.2 考核汽机的DEH控制系统在甩负荷时的控制性能，即能否控制机组转速不超过危急保安器 动作转速，且能够维持空负荷运行。 3.17.1.3 检查主机和各配套设备对甩负荷的适应能力及相互动作的时间关系。为改善机组动态品质, 分析设备性能提供数据。 3.17.2 试验具备的条件 3.17.2.1 具有强有力的领导指挥机构，成立甩负荷试验领导小组、运行操作指挥组、动态测试组， 明确职责分工。 3.17.2.2 具有经主管部门审批的,各方共同制定的,完整的试验大纲，并为运行人员、测试人员及其 他相关人员熟知。。 3.17.2.3 应有各有关专业人员参加并设置可靠的通讯联络设施。 3.17.2.4 机组经过满负荷运行，所有设备运行正常，性能良好，操作灵活，热工保护、自动均能投 入且动作、调节正常。各主要监视仪表指示正确。 3.17.2.5 汽机高压抗燃油系统，低压油系统，油质合格符合相关规定，各油泵联锁启动正常。 3.17.2.6 DEH调节系统的静止试验，静态关系，设定的逻辑及参数均符合要求，机组空负荷运行在 主、再热蒸汽参数较高时也能保持稳定。 3.17.2.7 高、中压自动主汽门、调速汽门、油动机无卡涩，关闭时间满足要求(从打闸到全关时间 不大于0.5秒)。 3.17.2.8 主汽门、调门严密性试验合格(在额定参数下转速从3000r/min降至1000r/min以下)。 3.17.2.9 就地、远方打闸试验正常，电超速保护、机械超速保护试验合格，本次并网前应进行危急 保安器的注油试验，检查击出飞锤动作正常。 3.17.2.10 各段抽汽逆止门、电动门、机本体疏水门、排汽缸喷水门自动联锁动作正确。 3.17.2.11 高、低加保护经试验动作正常，确保可靠。 3.17.2.12 汽机高、低旁路系统动作正常，各保护能可靠投入。 3.17.2.13 高、低压蓄能器投用正常，工作可靠。 3.17.2.14 调节保安系统中的压力表、转速表、行程指示应准确无误。DAS中显示的各参数应准确并 能进行数据采集打印。 3.17.2.15 各系统声光报警正确无误。 3.17.2.16 锅炉的过热器、再热器安全门经手动试验动作可靠。 3.17.2.17 锅炉的保护、联锁试验合格、投入工作可靠。 3.17.2.18 锅炉的燃烧调整灵活方便，能满足大范围的工况变化要求 3.17.2.19 锅炉的各级减温水系统中的阀门严密性符合运行要求。 3.17.2.20 发电机的出口开关和灭磁开关跳合正常，试验前先接好甩负荷用“试验按钮”且经模拟试 验动作可靠(试验按钮跳油开关，油开关应在断开位置)。 3.17.2.21 变送器组保护经传动试验动作正确可靠。 392 Q/188-105.01-2004 3.17.2.22 DEH系统各项功能正常。 3.17.2.23 动态测试并做好甩负荷录波参数的准备动作:汽机转速，发电机定子电流，速度级汽压， 高、中压调速汽门行程，抗燃油压，OPC油压，主汽、再热汽压，一段抽汽压力、电负 荷、油开关动作信号。 3.17.2.24 做好目测及计算机采集参数的记录准备工作，记录内容按甩负荷前瞬态值，甩负荷过程中 最大值、最小值，甩负荷后稳定值进行。记录项目:转速，电功率，主、再热蒸汽压力、 温度，高排压力、温度，低压缸排汽压力、温度，胀差、轴位移、各瓦振动，支持、推力 轴承金属温度，各段抽汽压力、温度，汽包水位，抗燃油压，安全油压，速度级汽压。 3.17.2.25 电气专业已经做好甩负荷时发电机功率、电压、电流、周波的录波准备。 3.17.2.26 甩负荷经中心调度局批准，甩负荷时，电网周波为50?0.2Hz。 3.17.2.27 试验现场备有足够的消防器材，并配有专职消防人员。 3.17.3 试验步骤 甩负荷试验先进行甩50,额定负荷，在其合格并能确保甩100,额定负荷成功的基础上进行 100,甩负荷。两次试验步骤基本相同，只是甩50,额定负荷时，锅炉投入的燃烧量不同。 3.17.3.1 机组具备甩负荷条件后，有功负荷维持在100,额定负荷，发电机功率因数调到0.98以 上，蒸汽参数真空维持在额定值且应稳定。 3.17.3.2 各专业负责的设备具备甩负荷条件后及时向总指挥报告。 3.17.3.3 甩负荷前两分钟，总指挥通过值长通知中调。 3.17.3.4 甩负荷前解除炉跳机联锁，电跳机联锁。 3.17.3.5 甩负荷前十分钟，停一台磨，投8支油枪，甩负荷的同时，依次快速停三台磨，控制主汽 压力，甩负荷后用低旁控制再热器压力不应高于0.50Mpa。 3.17.3.6 总指挥按倒计时“5、4、3、2、1”开始发令(每个数间隔2秒)，数到“3”时启动录波 器，发“开始”命令时，应立即通知所有的运行人员、设备监护人员、目测参数人员。 3.17.3.7 甩负荷后机、电、炉操作人员按措施执行，未作特殊规定的按运行规程进行处理。 3.17.3.8 应严密监视机组转速飞升情况,若转速达到3330r/min时，应立即打闸停机。 3.17.3.9 应严密监视机组各主汽阀,调节阀和抽汽逆止门动作情况,如有异常应立即采取措施。 3.17.3.10 待汽机录波测试完动态过渡过程曲线后立即通知总指挥，恢复机组转速在3000r/min，尽 快并网接带负荷到甩负荷前的负荷。 3.17.3.11 甩负荷后应立即进行以下工作，检查或调整汽封压力，除氧器压力、水位，凝汽器水 位，轴位移、胀差、排汽缸温度，发电机氢温，确认各抽汽逆止门及有关疏水门联动正 确，检查机组振动情况，瓦温，润滑油温，轴承回油温度等。 3.17.3.12 甩负荷时若汽压、汽温同时快速下降，应以汽温下降处理为主，保证机前汽温过热度不 低于100?，否则应打闸停机以保证机组安全。 3.17.3.13 锅炉如果由于保护或手动停炉，应视情况快速点火，如不能恢复应立即打闸停机。 3.17.3.14 甩负荷后若调速系统不能控制转速，保护失灵，必须立即打闸停机，按规程处理事故。 393 Q/188-105.01-2004 3.18 给水泵汽轮机高压遮断模块活动试验 3.18.1 试验前检查给水泵汽轮机运行稳定。 3.18.2 点开给水泵汽轮机MEH CONTROL PANEL操作画面。 3.18.3 点击“SOLINOID VALVE TEST”按钮。 3.18.4 确认5YV、6YV、7YV、8YV、4PS、5PS状态指示正确各灯灭。 3.18.5 点击“5YV”操作按钮，在弹出的对话窗中点击“0/1”变亮后，按“Exevutec”执行。 3.18.6 注意观察“5YV”变亮，同时对应的“4PS”开关带电变亮。 3.18.7 就地确认“5YV”动作正确。 3.18.8 复位“5YV” 点击“0/1”，按“Exevutec”执行，确认“4PS”开关失电。 3.18.9 关闭“5YV”操作窗口。 3.18.10 点击“6YV”操作按钮，在弹出的对话窗中点击“0/1”变亮后，按“Exevutec”执行。 3.18.11 注意观察“6YV”变亮，同时对应的“4PS”开关带电变亮。 3.18.12 就地确认“6YV”动作正确。 3.18.13 复位“6YV” 点击“0/1”，按“Exevutec”执行，确认“4PS”开关失电。 3.18.14 关闭“6YV”操作窗口。 3.18.15 点击“7YV”操作按钮，在弹出的对话窗中点击“0/1”变亮后，按“Exevutec”执行。 3.18.16 注意观察“7YV”变亮，同时对应的“5PS”开关带电变亮。 3.18.17 就地确认“7YV”动作正确。 3.18.18 复位“7YV” 点击“0/1”，按“Exevutec”执行，确认“5PS”开关失电。 3.18.19 关闭“7YV”操作窗口。 3.18.20 点击“8YV”操作按钮，在弹出的对话窗中点击“0/1”变亮后，按“Exevutec”执行。 3.18.21 注意观察“8YV”变亮，同时对应的“5PS”开关带电变亮。 3.18.22 就地确认“8YV”动作正确。 3.18.23 复位“8YV” 点击“0/1”，按“Exevutec”执行，确认“5PS”开关失电。 3.18.24 关闭“8YV”操作窗口。 3.19 给水泵汽轮机主汽门活动试验 3.19.1 高压主汽门活动试验 3.19.1.1 检查给水泵汽轮机高压主汽门处于全开状态。 3.19.1.2 点开给水泵汽轮机MEH CONTROL PANEL操作画面。 3.19.1.3 点击“HPMSV TEST”按钮。 3.19.1.4 在弹出的对话窗中点击“0/1”，按“Execute”执行,注意观察给水泵汽轮机高压主汽门 “OPEN”灯灭。 3.19.1.5 就地检查高压主汽门缓慢关闭至一定位置时停止。 394 Q/188-105.01-2004 3.19.1.6 复位高压主汽门活动试验按钮，点击“0/1”，按“Execute”执行。 3.19.1.7 检查高压主汽门“OPEN”灯亮。 3.19.1.8 就地确认给水泵汽轮机高压主汽门全开。 3.19.2 低压主汽门活动试验 3.19.2.1 检查给水泵汽轮机低压主汽门处于全开状态。 3.19.2.2 点开给水泵汽轮机MEH CONTROL PANEL操作画面。 3.19.2.3 点击“LPMSV TEST”按钮。 3.19.2.4 在弹出的对话窗中点击“0/1”，按“Execute”执行,注意观察给水泵汽轮机低压主汽门 “OPEN”灯灭。 3.19.2.5 就地检查低压主汽门缓慢关闭至一定位置时停止。 3.19.2.6 复位低压主汽门活动试验按钮，点击“0/1”，按“Execute”执行。 3.19.2.7 检查低压主汽门“OPEN”灯亮。 3.19.2.8 就地确认给水泵汽轮机低压主汽门全开。 395 Q/188-105.01-2004 第六章 机组事故处理 1. 事故处理原则及要点 1.1 事故处理的原则 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。 1.1.2 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。 1.1.3 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。 1.1.4 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。 1.1.5 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。 1.1.6 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。 1.1.7 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。 1.1.8 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。 1.2 事故发生时的处理要点 1.2.1 根据各参数变化、LCD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，确定机组已发生故障，则: 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，防止事故扩大。 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。 1.2.1.3 保持非故障设备的正常运行。 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。 1.2.2 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。 1.2.3 处理事故时应当迅速、准确。 396 Q/188-105.01-2004 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。 2. 事故停机 2.1 汽轮机自动停机条件 汽轮机遇下列情况之一时，汽轮机ETS系统自动遮断汽轮机 2.1.1 超速:当机组转速升至3300r/min及以上时，TSI中的超速继电器动作，在ETS中进行三取二 处理后给出遮断信号。 2.1.2 润滑油压低:当润滑油压?0.07MPa时，润滑油压低压力开关复位，三取二处理后给出遮断信 号。 2.1.3 抗油压低:当抗燃油压力?7.8MPa时，抗燃油压力低开关复位，三取二处理后给出遮断信 号。 2.1.4 凝汽器真空低:当凝汽器压力?25.3Kpa时，凝汽器真空低遮断器中的真空开关复位，三取二 处理后给出遮断信号。 2.1.5 轴向位移大:当机组轴向位移?1.2mm或?-1.65mm时，发出遮断信号。 2.1.6 锅炉主燃料跳闸、发电机跳闸:这两个信号都使汽轮机遮断。 2.1.7 轴振动大:,1,#8任一轴振动大?0.25mm，时，ETS输出信号遮断汽机 2.1.8 高中压或低压缸胀差大:当汽轮机的高中压胀差?+11.6mm，或?-6.6mm时，或低压缸胀差? +30mm或?-8mm时,TSI输出信号遮断汽机。 2.1.9 DEH三取二备用超速动作:当汽轮机转速n?111.5%--112%额定转速时，DEH三取二超速保护 动作，作为机组机械式危机遮断器的后备保护，输出接点至ETS遮断汽轮机。 2.1.10 DEH控制系统重故障:DEH冗余配置了A、B两套控制系统，当A、B控制系统均出现重故障 时，DEH输出接点至ETS遮断汽轮机。 2.1.11 轴承金属温度高:当#1、#2 轴承左右二个温度相与?115?或#3,#8任一支持轴承钨金温度 与各自轴承回油温度过高(75?)相与?115?，且持续超过2s，由HITASS给ETS信号遮断汽 轮机。 2.1.12 低压缸排汽温度高:A、B低压缸各有三只排汽温度检测温度开关至ETS。当A缸或B缸排汽 温度?107?时，其温度开关分别在ETS中进行三取二处理后，给出汽轮机遮断信号。 2.1.13 主汽阀入口蒸汽温度过低。 2.1.14 当发电机负荷高于50%额定值，若一测点测得主汽阀入口温度?474?时(上述信号由DCS提 供)，且持续2s以上，ETS将遮断汽轮机。 2.1.15 高压排汽口金属温度过高:由来自现场的四个高压缸排汽口内壁金属温度测点。当#1、2、 397 Q/188-105.01-2004 3、4测点中分别有一个以上测得的温度?432?时，ETS将遮断汽轮机。 2.2 汽轮机紧急停机条件 汽轮机遇下列情况之一时，应破坏真空紧急停机: 2.2.1 汽轮机转速超过危急保安器动作转速而危急保安器拒动。 2.2.2 汽轮机轴向位移大于保护动作值而保护未动作。 2.2.3 汽轮机发生水冲击，主汽、再热汽温度直线下降50?或10分钟内下降50?。 2.2.4 机组突然发生剧烈振动达保护动作值而保护未动作或机组内部有明显的金属撞击声。 2.2.5 汽轮机任一轴承断油，或任一轴承金属温度达115?，且其回油温度达75?。 2.2.6 轴承或端部轴封磨擦冒火。 2.2.7 轴承润滑油压下降至0.07MPa，而保护未动作。 2.2.8 主油箱油位下降至低限，补油无效，润滑油压力无法正常维持时。 2.2.9 凝汽器绝对压力大于25.3KPa，而保护未动作。 2.2.10 发电机冒烟、着火、氢气爆炸。 2.2.11 机组周围或油系统着火，无法很快扑灭并已严重威胁人身或设备安全。 2.2.12 厂用电全部失去。 2.2.13 密封油系统油氢差压失去，发电机密封瓦处大量漏氢。 2.2.14 汽轮机高中压缸、低压缸胀差达保护动作值，而保护未动作。 2.3 汽轮机故障停机条件 汽轮机遇到下列情况之一时，应进行故障停机: 2.3.1 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。 2.3.2 主、再热汽温低至460?或在5分钟内急剧下降50?。 2.3.3 真空缓慢下降，虽减负荷至0，但仍不能维持。 2.3.4 高压缸排汽内壁金属温度大于432?，而保护不动作。 2.3.5 A、,低压缸排汽温度大于80?，经处理无效，继续上升至107?时而保护不动作。 2.3.6 EHG油泵运行，启动备用泵但EHG油压仍低于7.8MPa，经处理后仍不能恢复正常。 2.3.7 发电机定子冷却水导电度达9.9μs/cm或定子冷却水中断而保护不动作，或发电机定子线 圈漏水，无法处理。 2.3.8 主油泵工作严重失常。 2.3.9 高压给水管道、主汽管道或其它汽、水、油管道破裂，无法维持机组正常运行时。 2.3.10 DEH、TSI、DCS、0/I系统故障，致使一些重要参数无法监控，不能维持机组运行时。 2.3.11 发电机密封油系统发生泄漏，无法维持机组正常运行时。 2.3.12 汽轮机调速系统不能维持汽轮机，运行中无法处理。 398 Q/188-105.01-2004 2.4 紧急停机操作及处理 2.4.1 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;检查确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、各级抽汽逆止门关闭，通风阀和紧急排 放阀开启。 2.4.2 检查汽轮机本体及主再热汽管道、抽汽管道疏水门开启，厂用电切换成功，锅炉联动MFT， 一次风机及制粉系统、炉前燃油系统已停运。 2.4.3 手动启动TOP、MSP油泵，检查润滑油压正常，调整润滑油温正常。 2.4.4 停止真空泵运行，开启真空破坏门。 2.4.5 真空到零，转速至零，停止轴封供汽。 2.4.6 转速到零，检查盘车自动投入正常;若自投不成功，应手动投入，记录转子惰走时间、偏 心度、盘车电机电流、缸温等。 2.4.7 在停机过程中应注意机组的振动、润滑油温、发电机油、水、氢系统运行正常。 2.4.8 仔细倾听机组内部声音，当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时，严禁立 即再次启动机组。 2.4.9 其它操作与正常停机相同。 3. 厂用电全部失去 3.1 现象 3.1.1 机组跳闸，炉MFT，机跳闸，发电机解列;报警响，各相应光字牌亮。 3.1.2 各段厂用母线电压下降到零，其电源开关均为绿灯亮。 3.1.3 所有运行的交流辅机停运，备用交流辅机不联动;电动门操作不动。 3.1.4 各直流设备联动。 3.1.5 交流照明灯灭，直流照明灯亮，控制室变暗。 3.2 原因 3.2.1 发电机解列，6KV各段工作电源失去，备用电源均未自投成功，或高备变故障跳闸，第一、 第二保安电源均未自投成功。 3.3 处理 3.3.1 确认主机、小机直流油泵、直流密封油泵已启动，否则可手动多次强合直至启动。检查主 机润滑油压、油氢差压正常。 3.3.2 手动开启凝汽器真空破坏门，关闭至凝汽器所有疏水。关闭炉前燃油跳闸阀手动门和回油 手动门。 3.3.3 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。 399 Q/188-105.01-2004 3.3.4 关闭炉前燃油供、回油手动总门和各油枪供油手动隔离门。 3.3.5 关闭连排、加药取样门。 3.3.6 在保安变没有恢复前，应对跳闸空预器就地手动盘车。 3.3.7 立即至柴油机室对保安电源进行下列检查、操作: 3.3.7.1 •若保安变未失电，确认保安400V MCC工作开关已跳开，强投备用开关一次，恢复保安母 线电源。 3.3.7.2 若第一保安电源无法恢复，检查柴油发电机自启动成功，否则手启，投入第二保安电 源，恢复保安母线电源。 3.3.7.3 保安母线电源恢复后，逐步恢复保安 MCC动力和交流事故照明。 3.3.8 保安电源恢复后，进行下列工作 3.3.8.1 启动主机MSP、TOP油泵、顶轴油泵、交流密封油泵、小机交流油泵、空气预热器辅助马 达、火检冷却风机、除氧器上水泵。 3.3.8.2 投入各辅机润滑油系统。 3.3.8.3 关闭汽泵、电泵出口门，检查泵不倒转。 3.3.8.4 检查确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽逆止门已关闭，关闭有关电动门; 检查V.V、BDV阀开启。 3.3.8.5• 检查调整所有停运制粉系统的风门、挡板位置正确。过热器、再热器喷水阀、闭锁阀关 闭。 O3.3.8.6 主机转速至零投入盘车运行。如在投盘车前转子已静止，应先翻转转子180，停留一段 时间后再投入连续盘车。 3.3.8.7• 检查UPS电源切换正常。开启110V、220V直流系统跳闸的浮充机。 3.3.8.8 停运有关直流设备。 3.3.9 拉开6KV各段所有合闸开关。检查6KV备用电源自投不成功原因，缺陷消除后，恢复6KV 各段电源和低厂变运行。 3.3.10 逐级恢复厂用电，根据机组情况逐步恢复各系统。 3.3.11 若低压缸排汽温度大于50?，应先启动凝泵，启动一台真空泵，保持凝汽器-20KPa的微 真空，待铜管冷却，排汽温度小于50?后，方可投入循环水系统。 3.3.12 根据汽包壁温差情况，请示总工锅炉上水，保持汽包水位和除氧器水温正常。 3.3.13 逐步进行恢复机组运行的其它操作。 4. 锅炉MFT 4.1现象: 4.1.1 MFT声光报警。 4.1.2 火焰电视无火焰显示。 400 Q/188-105.01-2004 4.1.3 所有运行磨煤机跳闸，一次风机跳闸。 4.1.4 燃油跳闸阀关闭。 4.1.5 减温水电动总门关闭，减温水闭锁阀关闭。 4.1.6 吹灰程序中断。 4.2处理: 4.2.1 应立即手动停止未自动跳闸的一次风机、磨煤机、给煤机。 4.2.2 确认燃油跳闸阀关闭、减温水闭锁阀关闭，否则应立即手动关闭。 4.2.3 电动给水泵应自启动，否则应人为启动，维持汽包水位。 4.2.4 注意炉水循环泵的运行状态，当发生振动或进出口差压异常摆动时，应立即停止该泵运行。 4.2.5 烟风系统无故障，应进行炉膛吹扫。 4.2.6 烟风系统故障跳炉，故障消除后应延长炉膛吹扫时间。 4.2.7 对跳闸的磨煤机进行充惰处理。 4.2.8 手动停止电除尘运行。 4.2.9 将未退出炉膛的吹灰器退出。 4.2.10 从BMS首显跳闸画面，查明MFT首出原因。 4.2.11 及时消除故障，做好热态启动准备。 4.2.12 如故障难以在短时消除，按常规停炉处理。 5. 锅炉手动紧急停炉 5.1手动紧急停炉条件 5.1.1 锅炉MFT第一报警出现，MFT拒动时。 5.1.2 锅炉主汽水管道发生爆破或严重泄漏，影响机组安全运行或危及人身设备安全。 5.1.3 尾部烟道发生二次燃烧。 5.1.4 两台空气预热器停转。 5.1.5 所有汽包水位计损坏。 5.1.6 锅炉蒸汽压力升高至安全阀动作压力而所有安全阀拒动。 5.1.7 再热蒸汽中断。 5.2锅炉手动紧急停炉的处理 同锅炉MFT处理。 6. 锅炉故障申请停炉 6.1 锅炉故障申请停炉条件 401 Q/188-105.01-2004 6.1.1 水冷壁管、省煤器管、过热器管、再热器管等受热面发生泄漏尚能维持运行时。 6.1.2 锅炉管壁温度超限，经降低负荷仍无法降至正常时 6.1.3 锅炉汽水品质不合格，经处理后仍不能恢复正常时。 6.1.4 锅炉管壁严重结焦，经处理后不能维持正常运行时。 6.1.5 控制室所有汽包水位计损坏短时间内无法修复时。 6.1.6 安全门启座后不回座。 6.1.7 两台空气预热器电源均故障。 6.1.8 仪用控制气源失去，短时无法恢复。 6.2 锅炉故障申请停炉后的处理 同锅炉MFT的处理。 7. 机组甩负荷(RB)至60% 7.1 现象: 7.1.1 RB声、光报警。 7.1.2 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。 7.1.3 机组负荷快速下降至360MW稳定。 7.1.4 主蒸汽流量、给水流量、汽压大幅度下降，汽温也会有所降低。 7.1.5 CCS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360MW。 7.1.6 从上至下，自动跳最上层一台磨煤机，10秒钟后跳第二台磨煤机，仅剩三台磨煤机运行。 7.2原因: 7.2.1 两台送风机运行，一台跳闸。 7.2.2 两台吸风机运行，一台跳闸。 7.2.3 两台一次风机运行，一台跳闸。 7.2.4 两台空气预热器运行,一台跳闸。 7.2.5 两台汽泵运行，一台汽泵跳闸，电动给水泵未联动。 7.3处理: 7.3.1 R.B自动成功时，机组控制方式由CCS切至“机跟随”方式，按照RB减负荷设定强减负荷至 60,MCR。 7.3.2 从设备掉闸首出画面，查明故障原因，及时消缺。 7.3.3 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。 402 Q/188-105.01-2004 7.3.4 若风机故障，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。 7.3.5 若为一台汽泵跳闸，电泵联启后要立即开大耦合器手动调整上水。注意监视汽包水位，如水 位自动偏差大，注意解除运行小机的自动控制，切为手动调整。 7.3.6 注意主、再热汽温的调整，避免汽温下降过快、过多。 7.3.7 当一次风机跳闸时，应注意监视一次风压的变化，如不能满足三台磨煤机运行，则应及时投 运油层，可剩余一或两台磨煤机运行。 7.3.8 锅炉负荷,50,MCR，两台汽泵全跳，电泵自启动成功，甩负荷至30,MCR。 7.3.9 消除故障后，接令后恢复系统，重新带负荷。 7.3.10 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调整。 7.3.11 R.B自动不成功时，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。 8、锅炉满水 8.1 现象: 8.1.1 汽包水位高报警。 8.1.2 控制室电视水位计、LCD水位显示均超过+254mm。 8.1.3 就地水位计指示超过可见部分。 8.1.4 严重满水时，汽温急剧下降，并伴有水击声。 8.1.5 汽包水位保护动作，锅炉MFT灭火。 8.2 原因 8.2.1 给水自动调节失灵，给水流量不正常地增加。 8.2.2 水位计指示不正确，使运行人员误操作。 8.2.3 机组负荷或主汽压力变化大。 8.2.4 水位手动调节时，对水位监视不严或误操作。 8.2.5 安全门动作。 8.3 处理 8.3.1 按“紧急停炉”按钮，立即停止锅炉运行。 8.3.2 立即开大连排调节门，并注意汽包水位。 8.3.3 将给水调节切为“手动”，停止锅炉上水，确认省煤器再循环门已开启。 8.3.4 如汽温出现剧降，全开主汽管道疏水门。 8.3.5 关闭减温水门。 8.3.6 待汽包水位恢复正常后，关小连排调节门，锅炉可重新启动。 403 Q/188-105.01-2004 9、锅炉缺水 9.1 现象: 9.1.1 汽包水位低报警。 9.1.2 就地水位计指示低于可见部分。 9.1.3 控制室电视水位计、LCD水位显示水位均,-381mm。 9.1.4 MFT动作。 9.1.5 给水流量不正常减小。 9.1.6 严重缺水时，炉水循环泵差压异常、电流摆动，并可能发生炉水循环泵振动或异常声音。 9.2 原因 9.2.1 给水自动调节失灵。 9.2.2 水位计指示不正确，使运行人员误操作。 9.2.3 手动调节水位时，对水位监视不严或误操作。 9.2.4 给水泵发生故障或增加负荷未及时启动给水泵。 9.2.5 锅炉进行排污时，没有联系或排污不当。 9.2.6 给水管道、省煤器、水冷壁严重泄漏。 9.2.7 负荷或主汽压力变化过大。 9.3 处理 9.3.1 如果眼见水位逐渐消失，而且炉水循环泵电流和差压无异常时，应立即加强上水，并注意汽包 水位的恢复。 9.3.2 确认为严重缺水时，应立即按“紧急停炉”按钮，停止锅炉运行。 9.3.3 当炉水循环泵差压、电流正常时，锅炉可继续上水，汽包水位恢复正常后，锅炉可重新启动。 9.3.4 若炉水循环泵差压及电流发生异常摆动或偏低，并伴有振动及异常声响时，立即停止锅炉运 行，并采取以下措施: 9.3.4.1 如果炉水循环泵能运行，水位能慢慢建立时，待水位正常时，重新启动锅炉。 9.3.4.2 如果炉水循环泵被迫停止，要对炉膛加强通风快速冷却，视缺水情况重新缓慢上水，避免对 汽包的热冲击。 9.3.4.3 待水位恢复正常，且承压部件无损坏，可以重新启动锅炉。 9.3.4.4 如果承压部件有损坏，则继续冷却，并开启过热器疏水阀进行泄压，待完全冷却后查找故障 点。 10、汽包水位计损坏的处理 404 Q/188-105.01-2004 10.1 任一汽包水位计损坏时，立即通知检修处理。 10.2 控制室内电视水位计损坏时，应指派专人到现场监视汽包就地水位，并与主控保持联系。 10.3 当汽包就地水位及电视水位计均损坏，但给水自动正常，DCS指示可靠时，可维持锅炉运行， 同时保持锅炉负荷稳定，采取紧急措施检修。 10.4 所有水位计均损坏或失灵时，应立即停炉。 11、水冷壁管损坏 11.1 现象: 11.1.1 锅炉泄漏检测装置报警。 11.1.2 汽包水位急剧下降，蒸汽压力下降，汽温上升，水位调节在“自动”时，给水流量不正常地 大于给水流量。 11.1.3 炉膛内有泄漏声。 11.1.4 泄漏严重时，炉膛变正压，不严密处有炉烟和蒸汽喷出，炉膛燃烧不稳或造成灭火。 11.1.5 吸风机静叶调节不正常地开大，电流增加。 11.1.6 排烟温度下降。 11.2原因: 11.2.1 管子结垢，运行中过热损坏。 11.2.2 管材制造、焊接不合格。 11.2.3 管子磨损。 11.2.4 受热面吹灰引起。 11.2.5 燃烧调整不当造成高温腐蚀。 11.2.6 锅炉给水品质不合格造成内壁腐蚀。 11.3 处理: 11.3.1 如水冷壁管泄漏，能维持汽包正常水位时，可降低锅炉负荷，请示有关领导批准按正常方式 停炉。 11.3.2 如水冷壁泄漏严重，无法维持正常水位时，应进行下列处理。 11.3.2.1 立即停炉，维持吸风机运行，排除炉内蒸汽。 11.3.2.2 停炉后，继续上水，维持汽包水位。 11.3.2.3 若无法保持水位，应停止炉水循环泵及给水泵运行。 11.3.3 停炉后，应立即停止电气除尘器运行。 12、省煤器管损坏 405 Q/188-105.01-2004 12.1 现象 12.1.1 锅炉泄漏检测装置报警。 12.1.2 汽包水位下降或给水流量不正常地大于给水流量。 12.1.3 省煤器附近有异常声响。 12.1.4 吸风机静叶开大，电流增加。 12.1.5 两侧烟温偏差增大，泄漏侧烟温降低。 12.1.6 空气预热器出口热风温差增大。 12.2 原因: 12.2.1 管子结垢，运行中过热损坏。 12.2.2 管材制造、焊接不合格。 12.2.3 管子磨损。 12.2.4 受热面吹灰引起。 12.2.5 锅炉给水品质不合格造成内壁腐蚀。 12.3 处理: 12.3.1 加大给水流量，维持汽包水位正常。 12.3.2 降低锅炉负荷，继续维持运行，并汇报有关领导请示停炉。 12.3.3 锅炉在继续运行中，必须加强监视，若汽包水位无法维持正常时，应立即停炉。 12.3.4 停炉后的处理方法与“水冷壁损坏”的方法相同。 13、过热器管损坏 13.1 现象: 13.1.1 锅炉泄漏检测装置报警。 13.1.2 主汽压力下降。 13.1.3 过热器泄漏处附近有响声。 13.1.4 炉膛压力变正压，严重时从烟道不严密处喷烟、蒸汽。 13.1.5 吸风机静叶不正常地开大。 13.1.6 尾部烟道两侧烟气温度偏差大。 13.2 原因: 13.2.1 管子结垢，运行中过热损坏。 13.2.2 管材制造、焊接不合格。 13.2.3 管子磨损。 406 Q/188-105.01-2004 13.2.4 受热面吹灰引起。 13.2.5 燃烧调整不当造成高温腐蚀。 13.2.6 锅炉给水品质不合格造成内壁腐蚀。 13.3 处理: 13.3.1 若泄漏不严重，可以短时间继续运行，降低锅炉负荷，并汇报有关领导请示停炉。 13.3.2 在继续运行过程中，应加强对损坏部位的监视，注意故障的扩大和恶化。 13.3.3 若故障恶化或无法维持正常运行时，应立即停炉，维持炉膛负压。 14、再热器管损坏 14.1 现象 14.1.1 锅炉泄漏检测装置报警。 14.1.2 再热器出口压力下降。 14.1.3 再热器管损坏处有响声。 14.1.4 炉膛变正压，严重时从烟道不严密处喷烟、蒸汽。 14.1.5 吸风机静叶不正常地开大。 14.2 处理: 同过热器管损坏的处理。 15、空气预热器、尾部烟道着火 15.1现象: 15.1.1 空气预热器着火报警。 15.1.2 空气预热器处或尾部烟道负压波动，在烟道门孔等不严密处可能冒烟或有火星窜出。 15.1.3 炉膛负压波动大。 15.1.4 空气预热器出口风温不正常升高。 15.1.5 空气预热器出入口压差不正常升高。 15.1.6 排烟温度不正常升高。 15.1.7 空气预热器电流增大或摆动。 15.1.8 省煤器出入口水温升高。 15.2原因: 15.2.1 煤粉过粗、燃烧调整不当，使未燃尽的煤粉进入烟道。 15.2.2 锅炉灭火后，炉膛吹扫不彻底。 407 Q/188-105.01-2004 15.2.3 锅炉长期超负荷或低负荷运行。 15.2.4 燃油雾化不良，油滴沉积在受热面上。 15.2.5 煤油混烧时间过长，使空气预热器蓄热板上沉积油垢，预热器发生燃烧。 15.3处理: 15.3.1 排烟温度不正常地升高时，立即采取调整燃烧和受热面吹灰等措施，使烟气温度降低。 15.3.2 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 止吸、送风机、一次风机，并严密关闭各烟风挡板。投入吹灰器进行蒸汽灭火，检查烟道 内温度不再回升时，可启动吸、送风机，进行炉膛吹扫后，重新点火。 15.3.3 如用吹灰器蒸汽无法灭火时，可采用空气预热器水冲洗进行灭火。 16、 空气预热器故障的处理 16.1 当一台空气预热器主电机发生故障，则空气预热器辅助电机自动启动，应联系检修尽快检查恢 复。 16.2 当一台空气预热器主、辅电机均无法使其运转时，应立即停止对应侧的送、吸风机，锅炉负荷 减至60%BMCR，严密关闭风、烟挡板，并监视温度。 16.3 当两台空气预热器同时故障时，应立即停炉。 17. 吸、送风机喘振 17.1 现象 17.1.1 风机喘振报警。 17.1.2 炉膛负压或风量大幅度波动，风机动叶投自动时，另一侧风机动叶自动调节频繁，炉内 燃烧不稳。 17.1.3 喘振风机电流大幅度晃动，就地检查异音严重。 17.1.4 风机喘振严重达跳闸值时，延时跳闸。 17.2 原因 17.2.1 受热面、空气预热器严重积灰或烟气系统挡板误关，引起系统阻力增大，造成风机动叶 开度与进入的风量、烟气量不相适应，使风机进入失速区。 17.2.2 操作风机动叶时，幅度过大使风机进入失速区。 17.2.3 动叶调节特性变差，使并列运行的二台风机发生“抢风”或自动控制失灵使其中一台风 机进入失速区。 17.2.4 机组在高负荷时，吹灰器投入运行，或送风量过大。 408 Q/188-105.01-2004 17.3 处理 17.3.1 立即将风机动叶控制置于手动方式，关小另一台未失速风机的动叶，适当关小失速风机 的动叶，同时协调调节吸、送风机，维持炉膛负压在允许范围内。 17.3.2 若风机并列操作中发生喘振，应停止并列，尽快关小失速风机动叶，查明原因消除后， 再进行并列操作。 17.3.3 若因风烟系统的风门、挡板被误关引起风机喘振，应立即打开，同时调整动叶开度。若 风门、挡板故障，立即降低锅炉负荷，联系检修处理。若为吹灰引起，立即停止。 17.3.4 经上述处理喘振消失，则稳定运行工况，进一步查找原因并采取相应的措施后，方可逐 步增加风机的负荷;经上述处理后无效或已严重威胁设备的安全时，应立即停止该风机 运行。 18. 磨煤机自燃、爆炸 18.1 现象: 18.1.1 磨煤机内自燃时，磨煤机、分离器两侧出口温度不正常的突升，磨煤机出口温度高报警， 有烧红现象，附近有异味。 18.1.2 磨煤机内爆炸时，发生振动和响声，同时一次风压、粉管压力剧烈波动，损坏处有风粉喷 出，严重时炉膛压力变正，炉膛灭火。 18.2 原因: 18.2.1 磨煤机出口分离器堵塞，积粉自燃;分离器回粉管及煤粉分离器，有异物堵塞，积粉自 燃。 18.2.2 原煤内混进易燃易爆物品，引起磨煤机内爆炸。 18.2.3 停运磨煤机相关风门不严，使磨煤机内温度高导致自燃。 18.2.4 停磨煤机时入口温度过高，制粉系统停止前未抽尽余粉，分离器出口粉管吹扫不彻底，积 粉自燃。 18.2.5 磨煤机慢传装置和充惰装置故障，不能正常投入。 18.2.6 磨煤机绞龙损坏。 18.3 处理: 18.3.1 运行中磨煤机发生自燃时，立即停止给煤机，停止磨煤机，检查一次风各挡板关闭。否 则，手动干预，断绝风源，加强充惰，投入磨煤机慢传装置，保持磨煤机慢传装置连续运 行，直至磨煤机大罐温度降至自然温度。 409 Q/188-105.01-2004 18.3.2 运行中若磨煤机两侧分离器内或两侧分离器出口粉管发生自燃时，立即停止给煤机，停止 磨煤机，一次风各挡板关闭。否则，手动干预，断绝风源，加强充惰，投入磨煤机慢传装 置，保持磨煤机慢传装置连续运行，直至磨煤机大罐温度降至自然温度。 18.3.3 运行中若磨煤机、分离器着火，磨煤机充惰装置经采取措施不能投用时，投入消防水灭 火。 19. 蒸汽参数异常 19.1 现象: 19.1.1 主、再热蒸汽温度高或低声光报警。 19.1.2 在LCD上汽温显示报警。 19.1.3 主、再热蒸汽压力、温度等过高或过低。 19.1.4 参数超限出现报警。 19.1.5 机组负荷发生变化。 19.1.6 主机轴向位移、胀差等有变化。 19.2 原因 19.2.1 压力、温度控制系统故障，或减温水调整不当。 19.2.2 机组突然甩负荷。 19.2.3 高加突然解列。 19.2.4 蒸汽系统安全阀突开。 19.2.5 机组负荷增、减速度太快。 19.3处理: 19.3.1 正常运行时，炉侧主、再热蒸汽温度允许在536,546?范围内变化 19.3.2 炉侧主、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。 炉侧主、再热蒸汽温度达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。 19.3.3 炉侧主、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。 19.3.4 主、再热蒸汽温度超过566?时，立即打闸停机。 19.3.5 额定蒸汽压力条件下，炉侧主、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?。 410 Q/188-105.01-2004 19.3.6 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。 19.3.7 高加保护动作解列，应及时调整机组负荷。 19.3.8 汽温低至保护动作值时保护不动作，应手动停机。 20. 汽轮机水冲击 20.1 现象 20.1.1 汽机大量进水或进低温蒸汽，白色湿蒸汽从有关阀门盖、汽机轴封、汽缸结合面等处冒 出。 20.1.2 主蒸汽或再热蒸汽温度急剧下降。 20.1.3 汽轮机内部或主、再热蒸汽管及抽汽管、旁路系统蒸汽管内有水击声并发生振动。 20.1.4 差胀、轴向位移有明显变化或转子轴向串动，推力瓦温度及回油温度升高。 20.1.5 汽机上下缸温差增大。 20.1.6 机组振动增加，严重时发生强烈振动。水冲击是汽机的恶性事故之一，以上现象不一定 同时出现，处理时应慎重。 20.2 原因 20.2.1 机组汽温控制系统故障或失调，造成主、再热蒸汽温度急剧下降，饱和度不够。 20.2.2 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。 20.2.3 汽包水位控制不当或给水泵工作失常，造成汽包满水。 20.2.4 自动调节失灵或设备故障使高低压加热器、除氧器满水，汽机防进水保护拒动或抽汽逆 止门关闭不严。 20.2.5 高旁减温水控制不当或减温水隔离阀、控制阀不严。 20.2.6 机组启动、停止或低负荷时，汽机本体或各有关蒸汽管道疏水不畅或疏水管道堵塞。 20.2.7 轴封系统疏水不良，积水或疏水进入汽轮机。 20.2.8 机组负荷突变或，使低温蒸汽进入汽轮机。 20.2.9 机组启停或锅炉打水压时配合不好、措施不力。 20.3 处理 20.3.1 确认水冲击时，必须迅速破坏真空紧急停机。 20.3.2 汽机水冲击时，应尽快切断有关汽、水源，加强主、再热汽管、本体抽汽管道、轴封汽 母管等有关系统的疏水。 20.3.3 如因加热器、除氧器满水引起，应立即隔离故障加热器或开启除氧器事故放水，同时加 强抽汽管道疏水。 411 Q/188-105.01-2004 20.3.4 高旁减温水控制不当或隔离阀、控制阀不严，应切到“手动”位置，调整减温水或手动 关严减温水隔离阀，停机处理。 20.3.5 调整汽包水位和主、再热汽温正常。 20.4 汽机水冲击事故处理的特别注意事项 20.4.1 停机过程中，应严密监视推力瓦温度及回油温度、轴向位移、上下缸温差、各汽缸缸 胀、机组的振动情况等。 20.4.2 必须准确记录惰走时间、大轴弯曲值，仔细倾听机内声音，以确定机组是否可以重新启 动。 20.4.3 若惰走时间明显缩短，轴向位移、推力瓦温度、振动、大轴弯曲值超限或机内有异常声 音，应及时汇报有关领导，以决定是否揭缸检查。 20.4.4 投盘车时，要特别注意盘车电流是否异常增大、晃动，严禁强行盘车。 20.4.5 汽机水冲击紧急停机后，必须连续盘车24小时以上，偏心度、汽缸温差等控制参数正常 后方可重新启动。 21. 循环水泵故障 21.1 循环水泵常见故障 21.1.1 电机绕组温度高。 21.1.2 电机上、下轴承、推力轴承及导轴瓦温度高。 21.1.3 电机电流晃动或突然上升、下降。 21.1.4 循环水泵组振动大。 21.1.5 电机上轴承室油位突然上升或下降。 21.1.6 冷却水压力低或冷却水流量低报警。 21.1.7 循环水泵出口压力不足、流量低。 21.1.8 循环水泵出口蝶阀控制油站故障，控制油压力低、漏油、油泵故障等。 21.2 循环水泵常见故障处理 21.2.1 电机轴承油位降低时，应检查放油门是否关严，油管路是否有泄漏，并及时补油。 21.2.2 电机轴承油位升高时，或从循环泵电机轴承甩油时,应检查油质是否乳化或是否有白色泡 沫 ，从而判断冷却器是否泄露油中进水，进水严重时立即停泵处理。 21.2.3 当电机轴承温度、推力瓦温度升高时，应检查轴承油位是否正常，油质是否良好，轴承是 否有异音，并检查冷却水压力、流量是否正常,冷却水滤网差压是否太大。 21.2.4 泵组振动异常增大时应检查电机电流，倾听泵内声音，若出口压力、循泵电流晃动大，应 检查循泵吸水井水位是否过低，入口滤网是否堵塞。若循泵电机电流增大，母管压力降 412 Q/188-105.01-2004 低，应检查循泵出口碟阀是否全开或关闭，并检查循环水泵入口水室水流是否存在紊乱情 况，若发现出口蝶阀没有全开则重新开启，开不起来，联系检修处理。 21.2.5 循泵电机绕组温度高时，应检查通风道有无堵塞,电机冷却风扇是否运转正常,循环泵电源 电压是否正常。 21.2.6 当吸水井水位低时，应检查水塔水位是否正常，系统是否漏水，冷却塔出口滤网是否堵塞 严重。 21.2.7 循环泵坑水位高时，及时启动排污泵，并查出来水源，严防淹没碟阀控制部分。 21.2.8 循环水泵出口蝶阀控制油压力低时检查油泵是否运行正常，检查蓄能器放油门是否误开， 或油站漏油则尽快补油。 22. 闭式冷却水及除盐冷却水系统故障 22.1 常见故障 22.1.1 闭式水箱水位低或水位高溢流。 22.1.2 凝结水补充水箱水位低或水位高溢流。 22.1.3 闭式冷却水压力低。 22.1.4 除盐冷却水压力低。 22.1.5 闭式冷却水泵或除盐冷却水泵振动大、声音异常、电机温度高、电机电流异常。 22.1.6 除盐水水质变差。 22.1.7 闭式冷却水温度高。 22.1.8 闭式冷却水系统或除盐冷却水系统管道泄漏。 22.1.9 闭式冷却水或除盐冷却水中断。 22.2 闭式冷却水系统常见故障处理 22.2.1 闭式水箱水位低可能造成闭式冷却水压力低造成备用闭式冷却水泵联启。 22.2.2 闭式水箱水位低可能是补水浮球阀卡涩、补水压力低或闭式水处漏造成，应活动浮球阀或 提高补水压力来处理。 22.2.3 闭式水箱水位高应检查补水浮球阀运行是否正常，检查闭式冷却水用户是否返水进入闭式 水系统。 22.2.4 闭式冷却水压力低检查闭式水泵运行是否正常，检查闭式冷却水系统至化学汽水取样门 (#2机至凝汽器回水门、#2机除盐冷却水至闭式水系统门)是否误开。 22.2.5 闭式冷却水温度高检查冷却冷却器冷却水源是否正常，冷却器换热效果差，必要时投入 化学生水泵来备用冷却水源;闭式冷却水温度高也可能是闭式冷却水用户故障高温水返 回至闭式水系统，这种异常同时伴随差闭式水箱水位高溢流。 22.2.6 闭式水中断可能是闭式水泵同时故障或闭式冷却水系统缺水没有即时发现。 413 Q/188-105.01-2004 22.2.7 闭式水泵异常如造成闭式水压力不足应立即切换至备用泵运行，两台闭式水泵全部故障 则立即启动除氧器上水泵切换至开式水系统运行。 22.3 除盐冷却水系统常见故障处理 22.3.1 如除盐冷却水故障,应立即启动备用除盐冷却水泵,保证除盐冷却水的正常供给 22.3.2 如凝结水补充水箱水位正常可首先启动凝结水补充水泵和除氧器上水泵,检查关闭除氧器 上水泵至除氧器门,向凝汽器补水和向除盐冷却水用户供水，保证凝汽器水位和冷却水量 22.3.3 除盐冷却水母管压力波动幅度较大，并伴有电机电流晃动，应检查除盐水箱水位是否正 常 22.3.4 除盐冷却水母管压力下降，应检查除盐冷却水泵工作情况，凝结水补充水箱水位是否过 低，系统放水门是否关闭严密。若泵出力不足或出口压力低于0.4MPa，应确认备用泵自 启动，否则手动启动。 22.3.5 一般是除盐冷却水箱水位太低或泵内进空气所致，若系水箱水位太低，应及时补至正 常;若是泵内进空气，则应打开有关放气门进行放气，严重汽化时应立即切换至备用泵 运行,保证各除盐冷却水用户的冷却水量正常。 22.3.6 除盐冷却水泵振动大，应检查泵是否发生汽化，泵组轴承及泵内是否有异音，发生上述 异常应立即切换至备用泵运行。 22.3.7 电机电流显示增大，应实测是否真大，电流大可能为两相运行或轴承损坏，应切换至备 用泵运行，联系检修处理。 22.3.8 除盐冷却水水质变差有可能是化学除盐水水源污染所致，应进行换水，同时联系化学检 查除盐水制水系统运行是否正常工作。 23. EH油系统故障 23.1 常见故障 23.1.1 油压晃动。 23.1.2 油压下降。 23.1.3 油箱油位降低。 23.1.4 油管道泄漏。 23.1.5 油温异常。 23.1.6 油质不合格。 23.2 EH油压晃动处理 23.2.1 应立即检查运行油泵工作情况，过压阀是否动作，检查备用油泵出口逆止阀工作情况。 必要时联系检修处理。 414 Q/188-105.01-2004 23.2.2 油箱油位是否正常，必要时补油。 23.2.3 打开有关放气阀,放气后关闭。 23.2.4 油泵工作不正常应切换油泵。 23.2.5 联系热工检查信号是否正常。 23.3 油压下降 23.3.1 油压下降现象 23.3.1.1 LCD及就地表计指示油压下降。 23.3.1.2 LCD及报警盘报警。 23.3.2 油压下降原因。 23.3.2.1 油箱油位低。 23.3.2.2 油系统泄漏。 23.3.2.3 油泵故障。 23.3.2.4 滤网堵塞或过压阀动作所致。 23.3.2.5 备用泵出口逆止门不严。 23.3.2.6 蓄能器故障。 23.3.3 处理 23.3.3.1 如果运行油泵工作不正常应切换至备用油泵运行。 23.3.3.2 发现油系统泄漏，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。 23.3.3.3 若为运行泵滤网差压高或过压阀动作，应隔离处理，并启动备用泵，停止运行泵。 23.3.3.4 检查确认抗燃油压力下降?9.2MPa时，联启备用油泵。 23.3.3.5 当油压下降到?7.8MPa时，汽轮机跳闸。 23.3.3.6 若蓄能器故障应将其隔离并联系维护。 23.4 油箱油位下降 23.4.1 油箱油位下降到-100mm时，发出报警，必须及时补油。 23.4.2 油位降低一般为油管路漏油或冷油器泄漏引起，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。 23.5 油温异常 23.5.1 应检查循环泵的投停情况。 23.5.2 就地检查冷却水、调阀工作情况，冷油器的投入情况。 23.5.3 若油温低于18?时运行油泵掉闸。 23.5.4 若油温低于35?时投入加热器。 415 Q/188-105.01-2004 23.6 油质不合格 23.6.1 应联系检查系统各滤网，必要时更换。 23.6.2 检查油再生装置工作情况，再生剂是否失效。 23.6.3 将油再生装置投入连续运行。 23.6.4 补充的新油是否不合格。 24. 主机润滑油系统故障 24.1 常见故障 24.1.1 润滑油压力下降。 24.1.2 润滑油温异常升高。 24.1.3 主油箱油位下降。 24.1.4 润滑油品质不合格。 24.1.5 油管道泄漏，油箱油位低。 24.2 润滑油压力下降 24.2.1 现象 1)各就地表计、CRT显示润滑油压力下降。 2)各轴承温度及回油温度可能会升高或报警。 3)润滑油压?0.115MPa，或主油泵出口油压?1.205MPa，报警，同时EOP自启动。 24.2.2 原因及处理 24.2.2.1 主油泵或油涡轮泵工作失常，应启动TOP，主油泵工作严重失常，应故障停机。 24.2.2.2 润滑油供油管路泄漏，应设法堵漏并联系检修处理，严密监视主油箱油位，必要时应 进行补油。 24.2.2.3 润滑油压降至0.115MPa，EOP自启动，若润滑油压继续降至0.07MPa，应紧急停机。 24.2.2.4 TOP、EOP出口逆止门不严，汇报值长，联系检修处理。 24.2.2.5 安全阀误动时，应调整至正常。 24.2.2.6 润滑油压下降时，应立即检查各轴承乌金及回油温度，回油窥视窗的油流情况。 24.2.2.7 轴承温度高，按本规程有关规定处理。 24.2.2.8 发现轴承断油应紧急停机。 24.2.2.9 润滑油压降低时，应注意密封油真空箱油位。 24.3 润滑油温高 24.3.1 现象 416 Q/188-105.01-2004 24.3.1.1 冷油器出口温度高。 24.3.1.2 各轴承温度及其回油温度高或报警。 24.3.1.3 机组轴承及轴振动增大。 24.3.2 原因及处理 24.3.2.1 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。 24.3.2.2 冷油器脏污，切换到备用冷油器运行，同时联系检修处理。 24.3.2.3 润滑油温自动调节失灵，应切换到手动调节。 24.3.2.4 主油箱电加热器误投，应立即停止电加热器工作。 24.3.2.5 将冷油器切换至二台冷油器并列运行方式。 24.3.2.6 启动冷油器冷却水泵投入备用冷却水源。 24.3.2.7 机组振动大、轴承工作异常、轴封漏汽大均会导致油温升高。确定不同原因相应处理。 24.4 主油箱油位下降的原因及处理 24.4.1 润滑油管路破裂而跑油，设法隔离堵漏并联系检修处理，同时及时补油。油管路破裂严 重，分别情况进行减负荷停机或紧急停机。停机时应确保惰走所需油量。 24.4.2 密封油系统故障跑油，按密封油系统故障处理部分规定进行处理。 24.4.3 轴封供汽压力高而使油中进水，在保证凝汽器真空的情况下，适当调整轴封压力。 24.4.4 冷油器泄漏。应切换至备用冷油器，隔离处理。 24.4.5 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。 24.4.6 主油箱油位缓慢下降到-100mm，应及时补油，若补油无效机组润滑油压力无法正常维持 时则紧急停机。 24.5 润滑油品质不合格的原因及处理 24.5.1 新机组或检修后，因油系统清理不彻底致使机械杂质或水带入。应加强油净化或换油。 24.5.2 运行中，冷却水压高于润滑油压而冷油器又泄漏时致使油中含水量增加。此时应切换冷油 器运行，同时加强油净化。 24.5.3 轴封供汽压力高而使油中含水量增多。此时应在不影响凝器真空的前提下，适当调低轴封 供汽压力和调高轴加负压。 24.5.4 油系统中有过热点，油质老化，应加强滤油或换油，消除过热点。 24.5.5 检查主油箱滤网是否完好。 25. 密封油系统故障 25.1 常见故障 25.1.1 密封油压低，油-氢差压低。 417 Q/188-105.01-2004 25.1.2 密封油泵故障、真空泵故障。 25.1.3 密封油差压调节器故障。 25.1.4 密封油中断。 25.1.5 密封油系统着火。 25.1.6 真空箱及、膨胀扩大箱、浮子阀箱油位异常。 25.1.7 浮子阀故障。 25.1.8 密封油进入发电机。 25.2.9 氢纯度低。 25.2 故障处理 25.2.1 主密封油泵跳闸或密封油母管压力低至0.68MPa时，发出报警，延时3,5秒，备用密封油 泵应自启动，否则手动开启。若密封油压继续降低，延时5,8秒，直流密封油泵自启动。 检查运行的主密封油泵及有关设备有无异常，必要时应切换为备用主密封油泵运行，待密 封油压正常后，停直流密封油泵。 25.2.2 当密封油滤网差压大应切换滤网，并联系维护清洗。 25.2.3 密封油差压调节阀自动调节不正常，使油氢差压不能维持正常时，可用调节阀旁路进行调 整，旁路门的开度应根据氢油差压而定，同时联系检修处理。 25.2.4 当事故油泵投入时氢气的纯度下降，应开启扩大槽上部的排汽阀进行排污，补进高纯度的 氢气。 25.2.5 事故密封油泵投入运行，在12小时内主密封油泵不能投入运行，则应关闭真空油箱补油门 和真空泵进油门，停止再循环油泵和真空泵，将真空油箱退出运行。 25.2.6 真空油箱的浮球阀故障，多为浮球阀卡涩不能自动调整引起，经活动无效后，则也应将真 空油箱退出运行。 25.2.7 如果真空泵故障，则应监视氢气的纯度，必要是进行补氢置换，并要维持真空油箱油位， 否则改用事故油泵，退出真空油箱运行。 25.2.8 当启动油泵后密封油压仍不能维持时应降低负荷，保证氢油差压。 25.2.9 当各密封油泵均发生故障时，应将氢压降低至0.05MPa以下，改用第三路油源供油，经 补排氢保证机内氢气纯度。 25.2.10 如果扩大槽油位太高，则应立即将浮子阀退出运行改用旁路门回油，注意氢压的变化， 防止发电机进油。 25.2.11 发电机密封油源中断，应紧急停机并排氢。 25.2.12 密封油系统着火，严重威胁机组或人身安全，应紧急停机并进行灭火、排氢。 25.2.13 膨胀箱油位高时，应用浮子阀箱旁路门进行调整，并联系检修用橡皮锤对浮子阀箱进行 振打。此时应注意油水观察窗内是否有油并及时排放。如备用密封油泵联动，应待系统 418 Q/188-105.01-2004 正常，油压稳定后停用。操作中要确保密封油压正常，否则，一旦发现发电机大量漏 氢，应切断励磁紧急停机。 26. 汽机叶片断落 26.1 现象 26.1.1 汽缸内有金属撞击声。 26.1.2 机组剧烈振动。 26.1.3 轴向位移、差胀异常变化，推力瓦温度及回油温度升高。 26.1.4 抽汽压力发生不正常变化。 26.1.5 若为低压缸叶片断裂，断叶进入凝汽器打破铜管，将使凝结水导电度、硬度等增加，热井 水位异常升高。 26.1.6 发生断裂的叶片前后汽轮机监视段压力发生变化。 26.2 处理 26.2.1 确认叶片断裂，机组剧烈振动，应紧急停机。 26.2.2 机组正常运行中如发现监视段压力有明显的变化，则应立即分析查找原因，如同时有负荷 下降，推力瓦温度升高，轴向位移大等现象则应立即申请停机处理。 26.2.3 如因末级叶片断，使凝结水硬度增大，并且无振动增大现象则应降负荷进行半面凝汽器查 漏，如水质起过标准则应停机处理，注意蒸汽品质 26.2.4 凝汽器水位升高，应通过#5低加出口门前放水维持正常水位。 26.3 防止汽机叶片断裂，运行中应注意: 26.3.1 保持机组在许可周波范围内运行。 26.3.2 保持机组蒸汽参数正常。 26.3.3 保证加热器、除氧器运行正常，有关疏水畅通。 26.3.4 保持机组正常出力，严禁超限运行。 26.3.5 加强汽水品质监督，防止叶片结垢腐蚀。 27. 主机轴向位移异常 27.1 现象 27.1.1 LCD及记录仪显示轴向位移超限。 27.1.2 就地推力轴承磨损探测器油压表指示增大。 27.1.3 推力轴承及其回油温度异常升高。机组可能振动增大。 419 Q/188-105.01-2004 27.1.4 达保护动作定值时汽机跳闸。 27.2 原因 27.2.1 机组过负荷。 27.2.2 机组参数、负荷、蒸汽流量突变。 27.2.3 同一负荷，蒸汽参数偏低，或抽汽工况突变。 27.2.4 汽机发生水冲击。 27.2.5 推力瓦磨损。 27.2.6 机组加热器故障解除。 27.2.7 叶片结垢严重。 27.2.8 叶片断裂。 27.2.9 凝器真空低。 27.2.10 机组轴向振动异常。 27.2.11 高、低旁误开，或高、中压调节门误关。 27.2.12 汽封磨损严重。 27.3 处理 27.3.1 运行中发现轴向位移异常时，应立即检查推力瓦温度是否升高，机内是否有异音，润滑 油压、油温是否正常，机组振动是否正常。 27.3.2 检查主蒸汽和再热蒸汽参数、凝汽器真空是否正常等。 27.3.3 若为上述参数异常引起，应调整各参数至正常。 27.3.4 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。 27.3.5 当机组轴向位移?+0.6mm或?-1.05mm时应发出报警信号，立即减负荷，使轴向位移恢 复正常。 27.3.6 如因高低旁误开或高中压调门误关，则应在保证机组负荷稳定的情况下，检查阀门无故 障应立即恢复。 27.3.6 若为叶片断裂或汽机水冲击引起，立即紧急停机。 27.3.5 轴向位移上升到极限值而保护不动作时，应紧急停机。 28. 汽机轴承温度高 28.1 现象 28.1.1 LCD显示轴承温度高或报警。 28.1.2 就地轴承回油温度计指示高。 28.1.3 机组振动可能增大。 420 Q/188-105.01-2004 28.2 原因 28.2.1 润滑油温高或润滑油压低或油质不合格。 28.2.2 冷油器冷却水系统故障。 28.2.3 轴承进油管堵塞，使进油量少或断油，以及回油不畅。 28.2.4 轴封漏汽大。 28.2.5 轴承损坏。 28.2.6 轴承间隙、紧力装配不好过大或过小。 28.2.7 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会升高。 28.2.8 轴承动静磨擦或轴承过载。 28.2.9 顶轴油压低，强行盘车。 28.2.10 联锁保护动作不正常，造成低油压运行。 28.3 处理 28.3.1 运行中如发现轴承温度高时，应检查油系统的油压、油温、油质及油泵等是否运行正 常，对润滑油系统进行加强监视。 28.3.2 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、机组振动大 等引起，应检查冷却器和主油泵的工作状态，调整油温至正常。 28.3.3 同一轴承温度LCD显示和就地回油温度是否均升高，检查轴承回油窥视窗油流情况，就 地仔细倾听轴承内部声音，达规定时紧停。 28.3.4 若轴封漏汽量大，应在保证凝汽器真空的前提下，适当降低轴封汽压力。 28.3.5 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。 28.3.6 调节润滑油温、润滑油压至正常值。 28.3.7 推力轴承过负荷引起温度升高时，应调整机组负荷。 28.3.8 任一轴承温度高达报警值时，机组应降负荷运行。任一支持轴承温度?115?，超过2秒 时机组保护动作停机，否则手动停机。 29. 机组负荷晃动 29.1 原因 29.1.1 系统冲击、振荡。 29.1.2 发电机失步。 29.1.3 控制 回路故障。 29.1.4 EHG油压波动。 421 Q/188-105.01-2004 29.2 处理 29.2.1 根据LCD显示，有关仪表指示、外部象征，迅速查明原因。 29.2.2 若系统发生振荡，应迅速按值长的命令执行相关操作。 29.2.3 发电机失步，应降低发电机有功，手动增加励磁。 29.2.4 若由于电网周波变化引起机组负荷突变，应严格控制机组出力，不得超出力运行。 30. 机组甩负荷 30.1 现象 30.1.1 机组负荷突降，就地声音突变，轴向位移变化。 30.1.2 蒸汽压力升高，锅炉安全阀可能动作。 30.1.3 机组转速升高，机组振动增大。 30.1.4 各段抽汽压力下降。 30.1.5 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。 30.1.6 发生“RUN BACK”工况时，锅炉侧有相关联锁动作。 30.2 原因 30.2.1 电力系统发生故障，送电线路跳闸。 30.2.2 机组保护动作。 30.2.3 调速系统故障，调门误关，或主要辅机跳闸。 30.3 处理 30.3.1 密切监视主、再汽参数的变化，锅炉尽可能维持正常参数。 30.3.2 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。 30.3.3 若为调速系统故障，运行中无法处理应停机处理。 30.3.4 检查汽泵运行情况及给水自动调节情况，若给水自动调节不能满足锅炉需要时，解除主 给水及小机自动，注意给水泵最小流量阀动作情况。 30.3.5 注意厂用电运行情况;注意凝汽器真空及低压缸排汽温度。监视调整好凝汽器、除氧 器、加热器水位;维持辅汽母管压力正常。 30.3.6 注意除氧器压力和轴封供汽情况。 30.3.7 如果是机组保护误动，应立即汇报值长并迅速执行值长命令。 31. 凝汽器真空下降 422 Q/188-105.01-2004 31.1 现象 31.1.1 LCD、就地各凝汽器真空指示下降。 31.1.2 排汽温度升高，凝结水温度升高。 31.1.3 机组在同一负荷下，蒸汽流量增加，调节级压力升高。 31.1.4 真空降至80.6KPa或排汽温度上升至47?发出报警。 31.1.5 汽轮机振动增大、轴向位移发生变化。 31.2 原因 31.2.1 循环水泵工作失常或跳闸，循泵出口碟阀开度减小或全关，凝汽器循环水进、出水阀被误 关等致使循环水量减少或中断。 31.2.2 凝汽器铜管脏污。 31.2.3 真空泵工作不正常或跳闸。 31.2.4 真空破坏阀误开或未关严，真空系统管道和其它设备系统损坏或泄漏，真空系统阀门水封 失去。 31.2.5 轴封供汽压力明显降低，轴加水位低及负压异常。 31.2.6 凝汽器热井水位过高。 31.2.7 小机轴封压力低或排汽真空部分故障漏真空。 31.2.8 大小机低压缸防爆门损坏或破裂。 31.2.9 接入机组高位疏水管道的疏水门误开。 31.2.10 机组低压缸轴承排污管在凝汽器内部分损坏。 31.2.11 机组真空系统阀门、人孔门、排污门不严漏真空。 31.3 处理 31.3.1 确认机组真空下降，立即启动备用真空泵运行，必要时降低机组负荷，维持凝汽器真空正 常，立即查找原因。 31.3.2 发现凝汽器真空下降，应迅速核对CRT与就地各真空表指示，对比排汽温度上升情况，确 认真空下降。 31.3.3 对循环水系统进行下列检查: 31.3.3.1 循环水压力是否正常，若压力低检查循环水系统是否泄漏和堵塞，凝汽器循环水进口门 是否误关。 31.3.3.2 检查循环水泵入口水室水位是否正常，若冷却塔水位低应及时补水，如冷却塔出口滤网 堵塞及时进行清洗。 31.3.3.3 检查循环水温度是否升高。 31.3.3.4 若凝汽器进水压力增大，出口水温升高，则管系脏污，此时应对凝器进行清洗。 31.3.3.5 检查循环水泵运行是否正常，否则启动备用泵。 423 Q/188-105.01-2004 31.3.3.6 检查冷却塔入口旁路门、再循环门是否不严或误开造成循环水温度异常升高。 31.3.4 对真空系统进行下列检查并做相应的隔离处理: 31.3.4.1 真空泵工作是否正常。 31.3.4.2 真空系统是否有泄漏点。 31.3.4.3 检查真空系统管道及低加连续放气管道是否损坏。 31.3.4.4 真空破坏门是否严密关闭，真空破坏门水封是否正常。 31.3.4.5 轴封供汽压力是否正常，检查轴封溢流阀自动定值是否正常、辅汽供轴封压力自动定值 是否正常;轴封溢流阀及溢流旁路阀是否正常;轴封回汽管U型管水封是否正常，轴加 风机故障或轴加负压低，可启动备用风机;检查轴加水位是否太低。 31.3.4.6 检查小机轴封系统及排汽系统是否正常，必要时可启动电泵，停小机，关闭排汽蝶阀。 31.3.5 检查凝泵密封水是否正常，盘根是否漏空。 31.3.6 检查凝汽器水位是否过高。 31.3.7 检查真空系统管道、阀门、人孔门、排污门是否漏真空。 31.3.8 检查机组高位疏水管是否漏真空，必要时对其进行充压。 31.3.9 当凝汽器真空下降至83KPa时启动备用真空泵运行，如凝汽器真空继续下降，应开始减负 荷。当机组真空降至79KPa时从600MW开始减负荷，真空每下降1KPa减负荷50MW，真空降 至66KPa减负荷至零。 31.3.10 真空下降过程中，应密切注意低压缸排汽温度，当排汽温度升高到47?时，低缸喷水开始 投入。到80?，喷水阀全开，继续上升到107?时，跳机保护动作停机。 31.3.11 机组凝汽器真空下降只要低压缸排汽温度小于52?时，允许长期满负荷运行。在不高于 80?时，允许在低负荷运行，低压缸最高允许排汽温度为107?。 31.3.12 汽轮机排汽压力在小于11.8KPa时允许满负荷运行，但必须注意低压缸排汽温度的变化。 31.3.13 汽轮机凝汽器真空下低真空时运行时任何工况下都必须注意汽轮机调节级压力、各抽汽段 压力、主蒸汽流量、排汽缸温度低于规定值，否则降负荷运行。 31.3.14 汽轮机真空下降低真空运行时带负荷能力要兼顾排汽缸温度、真空、监视段压力及主汽流 量、负荷之间的关系，任一超过规定值都必须即时进行调整，确保设备安全。主汽流量小 于1760t/h时，调节级压力必须小于11.62MPa，各抽汽压力小于设计值。低真空运行时任 何时候主汽流量都必须保证小于1900t/h、调节级压力小于13.42MPa,调节级压力一般控制 在12.8MPa以内，否则必须降负荷。 32. 机组振动大 32.1 现象 32.1.1 机组声音异常，或有报警。 32.1.2 TSI各轴承振动指示大，就地实测也大。 424 Q/188-105.01-2004 32.1.2 轴承手感振动明显。 32.1.3 各轴承温度会有所升高。 32.2 原因 32.2.1 润滑油压、油温异常或油膜振荡。 32.2.2 机组动静磨擦，大轴弯曲。 32.2.3 机组滑销系统卡涩造成膨胀不均。 32.2.4 运行参数、工况剧变，使轴向推力异常变化。 32.2.5 机组暖机不充分，缸体膨胀不畅或疏水不良。 32.2.6 断叶片或汽机内部机械零件损坏，脱落。 32.2.7 轴承工作不正常轴承座松动或轴承损坏。 32.2.8 机组中心不正或联轴器松动。 32.2.9 汽机进冷汽、冷水或水冲击。 32.2.10 开停机中，机组转速在临界转速区内。 32.2.11 真空下降引起汽机轴中心线偏移或末级叶片振动。 32.2.12 发电机方面的原因造成的机组振动，如非全相运行、风叶损坏、磁场不平衡。 32.3 处理 32.3.1 机组振动异常增大至保护动作值时汽机应跳闸，否则手动停机。 32.3.2 检查润滑油压、油温是否正常，轴承金属温度及回油温是否正常，不正常则应进行调整。 32.3.3 若为水冲击造成振动，应隔绝冷汽、冷水源，加强本体疏水。 32.3.4 检查汽轮机上下汽缸温差，如温差大应开疏进行消除。 32.3.5 若由于发电机引起的振动，应降低机组负荷进行观察处理。 32.3.6 机组振动如无明显的原因，则联系值长调整负荷，观察振动情况。 32.3.7 任一轴承振动?0.05mm时发出的报警信号，任一轴承振动?0.08mm时停机。机组轴振动 正常为?0.076mm,报警值为?0.125mm,当轴振动?0.2mm时跳闸，机组过临界转速时? 0.15mm. 33. 辅机故障 33.1 发生下列情况之一时，应紧急停止转动设备运行 33.1.1 设备发生强烈振动，动静磨擦。 33.1.2 清楚地听到设备内部有金属磨擦声。 33.1.3 电机冒烟、着火。 33.1.4 轴承断油或冒烟。 425 Q/188-105.01-2004 33.1.5 发生危及设备及人身安全运行的其它故障。 33.2 下列情况下，应先启动备用辅机，然后停故障设备 33.2.1 设备异音。 33.2.2 电机电流异常增大，绝缘有焦糊味或电机线圈温度超限。 33.2.3 电机发生两相运行。 33.2.4 运行泵发生汽化。 33.2.5 轴承温度超限。 33.2.6 大型电机风冷系统故障。 33.2.7 盘根发热、冒烟或大量漏油、漏水调整无效。 33.2.8 发生威胁辅机安全运行的其它情况。 33.3 电机在启动时，发生下述异常应立即停止 33.3.1 启动后电流长时间不回返。 33.3.2 开关合上后，电机不转且发出嗡嗡声。 33.3.3 电机内出现火花或冒烟。 33.3.4 设备出现异常振动，连接管道、法兰等处严重泄漏。 33.4 辅机振动大 33.4.1 现象 33.4.1.1 就地测量、远方指示振动值均大，相应辅机振动高可能出现报警，有振动保护的达动 作值时辅机跳闸。 33.4.1.2 就地倾听一般有异音，轴承温度可能升高。 33.4.1.3 吸、送风机因喘振或水泵因汽化造成振动大时，就地有较大异音。 33.4.2 原因 33.4.2.1 联轴器对中不合要求或联轴器损坏。 33.4.2.2 转子中心不正。 33.4.2.3 轴承安装间隙过大或轴承损坏。 33.4.2.4 地脚螺丝松动或机械连接部分松动。 33.4.2.5 风机喘振或水泵汽化。 33.4.3 处理 33.4.3.1 转子中心不正的要重新找正。 33.4.3.2 检查轴承是否损坏;地脚螺丝或机械连接部分松动的要紧固。 33.4.3.3 发生喘振或汽化时要立即进行有效调整。 33.4.3.4 对无振动保护的设备，振动异常增大达限值时应停运。 426 Q/188-105.01-2004 33.4.3.5 辅机振动超过下表数值既应视为振动大: 额定转速(rpm) 7600 3000 1500 1000 ,750 振动值(双振幅um) 40 50 85 100 120 34. 汽泵反转 34.1 象征 34.1.1 小机转速降至零后又回升，就地检查转子转动，泵内有不正常声音。“泵倒转”光字牌 报警。 34.1.2 汽泵出口压力低，入口压力高。 34.1.3 轴承振动大。 34.1.4 轴向位移反方向增大。 34.1.5 前置泵出口压力高。 34.1.6 除氧器压力、水位上升。 34.2 处理 34.2.1 发现汽泵反转后，立即关闭汽泵出口电动门，若发现该汽泵出口电动门卡涩或失电应立 即手动关闭。 34.2.2 停运运行小机和电泵，关闭其出口电动门。 34.2.3 关闭反转汽泵中间抽头门和增压级出口门，将汽泵最小流量阀强制打开。 34.2.4 反转汽泵前置泵入口电动门不能关闭。 34.2.5 关闭省煤器入口主给水电动门，关闭高加出口电动门，截断锅炉上水。 34.2.6 要注意小机润滑油系统运行正常。 35. 厂区水源地供水中断 35.1 发现水源地来水中断后，应立即汇报有关领导，全面检查厂区2000立方米蓄水池水位。 35.2 立即通知值长,联系水源地值班人员 35.3 立即通知值班员,关闭水塔排污,减少杂用水量,检查化学用水是否正常, 同时应严密监视凉 水塔水位 35.4 如水源地来水供工业冷却水门外汉在开启位置,则应检查关闭水源地供水管线供水工工业用 水门,防止工业冷却水倒流,检查工业冷却水量是否正常 35.5 检查水源地升压泵运行状况,检查水源地蓄水池水位,检查水源地深井潜水泵运行状况,检查 供水管线的工作状况 427 Q/188-105.01-2004 35.6 如水源地供厂区供水管线故障,则应立即切换至备用供水管线供水 35.7 如运行泵跳闸备用泵未联启应关闭供水母管手动门,启动备用泵,检查备用泵运行正常,缓慢 开启供水母管家手动门,恢复向厂区供水 35.8 如水源地蓄水池水位太低则应立即启动备用深井潜水泵向蓄水池补水 35.9 如运行中的深井潜水泵故障,引起蓄水池水位低断水则应立即启动多台备用深井潜水泵,停 止故障泵运行 35.10 如水源地工作电源中断,备用电源未自投,则应立即检查水源地配电室有无故障点,如无故 障点则应立即恢复用备用电源供电,启动水源地供水设备深井潜水泵,升压泵 35.11 如运行中的供水管线故障,则应立即切换为备用的供水管线供水 35.12 水源地供水不能很快恢复时必要时采取相应措施如停一台循泵，减负荷直至停机等。 36. 周波不正常 36.1 低周波运行对于低压缸末两级叶片有共振断裂的危险，应尽可能避免低周波运行。 36.2 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。 36.3 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。 36.4 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。 37. 电动机故障 37.1 电动机紧急停运条件 37.1.1 危及人身安全时。 37.1.2 电动机所带机械设备损坏无法运行时。 37.1.3 电动机内部发生撞击，出现明显的摩擦声，定、转子相互摩擦时。 37.1.4 发生危及电动机安全运行的水淹、火灾时。 37.1.5 发生强烈振动及危险程度严重时。 37.1.6 电动机转速急剧下降时，电流增大或到零时。 37.1.7 电动机各部温度急剧上升，超过允许值且继续上升。 37.1.8 电动机的电缆引线严重过热或漏油。 37.1.9 大型密封冷却电机冷却水系统发生故障。 37.1.10 电动机及其所属的设备冒烟着火。 37.2 电动机请示停运条件 37.2.1 发生下列情况，对于重要的厂用电动机，可先启动备用设备，然后再停运: 37.2.2 电动机有不正常的声音或烧焦的气味。 428 Q/188-105.01-2004 37.2.3 各部温度出现不正常的升高。 37.2.4 定子电流超过正常运行值。 37.3电动机运行中自动跳闸 37.3.1 跳闸原因: 37.3.1.1 内部故障，保护跳闸。 37.3.1.2 动力电缆或电动机线圈短路、断线、接地。 37.3.1.3 所带机械卡死或过负荷。 37.3.1.4 电压降低。 37.3.1.5 保护误动或人员误动。 37.3.1.6 开关机构不良。 37.3.2 处理: 37.3.2.1 启动备用动力。若无备用动力，经检查无问题后可再次启动，确认为保护误动作或人员 误操作时可立即启动。 37.3.2.2 若启动时发生再次跳闸，在未查明原因时不准再次启动，需作检查处理。 37.3.3 检查处理的方法: 37.3.3.1 何种保护动作,是否因过负荷使热偶动作, 37.3.3.2 电动机线圈及电源回路是否有短路、接地、断线现象, 可测量电动机或电源回路绝缘加 以判断。 37.3.3.3 所带机械是否卡死。 37.3.3.4 保险是否熔断。 37.3.3.5 联锁回路是否良好。 37.3.3.6 电源开关和刀闸是否合好，操作机构是否良好。 37.4电动机冒烟着火，有焦臭味 37.4.1 原因: 37.4.1.1 定、转子摩擦相碰。 37.4.1.2 线圈绝缘受潮、污秽老化、相间短路或接地故障引起，鼠笼条开焊或断裂。 37.4.2 处理: 37.4.2.1 立即拉开电动机电源开关。用二氧化碳、干粉灭火器、1211、四氯化碳或雾状喷水灭 火。严禁用大水流、砂子或泡沫灭火。 37.4.2.2 通知检修人员检查。 37.5电动机剧烈振动 37.5.1 原因: 429 Q/188-105.01-2004 37.5.1.1 电动机与所带机械中心不正、大轴弯曲、机械性损坏。 37.5.1.2 机组轴承损坏或平衡块脱落失去平衡。 37.5.1.3 定、转子相互磨擦或风扇脱落。 37.5.1.4 绕线式电动机转子一相开路或鼠笼式电动机鼠笼条开焊断裂。 37.5.1.5 机械部分振动或底脚螺丝松动。 37.5.2 处理: 37.5.2.1 启动备用动力。 37.5.2.2 若无备用动力应降低电动机负荷，看振动是否减轻或消除，否则应联系检修处理或请示 停运。 37.6 电动机运行中温度异常升高，温度超过允许值的检查 37.6.1 电压是否低于规定值，电流是否超过规定值。 37.6.2 检查冷却空气是否过高，冷却系统是否堵塞、 风扇是否损坏。 37.6.3 三相电流是否平衡，有无超过规定值。 37.6.4 机械部分是否有卡涩现象，引起过负荷。 37.7 电动机轴承温度不正常升高的检查与处理 37.7.1 检查轴承是否松动，有无声音和损坏现象。 37.7.2 润滑油量是否充足，油质是否正常，油路是否堵塞造成断油现象。 37.7.3 滚动轴承是否加油过多或缺油。 37.7.4 冷却水是否正常，水路是否堵塞造成断水现象。 37.8 电动机定子电流表发生周期性摆动的处理 37.8.1 原因: 37.8.1.1 绕线式电动机转子线圈内部损坏或鼠笼式电动机转子开焊断裂，端部短路或开路。 37.8.1.2 绕线式电动机短路环或电刷开路，开关接触不良。 37.8.2处理: 37.8.2.1 启动备用动力，停止故障机组运行。 37.8.2.2 若无备用动力，应对故障电机加强监视，并做详细检查。 37.8.2.3 当检查无效且摆动幅度越来越大时，则应停止故障电动机的运行。 37.9电动机启动时不转，有嗡嗡声 37.9.1 电动机启动时不转，有嗡嗡声运行中转速突然下降，值班人员应立即断开电源，启动备用 电机。 37.9.2 检查保险是否一或两相熔断，电缆、引线是否断线，开关、刀闸是否接触良好。 430 Q/188-105.01-2004 37.9.3 检查机械部分是否卡涩。 38. 汽轮机超速 38.1 汽轮机超速的现象 38.1.1 一般情况下机组负荷突然到零，机组发出异常声音。 38.1.2 转速上升到危急保安器动作转速，并继续上升。 38.1.3 调节油压、一次油压迅速上升。 38.1.4 机组振动增大。 38.1.5 汽轮机本体有关参数如:润滑油压、轴向位移、回油温度、推力瓦温度、差胀异常。 38.2 汽轮机超速的原因 38.2.1 汽轮机调速系统故障，机组甩负荷后不能维持空负荷运行。 38.2.2 汽轮机超速保护故障。 38.2.3 发电机解列后高中压自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门等不严、卡涩或关闭不到位。 38.2.4 超速试验操作不当转速飞升太快。 38.3 汽轮机超速的处理 38.3.1 立即破坏真空紧急停机 38.3.2 确认汽轮机、发电机已跳闸，否则立即手动脱扣停机。 38.3.3 同时在LCD和就地检查确认汽机高中压主汽门、调速汽门、抽汽逆止门、高排逆止门是 否关闭严密，将VV阀、BDV阀打开，切断汽轮机进汽。 38.3.4 打开锅炉安全阀，尽快降低主汽、再热汽压力。 38.3.5 转速下降后对机组进行全面的检查，必须查明超速的原因，必须待故障消除并确认设 备正常后，方可重新启动，定速后应对危急保安器进行试验，合格后方可并列运行。 38.4 汽轮机超速的预防 38.4.1 汽轮机超速保护正常投入。 38.4.2 机组连续运行六个月，进行一次喷油试验，每天进行调速汽门的活动试验。 38.4.3 机组启动时应进行主汽门、调速汽门的严密性试验。 38.4.4 汽轮机润滑油和抗燃油和净化装置、再生装置应合理的投入运行，保证油的品质合格。 38.4.5 严格控制汽、水品质指标，保证汽、水品质优良，以防门杆结垢。 38.4.6 运行中经常核对润滑油压、抗燃油压，调汽门、主汽门位置与负荷的对应值，加强对抗 燃油系统、润滑油系统的检查和监视。 431 Q/188-105.01-2004 39. 厂用电系统故障 39.1 6KV母线故障 39.1.1 象征 1)DCS中6KV工作分支开关跳闸，开关闪光; 2)DCS中6KV“工作分支过流”“分支零序”“出口闭锁”“故障录波器动作”光字牌燃亮; 3)故障段表计指示到零。 39.1.2 处理: 1)“快切装置切换完毕”或“后加速”信号发出时，不准用工作电源或备用电源对故障段进行 强送; 2)对故障段进行检查，查明故障点并消除; 3)如无明显的故障点，拉开母线所有开关，测量母线绝缘良好后，将故障段备用电源分支电源 开关对母线充电; 4)依值长令，分送各动力开关。 39.2 低压变跳闸 39.2.1 象征: 1)低压变两侧开关跳闸，绿灯闪光。 2)低压变“速断”“过流”“故障录波器动作”光字牌可能燃亮; 3)跳闸低变表计指示到零。 39.2.2 处理: 1)检查跳闸变压器两侧开关是否跳闸，如未跳开，应手动拉开; 2)应首先检查备用动力联动自启情况，必要时应手动启动备用动力一次; 3)根据保护装置动作情况和变压器跳闸时的象征(如外部短路，变压器过负荷及其它等)确 定变压器是内部故障还是外部故障，如经检查证明故障跳闸不是因为变压器内部故障所引 起，允许经变压器外部检查无异常后将变压器投入运行; 4)若变压器有内部故障的象征时，应进行内部检查，在变压器内部检查和试验合格后，方可 投入运行。 39.3 400V母线故障 39.3.1 象征: 1)400V工作分支开关跳闸，所属低压变高压侧开关跳闸; 2)400V“工作分支过流” “故障录波器动作”光字牌燃亮; 3)故障段表计指示到零。 39.3.2 处理: 432 Q/188-105.01-2004 1)检查备用动力联动自启情况，必要时应手动启动备用动力一次; 2)对故障段进行检查，查明故障点并消除; 3)如无明显的故障点，拉开母线所有开关，测量母线绝缘良好后，用跳闸低压变开关对母 线充电; 4)如果故障点无法消除，检查主变通风、整流柜通风是否正常;如影响浮充机运行，应倒 换直流系统运行方式;倒换专用盘，热力盘运行方式。 5)依值长令，分送各动力开关。 39.4 6KV母线PT保险熔断 39.4.1 象征: 1) 警铃响，6KV“电压回路断线”信号发出， 2) 母线电压指示异常。 3) 有关保护装置的闭锁信号发出 4) 故障录波器动作 39.4.2 处理: 1)判断故障电压互感器和故障相别，并以电流表监视设备运行; 2)停用可能误动的保护及自动装置，处理好后恢复; 3)如系PT一次保险故障，以以下步骤更换: a将快切装置切至“闭锁”位置; b拉开低电压保护直流小开关; c拉开PT二次交流开关; d将PT一次保险拉出柜外; e更换保险; f将PT一次保险推入运行位置; g合上PT二次交流开关; h合上低电压保护直流开关; i将快切装置 “闭锁”消除。 39.5 高备变故障 39.5.1 象征: 1)事故音响发出，故障录波器动作; 2)高备变相应保护动作，信号发出; 3)两台高备变高、低压侧开关跳闸，绿灯亮; 4)备用进线电流表指示到零; 5)LCD上显示报警。 433 Q/188-105.01-2004 39.5.2 处理: 1)到升压站确认5011和5012开关确已断开; 2)拉开5011和5012开关所属刀闸; 3)将6110、6120、6130、6140、6210、6220、6230、6240开关拖至柜外检修位置; 4)解除高备变保护出口压板; 5)对高备变做安全措施，交检修处理。 39.6 汽机400V PC A段母线PT保险熔断 39.6.1 象征: DCS屏上“汽机400V PC A段母线PT断线”信号发出。 母线电压表指示降低。 39.6.2 处理: 1)断开汽机400V PC A段低电压保护直流小开关; 2)断开汽机400V PC A段母线PT二次开关; 3)更换汽机400V PC A段母线PT熔断的一次保险; 4)将汽机400V PC A段母线PT一次保险投入运行; 5)合上汽机400V PC A段母线PT二次开关; 6)合上汽机400V PC A段低电压保护直流小开关。 39.7 主厂房内干式变超温 39.7.1 现象: 1)变压器温控仪温度高报警 2)实测变压器本体温度超过规定值 39.7.2 处理: 1)立即就地对干式变进行检查。检查其温度及气味是否异常，冷却风机是否自启。 2)如因变压器过负荷引起超温，应将本段负荷倒至另一台变压器供。如因变压器内部故障引 起超温，母线倒换正常后，立即停止故障变压器运行，联系检修处理。 3)如变压器超温跳闸，确认变压器两边开关跳闸后，应立即手动合上联络开关，恢复400V母 线供电。 40. 直流系统故障 40.1 集控直流母线电压高或低 象征: 1) 集控室控制屏“直流母线电压不正常”信号发出， 434 Q/188-105.01-2004 2) 直流屏母线“电压高”或“电压低”光字牌燃亮。 处理: 1)检查母线电压值，判断母线绝缘监察装置动作是否正确; 2)调节浮充机的输出电流档位，使母线电压正常; 3)若浮充机故障可倒为主充机运行，复归信号。 40.2 直流系统接地 象征: 1)DCS“直流母线接地”信号发出， 2)直流配电室“直流母线接地”光字牌亮。 处理: 到直流配电室CRT上检查，确定接地支路，记录接地电流，通知检修处理。 40.3蓄电池出口开关跳闸 象征: 控制屏A或B蓄电池出口开关跳闸信号发出。 处理: 1) 检查蓄电池出口开关确已拉开，将两组母线并列运行， 2) 消除故障点，恢复正常运行方式 40.4直流母线电压消失 象征: 1)警铃响，“控制回路断线”“直流充电设备故障”“直流母线电压不正常” “低电压保护 回路断线”信号发出; 2)失压母线电压表指示到零; 3)浮充电流、电压输出到零; 4)失压母线负荷指示灯熄灭。 处理: 1)拉开失压母线上所有刀闸，检查母线; 2)如母线上有明显故障点，应立即切除故障点，恢复各路负荷供电;也可将故障母线上的负荷 切至正常母线; 3)停用故障母线浮充机和蓄电池; 4)查出故障点，交检修处理; 5)如母线无明显故障，应做如下处理: 435 Q/188-105.01-2004 ?开启浮充装置，将失压母线恢复电压; ?试送各路负荷，恢复送电; ?投入蓄电池运行 ?对试送不成的馈线分段试送; 6)未断开故障点，不得试送蓄电池出口开关; 7)直流母线电压消失后，若不能马上恢复，应将有关失去保护或拒跳开关手动打闸。 40.5 蓄电池着火 1)拉开蓄电池出口刀闸; 2)立即调整浮充装置，维持母线电压正常，如维持不住，合上母线联络刀闸; 3)戴上防毒面具，用水、CO或泡沫灭火器灭火; 2 4)通知消防部门。 40.6 厂外用镉镍电池屏充电机故障 1) 拉开充电机电源开关。 2) 退出故障充电模块 3) 合上充电机电源开关，检查指示灯亮。 4) 调节充电电源调节器，使充电电压到110,115%Ue。 41. 发电机故障 41.1 发电机紧急停运条件 1) 发电机内、发电机滑环冒烟着火或发生氢气爆炸; 2) 汽轮机跳闸而发电机主断路器并未跳闸; 3) 危及人身生命安全，不停机不能解救时; 4) 在发电机主断路器外发生长时间的短路，定子电流指示最大、电压剧烈降低时,如果发电机 的保护拒绝动作; 5) 如发现发电机内冷水同一种水路其线棒或出水温差达到14K确认测温元件无误后; 6) 定子绕组进水导电率高达9.9μs,cm时; 7) 发电机保护动作而发电机未跳闸时; 8) 发电机、励磁机轴承超过规定的强烈振动(机组振动达0.25mm); 9) 发电机断水30秒开关未掉闸时; 10) 发电机内冷水出水温度超过85?或定子线棒温度超过90?确认测温元件无误后; 11) 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。 41.2 发电机断水 象征: 436 Q/188-105.01-2004 1)“发电机断水” “故障录波器动作”光字牌燃亮，定子冷却水流量、压力低于规定值; 2)发电机定子铁芯、线圈温度升高，可能报警; 3)主变高压侧出口开关，励磁开关掉闸。 处理: 1)发电机断水信号发出后，若主变高压侧出口开关、励磁开关未掉闸，检查发电机断水自动减 载装置动作情况，若未动作，应手动将有、无功负荷降至50%以下，严密监视发电机温度不 超过允许值; 2)立即检查发电机定子内冷水泵运行是否正常，内冷水系统各阀门开启是否正常，迅速排除故 障。确证冷却水中断，在30秒钟内不能恢复时，应解列停机; 3)若断水跳闸，应迅速查明原因恢复供水，尽快恢复并列。 41.3 发电机定子接地 原因:发电机定子绕组绝缘损坏。 处理:定子接地保护动作应跳闸。如保护拒动或投信号时，确认发电机中性点零序电压或零序电流 有异常增大应立即解列停机并灭磁。 41.4 发电机定子线棒或导水管漏水 现象: 1) 氢气漏气量增大，补氢量增大，氢压可能降低; 2) 内冷水箱压力升高，检测内冷水箱含氢量增大; 3) 发电机下部集水盒集水增多。 处理: 1) 从发电机排污门放出液体，化验水份来源，判断是否内冷水泄漏; 2) 查找内冷水箱氢压升高根源。 3)如果确认发电机定子线棒及导水管漏水属实，则应立即解列停机。 41.5发电机非全相运行 现象: 1)“发电机非全相”信号发出; 2) 发电机三相电流不平衡; 3) 发电机负序电流指示增大; 4) 发电机震动加剧。 原因: 1) 主断路器机构卡涩; 2) 分相操作的主断路器一相或两相储能故障; 437 Q/188-105.01-2004 3) 主断路器一相或两相跳闸线圈均烧损。 处理: 发电机出现非全相运行，非全相及失灵保护应动作，跳开所在母线所有开关解列发电机。如保护 未动，应手动跳所在母线所有开关解列发电机。 41.6 发电机变成电动机运行 象征: 1)“高压主汽门关闭”、“发电机逆功率”信号发出; 2) 有功负荷指示零值以下; 3) 无功负荷指示升高; 4) 定子电流指示偏低; 5) 定子电压和各励磁参数指示正常。 处理: 1) 逆功率保护动作发电机应跳闸; 2) 保护拒动，应将发电机解列灭磁。 41.7 发电机振荡 象征: 1)发电机有、无功参数剧烈摆动变化; 2)定子电流、电压摆动，电流摆动超过正常值，电压周期性的摆动并降低; 3)转子电流、电压在正常值附近摆动; 4)发电机发出鸣音，其节奏与表计摆动合拍; 5)失去同期的机组参数摆动与正常机组相反; 6)强励间歇动作; 7)故障录波器动作。 原因: 1)系统上发生短路; 2)发电机失磁，欠励或非同期并列等。 处理: 1)自动励磁投入时，应降低发电机有功负荷，严禁干扰强励的间歇动作; 2)自动励磁未投入时，应手动增加发电机励磁，减少有功，尽快恢复同步运行; 3)失步动作跳闸时，按发电机停机处理; 4)如果振荡是由于系统引起，应增加发电机励磁电流，维持系统电压，根据调度命令处理。 41.8 发电机失磁 438 Q/188-105.01-2004 象征: 1) 无功指示负值; 2) 有功指示降低且摆动; 3) 定子电流指示升高且摆动; 4) 励磁调节器输出电流等于或接近于零，励磁调节器输出电压周期性摆动; 5) 发电机电压通常降低; 6) 功率因数指示进相; 7)故障录波器动作。 处理: 1) 如”失磁保护动作”事故信号发出而发电机未跳闸，应手动解列，检查厂用电切换情况， 如未切换，应手动切换。 2) 如“失磁”信号发出，首先从失磁的60秒内将发电机负荷降到60,额定负荷，从失磁的90 秒内降到40,的额定负荷，总的失磁异步运行的允许时间不得超过15分钟。 在上述降负荷运行的允许时间内应尽快恢复励磁，调整发电机电压正常。如超过允许时间未 恢复励磁应手动解列发电机。 41.9 发电机过负荷 1)当发电机过负荷报警时，值班人员应减少励磁电流，降低无功负荷，使定子电流到正常值， 但不得使发电机端电压低于19.8KV; 2)如果降低励磁电流不能使定子电流降到正常值时，必须降低发电机的有功负荷。 41.10 发电机三相不平衡电流超过定值 象征: 发电机振动增大，定子三相电流指示不平衡，负序电流监视仪左窗口指示增大，右窗口可能有 指示。 处理: 如果运行中发电机三相不平衡电流超过规定值(I=1399.6A)，应首先检查是否由于变送器或仪用2 互感器回路故障引起。若不是回路问题，应降低定子电流使其不超过规定值，同时严密监视发 电机振动及出风温度变化情况。当发电机振动超过规定值或负序电流A值达到10秒时，应解列 停机。 41.11 发电机进水温度高于定值 当发电机冷却水进水温度高于48?，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。当超过定值时(73?)，应降低发电机出力。 439 Q/188-105.01-2004 41.12 发变组出口开关跳闸 象征: 1)发电机有、无功负荷到零; 2)定子电压、电流到零，调节器输出电压、电流到零; 3)主变高压侧开关、灭磁开关跳闸; 4)有关保护动作、“故障录波器动作” 光字牌燃亮。 处理: 1)检查励磁开关是否跳闸，若未跳手动拉开; 2)检查厂用母线已自投至备用电源，否则手动投入(高厂变中性点零序保护或分支保护动作不 得手动切换厂用电); 3)检查是否由于人员误动而引起，如果确证是由于人员误动所致，则应立即将发电机并入电 网; 4)检查保护动作情况; 5)检查故障录波器动作情况，判断发电机跳闸原因; 6)若是主保护动作，可能是发电机内部故障，应测量定子线圈的绝缘电阻，并对发电机及其有 关的设备和所有在保护区域内的一切电气回路(包括电缆在内)的状况，作详细的外部检 查，查明有无外部征象(如烟火、响声、绝缘烧焦味、放电或烧伤痕迹等)，以判明发电机 有无损坏。此外，应同时对动作的保护装置进行检查，并查问电网上有无故障; 如果检查发电机及其回路的结果未发现故障，则发电机可以升压。升压时如发现有不正常情 况，应立即停机，以便详细检查并消除故障。如升压时并未发现不正常现象，则发电机可并 入电网运行。 7)若是后备保护动作，同时内部故障的保护装置未动作，可能是由于外部故障引起，应迅速切 除故障点，对发电机进行外部检查，无明显的不正常现象，经值长同意后，将发电机并网运 行。 8) 若为一台断路器故障跳闸,经检查无问题后方可并环运行。 41.13 发电机着火 1)发电机灭火规定 发电机应该用二氧化碳灭火。在发电机机房和集控室内，应备有电气设备专用的灭火器。发 电机的灭火工作应在主断路器及厂用断路器跳闸，发电机灭磁后进行。 2)当发电机着火时，值班人员应立即采取下列措施: ?立即停止机组，维持机组惰走运行、内冷水泵继续运行; ?值班人员应使用就地备用的发电机灭火器及时灭火;同时通知消防队救援，并点明具体着 火的设备。不得使用泡沫式灭火器或砂子灭火; 440 Q/188-105.01-2004 启动发电机辅助油泵，顶轴油泵。避免一侧过热而致主轴弯曲，禁止在火熄灭前，将发机完 全停止转动。 3) 立即进行紧急排氢并做好防止氢气爆炸的安全措施 41.14 发电机电压互感器二次电压消失 现象: 1) “PT断线”信号发出; 2) 有功负荷、无功负荷及定子电压指示降低或至零; 3) 定子电流、励磁电压、励磁电流指示正常。 处理: 1) 1PT故障时，应将第一套误动保护自动闭锁;励磁调节器自动切至II通道运行 2) 2PT故障时，应记录故障时间,以计算电量. 3) 3PT故障时，应将第二套误动保护自动闭锁;励磁调节器自动切至I通道运行。 4) 检查确认是否二次小开关跳闸，若一次保险熔断应更换。可将故障PT小车拉出更换一次保 险。 41.15 发电机转子接地 象征: “发电机转子接地报警”信号发出, 发电机转子接地动作”信号发出. 处理: 1) 发电机转子接地动作时,检查发电机解列灭磁,按发电机停机处理。 2) 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。 3) 配合检修人员确定接地点在转子内部或外部。 4) 如为转子外部接地，由检修人员设法消除。 5) 如为转子内部接地，尽快停机。 41.16 发电机升不起电压 1) 检查发电机定子电压表计是否正常，励磁电压以及励磁电流表指示是否正常。 2) 检查发电机灭磁开关是否合闸良好，发电机是否起励，启励电源是否正常。 3) 检查发电机PT二次自动开关接触是否良好，一次保险是否正常。 4) 调节器是否正常，调节器直流电源是否良好。 5) 检查启励电源及励磁变运行是否良好。 6) 检查发电机碳刷接触是否良好。 7) 检查功率柜工作是否正常。 441 Q/188-105.01-2004 41.17 发电机定子线棒间温差高 1) 发电机定子绕组线棒温差达10?，应加强监视并通知热工检查温度指示是否正确，汇报领 导。 2) 一旦温差达14?时，应申请解列停机处理。 41.18 液体检漏器液位高报警 当三个液体检漏器中任一个液位达到报警值时，发出此报警信号，运行人员应检查全部检漏 器，确定是哪一个检漏器报警，判断故障程度进行处理。 1)打开放液阀，检查泄漏的是油还是水。 ?如果泄漏的是水，则靠近汽机端的检测器应先进水; ?如果泄漏的是油则发电机某一端的检测器应先进油; ?如果中间的检测器达到了报警值，则一端的检测器已充满液体。 2)检测器中的液体排净后应立即关闭放液阀。 3)如果泄漏量很小，从排净液体至发报警时间间隔很长(需几天)，则不需采取紧急措施。 4)如果泄漏量较大，排净液体后很快就又报警，则应停机。 5)发生泄露现象时，应适当提高氢压，避免或减少漏水，尽快申请停机。 41.19 氢气温度高 当冷氢温度高于45?时，发出“氢气温度高”报警信号，运行人员应立即检查温度指示值,确定 报警程度进行处理。 1)检查冷却水进水温度，应及时调整，使冷氢温度降至46?以下，必要时通知检修人员协助处 理。采取上述措施氢气温度仍然高时，可降低发电机负荷。 2)氢气冷却器局部故障停运，在发电机满足额定氢压0.414MPa的条件下，按下列原则处理: ? 氢气冷却器有一组退出时，允许带80,额定负荷。 ? 发电机氢气冷却水入口冷却水温度大于33?时必须降低机组负荷运行，最高不超过38?， 冷却水入口温度每升高1?降负荷6.5MW。 41.20 控制电源消失 发变组控制电源消失时，在CRT上或电气后备盘上发出报警信号。应尽快查找故障原因，如 不能很快恢复，应请示值长将失去控制电源的开关手动打闸。 42. 励磁系统故障 一般处理原则 1 运行人员在故障报警发生后，应首先检查报警显示和就地控制盘上报警信号以及模块前面上的 442 Q/188-105.01-2004 其它报警。 2 根据报警显示查找故障原因。 3 按“报警复位”按钮，依然保持的故障此时表现为固定灯光。 4 检查这些故障指示并作出进一步的处理。 42.1励磁变压器超温第二级;位置:FW1-5类别:跳闸 42.1.1可能的原因: a.励磁电流太高 b.变压器冷却太差 c.变压器线圈短路 42.1.2进一步的检查: a.发电机励磁电流是否太高。检查励磁电流限制器的设置。 b.超温第一级报警是否首先响应。 42.2.2.3进一步处理: a.如果跳闸原因为励磁电流太高或变压器冷却效果太差，按“报警复位”按钮，并重新启动机 组。 b.如励磁变故障，应隔离后由检修人员处理。 42.2 励磁变压器过电流第二段;位置:FW1-2;类别:跳闸 42.2.1可能的原因 由于励磁电流过大或励磁回路中出现短路， 励磁过流保护继电器发出“瞬间”或“反时限” 的保护跳闸。在过负荷的情况下，就会由自动紧急切到手动。 42.2.2进一步的检查: a.在自动通道中，过电流限制器没有投入，或是限制器设定值太高。或是励磁电流传感也不 正确。 b.短路情况下，参阅“励磁短路”报警。 42.2.3进一步的处理: a.如果调节器由自动方式紧急切换到手动方式，则复位报警，并调整发电机励磁电流正常。 b.如果调节器运行在“手动通道”以高励磁电流运行，则复位报警并重新启动机组。 c.如调节器运行在自动通道跳闸，则检查励磁限制器的功能 d.进行复位。 e.若因励磁回路短路跳闸，查出故障点，交检修处理。 42.3励磁过电压;位置:FW2-1;类别:跳闸 42.3.1可能的原因: a.同步或异步操作故障。 b.发变组发生短路。 c.在过电压保护继电器的一次侧，励磁回路断开。 443 Q/188-105.01-2004 d.过电压保护误动作。 42.3.2进一步的检查: 发变组保护系统是否显示出“跳闸”或峰值。 42.3.3进一步的处理: 查明原因后复归报警系统，重新启动机组。若为励磁回路短路跳闸，隔离后由检修处理。 42.4励磁短路;位置:FW2-6;类别:跳闸 42.4.1可能的原因: a.励磁回路短路 b.过流继电器的限制值设定得太低。 42.4.2进一步的检查: 过流继电器的LED 灯是否亮。 42.4.3进一步的处理: 查明原因后复归报警系统。 42.5三台功率柜故障;位置:FW2-0;类别:跳闸 42.5.1可能的原因: 参阅“功率柜故障”报警。 42.5.2进一步的检查: 检查故障功率柜报警指示，故障原因。 42.5.3进一步的处理: 查明原因处理后，复归报警系统，重新启动机组。 42.6手动通道方式时手动通道故障;类别:跳闸 42.6.1可能的原因: a.就地通道选择器设在位置?上(?仅用于自动通道)。 b.手动通道失去励磁电流信号(Ie)。 c.手动通道的电源单元故障。 d.门控制单元手动通道故障 e.手动通道熔断器熔断。 42.6.2进一步的处理: a.检查调节器手动通道。 b.检查熔断器是否熔断，如果熔断则更换熔断器。 c.查明原因后复归报警系统，重新启动机组。 42.7启励时间长 位置:FW1-8 类别:跳闸 42.7.1可能的原因: a.在励磁投入后无电流或电流太低。 b.功率柜没有正确地转换励磁电流。 444 Q/188-105.01-2004 c.没有产生足够的发电机电压。 d.启励开关-Q03启励后没有断开。 e.发电机定子接地。 42.7.2进一步的检查: a.启励开关是否仍在合闸状态。 b.启励电源是否正常。 42.7.3进一步的处理: 如果没有发变组保护动作信号，再一次启动励磁，并检查-Q03的动作情况以及励磁电流和发 电机的电压。若启励仍不成功，联系检修处理。 42.8调节器和风扇电源保险丝熔断;位置:FW1-0;类别:跳闸 42.8.1可能的原因: T05或其出、入端短路。 42.8.2进一步的处理: 详细检查-T05的回路。查出原因后更换保险，复归报警系统，重新启动机组。 42. 9转子接地故障;位置:FW1-7;类别:跳闸 42.9.1可能的原因: 转子绕组或励磁回路直接接地。 42.9.2进一步的处理: 详细检查-励磁回路。查出原因后消除故障点，复归报警系统，重新启动机组。 42.10 V/Hz保护动作;位置:FW2-13;类别:跳闸 42.10.1可能的原因: 发电机电压大于设定的V/Hz特性延时动作。 42.10.2进一步的处理: 详细检查设定的V/Hz特性。查出原因后消除故障点，复归报警系统，重新启动机组。 42.11转子过热跳闸;位置:FW1-6类别:跳闸 42.11.1可能的原因: a.励磁电流太高 b.转子绕组温度测点不正确 42.11.2进一步的检查: a.发电机励磁电流是否太高。检查励磁电流限制器的设置。 b.超温第一级报警是否首先响应。 42.11.3进一步处理: a.如果跳闸原因为励磁电流太高按“报警复位”按钮，并重新启动机组。 b.如温度测点故障，应隔离后由检修人员处理正常后开机。 42.12励磁瞬时过流;位置:FW1-1类别:跳闸 445 Q/188-105.01-2004 42.12.1可能的原因: a.外部故障 b.调节器故障 c.励磁系统内部短路 42.12.2进一步的检查: a.发电机励磁系统是否有明显故障点。 b.是否有熔断器熔断。 c.整流桥输出连接是否正常 d.是否有负荷大幅波动 42.12.3进一步处理: a.如果跳闸原因为励磁电流太高且发电机励磁系统无明显故障点，按“报警复位”按钮，并重 新启动机组。 b.如调节器故障，应隔离后由检修人员处理。 42.13 EGC跳闸;位置:FW2-15类别:跳闸 42.13.1可能的原因: 当EGC处于后备状态时: 电流限制器未将电流限制在安全限值内，后备过流继电器动作，EGC发光二极管I> t< 表示 反时限过流动作，I》 t《表示过流速断动作。 当EGC处于工作状态时: 某台整流桥发生桥臂短路或桥臂不导通;整流桥输出侧存在短路。 42.13.2进一步处理: a.如果跳闸原因为励磁电流太高且发电机励磁系统无明显故障点，按“报警复位”按钮，并重 新启动机组。 b.如调节器故障，应隔离后由检修人员处理。 42.14励磁变过热报警;位置:AW1-2;类别:报警 42.14.1可能的原因: a.变压器长期处于过载状态。 b.变压器冷却系统是否正常，周围环境温度是否过高。 c.温度测点是否准确。 d.检查从温度继电器UNS0006到PTC的接线是否断线 42.14.2进一步的处理: a.降低变压器负荷，改善变压器冷却条件。 b.测量温度测点的准确性。 42.15转子过热报警;位置:AW1-3;类别:报警 42.15.1可能的原因: 446 Q/188-105.01-2004 a.转子长期处于过载状态。 b.转子冷却系统是否正常。 c.温度计算值是否准确。 d.检查传感器是否异常 42.15.2进一步的处理: a.降低励磁电流，改善转子冷却条件。 b.计算温度是否与实际对应。 c.如传感器异常，联系厂家处理。 42.16反时限过流1段;位置:AW1-5;类别:报警 42.16.1可能的原因: a.励磁系统故障。 b.控制或测量部分出现故障。 c.励磁电流限制器动作不正常。 42.16.2进一步的处理: a.检查已切换到备用通道。 b.对测量和控制部分检查。 c.检查励磁电流限制器和监视器的参数设置。 42.17:辅助交流电源消失;位置:AW2-8;类别:报警 控制电子的两路冗余24V电源中的一路消失，此时系统仍处于运行状态，由备用电供电， 必须立即处理。 进一步处理: a.稳压电源G05的绿指示灯是否亮 b.开关Q05是否闭合。 c.熔丝F15是否熔断。 d.检查稳压电源G05端子输入电压。 42.18辅助系统退出;位置:AW1-4;类别:报警 可能的原因: 某路辅助电源的小型断路器断开 进一步处理: a.检查ER柜中的所有小开关 b.检查回路接线。 42.19励磁开关外部跳闸;位置:AW2-10;类别:报警 可能的原因: 发变组保护装置经励磁系统输入端子跳磁场开关。 磁场开关自身跳闸。 447 Q/188-105.01-2004 进一步处理: a.检查跳闸指令是否来自于发变组保护装置。 b.磁场开关是否由于自动过流跳闸，过流整定值是否正确。 c.是否人为直接在开关上人为操作分闸。 d.是否励磁开关辅助接点造成跳闸。 42.20外部闭锁启励;位置:AW2-13;类别:报警 可能的原因: 某个柜门未关。 整流桥风机电源消失，可能是F15熔丝熔断或实验开关S15断开。 直流辅助电源消失，可能是开关Q15在分闸位置。 转子接地保护继电器电源消失。 进一步处理: a.检查上述条件是否存在。 b.如仍存在上述报警，检查该报警回路的接线。 42.21转子接地故障;位置:AW1-12;类别:报警 42.21.1可能的原因: a.励磁系统或转子绕组绝缘不好。 42.21.2进一步的处理: a.系统仍可继续运行，但应尽快排除故障。 b.停机时用摇表逐步检查转子绕组到励磁变副边绕组的绝缘。 c.检查励磁电流限制器和监视器的参数设置。 42.22整流桥过热报警;位置:AW4-1;类别:报警 42.22.1可能的原因: a.冷却系统故障。 b.环境温度过高。 c.本整流桥过流。 42.22.2进一步的处理: a.检查冷却系统，进风口滤网需清洗或风量受到某种因素限制。 b.环境温度过高时，应采取临时冷却，无效时减小励磁电流。 42.23可控硅熔断器熔断;位置:AW4-3;类别:报警 42.23.1可能的原因: a.内部短路。 b.直流输出端短路。 c.本整流桥过流。 42.23.2进一步的处理: 448 Q/188-105.01-2004 a.检查并更换故障可控硅。 b.检查并更换熔断熔丝。 c.起机时检查整流桥的均流控制。 43. 变压器故障 43.1 发生下列情况之一时，应请示停用变压器 1) 套管发生裂纹有放电现象; 2) 变压器上部落物危及安全，不停电无法消除者; 3) 变压器严重漏油无法制止; 4) 负荷、周围环境温度及冷却条件无明显变化，变压器温度不正常升高但未超过最高允许值; 5) 变压器油突然变色或定期化验不合格; 6) 声音异常，但无放电声; 7) 各引线端子松动、发热、变色时; 8) 变压器所有主保护退出运行时。 43.2 发生下列情况之一时，应手动紧急停用(若有运用中的备用变压器，应尽可能先 将其投入运行) 1) 变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声; 2) 变压器套管有严重的破损和放电现象; 3) 变压器冒烟着火; 4) 变压器严重漏油或喷油，使油面低于油位计的指示限度; 5) 变压器在正常负荷及冷却条件下，变压器温度超过允许值并不断上升，且经检查证明温度计 指示正确; 6) 变压器引线端子熔化; 7) 干式变压器内绕组有放电声并有异臭; 8) 发生人身触电不停电无法解救时; 9)油色变化过甚，油内出现碳质等; 10)发现危及变压器安全的故障，变压器的有关保护装置拒动时; 11)变压器附近设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时。 12) 变压器绕组或油温达到跳闸值时. 43.3 变压器油位不正常的处理: 1)变压器油位比当时油温应有的油位显著下降时，应查明原因，并通知检修加油，加油时将重 瓦斯保护改投信号; 449 Q/188-105.01-2004 2)大量漏油使变压器油位下降，此时禁止将重瓦斯改投信号。如无法消除，从变压器油位计 (或瓦斯继电器中)看不到油位时，应立即将变压器停运。 43.4 变压器油温升高并超过允许值的处理: 造成温度异常升高的原因有: 1)分接开关接触不良。 2)线圈匝间短路。 3)内部各接头发热。 4)铁芯硅钢片间存在短路或涡流不正常现象。 5)冷却器工作异常等情况。 处理: 1)核对温度表指示是否正常; 2)检查变压器的负荷、周围环境温度及冷却装置的运行情况，并与同等条件下的正常的变压器 温度相比较。若变压器温度升高的原因是由于冷却装置故障，在运行中无法处理时，应将变 压器停运处理;若不能立即停运处理，应调整变压器的负荷使温度不超过允许值。 3)在正常负荷和冷却条件下，变压器油温较同样负荷及冷却条件下高出10?或负荷不变、温度 不断上升，则认为变压器内部已有故障，应立即倒备变或降低负荷，并取油样分析，温度不 断上升且超过规定值时，应立即将变压器停运。 43.5 差动保护动作的处理 1) 检查保护范围内所有电气设备有无短路、闪络及损坏痕迹。 2) 检查变压器是否喷油，油温油色是否正常。 3) 断开变压器各侧刀闸，测量其绝缘电阻，并通知检修测量其直流电阻，确定变压器内部是 否故障。 4) 经以上检查及试验未发现异常，应对差动保护直流回路进行检查，如系差动保护误动，应 迅速查明原因，消除后将变压器投入运行。如属保护缺陷暂时无法消除，经值长同意后可 以解除差动保护，将变压器投入运行，但瓦斯保护必须投跳闸。 43.6 轻瓦斯保护动作原因及处理 动作原因: 1)在滤油、加油过程中，空气进入变压器内部。 2)温度下降使油位过低。 3)变压器内部故障分解出少量气体。 4)瓦斯保护二次回路故障。 5)变压器漏油。 450 Q/188-105.01-2004 处理: 1)汇报值长，检查变压器油位、油温是否正常，是否漏油。 2)检查变压器是否有放电声和异常声音。 3)检查瓦斯继电器内部是否有气体，若有气体应取气样和油样做色谱分析，同时观察气体颜色 及气量，取样时应按“安规”要求执行。 4)若收集到的气体是无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，应将空气放出并准确记录信 号动作时间，变压器可继续运行。如信号动作间隔时间逐次缩短，有备用变时，可倒至备用 变运行。无备用变时应请示总工，依值长令将重瓦斯保护改投信号。 5)若收集到的气体是可燃气体，色谱分析结果其含量超过正常值，则是变压器内部故障，应将 变压器停止运行。 6)若动作原因是轻瓦斯保护误动，应汇报值长停用轻瓦斯保护。 7)重瓦斯保护投至信号位置而出现“重瓦斯动作”信号，同时发现变压器电流不正常，应立即 停止变压器运行。 43.7 重瓦斯保护动作的原因和处理 动作原因: 1) 变压器内部故障。 2) 保护二次回路或人员误动。 重瓦斯保护动作跳闸的处理: 1)记录变压器动作跳闸时的电压、电流波动情况; 2)对变压器进行外部检查，检查上层油温、油位是否正常，防爆筒是否喷油;联系检修检查瓦 斯继电器中积聚的气体量，是否可燃，并做必要的电气试验; 3)经检查分析确认变压器无异常时应对瓦斯保护回路进行检查，确系瓦斯保护误动作，在差动 保护投入情况下，应将重瓦斯保护投信号，汇报值长，按值长命令对变压器试送。瓦斯保护 经保护检查无异常后方可投入运行; 4)重瓦斯保护动作跳闸时，伴随线路保护动作，经变压器外部检查无异常，收集到的气体是无 色、无味、不可燃的气体，试送变压器时必须将重瓦斯保护投掉闸; 5)如确认瓦斯保护本身故障，瓦斯继电器有缺陷或二次回路绝缘不良等，在差动保护投入的情 况下，应解除瓦斯保护并汇报值长; 6)重瓦斯保护动作跳闸时，在未查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。 7)在确认是人员误碰引起保护误动时，应立即将变压器投入运行。 43.8 变压器着火 1)断开变压器各侧开关和刀闸，厂用变可先倒至备用变运行; 2)停用冷却装置; 451 Q/188-105.01-2004 3)若为变压器油溢出顶盖着火时，应打开变压器底部放油门，使油位低于着火处;若是变压器 内部故障引起着火时，则不能放油，以防止变压器发生爆炸; 4)及时通知消防部门，使用四氯化碳，二氧化碳或干粉灭火器灭火。 5)带有灭火装置的变压器着火时，在确认变压器各侧电源隔离后，可使用灭火装置灭火。 43.9 变压器冷却器电源消失 1)准确记录冷却装置停运时间。 2)迅速查明原因，尽快恢复冷却装置运行。 3)降低变压器负荷至规定值，监视变压器油温不得超过规定值。 4)如电源未能恢复，且变压器上层油温已达到规定值或冷却器全停的持续时间已达规定值， 应停止变压器运行。 43.10 变压器自动跳闸的处理: 1)高厂变自动跳闸时，值班人员立即检查厂用电切换情况，如果厂用电切换装置未动作，在检 查6KV母线无故障的情况下,应手动切换一次，切换不成，不得再切; 2)根据保护装置动作情况和变压器跳闸时的象征(如外部短路，变压器过负荷及其它等)确定 变压器是内部故障还是外部故障，如经检查证明故障跳闸不是因为变压器内部故障所引起， 允许经变压器外部检查无异常后将变压器投入运行; 3)若变压器有内部故障的象征时，应进行内部检查，在变压器内部检查和试验合格后，方可投 入运行。 4)主变压器故障跳闸后,应立即停止油泵运行。 44. 配电装置故障 44.1 SF开关、空气开关异常运行及事故处理: 6 44.1.1 断路器拒绝合闸的处理: 原因: 1)控制电源电压低; 2)控制或合闸保险熔断或接触不良; 3)合闸接触器卡住，接触器线圈或开关合闸线圈烧毁; 4)铁芯卡涩或机构失灵; 5)控制开关和辅助接点接触不良; 6)“远方”“就地”方式选择开关位置是否正确; 7)SF气体压力降至闭锁压力; 6 8)真空开关未储能。 处理: 1)检查操作、合闸保险是否良好，回路有无断线，调整操作合闸电源电压; 452 Q/188-105.01-2004 2)控制开关、同期开关接点是否接触良好; 3)鉴定同期合闸时，同期回路是否正常，是否因同期闭锁引起; 4)拉开开关两侧刀闸，手按接触器合闸，以区别故障在操作回路还是在合闸回路，然后分别处 理; 5)厂用开关是否因热工接点或电气闭锁接点闭锁引起; 6)若不能消除时，应区别原因，联系检修处理。 7)检查真空开关是否储能 44.1.2 断路器拒绝跳闸时的检查: 1)检查控制电源小开关是否断开，是否合好，回路有无断线; 2)开关辅助接点是否良好，机构是否损坏、卡住; 3)SF气体压力降至闭锁压力; 6 4)跳闸继电器、跳闸线圈是否断线、烧坏、卡涩或接触不良; 44.1.3 断路器拒绝跳闸无法消除时的处理: 1)500KV系统应及时联系中调申请越级断开电源或采取其它可行办法。 2)6KV或400V开关应立即手动打闸。如手动打不掉，应汇报单元长，拉开上一级开关。 3)凡拒绝跳闸的断路器在未处理之前，严禁重新投入运行。 4)断路器拒绝跳合闸，如属于设备或本身异常情况，应通知检修进行处理。 44.1.4 断路器在运行中发生下列现象时，应申请立即停运处理 1)不停电不能解救的人身或设备事故; 2)开关引线严重放电或熔化; 3)套管有严重的破损和放电现象; 4)SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号; 5)真空开关发出真空破坏的丝丝声; 6)液压机构突然失压到零; 7)冒烟着火或受灾害威胁者，上述情况可根据灾情取下操作保险，用上一级开关切断负荷电流 或用备用开关并联后，断开受威胁开关 44.1.5 发生下列情况之一时，应申请停电处理: 1)联接部分松动引起过热和变色; 2)套管裂纹; 3)二次设备故障影响开关正常运行; 4)开关SF气体泄漏无法处理时。 6 453 Q/188-105.01-2004 44.1.6 SF气体压力降低报警 6 1)当“SF气体压力降低报警”信号发出后，应立即到就地核对SF气体压力是否低于66 0.62MPa，并汇报有关领导; 2)当SF气体压力降低至补气信号发出时，应立即汇报并通知检修人员;如泄漏严重无法恢复6 至正常压力时，应在压力低于闭锁跳闸之前申请停电处理。 3)如压力降至闭锁操作值，按7项处理。 44.1.7 SF气体压力降低至闭锁值 6 1)“SF气体压力降低闭锁操作”信号发出后，应立即到就地核对SF气体压力是否低于0.60 66 MPa，在确认SF气体压力低报警正确后，汇报值长，开关不准分、合闸; 6 2)断开开关的操作电源，并在开关的控制把手上悬挂“禁止合闸，有人工作”的标示牌; 3)将SF气体泄漏开关操作机构锁住; 6 4)申请调度越级停电处理。 注意:SF开关发生意外爆炸或严重漏气时，值班人员接近设备要慎重，尽量选择从“上风”接6 近设备，必要时要戴防毒面具。 44.2 母线与刀闸 44.2.1 母线与刀闸发热 象征: 1)导体涂漆变色，示温片熔化; 2)室外设备在雾雨天或下雪后熔化冒气; 3)测量温度超过规定值。 处理: 1)加装临时冷却装置; 2)根据发热情况改变负荷分配或运行方式; 3)加强对发热点的监视，注意变化情况; 4)经上述处理无效时，应停电处理。 44.2.2 电动拉合刀闸不灵 原因: 1)电机电源是否正常，电源保险是否熔断或接触不良，热偶是否动作; 2)开关或刀闸的辅助接点接触是否良好，限位接点及各闭锁回路接点是否良好，位置是否正 确; 454 Q/188-105.01-2004 3)操作机构失灵; 4)操作回路断线。 处理: 1)检查机构是否良好，位置是否正确; 2)刀闸辅助接点、闭锁回路接点、控制回路是否良好; 3)短时间不能消除缺陷，将缺陷记入缺陷单。 44.2.3 刀闸带负荷拉合闸的处理: 1)发生带负荷或带地线合刀闸时，不允许将已合上的刀闸再拉开，只有用开关断开其回路后， 才允许将误合的刀闸再拉开。 2)发生带负荷拉刀闸时，不允许将已拉上的刀闸再合上，只有用开关断开其回路后，才允许将 误拉的刀闸再合上。 44.3 电压互感器和电流互感器 44.3.1 电压互感器二次电压消失的象征及处理 象征: 1)“电压回路断线”信号发出。 2)相应的电压表指示到零，电度表不转。 3)相应的有功表，无功表指示降低或到零。 4)有关保护装置的闭锁信号发出。 5)故障录波器动作。 处理: 1)判断故障电压互感器和故障相别，并以电流表监视设备运行; 2)停用可能误动的保护及自动装置，处理好后恢复; 3)对异常PT二次回路进行检查，有无短路、松动、断线现象，二次小开关是否跳闸;若PT二 次保险熔断，应立即更换，若再次熔断应查明原因;若二次小开关跳闸，可试送一次，不成 功，应查明原因并通知检修处理; 4)6KV或400V母线PT二次保险熔断，不能立即恢复时，停用备用电源自投开关。应断开母线 低电压保护直流小开关。 5)若高压保险熔断，应停电测量绝缘，交检修处理。 44.3.2 电压互感器本体故障时的处理: 象征: 1)本体有过热现象。 2)内部有放电声和不正常的噪音。 455 Q/188-105.01-2004 3)二次开关跳闸或保险送不上。 4)二次电压可能升高或降低，接地信号可能发出。 处理: 1)立即汇报值长，申请停电处理。 2)停用故障电压互感器，只能用开关来完成，应申请倒闸操作。 3)若电压互感器着火，应立即断开电源，用干式灭火器或砂子灭火。 44.3.3 电流互感器二次回路开路的处理: 象征: 1)电流互感器本体发出嗡嗡声音。 2)开路处发生火花放电。 3)相应的电流表，有无功表指示到零。 4)相应的保护CT二次回路断线信号发出。 处理: 1)立即汇报，停用有关保护，通知继电保护人员。 2)根据象征对电流互感器二次回路进行检查，寻找开路处。检查时，应做好防触电措施。 3)若开路处很明显时，立即穿绝缘靴，带绝缘手套，对开路处进行连通或在开路前端子处 短接。 4)当判断电流互感器二次端子处开路，如不能进行短接处理，应立即申请中调停电处理。 5)短路后本体仍有嗡嗡声，说明内部开路，应申请停电处理。 6)凡检查电流互感器回路的工作，必须注意安全，使用合格的绝缘工具。 7)若二次开路引起火灾，应先切断电源，后用灭火器灭火，防止火灾蔓延。 44.3.4 互感器着火的处理: 1)设法用开关切断电源， 2)确认停电后迅速用干粉或四氯化碳灭火器灭火。 3)立即采取防止火灾蔓延措施。 44.4 电缆 1 电缆着火的处理: 1)立即切断电源，封闭防火门和关闭着火开关室的门窗; 2)使用四氧化碳、二氧化碳、干粉灭火器或用砂子灭火，禁止使用泡沫和水灭火; 3)进入电缆沟灭火人员，应带防毒面具，戴绝缘手套，穿绝缘靴; 4)灭火时，禁止用手触及或移动电缆; 5)做好防止火灾蔓延工作。 456 Q/188-105.01-2004 45. 发电机冷却系统故障 45.1 氢冷系统故障 45.1.1 发电机冒烟、着火或爆炸，应紧急停机并排氢。 45.1.2 发电机运行时，机内氢气纯度低至95,，应进行排补氢。排污时应确认排污口附近无动火 工作。操作应缓慢，以防产生静电引起爆炸起火。 45.1.3 氢温异常，应检查氢气冷却器工作情况，若氢温自动调整失灵，用旁路阀手动调整温度并 通知检修处理。 45.1.4 氢气冷却器一台故障停运，机组负荷减至80,，严密监视发电机定子铁芯及线圈温度。 45.1.5 氢气纯度仪故障时，应立即通知检修处理并联系化学每四小时取样分析氢气纯度一次，直 到氢气纯度仪修复并能正常投用为止。 45.1.6 发电机内氢压下降或发生漏氢时，应立即查明原因，并设法消除。漏氢量大和氢压下降的 原因及处理: a 密封油中断。紧急停机并紧急排氢。 b 密封油压低，无法维持正常油氢差压。设法将其调整至正常或增开备用泵，若密封油压 无法提高，则降低氢压运行。氢压下降时按氢压与负荷对应曲线控制负荷。 c 管子破裂、阀门法兰、发电机各测量引线处泄漏等引起漏氢。在不影响机组正常运行的 前提下设法处理，不能处理时停机处理。 d 发电机密封瓦或出线套管损坏，应迅速汇报值长，停机处理。 e 误操作或排氢阀未关严，立即纠正误操作，关严排氢阀，同时补氢至正常氢压。 f 怀疑发电机定子线圈或氢冷器泄漏时， 应立即报告值长，必要时停机处理。 g 氢气泄漏到厂房内，应立即开启有关区域门窗，启动屋顶风机，加强通风换气，禁止 一切动火工作。 45.2 水冷系统故障 45.2.1 定子冷却水压力低，检查运行泵工作情况，切泵处理。 45.2.2 水箱水位低，应补水至正常水位。 45.2.3 系统管道、阀门、水冷器、法兰等泄漏，应设法隔离并联系检修处理。 45.2.4 若系统放水门被误开，关闭误开门。 45.2.5 发电机断水，按发电机断水处理。 46. 火灾 46.1 运行人员发现在管辖范围内发生火灾时，应做到: 46.1.1 不得擅离岗位或惊恐乱跑。 46.1.2 加强机组运行维护，按规程规定处理事故。 457 Q/188-105.01-2004 46.1.3 迅速执行上级岗位的正确命令。 46.2 发生火灾时的处理 46.2.1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。 46.2.2 电气设备发生火灾时，首先切断电源，然后使用灭火器加以灭火，电气设备附近发生火灾 威胁设备安全时，也应停止设备运行，并切断电源。 46.2.3 火灾尚未威胁机组运行时，应设法不使火势蔓延，搬开火灾现场周围易燃物品，尽快将火 扑灭。 46.2.4 加强运行监视，做好停机准备。 46.2.5 当火灾严重威胁机组安全时，应立即紧急停机。 46.2.6 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。 46.2.7 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。 46.2.8 发电机或氢冷系统发生火灾，应紧急停机，同时向发电机内充CO进行排H灭火，水冷系统22 保持运行。 46.3 灭火方法，使用器材及注意事项: 46.3.1 未浸油类的杂物着火时，可用水、泡沫灭火器、沙子等灭火。 46.3.2 浸有油类的杂物着火时，应用泡沫灭火器、沙子等灭火。 46.3.3 油箱和其它容器内的油着火时，可用泡沫灭火器、CO、CCL、1211灭火器灭火。必要时可24 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。 46.3.4 带电设备着火，应在切断电源后用CO、CCL、1211、干粉灭火器灭火，不准用泡沫灭火器24 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。 46.3.5 带电设备着火，如不能立即切断电源可用CO、CCL灭火器灭火，禁止使用其它非绝缘性的24 灭火器材。 46.3.6 蒸汽管道或其它高温部件着火，不准用CO灭火器灭火，用水也须慎重，以防热应力损坏设2 备。 46.3.7 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。 46.3.8 氢气系统着火，主要用CO、1211灭火器灭火。 2 47. DCS故障 47.1 DCS全部操作员站出现故障 47.1.1 现象 458 Q/188-105.01-2004 a、所有上位机“黑屏”或死机。 b、鼠标或键盘操作画面不动。 c、DCS画面上各参数、报警显示等不变化。 47.1.2 原因 a、DCS电源故障 b、DCS信号接口断路。 c、DCS控制内部软件错误。 d、DCS内部硬件故障。 47.1.3 处理 a、若DCS故障，锅炉灭火，则按灭火处理。 b、若锅炉未灭火，若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行，则 转用后备操作方式运行，同时排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即停机、 停炉。若无可靠的后备操作监视手段，也应停机、停炉。 c、以就地水位电视、火焰电视、汽包水位表、炉膛负压和主、再热汽压力、温度及其它监 视仪表，监视汽包水位、炉膛负压、温度、压力及锅炉燃烧情况。 d、保持机组负荷稳定，当汽压不稳定时，适当进行手动负荷调节，维持压力正常。 e、立即联系热工检查处理。 f、若锅炉燃烧工况不能控制，参数出现异常，DCS故障不能及时排除，则应立即停炉。 g、锅炉停炉后，就地手动或电动关闭各油、风、烟阀门或档板，停止紧急停炉必须停止的 转动设备。 47.2 部分操作员站故障 47.2.1 当部分操作员站出现故障时，应用可用操作员站继续监视机组运行情况。 47.2.2 停止重大操作。 47.2.3 联系热工迅速处理故障。 47.2.4 若故障无法排除，则应根据当时运行情况酌情处理。 47.3当系统中的控制器或相应电源故障时，应采取以下对策: 47.3.1 辅机控制器或相应电源故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障，若条件不 允许，则应将该辅机退出运行。 47.3.2 调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理系统故 障，并根据处理情况采取相应措施。 47.3.3 涉及到炉保护的控制器故障时，应立即更换或修复控制器膜件，涉及到炉保护电源故障时 则应采取遣送措施，此时应做好防止控制器初始化的措施。若恢复失败，则应紧急停炉。 459 Q/188-105.01-2004 48. 仪用气失去 48.1 现象 48.1.1 仪用气压力下降，LCD仪用气压力低报警。 48.1.2 气动调节门调节失灵，有关水位、温度无法自动调整。 48.1.3 气动调节门、风门、挡板位置发生变化，或全开，或全关。 48.1.4 运行的油枪退出运行。 48.1.5 主汽压力失控。 48.2 原因 48.2.1 运行空压机跳闸，备用空压机未投入，或运行空压机带负荷不够。 48.2.2 厂用气管道破裂或严重泄漏，气压维持不住。 48.2.3 人员误操作，误关总气源门。 48.2.4 压缩空气系统安全阀动作后卡涩不回座。 48.3 处理 48.3.1 立即联系除灰值班员提高空压机的出力，启动备用空压机，对压缩空气系统全面检查、查 明原因，尽快恢复。 48.3.2 全面检查系统有无严重泄漏点，有则设法隔离。 48.3.3 气压恢复前，就地手动调整一些重要调门或旁路手动门，保证除氧器、凝汽器水位、主机 润滑油温等重要参数正常。 48.3.4 对其它一些气动阀门、风门、挡板等，能做手动调整的可做相应手动处理。 48.3.5 严密监视机组运行工况，当无法维持机组运行时，紧急停炉、停机。 48.3.6 停炉、停机后应检查下列气动阀门、风门、挡板开关位置。 48.3.6.1 20个磨煤机BSOD关闭。 48.3.6.2 5个磨煤机PASOD关闭。 48.3.6.3 12个油枪退出且电磁阀关闭。 48.3.6.4 燃油跳闸阀、燃油再循环阀关闭。 48.3.6.5 三台高加正常、危急疏水阀开启。 48.3.6.6 四台低加正常、危急疏水阀开启。 48.3.6.7 凝结水循环门开启。 48.3.6.8 高旁前疏水阀、BDV阀前疏水阀、中压主汽前疏水阀、低旁前后疏水阀、高排逆止门前后 疏水阀、给水泵汽轮机高压主汽阀前疏水阀、给水泵汽轮机低压主汽阀前后疏水阀开 启。 460 Q/188-105.01-2004 48.3.6.9 一段、二段、三段抽汽电动阀后疏水阀、四段抽汽电动阀前后疏水阀、五段抽汽电动阀 后疏水阀、五段抽汽至辅汽管道疏水阀开启。 48.3.6.10 各段抽汽逆止门关闭。 49. 防止汽轮机跑油化瓦的反事故措施 49.1 正常运行时，主油箱油位保持在0,50mm，小机油箱油位保持在正常油位。 49.2 定期对主油箱油位进行实测并与油位指示进行对比并且要校对就地与CRT上油位指示一致。 49.3 小机油箱油位报警试验正常。 49.4 油净化装置故障报警信号试验正常。装置投运期间应经常巡视，发现装置故障跑油，应立即隔 离并注意主油箱油位，降低时立即补油至正常油位。 49.5 主油箱及小机油箱滤油与油净化装置的投运不得同时进行，滤油前应将油净化装置可靠隔离。 49.6 主油箱与小机油箱同油净化装置连接滤油不得同时进行。 49.7 主机及小机油箱的事故放油门、放水门应关闭严密，并加链上锁。 349.8 室外100m储油箱内应存有一定量合格的透平油，净油泵、污油泵应达到良好备用状态，以保 证主油箱及小机油箱能及时补油。 49.9 正常运行中，发现油箱油位下降应立即检查。如油管路泄漏，设法进行隔离或堵漏，注意油箱 油位的变化，必要时进行补油。 49.10 检查冷油器是否泄漏，若泄漏则应切换隔离。 49.11 检查密封油系统:若密封油扩大箱浮球阀卡涩，则应立即用旁路门调节，保持旁路门油位计 在正常油位，联系检修予以消除;若油管路泄漏，设法隔离，无法消除引起油位急剧下降， 则应紧急停机。 49.12 若主油箱油位下降经补油无效，机组润滑油压力无法正常维持时紧急停机，以保证汽轮机惰 走用油。 50. 防止汽轮机进水和大轴弯曲的反事故措施 50.1 汽轮机启动前应检查汽缸具有良好的保温条件，保温不全时禁止启动，以保证在正常启动和停 机过程中不产生过大的温差。当内外缸温差大于40?时，应停止升速或升负荷进行暖机，直 至温差小于30?，坚决杜绝内冷外热的负温差出现。 50.2 汽轮机各部金属温度测点应齐全可靠，大轴偏心度指示准确。冲转前大轴偏心度不得超过原始 值+0.03mm，否则禁止启动。 50.3 汽轮机冲转前应连续盘车不少于4小时。停机后，转子静止应立即投入连续盘车。如连续盘车 故障无法投入，应每半小时盘转180?，消除转子弹性变形和热变形后(即盘转后的停留时间 是盘转前的1/2)投入连续盘车。 50.4 机组启停时应尽量避开长时间在初负荷以下运行。正常运行应经常检查、仔细倾听缸内及轴封 处声音，发现异常及时汇报处理。 461 Q/188-105.01-2004 50.5 要严格执行启动前的阀门检查卡。冲转前应检查各有关疏水门全开，就地手摸确认疏水畅通。 50.6 高压缸预暖操作要严格按曲线进行，注意检查温升率在允许范围内，注意暖机汽源疏水充分。 50.7 机组启动时应先向轴封供汽后抽真空。轴封供汽之前，应将轴封系统全面暖管疏水，严防冷汽 或疏水进入轴封。轴封汽温应与汽缸金属温度相匹配，凝汽器建立真空后锅炉方可点火。 50.8 尽量保证冲转时的主、再热汽温度与高中压内缸第一级温度差在+50?。 50.9 机组冲转应尽量采用“HITASS AUTO”方式，并不得无故干预程序执行。要严格执行200rpm 低速摩擦检查。启动过程应有专人监视汽机TSI系统的振动、瓦温、差胀和金属温度，就地 同时应有专人监测各轴承振动和总缸胀，严禁在临界转速区停留。一旦发现振动值超标(特 别是在第一临界转速前)，必须立即打闸停机，严禁降速观察。 50.10 任何工况下，都要严密监视汽包水位、主机轴向位移、差胀、振动、主、再热汽温度等参数 变化情况，特别是在机组启停和变工况过程中，要严格控制主、再热汽温变化率。主汽温降 至跳闸值而保护不动作时，应立即手动停机。若汽温在5分钟内急剧下降50?应立即打闸停 机。 50.11 严密监视高低加、除氧器水位，加热器满水时应检查保护动作正确，否则手动解列，并检查 抽汽电动门、逆止门是否关闭，给水切为旁路。开启抽汽管道疏水。 50.12 高低旁路系统停用后，要可靠关闭减温水手动门。 50.13 检修或备用停机后，汽轮机缸温未达到环境温度及汽水系统未完全隔离前，应视汽轮机为运 行状态，继续监视凝汽器水位、汽缸各部金属温度并定时抄表。关闭本机冷段、四抽至辅汽 的电动门和手动门，关闭凝汽器补水门，关闭至暖通减温水门，以防凝汽器满水。 50.14 停机后，真空未到零之前不允许停止轴封供汽，严防冷气进入。转子惰走期间，严禁破坏真 空，并注意分析、记录转子惰走时间。严禁无盘车状态下送轴封汽。凝汽器真空到零以前， 应关闭所有至凝汽器的疏水门后，方可打开真空破坏门。 50.15 认真执行定期工作，做好主汽门、各抽汽逆止门的活动试验，发现问题及时汇报处理，必要 时退出相应加热器运行。 50.16 汽轮机滑停缸温不得低于400?，缸温350?以上禁止投汽缸快冷。汽轮机投快冷前，高中压 缸应充分疏水，空气加热器出口温度指示不准时严禁投入快冷系统。在快冷过程中，要严格 执行快冷规程，控制快冷速度。主机润滑油系统，盘车装置，低压缸喷水装置，循环水系 统，凝结水系统应保持正常运行，任一系统故障退出运行时，应立即停止快冷。快冷过程中 汽缸温差、差胀、转子偏心度等异常时，应立即中止。 50.17 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 进行审批并制定措施。 50.18 小机静止状态下供轴封汽的时间不得超过20分钟，轴封压力不得超过20KPa，以防小机弯 轴。 51. 防止制粉系统爆炸的技术措施 462 Q/188-105.01-2004 51.1 制粉系统启动前，必须仔细检查系统内外是否有积粉自燃现象;若发现有积粉自燃时，应彻底 清除，然后方可启动。 51.2 制粉系统正常运行中严格保证一次粉管风速,18m/s，以防磨煤机出口分离器及煤粉管道堵塞 积粉自然。 51.3 制粉系统正常停磨时，要对粉管道进行彻底吹扫。 51.4 制粉系统漏粉时应及时消除，发现积煤、积粉及时清理干净，防止自燃。 51.5 禁止在制粉设备的附近吸烟或点火。 51.6 磨煤机、分离器、给煤机及制粉管道在检修清理煤粉时，要杜绝明火，防止煤粉尘爆燃。 51.7 制粉系统运行中严格控制磨煤机出口温度不超过65?。根据入炉煤化验结果，当燃用挥发份 较高的煤种时，应适当降低磨煤机出口温度。 51.8 制粉系统场所，消防器材要充足有效，定期检验，及时补充;磨煤机充惰系统及消防水系统要 始终处于良好的备用状态。 51.9 磨煤机停运时，给煤机停止后，要将磨煤机内存粉彻底抽空。 51.10制粉系统正常运行中，要防止原煤仓烧空，以防烧坏给煤机皮带，且防止煤粉大面积漏到给煤 机平台。 51.11锅炉大、小修时，应尽量跑空原煤仓。 52. 防止堵磨的运行措施 52.1 锅炉MFT紧急停炉后，若24小时内不能恢复，关闭所有磨煤机惰性置换手动门。当磨内温度 升至70?时，方可打开惰性置换手动门进行相应操作，操作完毕后，关闭惰性置换手动门。 52.2 磨煤机内有水时，当磨煤机启动后，必须充分进行暖磨。暖磨时间根据具体情况而定，但最低 不得少于40分钟且磨煤机出口温度必须暖至60,65?，确认磨煤机内无水后，方可启动给煤 机运行。 52.3 当所有磨煤机料位显示故障，应停止磨煤机作紧急备用;当料位显示及任一风量显示故障，停 止磨煤机并禁止启动，待缺陷消除后方可启动。 52.4 燃用湿煤时，宜采用低料位运行。 52.5 尽量不采用磨煤机单端运行方式，确实需要单端运行时，时间不得过长。 52.6 运行中发现磨煤机有堵煤现象时，应立即停止给煤，加大风量进行吹扫。 53. 磨煤机湿煤运行措施 53.1 严格监盘纪律，提高监盘质量。监盘人员要认真监盘，精力集中，勤翻画面，以便发现问题 及时处理。 53.2 磨煤机启停时，要严格执行操作票制度，严禁无票操作。 53.3 磨煤机启动后，在磨煤机建立料位过程中，严禁在磨煤机料位未完全建立起来时，投入磨煤 机料位自动。规定手动建立料位趋于稳定后，且与要设定料位的偏差值不大于50Pa时，方可 463 Q/188-105.01-2004 投入磨煤机料位自动。在投入磨煤机料位自动后，要勤于观察所有运行磨煤机料位变化情 况。 53.4 若磨煤机料位波动较大，立即联系热控检查控制系统，若料位波动呈增大趋势，应切手动调 整，在调整过程中参考磨煤机电耳、电流、机组负荷与煤量对应进行调整。待磨煤机料位稳 定后，再投磨煤机料位自动。停止磨煤机时，要注意其它运行磨煤机料位波动情况及磨煤机 容量风挡板开度变化情况，以防机组协调控制系统调节品质差，发生磨煤机严重满煤情况。 53.5 磨煤机运行后，严密监视差压料位及电耳数值变化趋势。当差压料位故障时，应密切关注电 耳变化趋势，并参考磨煤机就地声音及磨出口温度变化情况，当就地磨煤机声音发闷、出口 温度无法提高时，应立即停止给煤，开大容量风及旁路风吹扫，并注意主汽压力、主汽温 度、炉膛压力、负荷等参数的监视与调整。 53.6 磨煤机运行时要密切注意火检显示情况，发现异常时要及时分析查找原因。 53.7 经常检查给煤机清扫电机运行状态，必要时联系检修进行清理。 53.8 加强监视磨煤机轴承温度，严格控制磨煤机轴承温度低于55?。当轴承温度升至50? ，应降 低该磨煤机出力，升至55?时， 应立即停止该磨煤机运行。 54、防止定排扩容器、连排扩容器等承压容器爆破的反事故措施 54.1 在机组启动过程中，特别是锅炉通过定排、连排放水时，要密切注意压力容器的各部膨胀情 况，发现膨胀不均应采取相应措施加以消除。 54.2 连排扩容器在检修后投入运行，必须做好安全阀压力整定校验，防止超压。 54.3 在正常运行中，定期检查定排扩容器压力小于0.3MPa，连排扩容器压力小于1.5MPa。 54.4 在正常运行中，定期检查锅炉辅汽联箱压力?1.6MPa。 55. 防止炉膛爆炸的反事故措施 55.1 启动前的检查 55.1.1 检查炉前油系统循环正常，燃油温度,10?，否则投入油罐加热系统。 55.1.2 检查各层油枪完好无漏油漏气现象，火检冷却风压力,6kPa。 55.1.3 所有风烟系统挡板开关试验正常、无卡涩，挡板位置正确。 55.1.4 FSSS控制系统正常，保护投入正常。锅炉有关保护的解除，应经总工批准。 55.1.5 大、小修后首次点火前，进行所有油枪进退试验，所有高能点火器打火试验，保证动作良好 并做好记录。 55.2 锅炉启动 55.2.1 吸、送风机启动、风量达到30,以上后，方可投入炉前油循环。 55.2.2 燃油泄漏试验合格后，方可允许锅炉点火。燃油母管泄漏试验不合格，应查明原因，在缺陷 未消除前禁止启动。 464 Q/188-105.01-2004 55.2.3 点火初期投油枪时，应从就地及火焰电视观察油枪着火情况，发现油枪未着火但火检信号存 在时，应立刻手动停止该油枪，联系检修人员查明原因，禁止在查明原因之前重复点火。 55.2.4 油枪雾化不好时，及时联系检修清理油枪。运行人员应根据油枪着火情况及时调整送风量， 保证燃油燃烧充分。 55.2.5 首次启动磨煤机时，应投入该磨煤机对应的全部油枪，以保证在磨煤机出粉后有足够的能 量点燃煤粉。就地应注意观察投粉后着火情况，若投粉不着，立即关闭容量风挡板、停止 给煤机，对粉管吹扫，查明原因并消除后，再次投粉。 55.2.6 启动一台磨煤机运行稳定后，方可启动另一台磨煤机，禁止同时启动两台磨煤机向炉内送 粉。 55.2.7 锅炉点火后及煤、油混燃时应投入空气预热器连续吹灰，以防止空气预热器受热面积存可燃 物质;锅炉全停油后应全面吹灰一次。 55.2.8 油枪运行时，应保证燃油压力在3.43MPa。 55.3 正常运行 55.3.1 正常运行中，应保证烟气中的氧量,3,。发现氧量测点偏差过大，应及时联系热工检查。 氧量测点不准时，禁止投入氧量自动控制。 55.3.2 锅炉低负荷运行时，避免磨煤机均在最低稳燃负荷(磨煤机出力在40—50%)附近运行，可 以停用一台磨煤机运行，保证其它磨煤机在较高负荷运行。 55.3.3 对已投入的FSSS保护、燃烧自动控制系统，不应随意解列，发现问题及时联系检修处理。 55.3.4 锅炉受热面吹灰应在负荷?420MW时进行，低负荷或燃烧不稳定时禁止吹灰。事故处理时 应终止吹灰程序运行。 55.3.5 磨煤机跳闸后吹扫一次风粉管道时，应保证煤粉燃烧需要的点火能量，否则应投入对应的 油枪，先打开一对吹扫风挡板，吹扫1分钟后再吹扫另一对一次风粉管道。 55.3.6 发生煤质变差、磨煤机跳闸、单侧风机跳闸等燃烧不稳工况时，立即投油助燃。 55.3.7 确认炉膛灭火而MFT未动作时，立刻手动MFT，进行炉膛吹扫。关闭燃油进油手动总门、 燃油回油手动总门及所有油枪手动隔离门。 55.3.8 锅炉运行需对磨煤机检修时，必须保证系统与炉膛可靠隔离，禁止打开磨煤机BSOD。 55.3.9 经常检查炉膛结焦情况，防止掉焦灭火，若发现结焦，应及时吹灰，吹灰器应定期投入运 行。 55.3.10 人工放渣时，液压放渣门开度不能过大，防止冷风大量漏入炉膛造成燃烧不稳。 55.3.11 吹灰器系统应定期投入，防止沾污性结焦。 55.4 停炉 55.4.1 锅炉滑停时，应将磨煤机内煤粉全部吹空后停止磨煤机运行。 55.4.2 磨煤机停止吹扫时，应保证磨煤机吹扫时煤粉能全部烧尽，否则应投入该磨煤机燃烧器对应 465 Q/188-105.01-2004 的油枪。 55.4.3 停炉后应保证所有油枪均已吹扫并在退出位置;就地确认所有一次风机、磨煤机跳闸， PASOD、BSOD关闭，关闭全部油枪供油手动门。 55.4.4 吸、送风机均跳闸紧急停炉后，应保持最大通风量自然通风15分钟，以免可燃气体积存。 55.4.5 关闭燃油系统进油手动总门、回油手动总门之前，严禁停运吸、送风机。 56、防止省煤器、过热器、再热器爆管的反事故措施 56.1 加强运行人员的技术培训，严格考试合格后持证上岗。 56.2 正常运行中，加强过热器、再热器管壁温度监视，严禁超温运行，发现管壁温度高时，立即检 查此段烟温，若烟温高，投入吹灰器进行吹灰。 56.3 要加强燃烧调整，根据运行方式及煤种的变化，调整燃烧;保持氧量在3,6%。防止受热面冲 刷，减少受热面磨损，降低烟气流速，发现锅炉结焦，应及时消除。 56.4 正常运行中，过热器减温器喷水、再热器事故喷水调节投自动，若调节性能差，应切手动调 节，防止过热汽、再热汽温超温。 56.5 每周一、三、五定期投入长吹灰器，以保持锅炉受热面清洁，注意防止结焦，造成局部冲 刷、磨损。 56.6 加强化学监督，当汽水品质不合格时，必须加强排污，经调整无法恢复正常时，应停炉处 理。 56.7 锅炉点火升压应严格按照锅炉冷态启动曲线和锅炉热态启动曲线进行，禁止用关小疏水门的 办法升温升压。 56.8 严禁在安全阀解列的状况下运行。 56.9 加强对炉外管道的巡视，对管系振动、水击等现象应及时分析，及时采取措施。 56.10 省煤器、过热器、再热器发生泄漏时，及早停运。 57、防止水冷壁管泄漏的反事故措施 57.1 加强运行人员的技术培训，严格考试合格后持证上岗。 57.2 严防锅炉缺水运行，当锅炉水位低到-381mm时，要立即灭火停炉;每班定期校对水位;运行 中严防锅炉超压。 57.3 集控室所有汽包水位表计损坏，无法监视汽包水位时，应立即手动停炉。 57.4 锅炉严禁在安全阀解列的状况下运行。 57.5 运行人员要对承压部件经常检查，发现水冷壁管泄漏时应及时汇报和处理，防止泄漏扩大损 坏其它管段。 57.6 每天白班定期吹灰，保持锅炉受热面清洁，注意防止结焦。 57.7 水冷壁有结焦时，必须及时打掉，打焦时应防止大块焦渣落下打坏冷灰斗管。 57.8 对锅炉水位计应定期检查校对，发现水位计故障，应立即通知检修处理。 466 Q/188-105.01-2004 57.9 加强化学监督，当炉水品质不良时，必须加强定期排污。 57.10 机组启停时，保持四角燃烧均匀，减少热偏差，并按规程规定控制升温、升压速度;注意检 查、记录锅炉膨胀指示，发现异常停止升压，分析原因，及时处理。 57.11 加强燃烧调整，防止发生高温腐蚀。 57.12 锅炉点火升压应严格按照锅炉冷态启动曲线和锅炉热态启动曲线进行。 57.13 停炉后，切实采取保护措施，防止炉管停用腐蚀;严格控制热放水的温度和压力，不得为 抢工期而提前放水。 58、防止锅炉缺、满水的反事故措施 58.1 加强运行人员的培训与考核，提高运行水平及处理事故的能力，加强监视，严格遵守值班纪 律。 58.2 正常运行中，汽包水位控制投自动，当锅炉水位低到-381mm时，应自动停炉，否则，立即手 动停炉;当锅炉水位高至+254mm时，应立即停炉。 58.3 每班校对一次汽包就地水位与DCS画面汽包水位指示偏差。 58.4 当各水位计指示偏差大于30mm时，及时联系仪控消除。 58.5 集控室所有汽包水位表计损坏，无法监视汽包水位时，应立即手动停炉。 58.6 汽包水位保护投、停，严格执行审批制度。 58.7 汽包水位保护不完整，严禁机组启动。 59、防止锅炉尾部二次燃烧的反事故措施 59.1 正常运行中，要加强燃烧调整;送风控制投自动，以保证合适的风煤比，保持氧量在3,6%。 59.2 正常运行中，严密监视空予器烟气出口温度、排烟温度的变化，发现不正常升高时，立即查 明原因，按《运行规程》规定处理。 59.3 正常运行中，每班对空予器吹灰一次。若发现如下情况之一，应加强吹灰: 59.3.1 送风机出口风压增大，空预器出口风压降低，烟气压差增大时; 59.3.2 锅炉负荷大幅度波动时; 59.3.3 燃烧工况不稳时; 59.3.4 低负荷煤、油混烧时; 59.4 机组启动过程中，空予器吹灰必须保持连续吹灰。 59.5 停炉前要进行空予器吹灰。 59.6 锅炉停炉后，严密监视空予器烟气出口温度、排烟温度的变化，每小时记录一次排烟温度， 直至锅炉排烟温度降至环境温度。 60、燃油区防火防爆措施 467 Q/188-105.01-2004 60.1 油区内应挂有“严禁烟火”等明显的警告标示牌，并有严格的防火制度，消防器材充足有 效。 60.2 进入油区不准穿钉有铁掌的鞋子和易产生静电火花的化纤服装，交出火种并进行登记。 60.3 油区的一切电气设施应使用防爆型。 60.4 油区内应保持清洁，无杂草，无油污，不准存放易燃易爆物品。卸油过程中，值班员应经常 巡视，防止跑、冒、漏油;漏油、渗油等缺陷要及时联系消除，暂时不能消除时，应做好防 火措施。 60.5 卸油过程中，如油区上空遇雷击或附近发生火警，应立即停止卸油。 60.6 在油系统及可能漏油部位的附近进行检修工作时，严格执行动火工作票制度，并做好防现场 火措施。 60.7 操作所用的阀门钩，必须有防静电措施。 60.8 油车卸油需加温时，应严格控制加热温度不超过50?;进入油罐的蒸汽温度不超过250?; 60.9 油罐油温不高于50?，否则应投入淋水(夏季)系统。 60.10 油枪点火后，应检查着火情况，检查油枪及软管接头是否漏油。若发现没有点着、着火不 良或漏油，应关闭进油阀，查明原因并消除后，才能重新点燃油枪。 61. 电气误操作的预防措施 61.1 提高人的可靠性是防止误操作的一个主要方面，误操作几乎全是违章造成的。而违章是人的 可靠性降低的表现，它是多方面的原因引起的。因此，对每个事故都要进行认真的分析，找 出原因，摸索规律，有针对性地采取有效措施，特别是强化劳动纪律和岗位培训。 61.2 严格执行《电业安全工作规程》和“操作票制度”，是防止误操作的重要保证，也是防止误 操作的重要组织措施之一，不得有丝毫放松，为此必须做到: 61.2.1 操作人员必须熟悉设备、熟悉系统、熟悉操作和有关规程制度，并经考试合格。监护人员 必须工作熟练，有较丰富的运行经验和处理问题的应变能力，其技术等级和工作岗位应高 于操作人员。 61.2.2 操作前应有充分的准备，必须十分明确操作任务、操作目的、注意事项、操作前后的运行 方式或负荷变化情况等。 61.2.3 严禁无票和不带票操作，在执行操作的过程中要切实把好“八关”:填票、审票、模拟、 监护、唱票、复诵、对号和检查。 61.2.4 严格执行操作监护制度和操作录音，禁止监护人员代替操作人员进行操作。 61.3 加强电气防误操作的技术措施，主设备检修时，应同时检修防误操作闭锁装置，防误操作 闭锁装置必须与设备同时设计、同时施工、同时投产，解锁钥匙应严格执行封置管理。 61.4 一定要坚持“三不放过”的原则，认真分析和找出发生误操作的原因，制定对策，吸取教 训，防止同类事故的发生。 468 Q/188-105.01-2004 62. 防止误拉误合断路器和隔离开关的的措施 62.1 倒闸操作发令、接令或联系操作,要正确、清楚,并坚持重复命令,有条件的要录音。 62.2 操作前要进行三对照，操作中坚持三禁止，操作后坚持复查，整个操作要贯彻五不干。 62.2.1 三对照:a.对照操作任务和运行方式,由操作人填写操作票;b.对照“模拟图”审查操作 票并预演;c.对照设备编号无误后再操作。 62.2.2 三禁止:a.禁止操作人和监护人一齐动手操作，失去监护;b.禁止有疑问盲目操作;c. 禁止边操作边做与其无关的工作(或聊天)，分散精力。 62.2.3 五不干:a.操作任务不清不干;b.应由操作票而误操作票是不干;c.操作票不合格不 干;d.应由监护人而无监护人不干;e.设备编号不清不干。 62.3 预定的重大操作或运行方式将发生特殊的变化，电气运行专工应提前制订“临时措施”， 对倒闸操作进行指导，作出全面安排，提出相应要求和注意事项及事故预想等，使值班人 员操作时心中有数。 62.4 通过平时技术培训(考问，事故演习)，使值班人员掌握正确的操作方法，并领会规程条 文的精神实质。 62.5 认真吸取事故教训。 63. 防止带负荷拉合隔离开关的的措施 63.1 按照隔离开关允许的使用范围及条件进行操作。拉合负荷电路时，严格控制电流值，确保在 全电压下开断的小电流值在允许值之内。 63.2 拉合规程规定之外的环路，必须谨慎，要有相应的技术措施。 a.操作前应经过计算和试验，操作方法经总工批准后，方可执行。 b.选择有利的操作方式，尽量使用室外隔离开关进行操作 c.设备和环境及人身安全应符合要求。 d.拉合环路电流，应与对应的允许断口电压差配合，环路电流太大时，不得进行环路操作。 63.3 加强操作监护，对号检查，防止走错间隔，动错设备，错误拉合隔离开关。同时，对隔离开 关普遍加装防误操作闭锁装置。 63.4 拉合隔离开关前，现场检查断路器，必须在断开位置，隔离开关经操作后，操作机构的定位 销一定销好，防止因机构滑脱接通或断开负荷电路。 63.5 隔离开关检修时，与其相邻运行的隔离开关机构应锁住，以防止误拉合。 63.6 手车断路器的机械闭锁必须可靠，检修后应实际操作进行验收，以防止将手车带负荷拉出或 推入间隔，引起短路。 63.7 认真吸取事故教训。 64. 防止带电挂地线(带电合接地刀)的措施 64.1 断路器与隔离开关拉闸后，必须检查实际位置是否拉开，以免回路电源未切断。 469 Q/188-105.01-2004 64.2 坚持验电，及时发现带电回路，查明原因。 64.3 正确判断正常带电与感应电的区别，防止误把带电当静电。 64.4 隔离开关拉开后，若一侧带电，一侧不带电，应防止将有电一侧的接地刀合闸，造成短路。 64.5 普遍安装带电显示器，并闭锁接地刀，有电时不允许合接地刀。 64.6 认真吸取事故教训。 65. 防止带地线合闸的措施 65.1 加强地线的管理。按编号使用地线，拆挂地线要做好记录并登记。 65.2 防止在设备系统上遗留地线。 65.2.1 拆挂地线或拉合接地刀，要在模拟图上做好标记，并与现场的实际位置相符。交接班检查 设备时，同时要查对现场地线的位置和数量是否正确，与电气模拟图是否一致。 65.2.2 禁止任何人不经值班人员同意，在设备系统上私自拆挂地线，挪动地线的位置，或增加地 线的的数量。 65.2.3 设备第一次送电或检修后送电，值班人员应到现场进行检查，掌握地线的的实际情况;调 度人员下令送电前，事先应与发电厂的值班人员核对地线，防止漏拆地线。 65.3 对于一经操作可能向检修地点送电的隔离开关，其操作机构要锁住，并悬挂“有人工作，禁 止合闸”标示牌，防止误操作。 65.4 正常倒母线，严禁将检修设备的母线隔离开关误合。事故倒母线要按照“先拉后合”的原则 操作。 65.5 设备检修后的注意事项: 65.5.1 检修后的隔离开关应保持在断开位置，以免接通检修回路的地线，送电时引起短路。 65.5.2 防止工具仪器等物件遗留在设备上，送电后引起接地或短路。 65.5.3 送电前坚持测设备绝缘电阻。万一遗留地线，通过摇绝缘可以发现。 65.6 认真吸取同类电厂事故教训 66. 防止非同期并列的措施 66.1 设备变更时要坚持定相。发电机、变压器、电压互感器、线路新投入或大修后投入，或一次 回路有改变、接线有变动，并列前均应定相。 66.2 防止并列时人为发生误操作。 66.2.1 值班人员应熟悉全厂的同期回路及同期点。 66.2.2 在同一时间里不允许投入两个同期电源开关，以免在同期回路发生非同期并列。 66.2.3 手动同期并列时，要经过同期继电器闭锁，在允许相位差合闸。严禁将同期短接开关合 上，失去闭锁，在任意相位差闭锁。 66.2.4 工作变和备用变分别接至不同频率的电源系统时，不准直接并列。此时，倒换变压时备用 变器要采取应采用手动拉开工作变的电源开关，使备用变的断路器联动合闸。 470 Q/188-105.01-2004 66.2.5 电网联络线跳闸，未经检查同期或调度下令许可，严禁强送或合环。 66.3 保证同期回路接线正确，同期装置动作良好。 66.3.1 同期回路接线如有变更，应通过定相试验检查无误，正确可靠，同期装置方可使用。 66.3.2 同期装置闭锁角不可整定过大。 66.3.3 自动(半自动)准同期装置，应通过假同期试验正常，方可正式投入使用。 66.4 断路器的同期回路或合闸回路有工作时，对应一次回路的隔离开关应拉开，以防止断路器 误合闸误并列。 67. 防止电缆火灾事故 67.1 电缆火灾的防止: 67.1.1 电缆有无受临近高温设备烘烤，而引起电缆绝缘部分老化、损坏的现象，有无承压高温设 备突然破裂后将介质喷射到电缆的可能。 67.1.2 电缆排上有无严重积粉现象，对于易积粉的地方有无积粉自燃的现象。 67.1.3 电缆沟道内积油或渗油，防止充电电气设备的油流入电缆隧道内，在设备起火时引燃电 缆。 67.1.4 电缆沟盖板是否严密，防止因电缆沟盖板不严，电焊渣火花等火种误入电缆沟而引起电缆 着火。 67.1.5 电缆隧道内有无漏水、积水和电缆漫水现象，防止长期水浸泡电缆而造成电缆绝缘降低而 发生爆炸，造成火灾。 67.1.6 检查电缆有无发热、鼓胀现象，特别是对高压电缆和电缆接头应加强检查。 67.1.7 严格控制在电缆附近，隧道内的动火作业。 67.1.8 电缆上无重物积压而造成绝缘损伤的现象。 67.2 电缆防火阻燃情况的检查: 67.2.1 通往主控室电缆夹层的孔洞盘柜的电缆孔，都应进行密实可靠的封堵处理。无采取木版之 类易燃材料作为封堵材料和承托的现象。 67.2.2 易受外部着火影响的电缆区段，加装的罩盖，封闭式槽盒以及其它的挡火措施齐全。 67.2.3 在主隧道中设置的防火隔墙完整，孔洞堵塞严实，阻火隔断门齐全、关闭。 67.2.4 对防火墙附近的电缆涂着的防火材料良好，无漏洞和脱落的现象。 67.3 灭火装置的检查: 67.3.1 定期全面检查消防装置的良好备用及运行状态，一旦发生火情，能迅速启动。 67.3.2 对于固定的自动灭火装置，必须保持齐全、完整，损坏的装置应及时更换。 68. 防止发电机损坏事故 68.1 日常管理 471 Q/188-105.01-2004 68.1.1 为了防止发电机的损坏事故发生，应严格执行《发电反事故技术措施》、《发电反事故 技术措施补充规定》、《600MW机组运行规程》和《电气检修规程》等各项规定，并重点 要求如下: 加强对发电机的绝缘监督工作 加强对汽轮发电机的运行、维护管理工作。尤其是氢系统、冷却水系统和密封油系统的 运行调整，监视发电机铁芯和绕组温度。 发电机励磁系统可靠运行 发电机保护装置应正常投运，按规定定期试验和检修 68.2 防止发电机的定子和转子绝缘损坏事故 368.2.1 发电机的额定氢压为0.4MPa，在额定氢压下运行时的漏氢量不得大于12m/day。 68.2.2 发电机正常运行期间的氢气纯度必须,98%，含氧量,1.2%。若氢气纯度,98%时，必须补 排氢使氢气纯度,98%;当氢气纯度下降至95%时，应立即减负荷并进行补排氢;若氢气纯 度继续下降至90%时，应立即停机排氢进行检查。 68.2.3 严格控制发电机内的氢气湿度，把氢气的含水量降至最小。额定压力下绝对湿度应 ?2 3 g/m，防止氢气湿度过大而导致发电机绝缘水平的下降。 68.2.4 当氢压变化时，发电机的允许出力由绕组最热点的温度决定，即该点温度不得超过发电机 在额定工况时的温度。不同氢压、不同功率因数时发电机的出力应按容量曲线带负荷。当氢 压太低或在CO及空气冷却方式下不准带负荷。 2 68.2.5 合理调整密封瓦的密封油压，防止因密封油压力不合理造成氢气外泄和密封油向机壳内大 量泄漏，从而引起发电机的绝缘老化。 68.2.6 合理控制内冷水的温度，一般在45,50?，氢气进风温度控制在45?1?，防止因内冷水 温度过低而使定子线圈温度下降，在发电机壳内结露，当长期运行时，会造成发电机的绝缘 水平降低，严重时会腐蚀发电机的绝缘。 68.2.7 当定子冷却水电导率,2μs/cm时，应采取更换冷却水等措施，设法降低电导率至正常。 当定子冷却水电导率升至9.5μs/cm时发出电导率高高报警，汇报领导，做好停机准备。 68.2.8 应及时排放发电机壳底部的液体，监测发电机内部的积水情况，并根据积水情况分析发电 机的绝缘情况。 68.2.9 交流励磁机和整流环的最高冷风温度不应超过50?，当励磁机在运行期间，较低的冷风温 度是有利的，但在停机期间必须防止励磁机部件上结露。 68.3 防止发电机损坏事故措施 68.3.1 禁止发电机的无励磁运行。 68.3.2 发电机在高功率运行时，励磁调节器必须投自动运行，如果励磁调节在手动方式，则必须 控制功率因数一般应在滞相的0.95以内运行。防止发电机的失步。 68.3.4 未做进相试验的发电机，在不明确其进相能力的情况下，禁止进相运行，可以进相运行的 发电机，在自动励磁调节器未投自动的情况下，禁止进相运行，并且在进相运行中，自动 472 Q/188-105.01-2004 励磁调节器必须具备低励限制的功能方可。低励限制保护必须可靠投入。 68.3.5 进相运行时应加强对发电机本体和运行参数的监视，发电机铁芯温度超温。 68.3.6 防止发电机的非全相运行和不对称运行。严格控制发电机的负序电流，防止长时间因负序 电流过大而烧坏发电机转子。 68.3.7 严格执行发电机紧停规定，应停必停，谨防因时间的延误而损坏发电机。 69 防止大型变压器损坏事故 69.1防止变压器绝缘损坏事故 69.1.1 运行中的变压器应检查各部位渗油现象， 变压器本体无积水，以防止水分和空气进入变压 器引起变压器绝缘损坏. 69.1.2 变压器的呼吸器的油封应保持一定油位并保持畅通，干燥剂保持干燥，保证吸湿效果良好 69.1.3 定期检查保证变压器的防爆膜、安全释压阀完好，防止与空气直接连通，造成变压器的油 中水份含量增大，使油的绝缘性能变坏。 69.1.4 在给变压器补油时，应注意储油柜中的油质合格，防止补油而引起油质恶化，并且禁止由 变压器的底部给油箱补油，防止空气和油箱底部杂质进入变压器身中，特别是防止金属杂 质进入变压器内部。 69.1.5 当轻瓦斯保护动作后发出讯号时，要及时取气进行检验，以判明成分，并取油样进行色谱 分析，查明原因，及时排除。 69.1.6 运行中的变压器轻瓦斯保护，应当可靠地投入，不允许将无保护的变压器投入运行，如工 作需要将保护短时停用，则应有措施，事后应立即恢复. 69.1.7 要对变压器绕组温度、上层油温进行重点监视，当接近报警温度时，要及时对负荷、冷却 器及环境温度等进行对比性综合分析，并进行有效控制，争取做到及时发现变压器内部的 潜在故障. 69.1.8 对油流指示器指示位置要仔细检查，一旦发现潜油泵停运要及时开启，否则油温会很快升 高威胁变压器安全运行. 69.1.9 经常检查变压器的避雷器动作记录器，并做好动作次数记录，发现避雷器动作后，应设法 停运变压器并进行检查. 69.1.10 对变压器本体油样孔螺栓要重点检查，防止检修人员取样后未紧固造成漏油. 69.1.11 变压器内部故障跳闸后，应尽快切除油泵，停止油泵运行，避免故障中产生游离、金属微 粒等杂质进入变压器的非故障部分。 69.1.12 防止变压器的线圈温度过高，绝缘恶化和烧坏。合理控制运行中的顶层油温温升。特别是 对强迫油循环冷却的变压器，当上层油温温升上升超过允许值时应迅速控制负荷，油温温 升保持在规定范围内，否则变压器降负荷运行。在变压器过负荷运行期间，也必须严密监 视其油温温升在规定值以内，并尽量压缩负荷，减少过负荷运行的时间，防止长期高温运 行引起绝缘的加速老化。 473 Q/188-105.01-2004 69.2 防止变压器损坏事故 69.2.1 定期对变压器引线接头进行测温，防止接触不良造成过热。 69.2.2 定期对变压器冷却风扇进行检查，定期对变压器的绝缘油的色谱分析和化学监督，保证变 压器的油质良好。 69.2.3 经常检查变压器的中性点接地情况，防止变压器过电压击穿事故的发生。 69.2.4 经常检查变压器的套管清干净、无裂纹，防止变压器的套管闪络。 69.2.5 变压器的保护装置必须完善可靠，严禁将无保护的变压器投入运行。如因工作需要将保护 短时间停用时，应有相应的措施，事后立即恢复。 69.2.6 发生过出口或近区短路的变压器，必须在进行必要的电气试验和检查，以判明变压器中各 部件无变形和损坏。 69.2.7 加强对充油套管油位的检查，如发现充油套管中缺油时，应查找原因并进行补油，对有渗 漏油的套管应及时处理。 69.2.8 加强变压器的防火工作，完善变压器的消防设施。 70. 防止开关爆炸损坏事故 70.1 操作前应检查开关及所带设备的地刀、接地线是否全部拆除，防误装置是否正常. 70.2 设备或开关在检查和检修后，送电之前要对开关、电缆及设备进行摇绝缘正常方可送电. 70.3 开关操作前要检查控制回路、控制电源或液压回路均正常，储能机构已储能，具备运行条件. 70.4 为防止开关灭弧室烧损及爆炸，应合理调整系统运行方式，对开关开容量不足的开关必须限 制、调整、改造、更换. 70.5 合理改变系统运行方式，限制和减小系统短路电流. 70.6 从继电保护上采取相应措施，辅助一次设备、控制开关的跳闸顺序，对有过流闭锁的回路， 必须做到良好、可靠的实现闭锁. 70.7 经常注意监视开关灭弧室灭弧介质的运行状况，如油位、油压、气压等，发现开关的灭弧介 质渗漏时应及时通知检修处理，严禁在开关严重缺乏灭弧介质的情况下运行。在发现开关漏 油、漏气且不能维持正常运行时，应立即通知检修进行加装机械锁，防止开关分闸。对于一 些允许的开关控制回路，必要时可断开开关的控制电源，固定开关状态. 70.8 定期检查套管，支持瓷瓶及绝缘子的污秽程度，防止因绝缘瓷瓶脏污而导致发生闪络. 70.9 在开关检修后的投运前，应做开关的合、跳闸试验，做到合跳闸铁芯动作灵活，无卡涩现 象，防止拒分或拒合. 70.10 合理维护直流操作电源，防止因直流电源故障而造成开关拒动及烧损事故。保护直流电源供 电的可靠性和直流电压的正常规范. 70.11 防止空气开关漏气及受潮. 70.12 对于各密封部位的密封应无老化、变形和损伤，如有漏气现象应及时处理. 70.13 必须严格监视开关的绝缘电阻，对绝缘电阻合格的开关严禁投运. 474 Q/188-105.01-2004 71. 防止全厂停电事故 71.1 严格执行操作作制度，防止人为误操作引起的厂用电系统事故发生. 71.2 对工作票所列的安全措施、接地线、绝缘隔板，应做好记录，并有明显的标记，防止恢复系 统后安全措施未拆除引起系统故障. 71.3 定期检查厂用系统的备用电源完好，各厂用备用电源的选择按钮在“自动”位. 71.4 厂用母线装设的备用电源自动装置应经常投入，无故不得退出。对备用电源的自投情况应按 规定，坚持定期试验，确保需要时能自动投入. 71.5 加强直流系统的维护，保证在厂用电系统交流中断时，蓄电池组能够承载机组最重要的厂用 电负荷. 71.6 直流系统各级保险容量开关保护定值应有统一的整定 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 ，合理配置，保证在事故情况下不 越级断开而中断保护操作电源和直流事故油泵. 71.7 正常情况下必须保证最大限度的按正常运行方式运行。如需倒换运行方式时，必须做到可 靠、合理。在工作结束后，应尽快恢复正常方式运行. 71.8 厂用电系统发生故障，备用电源自投不成功时，应检查有关厂用设备无故障后方可向停电的 厂用设备试送电，未经检查，禁止送电. 71.9 厂用电系统发生故障时，应积极稳妥地尽快处理事故，对重要负荷要可能在减少失电时间， 保证机组可靠运行. 71.10 厂用电系统发生事故处理中，要防止系统非同期，扩大事故，使运行设备损坏。 71.11 在事故情况下，直流系统带动力设备运行时，应严密监视直流母线电压，根据电压变化情况 及时进行调整。 71.12 柴油发电机必须经常处于良好的热备用状态，并定期进行联动试验。 71.13 蓄电池应定期做好充放电工作，正常应工作在浮充电状态. 71.14 定期做好启备变的检查与维护工作，确保事故下，备用电源可靠投入. 475 Q/188-105.01-2004 附录: 1、 锅炉冷态启动曲线(停机72小时)(中压缸启动) 2、 锅炉温态启动曲线(停机48小时)(中压缸启动) 3、 锅炉热态启动曲线(停机8小时)(中压缸启动) 4、 锅炉极热态启动曲线(停机1小时)(中压缸启动) 5、 锅炉冷态启动曲线(停机72小时)(高压缸启动) 6、 锅炉温态启动曲线(停机48小时)(高压缸启动) 7、 锅炉热态启动曲线(停机8小时)(高压缸启动) 8、 锅炉极热态启动曲线(停机1小时)(高压缸启动) 9、 大风箱/炉膛压差定值与负荷关系 10、过热器喷水量与负荷关系 11、再热蒸汽温度定值与负荷关系 12、过热蒸汽温度定值与负荷关系 13、长期停机后中压缸冷态启动曲线 14、停机72h后中压缸冷态启动曲线 15、停机48h后中压缸温态启动曲线 16、停机8h后中压缸热态启动曲线 17、停机1h后中压缸极热态启动曲线 18、长期停机后高压缸冷态启动曲线 19、停机72h后高压缸冷态启动曲线 20、停机48h后高压缸温态启动曲线 21、停机8h后高压缸热态启动曲线 22、停机1h后高压缸极热态启动曲线 23、机组滑参数停止曲线 24、机组定压停止曲线 25、切换区说明 26、汽轮机定滑定运行曲线 27、主汽及再热汽允许温度偏差曲线 28、汽轮机主汽阀壳内外壁温度允许值曲线 29、汽轮机中压进汽室及高压调节级缸体内外壁温度允许值曲线 30、汽轮机调节阀壳内外壁温度允许值曲线 31、汽轮机超速试验图 32、发电机氢气压力与负荷对应关系曲线 33、循环水流量与机组出力关系曲线 34、相应压力下的饱和蒸汽温度对照表 476 Q/188-105.01-2004 附图1 锅炉冷态态启动曲线(停机72小时) (中压缸启动) 477 Q/188-105.01-2004 附图2 温态启动曲线(停机48小时) (中压缸启动) 478 Q/188-105.01-2004 附图3 热态启动曲线(停炉8小时) (中压缸启动) 479 Q/188-105.01-2004 附图4 极热态启动曲线(停机1小时) (中压缸启动) 480 Q/188-105.01-2004 附图5 冷态启动曲线(停机72小时) (高压缸启动) 481 Q/188-105.01-2004 附图6 温态启动曲线(停机8小时) (高压缸启动) 482 Q/188-105.01-2004 附图7 热态启动曲线(停机8小时) (高压缸启动) 483 Q/188-105.01-2004 附图8 极热态启动曲线(停机1小时) (高压缸启动) 484 Q/188-105.01-2004 附图9 大风箱,炉膛压差定值与负荷关系 485 Q/188-105.01-2004 附图10 过热器喷水量与负荷关系 486 Q/188-105.01-2004 附图11 再热蒸汽温度定值与负荷关系 487 Q/188-105.01-2004 附图12 过热蒸汽温度定值与负荷关系 488 Q/188-105.01-2004 附图13 489 Q/188-105.01-2004 附图14 490 附图14 Q/188-105.01-2004 附图15 491 Q/188-105.01-2004 附图16 492 Q/188-105.01-2004 附图17 493 Q/188-105.01-2004 附图18 494 Q/188-105.01-2004 附图19 495 Q/188-105.01-2004 附图20 496 Q/188-105.01-2004 附图21 497 Q/188-105.01-2004 附图22 498 Q/188-105.01-2004 附图23 499 Q/188-105.01-2004 附图24 500 Q/188-105.01-2004 附图25 501 Q/188-105.01-2004 附图26 汽轮机定---滑---定运行曲线 502 Q/188-105.01-2004 附图27 主汽温度与再热汽温度允许偏差 503 Q/188-105.01-2004 附图28 504 Q/188-105.01-2004 附图29 505 Q/188-105.01-2004 附图30 506 Q/188-105.01-2004 附图31 507 Q/188-105.01-2004 附图32 发电机氢气压力与负荷关系曲线 508 Q/188-105.01-2004 附图33 循环水流量\负荷\凝汽器背压关 系曲线 509 Q/188—105.01—2004 相应压力下的饱和蒸汽温度对照表 压力 温度 压力 温度 压力 温度 MPa ? MPa ? MPa ? 0.098 119.61 3.138 238.07 6.178 278.50 0.196 132.87 3.236 239.76 6.276 279.52 0.294 142.92 3.334 241.42 6.374 280.53 0.392 151.11 3.432 243.03 6.472 281.53 0.49 158.07 3.53 244.62 6.571 282.52 0.588 164.17 3.629 246.17 6.669 283.50 0.687 169.60 3.727 247.68 6.767 284.47 0.785 174.53 3.825 249.17 6.865 285.42 0.883 179.03 3.923 250.63 6.963 286.37 0.981 183.20 4.021 252.07 7.061 287.31 1.079 187.08 4.119 253.48 7.159 288.23 1.177 190.71 4.217 254.86 7.257 289.15 1.275 194.13 4.315 256.22 7.355 290.06 1.373 197.36 4.413 257.56 7.453 290.96 1.471 200.43 4.511 258.87 7.551 291.85 1.569 203.35 4.609 260.16 7.649 292.73 1.667 206.14 4.707 261.44 7.747 293.60 1.765 208.82 4.805 262.69 7.845 294.47 1.863 211.39 4.903 263.92 7.934 295.32 1.961 213.85 5.001 265.14 8.042 296.17 2.059 216.23 5.1 266.34 8.14 297.01 2.158 218.53 5.198 267.52 8.238 297.85 2.256 220.75 5.296 268.68 8.336 298.67 2.354 222.90 5.394 269.83 8.434 299.49 2.452 224.99 5.492 270.96 8.532 300.30 2.55 227.01 5.59 272.08 8.63 301.11 2.648 228.98 5.688 273.19 8.728 301.90 2.746 230.89 5.786 274.27 8.826 302.69 2.844 232.76 5.884 275.35 8.924 3.3.48 2.942 234.57 5.982 276.41 9.022 304.26 3.04 236.34 6.08 277.46 9.12 305.03 1 Q/188—105.01—2004 压力 温度 压力 温度 压力 温度 MPa ? MPa ? MPa ? 9.218 305.79 12.356 327.502 15.495 345.232 9.316 306.55 12.454 328.105 15.593 345.75 9.414 307.35 12.553 328.71 15.691 346.242 9.513 308.05 12.651 329.31 15.789 346.734 9.611 308.79 12.749 329.889 15.887 347.225 9.709 309.52 12.847 330.468 15.985 347.717 9.807 310.25 12.945 331.047 16.083 348.209 9.905 310.98 13.043 331.628 16.181 348.701 10.002 311.70 13.141 332.206 16.28 349.193 10.1 212.41 13.239 332.785 16.377 349.684 10.199 313.12 13.337 333.364 16.475 350.176 10.297 313.822 13.435 333.943 16.573 350.668 10.395 314.517 13.533 334.523 16.671 351.136 10.493 315.212 13.631 335.101 16.769 351.604 10.591 315.897 13.729 335.648 16.867 352.072 10.689 316.582 13.827 336.195 16.966 352.54 10.787 317.257 13.925 336.742 17.604 353.009 10.885 317.932 14.024 337.289 17.162 353.477 10.983 318.598 14.122 337.836 17.26 353.945 11.082 319.64 14.22 338.382 17.358 354.413 11.18 319.921 14.318 338.929 17.456 354.881 11.278 320.578 14.416 339.476 17.554 355.349 11.376 321.6 14.514 340.023 17.652 355.795 11.474 321.874 14.612 340.57 17.75 356.242 11.572 322.514 14.71 341.088 17.848 356.688 11.67 323.154 14.808 341.066 17.946 357.134 11.768 323.785 14.906 342.124 18.044 357.581 11.866 324.416 15.004 342.646 18.142 358.027 11.964 325.04 15.102 343.16 18.24 358.473 12.062 325.663 15.2 343.678 18.338 358.919 12.16 326.279 15.298 344.196 18.437 359.366 12.258 326.894 15.396 344.714 18.535 359.812 2