330MW级火电机组集控运行规程（主机规程）

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1、 某某热电厂 2330MW 机组IQB某某热电股份有限某某热电厂企业标准QB/SHDJFFD20XX330MW 级火电机组集控运行规程（主机规程）20XX 年 8 月发布 20XX 年 10 月实施某某某某热电股份有限公司（某某热电厂） 发布 某某热电厂 2330MW 机组II前 言本规程为某某热电厂一期 330MW 机组集控运行规程（试用） ，适用于机组集控运行人员对机组调试和运行。本规程主要编写依据为电业安全工作规程 、 电力工业技术管理法规 、 300MW 级火力发电机组集控运行典型规程 、 电力生产重大事故的 25 项重点要求 、火力发电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程 、 300MW 级机、

2、炉运行导则 、 燃煤电厂电除尘器运行维护管理导则的相关内容，以及我厂设计资料、厂家说明书等。本规程由主机运行规程、辅机运行规程及有关附录组成。如有与部颁规定、法规、典型规程等不符合时，以部颁规定为准。下列人员必须熟悉本规程：1、厂长、副厂长、总工程师、副总工程师；2、有关部门主任、副主任、运行专责工程师、检修专责工程师；3、总值长、值 长；4、集控运行单元长、主值、副值及巡操等其他操作人员；5、其他运行、检修的人员。本规程由某某热电厂运行部提出并归口管理。本规程由某某热电厂运行部负责起草及修编。本规程由某某热电厂运行部负责解释。本规程编写人：某某 某某 某某 某某 某某 某某 某某 某某 某某

3、本规程初审人：某某本规程审定人：某某本规程批准人：某某 编委会 20XX 年 08 月 某某热电厂 2330MW 机组III目 录1 编制内容及引用标准编制内容及引用标准.11.1 编制内容 .11.2 引用标准 .12 主机规范主机规范.22.1 锅炉设备概况与规范 .22.2 汽轮机设备概况与规范 .182.3 发变组设备概况与规范 .243 主机保护主机保护.333.1 锅炉主要报警、保护和联锁设置 .333.2 汽轮机保护 .363.3 发变组主要报警、保护和联锁设置 .404 机组试验机组试验.514.1 机组试验分类 .514.2 锅炉试验 .524.3 汽机试验 .614.4 电

4、气试验 .724.5 公共试验 .735 机组启动机组启动.765.1 机组启动基本规定 .765.2 机组冷、温态启动 .785.3 机组热态、极热态启动 .945.4 机组启动注意事项及要求 .1006 机组正常运行及维护机组正常运行及维护.1026.1 机组运行维护主要任务及注意事项 .1026.2 机组运行中控制的主要参数及控制 .1036.3 机组的不同运行方式及负荷调节方式 .1096.4 机组运行监视、调节和维护 .1107 机组定期工作机组定期工作.1187.1 定期试验和切换工作 .1187.2 定期检查工作 .1218 机组停运及停运后的保养机组停运及停运后的保养.1218

5、.1 机组停运前的准备 .1218.2 机组停运方式 .1228.3 机组停运方式选择 .1228.4 滑参数停机 .1228.5 额定参数停机 .124 某某热电厂 2330MW 机组IV8.6 机组停运后的冷却 .1278.7 机组停运后的保养 .1279 机组事故处理机组事故处理.1349.1 事故判断及处理原则 .1349.2 机组紧停 .1349.3 机组紧停的操作 .1369.4 机组综合性事故 .1369.5 锅炉异常运行及常规预防、事故处理 .1429.6 汽机异常运行及常规事故预防、处理 .1549.7 发变组异常运行及事故处理 .16710 附录附录.189附录 1 锅炉冷

6、态启动曲线 （HIP）.189附录 2 锅炉温态启动曲线 （HIP）.190附录 3 锅炉热态启动曲线 （HIP）.191附录 4 锅炉极热态启动曲线 （HIP）.192附录 5 330MW 汽轮机冷态中压缸启动曲线 （IP） .193附录 6 330MW 汽轮机温态中压缸启动曲线 （IP） .194附录 7 330MW 汽轮机热态中压缸启动曲线 （IP） .195附录 8 330MW 汽轮机极热态中压缸启动曲线 （IP） .196附录 9 330MW 汽轮机冷态高中压缸联合启动曲线.197附录 10 330MW 汽轮机温态高中压缸联合启动曲线.198附录 11 330MW 汽轮机热态高中压缸

7、联合启动曲线.199附录 12 330MW 汽轮机极热态高中压缸联合启动曲线.200附录 13 汽机末级动叶背压曲线 .20111 汽水性质表汽水性质表.20211.1 水和水蒸气性质参数的名称、符号和单位.20211.2 饱和水和饱和蒸汽的热力学基本参数（按温度排列） .202 某某热电厂 2330MW 机组11 编制内容及引用标准编制内容及引用标准1.1 编制内容编制内容本规程编制了主机规范、系统运行方式、机组启、停及操作，参数控制、运行维护、试验以及事故处理。1.2 引用标准引用标准1.2.1 制造厂家说明书1.2.2 电力工业技术管理法规1.2.3 某某电力公司 300MW 级火力发电

8、机组集控运行典型规程1.2.4 某某集团防止二十九项反事故技术措施 某某热电厂 2330MW 机组22 主机规范主机规范2.1 锅炉设备概况与规范锅炉设备概况与规范2.1.1 锅炉主要设计参数锅炉制造厂上海锅炉股份有限公司锅炉型号SG1180/17.5-M4011锅炉型式亚临界、自然循环、单汽包、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、紧身封闭、全钢构架（主、副双钢架） 、固态排渣、煤粉炉，空气预热器采用三分仓回转式（容克式）预热器名称单位锅炉最大连续出力（B-MCR）锅炉额定出力（ECR）蒸发量t/h11801035.9电功率MW330330主蒸汽出口压力MPa17.517.3主蒸汽出口温度5415

9、41再热蒸汽流量t/h987.5873.3再热蒸汽入/出口压力MPa4.23/4.013.37/3.542再热蒸汽入/出口温度341/541329/541给水温度2792702.1.2 锅炉设备简介锅炉设备简介某某某某热电厂一期工程#1、2 机组配备锅炉为上海锅炉厂有限公司制造的亚临界压力中间一次再热自然循环汽包锅炉，采用正压直吹式中速磨制粉系统，单炉膛 型室内布置，四角切向燃烧，摆动喷嘴调温，平衡通风，固态排渣，全钢架悬吊结构，燃用具有中等结渣性烟煤。炉底部出渣采用刮板捞渣机连续排渣，灰斗存渣容积能满足锅炉100%BMCR 工况下 46h 的排渣量。炉膛近似正方形炉膛截面，宽 15390 m

10、m，深 13640 mm，炉顶管中心标高 60400mm，汽包中心线标高 64900mm，炉顶大板梁底标高 70650mm。锅炉炉顶采用全密封结构，并设有大罩壳。炉膛由 607mm 光管和内螺纹管焊接成的膜式水冷壁组成，炉底冷灰斗角度 55，炉底密封采用水封结构，炉膛上方布置有分隔屏、后屏，折焰角及其烟道延伸部分上方按烟气流向依次布置有屏式再热器、末级再热器和末级过热器，炉膛上部前墙及两侧墙前部均设有墙式辐射再热器，炉底下集箱标高为 6800mm。锅炉受热面由省煤器、水冷壁、过热器、再热器四部分组成。过热器采用辐射、对流组合式，由炉顶管、尾部包覆、延伸墙包覆、低温过热器、分隔屏（共 4 片、每

11、片有 6 组） 、后屏（共 22 片、每片由 14 根并联套管组成）及末级过热器（共 89 排）七个部分组成，共 某某热电厂 2330MW 机组3分为五级。再热器由墙式再热器、屏式再热器、末级再热器三部分组成。省煤器为单级，与低温过热器布置于尾部深烟井中，位于低温过热器下部。炉后布置两台 IR-AH 三分仓容克式空预器。空预器一次风分隔仓主轴垂直布置，烟气和空气以逆流方式换热，烟气进、出口均装有固定式冲洗管和灭火水管各 1 根，为防止低温腐蚀，其冷段受热面采用性能较好的耐腐蚀钢材。锅炉采用正压直吹式制粉系统，于炉前配备 5 台 HP863 型中速磨煤机（A、B、C、D、E） ，4 台磨煤机可带

12、 100%B-ECR 负荷，一台备用。每台磨煤机出口由 4根一次风管道接至同层 4 只煤粉喷嘴，煤粉喷嘴分 5 层（自下而上依次为A、B、C、D、E） ，为四角布置。最上层燃烧器喷口中心线标高 27800mm，距分隔屏屏底距离 19000mm，最下层燃烧器喷口中心标高 21290mm，至冷灰斗转角距离为 4958mm，各角燃烧器二次风风口中均设有机械雾化油枪（分别布置于 A、B、C 及 D、E 层燃烧器间的二次风风口中） ，计 12 根，油枪点火采用高能点火装置。过热器汽温调节主要采用喷水调节（两级） ，分别布置于低温过热器的出口、后屏过热器出口；再热器汽温调节以燃烧器摆动及过量空气系数调节为

13、主，墙式再热器进口管道上装有事故喷水装置作为再热器汽温调节的辅助手段。锅炉设有容量为 5%B-ECR 的启动旁路系统，目的是在锅炉启动时控制过热汽温、汽压，缩短启动时间，提高运行的灵活性。在炉膛出口左右两侧各装有烟温探针 1 根，启动时用于监视炉膛出口烟温不超过 538。炉膛本体炉膛区域布置 64 只 IR-3Z 型墙式吹灰器，对流烟道区域布置 16 只 IK-530 型长行程伸缩式吹灰器，空预器烟气侧配有气脉冲吹灰装置，运行时均实现过程控制。锅炉本体部分共配有 10 只弹簧式安全阀和 1 只电磁泄放阀。安全阀分别布置在汽包、过热器出口及再热器进、出口管道上；电磁泄放阀布置在过热器出口安全阀的

14、下游管道上。机组配有分散集中控制系统（DCS） ，由机炉协调控制系统（CCS） 、顺序控制系统（SCS） 、模拟调节系统（MCS）三部分组成，其包含有炉膛安全监控系统（FSSS） 。此外，锅炉还配有炉膛火焰电视摄像、汽包水位电视摄像安全监视装置。锅炉为全钢架结构，采用高强度螺栓连接。除炉底渣斗装置及空预器外，锅炉所有重量都悬吊在炉顶钢架上。锅炉设置有膨胀中心，运行时整台锅炉以膨胀中心为原点进行膨胀，锅炉垂直方向上的膨胀零点设在炉顶大罩壳顶部，锅炉深度和宽度方向上的膨胀零点设在炉膛中心，在炉膛高度方向设有三层导向装置，以控制锅炉受热面的膨胀方向和传递锅炉水平载荷。2.1.3 锅炉汽水系统锅炉汽水

15、系统 2.1.3.1 从给水泵来的给水以单路由锅炉左侧引入省煤器进口集箱，给水经省煤器管组加热后，流经省煤器管组、中间连接集箱和悬吊管，然后汇合在省煤器出口集箱，再由 3 根21922 的锅筒给水管道从省煤器出口集箱引入锅筒；混合后的水经 4 根下降管，下降管的下端分别设有一分配器，与 92 根水冷壁引入管相连接，引入管把欠焓水送入水冷壁的四周下集箱。水冷壁由 734 根直径 60 的管子组成，按受热情况和几何形状划分成 32 个循环回路，在炉膛四角处的水冷壁管子设计成切角，以满足四角切园燃烧工况，同时为改善四角水冷壁回路的受热工况，提高该部分循环回路的稳定性，并利用切角管子设计成燃烧器的水冷

16、套保证燃烧器喷口免于烧坏。工质随着膜式水冷壁向上流动而不断被加热，逐渐形成汽水混合物。汽水混合物经 104 根汽水引出管引入锅筒，在锅筒内藉轴流式旋风分离器和立式波形板使汽水得到良好的分离，分离后的水份再次进入下降管，干蒸汽则被 18 根连接管引入炉顶过热器进口集箱。 某某热电厂 2330MW 机组4水冷壁四周下集箱设有邻炉加热装置，锅炉在点火前，邻炉加热蒸汽分 4 路进入 32 只水冷壁下集箱，以加快锅炉启动速度。2.1.3.2 2 汽包与省煤器进口管道之间设有两根省煤器再循环管，锅炉启动时，打开再循环阀，炉水经过省煤器再循环管，送至省煤器，以防止省煤器内介质汽化，直至建立稳定的给水量后关闭

17、再循环阀。2.1.4 过热蒸汽系统过热蒸汽系统 过热器系统由五级受热面组成：烟井包覆过热器（含炉顶过热器） 、低温过热器、分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器。从锅筒顶部引出的饱和蒸汽进入炉顶进口集箱，经炉顶管至炉顶出口集箱，为减少蒸汽阻力损失，约 35%B-MCR 的蒸汽经旁通管直接进入水平包覆过热器下集箱，经水平包覆过热器后再进入烟井包覆上集箱。从炉顶出口集箱引出的蒸汽经过后烟井包覆，后烟井延伸侧墙，再汇总至低温过热器进口集箱，流经低温过热器至低温过热器出口集箱，然后经位于集箱中部的三通把蒸汽引往 I 级减温器，通过 I级减温器蒸汽再次分成二路至分隔屏进口集箱，连接管道并在炉膛上部形式四片

18、分隔屏经三通分二路引入分隔屏流经分隔屏和后屏，出分隔屏后蒸汽由两根连接管道从左、右两端引向后屏进口集箱，经后屏管来的加热后蒸汽进入后屏出口集箱。后屏出口后蒸汽流经布置在锅炉级喷水减温器并在锅炉中心由三通再次汇合成一路，使蒸汽得到充分混合后进入末级过热器加热到所需蒸汽温度，通过末级过热器到末过出口集箱，再由末过出口集箱引出至主蒸汽管道，进入汽机高压缸。各级过热器之间均采用大直径管道及三通连接，使介质充分混合，并简化布置，包覆过热器布置成几个回路，其目的是为了降低系统的阻力。蒸汽冷却定位管由分隔屏进口集箱引出，通过分隔屏、后屏引入后屏出口集箱，将分隔屏定位夹持，防止屏偏斜。2.1.5 再热蒸汽系统

19、再热蒸汽系统再热器系统由三级受热面组成：墙式再热器、屏式再热器和末级再热器。自汽机高压缸排出的蒸汽经过墙式再热器进口管道上事故喷水减温器，然后引入墙式辐射再热器进口集箱，经过墙式辐射再热器，再由炉顶上部的出口集箱引出，通过 4 根连接管引至屏式再热器进口集箱，依次经过屏式再热器和末级再热器，然后由末级再热器出口集箱上方引出至再热器蒸汽管道，进入汽机中压缸。在墙式再热器进口管道上设置了事故喷水减温器，以防过高温度的汽机高压缸排汽进入墙式再热器。2.1.6 燃烧系统燃烧系统锅炉采用冷一次风正压直吹式制粉系统，配备五台 HP863 型中速磨，分别对应五层燃烧器，燃烧器采用四角布置（燃烧器四周采用水冷

20、套结构） ，同心反切燃烧方式（煤粉喷嘴的煤粉气流与二次风气流反向切圆） 。燃烧器箱壳由隔板分成若干风室。各风室出口处布置喷嘴，风室的入口处布置二次风门挡板。顶部二次风喷嘴及 SOFA 喷嘴为手动，单独摆动。其它一、二次风喷嘴按协调控制系统给定的信号同步、成组上下摆动。四个角的燃烧器喷嘴拥有各自的摆动连杆。通过摇臂装置和主连杆由摆动气缸装置驱动上、下摆动各 20，二次风喷嘴可上、下摆动各 30，顶部手动二次风喷嘴可上摆动 30、下摆动各 6。分离燃尽风喷嘴手动可上、下摆各 30，水平摆+15到-15。在锅炉运行中，通过燃烧器摆动可以调节再热器温度。燃烧器喷嘴摆动的控制应接入 CCS 系统。如 C

21、CS 系统未投入或摆动控制从 CCS 暂时解列时，为保证喷嘴摆动机构正常运行，每天在适当时候需要由人工操作上下摆动喷嘴，然后恢复到原始位置。 某某热电厂 2330MW 机组52.1.7 点火设备点火设备燃烧系统的点火方式为二级点火，即高能点火器轻油煤粉。本系统介质为#0 轻柴油，雾化方式为简单机械雾化，燃烧器风箱中设有 3 层共 12 支简单机械雾化油枪，油枪总出力为 30%BMCR。每支油枪配有 20J 高能点火器一套，点火时由进退机构控制。主要用于低负载稳燃特别是紧急工况时的稳燃。油系统中仪表阀门的配置能满足实现 FSSS 和 CCS 控制要求。2.1.8 风烟系统风烟系统机组风烟系统由烟

22、气系统、一次风系统、二次风系统、密封风系统、冷却风系统组成。一次风用作输送和干燥煤粉用，由一次风机从大气中抽吸而来，送入三分仓预热器的一次风分隔仓，加热后通过热一次风道进入磨煤机，在进预热器前有一部分冷风旁通经冷一次风道，在磨煤机进口前与热次风相混合作磨煤机调温风用。二次风的作用是强化燃烧和控制 NOx 生成量，从大气吸入的空气通过送风机进入预热器的二次风分隔仓，加热后经二次风道进入大风箱和 SOFA 风箱。燃烧后的烟气离开炉膛后炉膛中产生的烟气流过后烟井后，通过烟道进入空气预热器烟气仓，在预热器中利用烟气余热使一、二次风得到预热。从空气预热器出来的烟气通过静电除尘器、脱硫、布袋除尘器、引风机

23、排至烟囟。在预热器进口烟道上装有电动关闭挡板。2.1.9 调温系统调温系统2.1.9.1 过热蒸汽调温过热蒸汽调温系统共设置二级喷水减温器： I 级减温器、级减温器。I 级减温器布置在低温过热器出口管道上，一点喷水，用以控制进入分隔屏的蒸汽温度；级减温器布置在后屏过热器出口管道上，一点喷水，用以控制高温过热器出口汽温作微调，以获得所需的过热蒸汽温度。喷水水源接自高加前给水泵出口给水管道，经喷水总管电动隔绝总门后分两路，一路至 I 级减温器，另一路再级减温器，喷水减温器均全位混合布置 。喷水管路中电动调节阀前后均布置有电动阀作隔绝用，调节阀与上游的电动阀间设有疏水阀，可作为检修时为管路泄压用，调

24、节阀与下游电动阀间设有排污阀，可定期对减温喷嘴反冲洗，以防喷嘴结垢。I 级喷水最大设计流量 118t/h ，级喷水最大设计流量 15t/h。2.1.9.2 再热蒸汽调温再热蒸汽的温度调节主要靠燃烧器摆动调温为主，事故喷水仅在非常工况下控制再热器进口汽温。再热器的减温水水源来自给水泵中间抽头，要求压力为 3.010MPa，在喷水总管上设置一电动隔绝阀，然后分成两个并列的喷水回路，至再热器进口左右布置的事故喷水减温器，一般在机组事故工况下投运，以保护再热器。喷水管路中电动调节阀前后均布置有电动阀作隔绝用，调节阀与上游的电动阀间设有疏水阀，可作为检修时为管路泄压用，调节阀与下游电动阀间设有排污阀，可

25、定期对减温喷嘴反冲洗，以防喷嘴结垢。每侧事故喷水最大设计流量 25t/h。2.1.10 吹灰系统吹灰系统为保持受热面清洁，提高受热面传热效果，炉膛、尾部烟井设置有吹灰器。整个吹灰系统分锅炉本体受热面吹灰和空预器吹灰两部分。锅炉本体受热面共布置有 92 只吹灰器， 某某热电厂 2330MW 机组664 只 IRZ3 型炉室吹灰器布置于炉膛部分，16 只 IK530 型长伸缩式吹灰器布置于炉膛上部和纯对流烟道区域；本体受热面吹灰采用蒸汽吹灰，吹灰蒸汽由前屏进口集箱接出（工质温度为 452，压力为 18.43MPa，引出的蒸汽经过气动薄膜减压阀整定为约1.01.5 MPa 的蒸汽后，再进入吹灰器，管

26、路中设有自动疏水点，锅炉整套吹灰实现程序控制。空预器吹灰采用气脉冲吹灰方式。2.1.10.1 本体吹灰及预热器吹灰系统锅炉本体吹灰系统配置一套蒸汽减压站，吹灰蒸汽自屏式再热器进口管道接出后汇成一路经过 2气动薄膜减压阀减压，其整定值为 2.94MPa（30kgf/cm2） ，温度约 450。减压阀前管路上布置有一只手动截止阀和一只电动截止阀作关闭汽源用。减压阀后管路上设有一只安全阀以防吹灰蒸汽超压。管路上还设有压力测点，监控减压阀出口压力。吹灰蒸汽经减压后分二路分别向炉膛吹灰器，长伸缩吹灰器提供吹扫蒸汽。各路吹灰管路均设有流量开关，并与程控相接，流量开关触点的设定值为保持吹灰器所需的最小冷却流

27、量。为保证吹灰介质适当干度，吹灰管路中设有疏水系统，本体吹灰部分有 4 个疏水点，其中炉膛吹灰器及长伸缩式吹灰器各 2 点，每一疏水点疏水管路上布置有一只电动截止阀，温控疏水，其阀门启闭设定值为 300，为保证彻底疏水，水平管道应至少保持 0.025m/m的坡度。预热器吹灰蒸汽来同样自屏式再热器进口管道，经过 2 只气动薄膜减压阀减压，其整定值为 2.94MPa（30kgf/cm2） ，温度约 450， （与本体吹灰共用一路，根据投运情况此值可以调整） 。减压阀前也布置有截止阀，阀后有安全阀、压力测点等设备，然后总管分成二路，进入空气预热器吹灰器。本系统中设有一个疏水点，温控疏水，疏水阀为电动

28、截止阀，其启闭设定值为 350。在总管上还设有吹灰器辅助蒸汽管路，辅助蒸汽来自设计院布置的辅助蒸汽母管，蒸汽压力为 0.50.8MPa（表压） ，温度为 280，经过截止阀和止回阀后进入吹灰管路，辅助蒸汽与正常汽源阀门切换条件：（1）当锅炉负荷大于 30%MCR 时，空预器吹灰汽源减压站打开供应吹灰蒸汽。（2）当锅炉负荷小于 30%MCR 时或启动阶段，辅助汽源阀门打开供应辅助蒸汽。 吹灰器主要设计参数吹灰器主要设计参数序号项目炉膛吹灰器长伸缩式吹灰器半伸缩式吹灰器空预吹灰器1型号V04PS-SLPS-SBPS-AT2行程(mm)255716035809703吹扫角度360036003600垂

29、直方向4有效吹扫半径(mm)25002500250020005吹灰管行走速度（m/min）0.51.440.721.446吹灰管旋转速度（rpm）5.4242424 某某热电厂 2330MW 机组7序号项目炉膛吹灰器长伸缩式吹灰器半伸缩式吹灰器空预吹灰器7吹扫时间（s）5055659613408蒸汽耗量（kg/min）(单台)821001001009电动机型号M2QA71M4BM2QA80M4AM2QA80M4AM2QA90S4A9.1功率（kW）0.250.550.550.559.2转速（rpm）14001400140014009.3绝缘等级F FFF9.4防护等级IP55IP55IP55I

30、P5510推荐吹扫压力(MPa)1.01.51.01.51.01.51.01.511汽源接口法兰口径DN80DN80DN80DN8012炉墙开孔直径 11416816816813重量（KG/台） 18011008005002.1.11 烟温探针烟温探针在炉膛出口左右两侧各布置了一只非冷式烟温探针，即无冷却介质。最高测量温度可达到 600。本体还应包括位置及温度变送器、就地控制箱、热电偶（铠装双支式、K 分度） 。就地控制箱应能够接受远方控制烟温探针“进”、 “ 退”、 “停”操作指令。并且具有420mA DC 位置反馈信号，负载阻抗不低于 250。烟温探针的热电偶将测得的温度信号输入 DCS（

31、420mA，0800刻度） ，位置转换系统同时将热电偶进入炉膛内的距离信号输入 DCS（420mA，0100%刻度） 。探针前进至触及前端行程开关，探枪会停在最前端，测量该区域的温度。探针在运行过程中，也可操作开关控制探针前进、后退或停在任意位置。当温度达到第一设定值 530时，则报警，温度达到第二设值 538C 自动退回至初状态，触及后端行程开关时，自动停止。2.1.12.疏水、加药、定排和酸洗管道疏水、加药、定排和酸洗管道为保证锅炉安全、可靠运行，在锅炉承压部件必要位置设有疏水点。锅炉受压件主要设有如下疏水点：给水系统：省煤器进口管道一点；循环系统：四根下降管分配器下部各一点；过热器系统：

32、炉顶过热器进口集箱一点；后烟井左右侧墙下集箱二端各一点；再热器系统：墙式再热器进口管道左右侧各一点；锅炉点火前，过热器和再热器系统疏水阀和放空气阀必须打开，以保证系统内管道疏水。疏水后当管道内产生蒸汽时，应关闭过热蒸汽管道上排气阀。后烟井集箱上的疏水阀机组并网后即关闭，再热器疏水阀和排气阀必须在凝汽器建立真空前关闭。 某某热电厂 2330MW 机组8汽水系统中共设置 5 只酸洗管路接头，其中 4 只在四条下降管疏水管路的两电动截止阀之间，1 只在省煤器进口集箱疏水管路的两截止阀之间，5 只酸洗接头配置手动截止阀作隔绝用。加药管路布置在炉前，从锅炉前下方引入，管路配串联的截止阀和止回阀。2.1.

33、13 排污管路排污管路本锅炉设有连续和定期两根排污管路。锅炉排污是用作控制炉水浓度和除去沉积物，排污量及排污次数取决于锅炉的运行工况，如水的特性，水处理性质，锅炉负荷等。在通常情况下，连续排污就能满足要求，在沉积物生成过多的情况下，固形物含量高，给水处理差导致携带的情况下，锅炉就要通过定期排污管路来进行定期排污。连续排污管自锅筒一端下部引出，经连排调节阀后直接引至排污箱。2.1.14 取样管路取样管路锅炉对五种介质设取样点：给水取样、炉水取样、饱和蒸汽取样、过热蒸汽和再热蒸汽取样。给水取样在省煤器入口管道上，炉水取样设在锅筒两端的连续排污管上，饱和蒸汽取样在锅筒引出管上均布 6 点，过热蒸汽和

34、再热蒸汽取样点设在两者的出口管道上，每条取样冷却管路均配有 2 只串联的截止阀。2.1.15 安全阀排汽管道安全阀排汽管道锅炉受压件的保护手段除设置汽机高低压旁路系统外，设置必要数量的安全阀又是一重要的控制与保护手段，本锅炉共设置 11 只安全阀，其中锅筒 4 只，过热器出口 2 只，再热器进口 2 只，出口 3 只。安全阀排放量及整定压力满足 ASME 规范要求。另在过热蒸汽出口管道安全阀下游设置 1 只动力泄放阀（ERV） ，其整定压力又略低于过热蒸汽管道上安全阀整定压力。动力泄放阀是作为附加的安全阀，其排量不包括在安全阀总排放量中，该阀可自动，也可手动操作。主蒸汽出口管道安全阀上游设置

35、2 只串联的电动向空排汽阀，作锅炉启动排汽用。2.1.5 锅炉有关参数表锅炉有关参数表2.1.5.1 锅炉主要设计参数锅炉主要设计参数项 目 负荷单位 定 压B-MCRECR过热蒸汽流量t/h11801035.9过热蒸汽出口压力MPa17.517.3过热蒸汽出口温度541541再热蒸汽流量t/h987.5873.3再热蒸汽进/出口压力MPa4.23/4.013.73/3.54再热蒸汽进/出口温度341/541329/541锅炉参数给水温度279270汽包工作压力MPa18.8718.39过热器一级减温水量t/h017.9 某某热电厂 2330MW 机组9过热器二级减温水量t/h03炉膛容积热负

36、荷KW/96.1586.55炉膛断面热负荷KW/4.253.83计算燃料消耗量t/h150.44135.42锅炉计算效率%9393炉膛出口过剩空气系数%2020空预器进口风温2323空预器出口一次风温324321空预器出口二次风温334328炉膛出口13361339后屏过热器出口10551034末级过热器出口747736末级再热器出口850837墙式再热器出口13361339屏式再热器出口934921烟气温度分隔屏过热器出口11481139省煤器出口366360空预器进口366360空预器出口134133低温过热器出口404406分隔屏过热器出口451450后屏过热器出口508511末级过热器

37、出口541541墙式再热器出口394391屏式再热器出口484484介质温度 末级再热器出口5415412.1.5.2 锅炉热平衡锅炉热平衡名称单位工况（B-MCR）排烟损失 q2%4.5化学未完全燃烧热损失 q3%3.8机械未完全燃烧热损失 q4%0.9散热损失 q5%0.18炉渣物理热损失 q6%0.35制造厂裕度%0.45计算热效率（按低位热值）g%93保证热效率（按低位热值）B%93过剩空气系数%20计算燃料消耗量t/h 150.42.1.5.3 主要承压部件、受热面及管道主要承压部件、受热面及管道 某某热电厂 2330MW 机组10序号名称项目单位设计数据筒身长度mm20100全长m

38、m22100内径mm1743壁厚mm135材质13MnNiMo54旋风分离器数量只98单只分离器出力t/h12.040 水位线mm汽包中心线下-100总水容积m353.51汽包中心线标高mm64900数量根4管径mm533.4502集中下降管材质SA-106B型式膜式壁水容积m3206数量根前后墙各 176 左右墙 306外径壁厚mm63.57.5节距mm7623水冷壁材质SA-210C数量根132/50（后烟井前/后侧墙） ；106/110（后烟井后墙下部/上部管） ；101/101 后烟井前墙下部/上部管；60延伸侧墙管（末过处） ；72 延伸侧墙管（末再处） ；管径mm51/51；38/

39、51；44.5/44.5；51；514包墙管材质20G数量根122管径mm515前炉顶管材质15CrMoG数量根110管径mm516后炉顶管材质20G水容积m3130管数量片113管径mm516材质SA-210C7省煤器工质出口温度293（MCR） 289（ECR）低温过热器型式水平逆流对流 某某热电厂 2330MW 机组11管数量片1094管径mm57材质15CrMoG/20G节距mm140型式辐射屏式管径mm517数量片469材质SA213-T91/12Cr1MoVG/15CrMoG工质出口温度451（MCR） 450 （ECR）9分隔屏过热器管壁报警温度503型式半辐射屏式管径mm54/

40、60数量片2214材质SA-213TP347H/SA-213T91 12Cr1MoVG 节距mm684工质出口温度508（MCR） 511（ECR）10后屏过热器管壁报警温度555型式对流管径mm54/51数量片89材质SA213-T91/12Cr1MoVG/SA213-T23节距mm171工质出口温度541（MCR） 541（ECR）11末级过热器管壁报警温度580型式辐射管径mm544.5数量根228+1302材质20G/15CrMoG/12Cr1MoVG节距mm114工质出口温度394（MCR） 391（ECR）12墙式再热器管壁报警温度542型式辐射管径mm63.5数量根3414材质1

41、2Cr1MoVG/SA213-T91节距456工质出口温度484（MCR）484（ECR）13屏式再热器管壁报警温度572 某某热电厂 2330MW 机组122.1.5.4 燃烧系统特性燃烧系统特性型式半辐射 管径mm63.5数量根667材质12Cr1MoVG/SA219-T91节距mm228工质出口温度54114末级再热器管壁报警温度580序号名称单位数值1炉膛形式单炉膛 型布置全密封膜式水冷壁结构2炉膛宽度mm153903炉膛深度mm136404炉顶标高mm604005炉膛容积热负荷 qVkW/m396.156炉膛断面热负荷 qFKW/m24.257燃烧器的型式，布置方式垂直浓淡分离直流燃

42、烧器，四角切圆布置8燃烧器最大摆动角度309燃烧器数量（每层只数层数）4610二次风喷嘴数（每层只数层数）4811油燃烧器数量（每层只数层数）4312燃烧器总高度m6.713最上排燃烧器中心到屏下端的距离mm2780014最上排燃烧器喷口中心线标高mm1900015最下排燃烧器喷口中心线标 gmm2129016最下层燃烧器中心距灰斗上沿距离mm495817水平烟道深度mm652818竖井深度mm1026019冷灰斗转角标高mm495820下集箱标高mm680021点火及低负荷用的油枪型式简单机械雾化 某某热电厂 2330MW 机组132.1.5.5 安全门技术规范安全门技术规范名 称单 位数

43、值汽包安全阀型号HE-96W台数台3公称直径mm喉部直径mm排汽量T/h253/257/261/265起座压力MPa19.95/20.15/20.35/20.35回座压力MPa19.15/18.94/18.93/18.93回座压差%4/6/7/7制造厂家美国 CROSBY 公司过热器出口安全阀型号HCI-88W台数台2公称直径mm喉部直径mm排汽量T/h115/115起座压力MPa18.32/18.35回座压力MPa17.77/17.8回座压差%3/3制造厂家美国 CROSBY 公司再热器入口安全阀型号HCI-46W台数台2公称直径mm22单个油枪耗油量T/h2.0/1.25/0.823供油压

44、力（油枪前）MPa3.0（2.5 报警）24供油最大流量T/h26.025全部油枪投运达到的最大负荷%30% B-MCR26空预器出口一次风量Kg/h15976727空预器出口二次风量Kg/h98735228一次风率20.629二次风率74.630一次风速m/s2531二次风速m/s49.632空预入口温度2033热一次风温32434热二次风温33435不投油最低稳燃负荷35BMCR36炉膛出口过量空气系数1.2537煤粉细度%R90=20 某某热电厂 2330MW 机组14名 称单 位数 值喉部直径mm排汽量T/h257/266起座压力MPa4.71/4.88回座压力MPa4.55/4.73

45、回座压差%3/3制造厂家美国 CROSBY 公司再热器出口安全阀型号HCI-48W台数台3公称直径mm喉部直径mm排汽量T/h166/170/174起座压力MPa4.39/4.49/4.59回座压力MPa4.26/4.36/4.45回座压差%3/3/3制造厂家美国 CROSBY 公司气动泄放阀型号ZOL12N7BRA5P1台数台1公称直径mm喉部直径mm排汽量T/h112起座压力MPa18.14回座压力MPa17.78回座压差%2制造厂家美国 CROSBY 公司2.1.5.6 燃料特性燃料特性项目符号单位设计煤种校核煤种 1校核煤种 2kJ/kg215702110022510接收基低位发热量Q

46、net.v.arkcal/kg接收基全水分Mt%6.6134.6接收基灰分Aar%25.1213.9724.08干燥无灰基挥发份Vdaf%37.9937.5238.85工业分析空气干燥基水分ad%1.484.91.53接受基碳Car%56.7558.158.24接受基氢Har%3.613.033.41接受基氧Oar%6.4810.78.39接受基氮Nar%0.910.730.87接受基硫Sar%0.530.470.41元素分析可磨性系数HGI5460602.1.5.7 设计燃料的灰渣特性分析设计燃料的灰渣特性分析项目符号单位设计煤种校核煤种 1校核煤种 2 某某热电厂 2330MW 机组15灰

47、变形温度DT （t1）107011501110灰软化温度ST （t2）110012201140灰熔化温度FT （t3）1170132011902.1.5.8 点火及助燃用油特性分析点火及助燃用油特性分析2.2 汽轮机设备概况与规范汽轮机设备概况与规范本汽轮机型号为 CZK330-16.7/0.64/538/538，采用上海汽轮机厂制造的亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、直接空冷抽汽凝汽式汽轮机。高中压部分采用合缸反流结构、低压部分采用双流反向结构。2.2.1 汽轮机本体汽轮机本体2.2.1.1 本机组为两缸两排汽型式，高中压部分采用合缸结构。因进汽参数较高，为减小汽缸应力，增加机组启停及

48、变负荷的灵活性，高压部分设计为双层缸。中压缸采用单层缸加隔板套结构，低压缸为对称分流式，也采用双层缸结构。为简化汽缸结构和减小热应力，高压和中压阀门与汽缸之间都是通过管道联接。高压阀悬挂在汽机前运行层下面，中压阀置于高中压缸两侧。机组总长 1750mm。项目符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种 2二氧化硅SiO2%58.0344.9454.82氧化铝Al2O3%19.3521.2829.40氧化铁Fe2O3%8.465.624.47氧化钙CaO%4.0311.434.07氧化钛TiO2%0.820.940.37氧化钾K2O%2.441.161.16氧化钠Na2O%0.841.390.50氧化镁M

49、gO%2.593.891.35灰成分分析氧化硫SO3%2.339.003.00项目单位数值油 种0 号轻柴油（GB252-2000）十六烷值45恩氏粘度（20）1.2-1.67 oE运动粘度（20）cst3.08.0 厘沱水 分%痕迹硫 分%0.2凝固点0闪点（闭口）55低位发热值kJ/kg42000比重T/m30.80.87 某某热电厂 2330MW 机组162.2.1.2 高压缸部分由 1 级单列调节级（冲动式）和 11 级压力级（反动式）所组成。主蒸汽经过布置在高中压缸两侧的 2 个主汽阀和 6 个调节汽阀从位于高中压缸中部的上下各 3个进汽口进入喷嘴室和调节级，从调节级流出的蒸汽反向流

50、经喷嘴室的孙壁再流过高压缸各级。主蒸汽从锅炉经 2 根主蒸汽管分别到达汽轮机两侧的主汽阀和调节汽阀，由 6 根挠性导汽管进入设置在高压内缸的喷嘴室。6 根导汽管对称地接到高中压外缸上下半各 3 个进汽管接口。蒸汽经 1 个单列调节级和 11 个压力级作功后，由高中压缸前端下部的 1 个高压排汽口排出，经 1 根冷段再热汽管去锅炉再热器，管道上装设 1 个 Dg812.8x22.23 的排汽止回阀。2.2.1.3 再热蒸汽通过 2 根热段再热汽管进入中压联合汽阀，再经 2 根中压主汽管从高中压外缸中部下半两侧进入中压通流部分。经过中压部分 11 个压力级，做完功的蒸汽从上半正中的一个中压排汽口进

51、入连通管通向低压缸。2.2.1.4 本机组的低压部分为双层缸结构，由外缸和内缸组成。低压缸是冷作焊接件。蒸汽由低压缸中部进入通流部分，分别向前后两个方向流动，经 26 个压力级作功后向下排入排气装置。2.2.1.5 高压通流部分由 1 个单列调节级和 11 级压力级组成。本机组调节级叶片为三销三联体结构，叶片截面和根部相对围带和槽面有良好的弯曲性能。各级动叶片均装有围带，围带装在叶片顶端的铆钉头上，用铆接来固定，并将叶片连接成组，末叶片应位于成组叶片围带的中间。高压部分由于压力较高，采用 T 型叶根可有效地防止蒸汽泄漏，从而进一步提高高压缸的效率。在静叶持环内径及隔板内径处均装有嵌入式汽封，与

52、动叶围带和转子形成较小的径向间隙，减少各级间漏汽。中压通流部分由装在汽缸静叶持环上的静叶片和装于转子叶轮上相同级数的动叶片组成。采用侧装式枞树型叶根及整体围带结构。中压部分静叶持环内径及隔板内径处亦装有弹簧汽封，以与动叶围带和转子形成较小的径向间隙，减少各级间漏汽。低压缸的双流低压通流部分（调阀端） ，它由装在低压内缸上的 6 级静叶片和装于转子上相同级数的动叶片组成。低压 12 级内缸内径及隔板内径处装有镶嵌式汽封。低压36 级围带汽封的汽封环为双边凸缘结构，36 级隔板汽封的汽封环都是用单边凸缘之根部装入相应槽内。2.2.1.6 汽轮机中的汽封包括隔板及围带汽封、平衡活塞汽封、高中压缸及低

53、压缸端部汽封。这些汽封有效地阻止了蒸汽在各腔室内的泄漏、蒸汽的外泄及空气进入。汽封片和转子上的台阶形汽封槽，形成高低交错排列的很小的运行间隙，以防止汽流直线通过汽封缝隙。汽封系由许多汽封片组成的曲径迷宫式汽封。低压端部外固定在中轴承座和后轴承座下部后，通过波形管与低压外缸相连。2.2.1.7 主汽阀和调节汽阀安装于高中压缸的两侧。共两个主汽阀，每个主汽阀带有 3 个调节汽阀。所有这些阀门的开度均由伺服油动机控制，而伺服油动机是受从数字电液调节系统(DEH)来的控制信号控制的。它有两个功能；一为起到紧急切断蒸汽的作用。二为在汽轮机启动时能用来控制汽机的转速。6 个调节汽阀各自由 1 只油动机控制

54、，油动机装于阀的边上。根据电一液调节系统控制信号的响应，油动机给定其阀的位置。运行时，调节汽阀的蒸汽与主蒸汽压力相近。调节汽阀的功能是通过控制蒸汽流量的方法精确地调节汽轮机的转速和负荷。再热主汽阀与再热调节汽阀装于再热器到汽轮机中压缸间的管道中。再热主汽阀为卧式布置，再热调节阀为立式布置，两阀阀壳焊为一体，再热主汽阀与再热调节汽阀装于再热器到汽轮机中压缸间的管道中。2.2.1.8 高中压转子与低压转子之间是采用法兰式刚性联轴器连接的，其轴向位置靠推力轴 某某热电厂 2330MW 机组17承定位。低压转子的另一端与发电机之间也用刚性联轴器相连接。推力轴承装于前轴承座中，它是汽机电机轴系的轴向定位

55、点。高中压部分的 1 号、2 号轴承和低压部分的 3号、4 号轴承均为可倾瓦径向轴承。前轴承座位于机组高压缸的前端，内装有高压缸前轴承（1 号轴承） ，它支承高压转子，在转子的接长轴上装有推力轴承、主油泵及危急遮断器。前轴承座还装有转子位移、汽缸膨胀、转速、振动及偏心监视等传感器。此外，还装有危急遮断系统的薄膜阀、控制与试验装置等。在前轴承座的两侧面还装有调节系统的许多部件，如安全综合装置、隔膜阀、空气引导阀等前轴承座有内部油管路系统，向安装于前轴承座内、外的部件供油。轴承座的左侧设有回油观察腔，以监视轴承回油。前轴承座的电机端两侧有两凸台，用于支承高压缸猫爪，猫爪搁置于凸台的支承键上。高压汽

56、缸与前轴承座之对中连接借助于定中心梁，梁刚性地传递轴向热膨胀，高压缸借助于定中心梁推动前轴承座一起沿轴向移动。各转子分别支承在两径向轴承上，轴承座为落地结构，其中前轴承座装有推力轴承，作为转子部分的膨胀“死点” 。中、后轴承座也分别有四个定位板，构成各自的“死点” ，汽缸和轴承座可以在基础台板顶面的水平面内以死点为中心沿任何方向作自由膨胀。中、后轴承座不但装有其自身的轴承，中轴承座同时还装有高中压的#2 轴承。此外，基础台板上装有专用油嘴和油槽，供配合面润滑用。2.2.1.9 转子盘车装置，在汽轮机启动、停机时或停机后作转子低速盘车用，以便将由于汽轮机部件不均匀冷却所引起的转子挠曲减到最低限度

57、。2.2.1.10 各转子分别支承在两径向轴承上，轴承座为落地结构，其中前轴承座装有推力轴承，作为转子部分的膨胀“死点” 。在低压外缸前后两端及中、后轴承座的前后两端之中心线上分别有 1 块横向定位板，引导低压外缸和轴承座作轴向膨胀而使中心保持不变；在左右两侧各有 1 块轴向定位板，引导低压外缸和轴承座的横向膨胀。因此，轴向和横向定位板中心线的交点便构成了静子部分的“死点” 。排大气阀位于低压汽轮机的两端，在汽缸内部压力升高到超过一定数值时，能够自动紧急排汽。排大气阀与一自动低真空遮断装置同时使用。当排汽压力升高到预定值时，装置将按规定使汽轮机停机。安装在汽轮机汽缸上的铅质薄膜环通常在压力为

58、0.0340.048MPa(g)时破坏。2.2.2 调速系统调速系统2.2.2.1 本系统的功能是提供高压抗燃油并由它来驱动伺服执行机构。该执行机构响应从电子控制器来的电指令信号，以调节汽机各蒸汽阀开度。这种高压抗燃油是一种三芳基磷酸脂，它具有良好的抗燃性能和流体稳定性。本系统由安装在座架上的不锈钢油箱、有关的管道、控制件、柱塞泵、电动机、 滤油器以及热交换器等组成。这些部件组成重复的二套，当一套投运时另一套即可作为备用，如果需要，即可自动投入。油泵供出的抗燃油经过EH 控制块、滤油器、逆止阀和溢流阀，而进入高压集管和蓄能器。油泵出口连接到蓄能器和高压集管，以建立 14Mpa 表压的压力，泵的

59、出油直接供向系统。回到油箱的抗燃油流经一个方向控制阀，该控制阀将回油引导流经一组冷油器。由主系统和备用系统公用的溢流阀是防止 EH 系统油压过高而设置的。本机组的调速系统采用数字电液调节，共有十三个电液转换器（16 号高压调门 GV 各一个，右侧高压主汽门 PT 一个，两个中压调门ICV 及低压蝶阀各一个）稳定、精确地控制汽轮机转速及电、热负荷。2.2.2.2 高压调门（GV）的控制有两种方式：单阀控制和顺序阀控制，机组并网后，可以在任何工况下实现无扰切换；新机组投产后的 6 个月内使用单阀控制。2.2.3 主要热力系统主要热力系统2.2.3.1 主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统 某某热电厂 233

60、0MW 机组18（1）本机组主蒸汽及再热蒸汽系统采用单元制。主蒸汽管道为 2-1-2 制，再热冷段蒸汽管道为 1-2、再热热段蒸汽管道为 2-1-2 制，从锅炉过热器出来的新蒸汽经过主管和支管的主蒸汽管进入高压缸。在高压缸内作功后的蒸汽经过两个高压排汽止回阀，经过主管和支管的冷段再热蒸汽管进入锅炉再热器。再热蒸汽通过主管和支管的热段再热蒸汽管道进入中压缸。（2）本机组采用容量为 35%BMCR 高、低压二级串联电动旁路系统。I 级旁路蒸汽从高压主汽阀前引出，经一级减温减压后，排至再热器冷段。级旁路蒸汽由中压联合汽阀前引出，再经三级减温减压后排至排汽装置。高、低压旁路系统的蒸汽转换阀和喷水调节阀

61、配备的均为电动执行器，每个执行器有两种速度：快速用于保护动作，全行程时间约为 4 秒；慢速用于正常调节，全行程约为 35 秒。2.2.3.2 回热、抽汽系统本机组设有七级回热加热，第 9 级后设 1 段抽汽供 1#高加（JG1） ，第 12 级后（高压排汽）设 2 段抽汽供 2#高加（JG2） 。第 17 级后设有 3 段抽汽供 3#高加（JG3）和工业抽汽，21级后设有 4 段抽汽供除氧器（CY）和辅助汽源，除氧器采用滑压运行。中压排汽一部分从高中压外缸后端下半的抽汽口进入低压加热器（JD5）及热网，低压第 26/32 级和第 28/34级后分别供低压加热器（JD6、JD7） 。任何工况下调

62、节级后压力和各段抽汽压力不得超过VWO 工况下相应的压力。2.2.3.3 给水系统给水系统中配有三台 50%BMCR 容量的电动调速给水泵，一台有效容积为 150m3的内置式除氧器。正常运行时，三台给水泵两台运行，一台备用。2.2.3.4 凝结水系统凝结水系统配有三台 55%容量变频调速立式凝结水泵。凝结水采用精除盐处理方式。2.2.3.5 空冷系统空冷凝汽器共 30 个单元，分为 6 列，每列有 5 个单元，每个单元配一台冷却风机。每列有三个顺流单元和两个逆流单元。风机转速可通过变频器在 20%至 110%额定转速范围内进行调节。每台机组配有一套高压水清洗系统及一套喷雾系统，此系统能够在空冷

63、凝汽器正常工作时对翅片的外部表面进行清洗及夏季时增强冷却效果。2.2.3.6 抽真空系统抽真空系统配有三台水环式真空泵，机组启动时，三台泵可同时投入运行，以加快抽真空速度。机组正常运行时，一台真空泵运行，另两台备用。2.2.3.7 润滑油系统润滑油系统的作用是给汽轮发电机的支持轴承、推力轴承和盘车装置提供润滑油，以及为操纵机械超速脱扣装置提供压力油。正常运行时，润滑油系统由主油泵供油。润滑油系统还设有高压辅助油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、顶轴油泵，以满足机组启动、停机或紧急情况下的用油。2.2.4 调节保安系统调节保安系统汽轮机调节保安系统分为三大部分：供油系统部分、配汽执行机构部分、危急

64、遮断保护部分。2.2.4.1 供油系统部分分为供油装置、自循环冷却系统、自循环再生过滤系统以及油管路及附件（油管路、高压蓄能器、膨胀支架等） 。2.2.4.2 配汽执行机构部分包括高、中压主汽门执行机构各 2 台，高压调节汽门执行机构 6台，中压调节汽门执行机构 2 台，中压排气蝶阀 1 台。 某某热电厂 2330MW 机组1921汽轮机技术规范汽轮机技术规范项 目数 据单 位汽轮机型式330 MW 亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、直接空冷、抽凝式汽轮机汽轮机型号CZK330/16.7/0.64/538/538汽轮机制造厂上海汽轮机厂产品编号C153额定功率330MWTMCR 工况35

65、4MWVWO 工况367MW额定主蒸汽压力16.7MPa额定主蒸汽温度538额定再热蒸汽温度538额定再热蒸汽压力3.51MPa主蒸汽额定进气流量1035t/h主蒸汽最大进气流量1180t/h再热蒸汽额定进气流量873t/h配汽方式节流+喷嘴配汽调节额定给水温度272.4额定转速3000r/min额定工况热耗8200.7KJ/kWh给水回热加热级数7（3 高加+1 除氧器+3 低加）级旋转方向顺时针方向（从汽轮机向发电机端看）额定背压14KPa夏季背压34KPa额定采暖供热抽汽压力0.64（可调整）MPa额定采暖供热抽汽流量440t/h最大采暖供热抽汽流量550t/h最高允许排气温度79低压末

66、级叶片长度665mm通流级数36级高压部分级数1+11级中压部分级数12级低压部分级数26级发电机转子一阶临界转速r/min高中压转子一阶临界转速r/min低压转子一阶临界转速r/min发电机转子二阶临界转速r/min低压转子二阶临界转速r/min高中压转子二阶临界转速4000r/min 某某热电厂 2330MW 机组20噪音水平85db盘车装置形型式电动盘车盘车转速2.5r/min汽轮机总长1750mm汽机本体重量685t机组寿命30 年最大允许系统周波摆动49.850.2Hz汽轮机中心距运行层标高1260mm22 汽轮机运行参数汽轮机运行参数项 目数 据单 位全真空惰走时间min无真空惰走

67、时间min主开关断开不超速跳闸的最高负荷MW超速掉闸转速3300r/min正常运行允许最高背压34KPa汽机报警背压49KPa汽机跳闸背压65KPa最高背压下允许的最大负荷变化率MW/min盘车可停止时汽缸最高温度150盘车可停止时转子最高温度150支持轴承最高允许温度113推力轴承最高允许温度110轴承最高回油温度65高压缸末级叶片最高允许温度440低压缸末级叶片最高允许温度13023 额定工况各段抽汽参数和流量表额定工况各段抽汽参数和流量表抽汽段号1234567抽 汽 器HTRNo.1HTR No.2HTR No.3DTRHTR No.5HTR No.6HTR No.7抽汽点（几级后）91

68、217212426/3228/34抽汽压力（MPa）6.0083.7861.7250.9890.5270.280.134抽汽温度390.7328.4437.6361281.7214140.4流 量 t/h72.87884.9931.98534.05431.56531.31559.77924 汽轮机主要热力特性数据汽轮机主要热力特性数据名称单位THA工况TRL工况TMCR工况VWO工况额定供热工况负荷MW330.113330.181354.479367.444279.142主蒸汽流量t/h1035.851128.781128.7811801128.78主蒸汽压力MPa16.7516.7516.7

69、516.7516.75 某某热电厂 2330MW 机组21主蒸汽温度538538538538.0538再热蒸汽流量t/h873.28942.07947.06987.45946.81再热蒸汽压力MPa3.513.7783.7993.9853.80再热蒸汽温度538538538538538低压缸排汽压力KPa1434141414一抽压力MPa5.75546.21386.23856.5176.2389一抽温度381.8390.6391.1396.1391.1一抽流量t/h61.40372.17669.82074.86969.922二抽压力MPa3.7834.0714.1044.2654.095二抽温

70、度331.1334.9338.9343.2338.9二抽流量t/h77.51389.24386.44891.82886.63三抽压力MPa1.9552.0982.1142.1992.114三抽温度450.4449.9450.2449.9450.1三抽流量t/h37.05642.84840.99244.0041.484四抽压力MPa1.0281.1011.1111.15441.111四抽温度359.2358.4358.8358.4358.9四抽流量t/h34.3538.96738.65240.02636.870五抽压力MPa0.5920.6350.6420.66450.64五抽温度290.328

71、9.6290.2289.3289.8五抽流量t/h39.97845.40444.31446.56237.921六抽压力MPa0.2680.2870.28850.30.142六抽温度214.0214.2213.4206.1180.7六抽流量t/h42.88947.11547.36449.64819.492七抽压力MPa0.0920.1030.0990.1030.049七抽温度140.4141.9140.0139.8113.5七抽流量t/h50.83534.45157.6961.6715.8141 高加出口水温270.7275.8276.2279.0276.11 高加疏水温度2 高加出口水温247

72、.0251.4251.9254.2251.72 高加疏水温度3 高加出口水温209.7213.3213.9215.7213.73 高加疏水温度最终给水温度272.4277.5277.9280.7277.8除氧器压力MPa0.971.041.061.091.05除氧器出口温度182.4185.5186.4187.6185.95 低加出口水温153.6156.3156.7158.0156.65 低加疏水温度6 低加出口水温125.2127.5127.8129.0105.66 低加疏水温度7 低加出口水温93.196.195.296.277.07 低加疏水温度轴加出口水温53.472.853.453

73、.353.8排汽焓KJ/kg2436.32546.72430.32427.42521.3 某某热电厂 2330MW 机组22排入凝汽器流量t/h686.461752.761737.639765.433374.804汽耗KJ/kw.h1.9592.0781.9561.9551.591热耗KJ/kw.h8200.78700.88189.48188.76661.23. 发变组设备概况与规范发变组设备概况与规范3.1 发变组发变组概况概况3.1.1 发电机概况（1）汽轮发电机为三相二极同步发电机，型号为QFS -330-2，容量为330MW，由汽轮机直接2拖动。（2）发电机的冷却采用“水水空”方式，即

74、定子绕组及转子绕组为水冷却方式，铁芯为空气冷却方式。发电机的定子铁心和端部结构件及转子表面是依靠空气冷却，冷风由装在发电机转轴上的风扇提供，与空气冷却器一起组成一个封闭的循环系统。冷风从二端的端盖进风口由安装在转轴二端的轴向风扇打入，通过转子表面经定子铁芯径向通风道再从机座下面的出风口进入空气冷却器，这种通风方式称为单路全出风方式。（3）发电机主要由定子（定子铁心、定子绕组） 、转子（轴、转子绕组、护环、阻尼绕组、集电环） 、机座、空气冷却器、出线端子（出线套管） 、轴承和端盖、油密封及档油盖等部件组成。（4）发电机中性点经干式单相变压器接地（二次侧接电阻），发电机与主变压器之间采用带有微正压

75、装置的离相封闭母线。3.1.2 励磁系统概况（1）发电机励磁系统及控制系统包括：发电机转子、可控硅整流器、自动励磁调节器及其相应的控制系统。励磁方式为机端自并励静态励磁。（2）励磁调节器由硬件和软件组成。硬件包括：系统电源板、CPU板、模拟量板、同步电压板、开关量及扩展开关量板、脉冲放大板组成。软件包括：嵌入式操作系统、人机交互程序、励磁应用程序。3.1.3 主变压器概况（1）主变压器采用三相双线圈铜绕组无励磁调压强迫油循环风冷升压变压器。（2）主变高压侧架空接入厂内220kV进线间隔，低压侧通过离相封母线接发电机出线套管。（3）主变高压侧中性点通过接地刀闸接地，但也可不接地运行。3.1.4

76、高压厂用工作变压器概况（1）高压厂用工作变压器采用三相油浸铜绕组低压分裂无励磁调压降压电力变压器。（2）高厂变高压侧电源由发电机出口引接，低压侧通过共箱母线引至 6kV 工作母线上。（3）高厂变低压侧采用中性点低电阻接地系统。3.2 发变组技术规范发变组技术规范 某某热电厂 2330MW 机组233.2.1发电机技术规范（1）发电机基本规范发电机基本规范序号项 目数 据单 位1发电机型式卧式水水空冷却、隐极、全静态可控硅自并励励磁发电机2发电机型号QFS-330-223发电机制造厂上海汽轮发电机有限公司4额定功率330 （ 388 ）MW（MVA）5最大连续功率360 （ 412 ）MW（MV

77、A）6额定电压20KV7额定电流11207A8额定功率因数0.859额定励磁电流1887A10额定励磁电压440V11额定频率50Hz12额定转速3000r/min13相 数314接 法Y Y15出线端子数目1216冷却方式水水空17短路比0.5318环境温度54019效率98.84%20轴承振动0.025mm21轴 振0.076mm22励磁方式高起始响应的自并励静止励磁系统23强励顶值电倍数224强励电压响应比21/s25允许强励时间10s26发电机噪音85dB（A）27定子每相直流电阻（50）2.44710-328转子绕组直流电阻（50）0.228（2）发电机绝缘等级及温度限值）发电机绝缘

78、等级及温度限值 某某热电厂 2330MW 机组24序号项 目数 据备注1定子线圈绝缘等级F（温度按 B 级考核）2转子线圈绝缘等级F（温度按 B 级考核）3定子铁芯绝缘等级F（温度按 B 级考核）4定、转子线圈冷却水的进口温度30454定子绕组及出线水温度85（埋设检温计）5定子绕组层间温度90（埋设检温计）6层间温度差（最高值平均值）87转子绕组温度110（电阻法）8定子铁芯温度120（埋置检温计）9定子端部结构件温度12010集电环温度120（温度计法）11轴瓦温度90（检温计法）12轴承和油封回油温度70（检温计法）（3）非额定运行工况最大出力的条件最大出力的条件序号项 目数 据单 位1

79、水压0.20.3MPa2冷却器进水温度383冷却器出水温度274冷却水温385厂房内环境温度40（4）冷却介质1）发电机定子绕组冷却水）发电机定子绕组冷却水序号项 目数 据单 位1进水温度30402水量51t/h3进水压力0.20.3MPa4导电率（20）0.51.5s/cm5酸碱度（PH）786硬度2gE / L 某某热电厂 2330MW 机组257氨（NH3）允许微量3）发电机冷水器）发电机冷水器序号项 目数 据单 位1冷却器个数4个2冷却器进水温度383冷却器出水温度434水 量125t / h5进水压力0.10.2M Pa7定、转子水冷器水阻 0.05MPa（每台）4）轴承润滑油）轴承

80、润滑油序号项 目数 据单 位1发电机轴承润滑油量360L/ min（只）2进油压力0.050.10MPa3进油温度27404出油温度703.2.2 励磁系统基本参数励磁系统基本参数序号项 目数 据单 位1额定励磁电压486.51V2额定励磁电流2221.45A3空载励磁电压168.4V4空载励磁电流824.2A5机端 PT 变比20/0.1KV6定子 TA 变比15000/5A7强励电压倍数（发电机机端电压降至 80%Ue 时）2倍8强励电流倍数2倍9允许强励时间10S10调差率范围10%11灭磁方式逆变+灭磁电阻12灭磁电阻型式ZnO 某某热电厂 2330MW 机组2613灭磁电阻容量1.4

81、4MJ型 式树脂浇注干式变压器型 号ZLSCB3300/20额定容量3300kVA额定变比20/0.95kV温升限值80K频 率50Hz相 数3连接方式Yd11绝缘等级F级高压侧 TA 配置3组高压侧 TA 变比（保护用两 5P30;30VA）高压侧 TA 变比（测量用一组 0.2 级；30VA）300/1150/1励磁变低压侧 TA 配置4组低压侧 TA 变比（保护用两 5P30;30VA）低压侧 TA 变比（励磁用 2 组 0.2 级；30VA）3000/13000/1励磁变冷却方式AN分接范围22.5%高压侧 103.9额定电流低压侧 2165.1A变压器保护信号超温报警、超温跳闸14励

82、磁变生产厂海南金盘电气有限公司整流装置接线方式（串、并联）并联型 号5STP18H4200功率放大器组数3串联个数1个并联支路数3个并联支路均流系数0.95晶闸管整流柜数量3面可控硅额定电流2075A15整流装置晶闸管元件额定正向平均电流2075A 某某热电厂 2330MW 机组27可控硅额定电压4200V可控硅反向电压4200V逆变时晶闸管最大逆变角140度退出一个整流桥的负荷能力4150A整流柜冷却方式AF整流柜噪音65dB400V1.924KW冷却风机电源电压、功率及电流3.7A型 号NES5100交流输入%15220V直流输入%20220V芯片工作电源+1.8V，+3.3V，+5V，+

83、12V，-12V 各一路开出信号电源+24V 一路开入信号电源+24V 一路脉冲电源+24V 一路通讯电源+5V 一路调压范围：5130调压精度：0.1%频率特性：发电机频率每变化 1，发电机端电压变化不大于额定值的0.1%电压响应时间：上升0.08S，下降0.15S频率相应范围：5500Hz16励磁调节器环境温度CC4010型号E3H-3200额定电压1000V额定电流3200A开断电流40 kA1S极数4极17灭磁开关控制电压（直流）220V型号MB 32非线性电阻材料ZnO非线性电阻串并联数18灭磁保护装置额定灭磁电压1.6KV 某某热电厂 2330MW 机组28额定灭磁电流4.4429

84、KA能容量1.44MJ起励电压AC380V起励电流80A19起励装置起励时间5S3.2.3 主变压器技术规范主变压器技术规范 型 号SFP10-400000/220额定容量400MVA额定电压（24222.5%）/20KV调压方式中性点无激磁调压调压位置（中性点，线端）靠近高压绕组末端额定频率50 Hz1 号主变2 号主变空载损耗180KW180KW空载电流0.35%0.35%负载损耗（额定分接）730KW730KW短路阻抗（额定分接）14%14%中性点接地方式有效接地（采用经隔离开关+放电间隙的接地方式）冷却方式（ODAF）强迫油循环风冷相数3联接组标号YNd11绕组绝缘耐热等级A 级总油重

85、40T总 重211T生产厂家特变电工3.2.4 高压厂用工作变压器技术规范高压厂用工作变压器技术规范 型 号SFF10-50000/20额定容量50/31.5-31.5MVA额定电压2022.5 %/6.3-6.3kV额定频率50 Hz中性点接地方式低电阻接地冷却方式（ONAF）油浸风冷 某某热电厂 2330MW 机组29相 数3联接组标号D,yn1-yn1顶层油温升5565生产厂家西安变压器厂3.2.5 高压厂用起动高压厂用起动/备用变压器的技术规范备用变压器的技术规范型 号SFFZ-50000/220额定容量50/31.5-31.5MVA额定电压23081.25%/6.3-6.3kV调压方

86、式中性点有载调压调压位置（中性点，线端）靠近高压绕组末端额定频率50 Hz空载损耗35kW空载电流0.5%负载损耗（额定分接）50。水压试验时，汽包壁温应大于 35。（7）水压试验用水应采用加氨和联胺处理的除盐水或凝结水。其水质要求如下：序号项目单位标准备注1DDS/cm0.32pH无1010.5加氨后3SiO2g/L504Cl-g/L1005N2H4mg/L2006NH3mg/L107TDSmg/L1.08悬浮物mg/L09有机物mg/L0（8）水压试验前应对疏水门、事故放水门作开关试验，保证超压时能够快速降压。（9）水压试验的升压过程应由专人负责升压，升降压应缓慢、平稳。要设专人负责管理疏

87、水门、事故放水门。（10）升压前作好事故预想，严防超压，紧急情况（如给水泵失控，调门失控等） 。可顺序采取下列措施：1）开启疏水门。 某某热电厂 2330MW 机组492）开启汽包事故放水门。3）开连排或定排门。4）紧急停止给水泵。4.2.6.4 锅炉过热器水压试验步骤（1）按照以下要求检查锅炉汽水系统具备锅炉打压上水条件1）高温过出口管道堵阀安装严密。与汽机的联系可靠隔断。2）顶棚过、尾部包墙环形集箱、低温再疏水手动阀开启、电动阀关闭。3）高温过出口管道排空气手动一、二道门开启；其余过热器及省煤器出口排空气手动一、二道门关闭；吹灰蒸汽手动，电动门关闭，所有疏水门手动门开启；各安全阀可靠关闭。

88、4）各仪表和仪表用变送器一、二道门开启。5）投入汽包水位计及电视摄像系统（双色水位计不参加锅炉超水压试验） 。事故放水门一、二道电动门关闭；连排一二道电动门关闭；各定排手动门分门及总门开启，电动分门及总门关闭；汽水取样一道门开启，汽包加药门、自用蒸汽门关闭。6）炉侧主给水门、旁路门后疏水门关闭，反冲洗手动门关闭。7）省煤器入口管道疏水手动门开启，电动门关闭。8）过热器各级减温水电动分门、总门、调节门关闭，手动门开启。9）各级减温水疏水手动门关闭，反冲洗手动、电动门关闭。10）检查所有的阀门处于启动所要求的正确位置，阀门无泄漏，开关灵活，电动、气动执行机构良好，开度指示与实际位置应相符，满足启动

89、条件。11）检查定排、连排扩容器及其连接管道系统、阀门满足启动投运条件：连排去定排电动门关闭、旁路手动门关闭，电动门前后手动门开启；连排去除氧器手动门开启，连排入口手动门开启；定排扩容器底部放水门开启，定期排污坑无检修工作，定排泵处于备用状态。（2）启动给水泵，开启给水旁路门，向锅炉上水；当炉顶高温过出口空气门连续向外冒水12分钟后，关闭排空气手动一、二道门。（3）开始升压试验操作1）以0.1Mpa/分钟的速度，平稳升高锅炉压力到0.61.0MPa时，暂停升压，维持15分钟，检查确认主控就地压力表工作正常，读数一致，炉本体检查无泄漏。2）调整给水泵转速和给水旁路调整门继续升压，升压速度：3MP

90、a前0.1MPa/min，3-6MPa之间0.3MPa/min。3）汽包压力升到6MPa时，暂停升压经检查无异常后，再继续以0.3Mpa/分钟的速度，平稳升高锅炉压力到10MPa, 暂停升压经检查无异常后，以0.15Mpa/分钟的速度，平稳升高汽包压力到工作压力18.87MPa，停止升压，通知就地的检修人员进行检查，确认无泄漏后，关闭给水旁路门，减小电动给水泵出力，静观5分钟，做好压降记录，并对锅炉作全面检查，符合下列条件即为合格：a.静观 5 分钟压降0.5MPa。b.承压部件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹。c.承压部件经宏观检查没有明显的残余变形。（4）超压试验必须在工作水压试验

91、合格或检查无异常后方可继续升压，升压速度0.1MPa/min，达到试验压力23.59MPa后，停止升压，记录20分钟压降值。当压力降至工作压力后，才允许对设备进行检查。（5）试验后的工作1）水压试验结束后，通知热工、化学冲洗表管、取样管，降压速度0.5MPa/min，冲洗压力不小于工作压力的50%，必要时，可向锅炉进水，以维护冲洗压力； 某某热电厂 2330MW 机组502）水压试验结束后，根据试验情况和电网需要，试验负责人员应向值长报告和向值长交待试验结果，进行下列工作：a.水压试验不合格，继续转入检修时：压力降低后，开启包墙下部环形集箱疏水门和顶棚过集箱疏水门，水冷壁底部放水门，炉顶上部各

92、空气门，按照规定的降压速度将炉水放尽，恢复安全措施。b.水压试验合格，转入备用时，采用自然降压方式，备用超过 3 天，水质为除盐水时，采用充氮防腐方式。冬季还应做好立式受热面管子和其它放水困难部位的防冻工作。c.水压试验合格，需要立即启动时：如水质为除盐水，则开启过热器系统所有空气门和疏水门，过热器系统进行放水；开启水冷壁底部放水门进行冲洗排污，将水位放至-100mm后关闭水冷壁底部放水门；高压汽水系统各空气门中，省煤器出口以前空气门保持关闭，其它所有空气门开启。若水质为联胺水：应将汽水系统中的水全部放掉，重新上水进行冲洗，水质合格后上水至点火水位。d.水压试验完成后，要求检修人员将过热器出口

93、堵阀完全开启，并检查作好记录。（6）锅炉低压汽水系统（再热器）试验方法1）按照以下要求检查再热器系统具备打压上水条件：a.再热器出入口打压堵板已加装完好，与汽机的联系可靠隔断。低温再热器左、右疏水电动门关闭，手动门开启。b.高温再热器出口管道排空气手动门开启，低温再出口管道排空气手动门关闭。c. 各安全阀可靠关闭。d. 保持再热器减温水门一路微量减温水门开启，其余减温水电动分门关闭，手动门开启，所有疏水、反冲洗门关闭。2）再热器上水启动一台电动给水泵，开启给水泵抽头和再热器减温水总门，缓慢平稳开启再热器微量减温水门，配合给水泵转速的调整,通过监视减温水流量来控制再热器上水速度，高再出口排空气门

94、见水后关闭。3）升压上满水后以不超过0.1MPa/分的速度平稳缓慢升压到1MPa后，停止升压，进行检查。检查无异常后，以不超过0.2MPa/分的速度平稳缓慢升压到3.0MPa，稳定五分钟；再以不大于0.1MPa/分的速度升压到3.886MPa时，停止升压，对再热器系统进行全面检查，无异常则可继续以不大于0.1MPa/分的速度升压到试验压力5.829MPa，关闭进水的再热器微量减温水电动门，停止给水泵，保持5分钟,记录压降值；压降值不超过0.25 MPa为合格，合格后降到工作压力，再次进行全面检查确认无泄漏。4）水压试验完成,再热器系统放水，控制降压速度不大于 0.2MPa/分。关闭再热器减温水

95、总门，关小减温水调门，开启一路微量减温水调门前放水手动门进行放水，通过调整减温水调门开度，来控制降压速度不大于 0.2MPa/分。压力降至 0.2MPa 后，开启再热器系统所有空气门和疏水门完全放水，恢复系统至正常停运方式。5）拆除低再入口、高再出口打压堵板。4.2.7 安全阀试验安全阀试验4.2.7.1 安全阀校验原则：（1）机组大修或安全阀检修后均应对安全阀动作值进行校验，以保证安全阀动作可靠。（2）安全阀校验一般应在机组不带负荷工况下进行，如需带负荷校验，需经生产副总经理批准。 某某热电厂 2330MW 机组51（3）若安全阀带负荷校验时，在校验前应试验动力释放阀和对空排汽门动作正常。（

96、4）安全阀带负荷校验时，值班人员应加强燃烧和水位调整，做好事故预想。（5）安全阀校验工作应由锅炉检修负责人主持，运行人员配合操作，检修相关人员负责校验。（6）安全阀校验的内容一般应包括起座、回座、阀门升程等。（7）安全阀校验的顺序为先高压、后低压，依次对汽包安全阀、过热器出口安全阀、再热器进、出口安全阀逐一进行校验。（8）每次校验后，必须详细记录安全阀整定值。4.2.7.2 安全阀校验注意事项（1）安全阀校验前必须对汽包、过热器、再热器的就地压力表及控制盘的压力指示进 行校对，应指示准确，就地与 DCS 一致。在升压及校验过程中应经常对就地与盘前压力表的指示并有专人负责监视汽压及联系工作。（2

97、）锅炉点火前需做好防止汽水进入汽轮机的安全措施。（3）锅炉应按升压曲线进行升压带负荷。（4）安全阀校验合格后，在锅炉运行中不得任意改变安全阀起座压力或用压紧装置将安全阀压死。4.2.7.3 安全阀校验步骤（1）按照升温升压曲线，将汽包压力升至 80%的额定工作压力。（2）除待校验的安全阀外，其余的安全阀均加上压紧装置，电磁泄压阀控制开关应置于“OFF”位置，切高压旁路至手动。（3）申请退出汽包水位保护，检修就地用升压装置进行升压，校验安全阀动作值，当安全门动作后，记录启座及回座压力的数值。（4）以同样的方法按起座压力由高到低的顺序依次对其它安全阀进行校验。（5）待汽包、过热器出口安全阀校验结束

98、后，将电磁泄放阀控制开关置于“自动”位置，校验电磁泄放阀。（6）校验完毕后，恢复水位保护，控制锅炉以0.1MPa/min的速度将汽压降至6MPa，利用旁路调整再热器压力，对再热器出、入口安全阀进行校验。4.2.7.4 锅炉安全阀校验标准（1）安全阀起回座压差,一般应为起座压力的4%7%,最大不得超过起座压力的10%。（2）安全阀在运行压力下应有良好的密封性能。（3）安全阀实际动作压力与规定动作压力的偏差不应超过规定动作压力的5%。（4）安全阀起座压力应按制造厂规定执行,制造厂没有规定时,可按下表规定进行校验:安 装 位 置起 座 压 力控制安全阀1.04倍工作压力额定蒸汽压力P5.9MPa工作

99、安全阀1.06倍工作压力控制安全阀1.05倍工作压力汽包锅炉的汽包或过热器出口额定蒸汽压力P5.9MPa工作安全阀1.08倍工作压力再热器1.10倍工作压力注：过热器出口安全阀的起座压力，应保证在该锅炉一次汽水系统所有安全阀中最先动作 某某热电厂 2330MW 机组524.2.8 锅炉漏风试验锅炉漏风试验4.2.8.1 锅炉漏风试验的目的和分类漏风试验的目的是在冷态下检查炉膛、冷风系统及烟气系统的严密性，同时找出漏风处并消漏，以提高锅炉经济性。漏风试验一般有正压法和负压法。我们一般选取正压法。4.2.8.2 锅炉漏风试验步骤（1）检查所有引风机入口挡板、磨煤机所有出口关断门在关闭状态，炉底干排

100、机系统所有冷却孔关闭，密封正常。所有燃料源可靠切断。（2）检查所有炉膛、烟道人孔门确已关闭。（3）热工模拟 A、B 空预器，A、B 引风机启动信号，启动 A、B 送、一次风机，在送风机入口施放烟幕，保持炉膛正压 200-500Pa，派专人在就地检查锅炉本体、烟道及风道，当烟幕被送入炉膛和烟风道后，会从缝隙和不严密处冒出，留下痕迹。检查并寻找痕迹，进行堵漏处理。（4）试验结束后，炉膛进行充分通风，达到正常启动要求。4.2.9 锅炉冷态空气动力场试验锅炉冷态空气动力场试验4.2.9.1 调试目的为了检验燃烧设备的制造及安装质量，摸清锅炉冷态时炉膛气流分布状况，避免煤粉管道发生煤粉沉积、堵管现象，使

101、锅炉在热态时能合理地组织燃烧，避免造成气流刷墙和水冷壁高温腐蚀，特进行锅炉冷态通风及空气动力场试验，为锅炉热态运行提供参考。4.2.9.2 试验前现场应具备的条件（1）风道、烟道、电除尘、磨煤机内部确认无人以及杂物，清理干净并经验收合格，确认炉本体、预热器、给煤机、磨煤机的检查孔关闭；给煤机下煤档板、电除尘灰斗、冷灰斗、省煤器放灰斗关闭。（2）空气预热器、吸风机、送风机、一次风机各分部试转合格并经验收，有关联锁保护经校验后具备投用条件。（3）密封风机、火检冷却风机分部试验合格并经验收，有关联锁保护经校验后具备投用条件。（4）磨煤机各出口关断挡板、入口冷、热一次风挡板、入口一次风关断挡板位置正确

102、并且都能按照试验要求进行全开全关或调整到某个开度。（5）风烟系统有关表计具备投用条件（大风箱差压、炉膛负压、预热器出口风压、辅机电流、挡板开度、系统风、烟温度、风机轴承温度、稀油系统相关参数等） 。（6）风烟系统有关风门挡板（包括大风箱小风门）和调节门校验合格，确认风门挡板内外实际开度一致，调节风门调节性能良好，并且风门实际开度与遥控 CRT 指示一致，所有风门挡板集控室能操作。（7）压缩空气系统安装完毕，控制压缩空气压力正常。（8）各燃烧器摆角调整至水平位置。（9）试验所需测点均按要求安装完毕并经验收确认。（10）试验所需测试平台及其它临时设施由施工单位负责搭设，试验前均严格按要求安装完毕并

103、经监理和调试单位验收合格。（11）试验所需照明（包括临时照明）及电源均按要求安装完毕并经验收确认。（12）切断所有进入炉内的燃油、蒸汽等威胁源，并且挂“禁止操作，有人工作”牌。（13）炉底密封合格，具备投用条件。（14）锅炉烟风系统风压试验合格。 某某热电厂 2330MW 机组53（15）参加试验人员必须配戴防风镜、口罩，符合职业安全健康的要求。（16）炉内外的工作人员应密切配合，预先规定好联络方式和信号。4.2.9.3 调试项目和调试步骤（1）热一次风总风量和磨煤机进口风量测量装置的标定启动 A、B 空预器；A、B 引风机；A、B 送风机；A、B 一次风机；一台密封风机，开启所有磨煤机出、入

104、口关断门，入口冷、热风门开到 100%。在磨煤机两侧容量风、旁路风调整门 25%、50%、75%、100%四个开度工况下，用标准毕托管测量 A、B 两侧一次风量和 3 台磨煤机入口的旁路风量和负荷风风量，记录磨煤机入口处测风装置所显示的风量，计算出测量装置的修正系数，然后对各测风装置进行修正并计算出各测点处测得的风量。（2）送风机出口风量测量装置的标定和各层二次及周界风风速的测量启动 A、B 空预器；A、B 引风机；A、B 送风机，A、B 一次风机，调整各层二次风和 OFA 挡板全开，在二次风箱与炉膛负压压差为 0.4、0.6、0.8、1.0、1.2KPa 五个开度工况下，用标准毕托管或靠背管

105、测量二次风风量、各层二次风及周界风风速和各 OFA 风速，比较风量测量装置所显示的风量，计算出测量装置的修正系数，然后对各测风装置进行修正。每层各角二次风和周界风风速相近，分配合理。（3） 一次风速调平启动 A、B 空预器，A、B 引风机，A、B 送风机，A、B 一次风机，一台密封风机，全开 A 号磨煤机进、出口挡板，全开进口冷、热一次风调整门。将最长（或流速最低）一根一次风管的节流圈全开，把管内流速调节至接近设计值约 24 m/s 进行调平，使每根一次风管内的风速与同层 4 根管内风速平均值的偏差在允许范围内。然后再调整一次风机出力使一次风管内风速分别在 20 m/s 和 28 m/s 状态

106、下进行校核。使三个工况的管内流速偏差均在允许范围内。采用同样的方法，逐台进行磨煤机一次风调平。（4）送风、引风机特性及出力试验启动空气预热器、引、送风机，将各层二次风箱挡板、周界风、OFA 挡板全开，分别调节送风机动叶开度为 25、50、75、100。记录出各工况下风机参数和风量，以了解送风机、引风机的调节特性和出力。（5）各主要调节风门或挡板调节特性试验启动空气预热器、引、送风机、一次风机和密封风机，开启所有磨煤机入口一次风关断门，将两台送风机动叶开度调为 25%、50，分别调节各层二次风和 OFA 挡板开度至25、50、75、100，记录出各工况下二次风箱与炉膛压差，以了解各层二次风和OF

107、A 挡板的调节特性。二次风和 OFA 挡板调节特性试验完毕之后，将两台一次风机液联勺管开至 80左右，分别调节各台磨煤机的冷、热风调节门 25、50、75、100，容量风、旁路调节风门开度至 25、50、75、100，记录出各工况下各磨煤机通风量，以了解磨煤机各风门的调节特性。（6）密封风机密封风的测平启动空气预热器、引、送风机、一次风机和密封风机，开启所有磨煤机出、入口关断门，开启密封风至所有磨煤机、给煤机手动门，测量三台磨煤机一次风与密封风压差，并进行比较，根据差压的大小来相应调整密封风手动门开度的大小，以达到检查制粉系统的密封风量的均匀性。4.2.9.4 冷态炉膛内空气动力场的测定。启动

108、空预器、引、送、一次风机、密封风机，开启 A 号磨煤机入口关断门及 A1 侧出口关断门及进口冷、热风调整门，按额定工况的 100%，调节一次风机出力使 A 层一次风速达24m/s，调节送风机出力及各二次风门档板，使各层二次风风速到 48m/s 进行炉内空气动力场试验，并在 A 层四个角安装焰火装置，用焰火法进行拍照观察。依次以此法进行其他十 某某热电厂 2330MW 机组54五层的空气动力场的测定。水平烟道出口风速的分布情况，在高温过热器后分三层进行水平烟道出口风速测定。计算炉膛出口风速分布的不均匀系数。4.2.9.5 调试质量的检验标准（1）一次风调平标准：同台磨煤机一次风各风管之间风速偏差

109、小于5%。（2）一、二次风风量的标定符合厂家提供的数据。（3）水平烟道出口风速测定标准是同一层风速不均匀系数小于 0.25。（4）燃烧器各风门挡板调节灵活、可靠，炉内空气动力工况良好。（5）冷却风、密封风风量分布均匀，偏差在5%。4.3 汽机试验汽机试验4.3.1 汽轮机打闸试验汽轮机打闸试验4.3.1.1 试验目的：验证汽机远方停机按钮接线正确，就地停机装置动作可靠，停机系统工作正常。4.3.1.2 试验时间：机组启动前。4.3.1.3 试验条件及要求（1）检查所有工作票收回，检修安全措施已拆除。（2）汽机在盘车状态，具备挂闸条件。（3）主汽门前无压力，各疏水门开启。（4）汽机挂闸后，检查盘

110、车装置运行正常，汽机不被冲动。4.3.1.4 试验步骤（1）汽轮机挂闸，手拉机头手动停机机构，所有油动机应迅速关闭。（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）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，复位报警，试验结束。4.3.2 润滑油压低联泵试验润滑油压低联泵试验4.3.2.1 试验目的检验交、直流润滑油泵联锁回路正常。4.3.2.2 试验时间每半月一次4.3.2.3 试验步骤（1）开启 26YV，电磁阀润滑油压力降至 140KPa 时,发“润滑油压低一值”，联动交流润滑油泵。（2）开启 27YV，润滑油压力降

111、至 120KPa 时,发“润滑油压低二值”，联动直流润滑油泵。4.3.3 润滑油压低保护试验润滑油压低保护试验4.3.3.1 试验目的：检验主机润滑油压低保护及交、直流润滑油泵联锁回路正常。4.3.3.2 试验时间：机组大小修后冷态启动前、润滑油压保护调整或接线、逻辑改动后。4.3.3.3 试验条件及要求（1）机组润滑油系统运行正常。 某某热电厂 2330MW 机组55（2）盘车运行正常。（3）交流润滑油泵处于备用状态。（4）汽机挂闸4.3.3.4 试验步骤（1）检查润滑油压低保护投入。（2）汽轮机挂闸。（3）热工预先根据定值整定压力开关，由热工就地挑动（短接）润滑油压低一值开关，“润滑油压低

112、一值”信号出现；由热工就地挑动（短接）润滑油压低联交流油泵压力开关，交流润滑油泵联动， “润滑油压低一值”信号出现；停止直流润滑油泵，由热工就地挑动（短接）润滑油压低联直流油泵压力开关， “润滑油压低二值”信号出现，直流润滑油泵联动；由热工就地分别同时两两（满足三取二）挑动（短接）润滑油压低跳汽轮机压力开关，“润滑油压低二值”信号出现，汽机跳闸及主汽门、调汽门关闭信号出现，事故喇叭响；由热工就地挑动（短接）润滑油压低跳盘车压力开关， “润滑油压低三值”信号出现，盘车停止运行，并闭锁。（4）试验正常后，重新投入连续盘车。4.3.4 EH 油泵切换试验油泵切换试验4.3.4.1 检查 EH 油泵备

113、用泵正常，联锁投入。4.3.4.2 按下运行的 EH 油泵出口“低油压联泵试验电磁阀 23YV(24YV)”，按打开按钮，当压力低至 11.20.2（开关预先整定）MPa，联动备用油泵，检查备用泵联启正常，其电流及出口压力正常。4.3.4.3 关闭低油压联泵试验电磁阀 23YV(24YV)，关闭操作窗口。4.3.4.4 同样方法进行另一台联锁试验。4.3.4.5 停止一台 EH 油泵。4.3.5 喷油试验喷油试验4.3.5.1 试验目的：检验危急保安装置飞环无卡涩，能可靠动作。4.3.5.2 试验时间（1）做提升转速试验前。（2）机组正常运行中定期试验规定时间。4.3.5.3 试验条件及要求

114、（1）机组定速后并网前。 （2）机组正常带负荷运行中，确认机组运行稳定。（3）汽轮机高中压胀差3mm。4.3.5.4 试验步骤（1）在 DEH 画面上按“喷油试验”键，进入“喷油试验”画面，使其处于“试验”位。（2）点击遮断隔离阀组的隔离控制阀 4YV。（3）检查遮断隔离阀组的 ZS4 行程开关触点闭合（红灯） 、ZS5 行程开关触点断开（黄灯），并发信号。（4）点击复位试验阀组喷油电磁阀 2YV，检查复位试验阀组的喷油电磁阀 2YV 带电。（5）检查危急遮断器飞环被击出，击打危急遮断器装置的撑钩，使危急遮断器装置撑钩脱扣，ZS1 行程开关触点断开（红灯） 、ZS2 行程开关的触点闭合（黄灯）

115、的信号正常，危急遮断指示器发出飞环压出信号。（6）检查复位试验阀组的喷油电磁阀 2YV 失电、复位电磁阀 1YV 带电，使危急遮断器装 某某热电厂 2330MW 机组56置的撑钩复位。（7）检查机械遮断机构上设置的 ZS1 行程开关触点闭合（红灯） 、ZS2 行程开关的触点断开（黄灯）的信号正常。（8）检查遮断隔离阀组的隔离控制阀 4YV 失电；遮断隔离阀组 ZS4 行程开关触点断开（黄灯） ，信号正常，ZS5 行程开关闭合（红灯） 。（9）试验完毕，按“喷油试验”键，使其处于“退出”位置，试验结束。4.3.6 ETS 保护试验保护试验4.3.6.1 试验目的：验证汽机各保护通道正常，逻辑正确

116、，汽机保护联锁正确。4.3.6.2 试验时间机组大小修后和保护装置校核整定后，机组启动前。4.3.6.3 试验条件及要求（1）试验前检查所有工作票收回，检修安全措施已拆除。（2）汽机具备挂闸条件，锅炉上水前；联系热工模拟各跳闸条件。（3）主汽门前无压力，各疏水门开启。（4）各项保护试验前，分别进行汽机挂闸，高、中压主汽门开启，高、中压调节汽门开启50%，开启各段抽汽逆止门。（5）联系热控人员分别逐项模拟相应保护信号。4.3.6.4 试验步骤（1）轴向位移保护1）轴向位移达1.05mm，+0.6mm，发“轴向位移高一值”信号，报警铃响。2）轴向位移达1.65mm，+1.2mm，发“轴向位移高二值

117、”信号，机组跳闸。（2）电超速保护（ETS 和 DEH）汽轮机转速达 3300rpm 时，发“汽轮机超速”信号，机组跳闸。（3）高中压胀差保护1）高压胀差达+6mm，3mm 时，发“胀差高一值”信号，报警铃响。2）高压胀差达+7mm，4mm 时，发“胀差高二值”信号，机组跳闸。（4）低压胀差保护1）低压胀差达 14mm 时，发“胀差高一值”信号，报警铃响。2）低压胀差达 15mm 时，发“胀差高二值”信号，机组跳闸。（5）轴振动保护1）轴振动达 0.127mm 时，发“轴振动高一值”信号，报警铃响。2）轴振动达 0.25mm 时，发“轴振动高二值”信号，机组跳闸。（6）背压保护1）背压达 55

118、KPa 时，就地挑动（短接）压力开关，阀“背压高一值”信号，报警铃响。2）背压达 65KPa 时，就地两两（满足三取二）挑动（短接）压力开关，发“背压高二值”信号，机组跳闸。（7）主、再热汽温低保护（计划加）1）主、再热器温度低至 450时，发“主（再热）汽温度低”信号。2）主、再热器温度低至 420时，机组跳闸。（8）主、再热汽温突降保护（计划加）主、再热器温度 10 分钟内突降 50时，机组跳闸。（9）EH 油压低1）EH 油压力降至 11.2MPa 时，发“EH 油压低一值” ，联动备用 EH 油泵。 某某热电厂 2330MW 机组572）EH 油压力降至 7.8MPa 时，发“EH 油

119、压低二值” ，机组跳闸。（10）阀门快关试验 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（蝶阀油动机自身动作时间4 小时，以满足制造厂对转子温度要求的规定。（9）试验时的蒸汽参数（一、二级旁路应同时开启） 。 某某热电厂 2330MW 机组591）主蒸汽压力范围 44.5Mpa。2）主蒸汽温度范围 350400以上。3）中压缸进汽参数为压力 0.10.2MPa。4）再热蒸汽温度 350400以上。5）凝汽器背压应 14.7kPa，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。（10）超速试验前应修改电气超速保护目标值为 3330r/mi

120、n。试验完后应注意恢复。（11）超速试验的升速时间不得小于 30s，最长不得超过 1.5min，每次提升转速在3200r/min 以上的高速区停留时间不得超过 1min。（12）当转速超过 3360rpm 而危急遮断器未动作时应立即打闸停机并查找原因并采取正确处理措施之后，才能继续作提升转速试验。（13）提升转速试验过程的转速监视，由与 TSI 电气超速保护数字转速表相当精度的数字转速表显示，其它的数字转速表仅供参考。（14）提升转速试验的全过程应控制在 15min 以内完成。超速试验应进行两次，超速试验进行两次，两次动作转数差 2 不超过 18r/min。4.3.8.5 禁止作提升转速试验的

121、情况（1）机组经长期运行后准备停机，其健康状况不明时，严禁作提升转速试验。（2）严禁在大修之前作提升转速试验。（3）禁止在额定参数或接近额定参数下作提升转速试验。如一定要在高参数下作提升转速试验时，应投入 DEH 的阀位限制功能。（4）调节保安系统、调速汽门、主汽门或抽汽逆止门有卡涩现象。（5）各调速汽门、主汽门或抽汽逆止门严密性不合格。（6）轴承振动超过规定值或机组有其他异常情况。4.3.8.6 试验步骤（1）将 DEH 切至“试验”位置。（2）打开“超速试验”面板，按下“103 超速”键。（3）打开“转速控制面板” ，选择目标值“3100” ，选择升速率 150r/min，按下“进行”键。

122、（4）当汽轮机转速达到 3090r/min 时，OPC 电磁阀动作，高调门，中调门、碟阀关闭，待转速下降到 3060r/min 时，调门重新打开，试验结束。（5）在 DEH 上进入“超速试验”面面后，点击“110%超速试验” 。（6）修改目标转速至 3330r/min，选择升速率 180r/min，按下“进行”键。（7）转速上升至 3300r/min，停机电磁阀动作，所有进汽门关闭，停机。（8）记录打闸转速值，并显示在 OIS 画面上。（9）做 DEH 电超速保护和机械超速保护试验时，需联系热工将 TSI 电超速保护退出。做TSI 电超速保护试验时，需选择“机械超速试验” ，DEH 自动将 D

123、EH 电超速保护调高为3360r/min。（10）试验完毕，将“超速试验”设为“正常”位，重新挂闸，稳定转速到 3000r/min。（11）选择“超速试验”画面后，点击“机械超速” 。（11）修改目标转速至 3360r/min，选择升速率 180r/min，按下“进行”键。（12）机组升速，直至打闸，记录遮断转速并显示在 OIS 画面上。（13）若机组转速到 3360r/min 时，飞环仍未击出，立即手动打闸，则表明机械打闸失败。（14）试验完毕，将“超速试验”设为“退出”位，重新挂闸，稳定转速到 3000r/min。 某某热电厂 2330MW 机组604.3.9 阀门活动试验阀门活动试验4.

124、3.9.1 试验目的：防止阀门因长期运行可能发生卡涩现象。4.3.9.2 试验时间：每周一次4.3.9.3 试验条件及要求（1）机组运行正常。（2）机组负荷 150210MW 内（全行程活动试验） 。（3）汽机处于单阀运行状态（高压部分试验） 。（4）非 CCS 方式。（5）DEH 无故障报警。（6）投入“功率反馈” 。（7）阀门试验应一侧一侧有序进行。（8）自动状态。（9）所有主汽门全开。（9）在试验期间，如遇到控制装置切手动时，应立即终止试验，此时应把手动开关置向手动，并通过手操的“增” 、 “减”键来保持一定功率。4.3.9.4 试验步骤（1）在 OIS 上选择阀门“松动”试验，进入“阀

125、门活动试验”面面，按“阀门试验投入”按钮，按钮变为红色。（2）选择阀门。（3）选择“投入”按钮。（4）按 23 步骤做其他阀门的松动试验。（5）按“阀门试验退出”按钮，退出试验。（6）注意事项：当有阀门做试验时，其它阀门不能同时做试验。4.3.10 抽汽逆止门活动试验抽汽逆止门活动试验4.3.10.1 试验目的：防止阀门因长期运行可能发生卡涩现象。4.3.10.2 试验时间：每月一次4.3.10.3 试验条件及要求（1）机组运行正常。（2）机组负荷 150210MW 内（全行程活动试验） 。（3）汽机处于单阀运行状态（高压部分试验） 。4.3.10.4 试验步骤4.3.11 真空严密性试验真空

126、严密性试验4.3.11.1 试验目的：检验真空系统的严密程度4.3.11.2 试验时间（1）汽轮机大、小修后。（2）根据定期试验规定时间。4.3.11.3 试验条件及要求（1）正常运行中每月进行一次。（2）汽轮机各部分运行正常，蒸汽参数在额定值，排汽装置真空稳定。（3）机组带 250MW 以上的负荷，稳定运行。（4）机组真空-60KPa（背压30KPa） 。 某某热电厂 2330MW 机组61（5）真空泵运行正常。（6）当真空下降率背压上升速率2kPa/min，则应停机查找原因。（7）停真空泵后，如真空急剧下降，应停止试验，恢复原运行方式。（8）试验中排汽压力升至 35kPa（或真空低至-55

127、KPa） ，排汽温度高于 70时停止试验。（9）认真做好记录。4.3.11.4 试验步骤（1）将备用真空泵解除备用，关闭运行真空泵抽空气门（停止运行真空泵） ，观察真空下降速度。（2）空气门关闭后，开始计时，应连续观察 8 分钟，取后 5 分钟数值，真空下降速度平均每分钟0.2KPa 为合格。真空下降速度平均每分钟0.1KPa 为良好。真空下降速度平均每分钟0.05KPa 为优秀。（3）试验结束，启动真空泵恢复原运行方式。4.3.12 盘车电机试转试验盘车电机试转试验4.3.12.1 试验目的：检验盘车电机备用正常。4.3.12.2 试验时间：机组正常停机前或按定期试验规定时间。4.3.12.

128、3 试验条件：转速保持 3000rpm 或机组处于正常并网状态。4.3.12.4 试验步骤（1）检查盘车装置的切换手柄打至“甩开”位，地脚螺栓牢固，润滑油管连接完好，润滑油供油正常。（2）检查盘车电机备用良好，接线正确，电机测绝缘合格。（3）启动盘车电机，检查电机电流、振动等正常，转向正确。4.3.13 DEH 电磁阀及联锁试验电磁阀及联锁试验4.3.13.1 EH 油压低停机保护压力开关试验（1）试验目的：检验 EH 油压低保护压力开关动作可靠性。（2）试验时间：机组启动前、正常运行中或按定期试验、切换要求。（3）试验条件及要求1）检查油 EH 油系统油压正常。2）机组运行稳定，各参数在正常

129、运行范围内。3）一侧试验结束必须确认该侧电磁阀关闭，保护开关复位,检查 EH 油系统油压正常后方可进行另一侧试验。（4）试验步骤。1）检查机组运行稳定，EH 油母管压力在 14.0MPa0.5MPa。油温在 35-55，机组无重大操作。2）检查汽轮机紧急跳闸系统画面上无报警。3）打开“EH 试验”面板，按下“低油压试验”键。4）选择“1、3”侧电磁阀，点击“打开” ，63-1/LP，63-3/LP 动作，报警。5）关闭该电磁阀。6）以同样方法做另一侧试验。4.3.13.2 遮断集成块电磁阀试验（1）试验目的：检验 AST 电磁阀动作可靠性（2）试验时间：机组启动前或正常运行中 某某热电厂 23

130、30MW 机组62（3）试验条件及要求1）在机组挂闸情况下做。2）检查油 EH 油系统油压正常。3）机组运行稳定，各参数在正常运行范围内。4）每个电磁阀试验结束后必须确认该电磁阀关闭，EH 油压正常 ASP 开关复位。5）不得同时开启两个串联的 AST 电磁阀。（4）试验步骤1）打开“EH 试验”面板，按下“AST 试验”键。2）选择 1/AST 电磁阀，打开，63-1/ASP 动作，报警，关闭该电磁阀。3）选择 3/AST 电磁阀，打开，63-1/ASP 动作，报警，关闭该电磁阀。4）选择 2/AST 电磁阀，打开，63-2/ASP 动作，报警，关闭该电磁阀。5）选择 4/AST 电磁阀，打

131、开，63-2/ASP 动作，报警，关闭该电磁阀。6）点击“AST 试验”键；退出试验。4.3.13.3 DEH 挂闸，开主汽门试验（1）试验目的：检验汽轮机挂闸及阀门动作情况（2）试验时间：机组启动前（3）试验条件及要求1）各油动机、伺服阀、电磁阀油管路检修工作结束。2）EH 供油装置已投运，油压正常（1214MPa） 、油箱油温正常（4046） ，且油质合格。3）汽轮机已跳闸，所有进汽阀全关（高中压自动主汽门和调门） 。4）试验过程不得使汽轮机进汽水，不得使汽轮机受冷。5）润滑油泵已投运。（4）试验步骤1）在 DEH 主画面中，点击“挂闸”按钮。2）复位电磁阀动作，建立高压保安油，危急遮断器

132、处于警戒状态。3）当压力开关组件中 PS1、PS2、PS3 的三取二压力开关检测到高压保安油已建立后，向DEH 发出信号，使复位电磁阀（1YV）失电，危急遮断器装置活塞回到下止点，DEH 检测行程开关 ZSl 的常开触点仍为闭合、ZS2 的常开触点仍为断开，DEH 判断挂闸程序完成。4）点击画面中“运行”按钮，检查高左、中压自动主汽门、低压蝶阀开启。5）点击画面中的“GV 控制”检查高右自动主汽门开启。4.3.13.4 DEH 故障跳机试验（1）试验目的：检验 DEH 故障跳机保护动作正常可靠（2）试验时间：机组大小、修后开机前。（3）试验条件及要求1）机组大、小修后启动前2）机组挂闸情况下。

133、（4）试验步骤1）联系热工给出 DEH 故障信号（DEH 失电） 。2）汽轮机掉闸，主汽门、调汽门关闭，事故喇叭及报警铃响。3）试验正常后，恢复 DEH 信号正常。 某某热电厂 2330MW 机组634.3.13.5 “单阀顺序阀”转换试验（1）试验目的：检验单阀/顺序阀切换程序是否正常。（2）试验时间：机组正常运行中（3）试验条件及要求1）负荷大于额定负荷的 30%。2）投入“功率回路”运行。（4）试验步骤1）调出 DEH“自动画面” ，点击操作画面“单阀顺序阀”转换按钮，相应灯亮， “单阀顺阀”灯闪烁，转换过程应在 10min 内完成且功率应稳定。在切换过程中注意锅炉参数的稳定。2）再次单

134、击操作画面“单阀顺阀”按钮，试验过程将朝相反方向转换一次，试验完毕恢复试验前的状态。4.3.13.6 低汽压（TPC）限制试验（1）试验目的：检验低气压限制程序动作可靠性（2）试验时间：机组正常运行中（3）试验条件及要求1）主汽压力不超限制值。2）主汽压力无故障。（4）试验步骤1）调出 DEH“自动控制”画面上，按“主汽压力”键，选择“投入” ，画面上“主汽压力”栏由“切除”变为“投入” ，则表示 TPC 已投入。2）由运行调整锅炉燃烧或开大调门，使主汽压力降低至限制值 0.75MPa 时，低汽压限制动作，转入阀控方式，观察总阀位给定值应自动减小，其速率为 1%/min，当主汽压力回升到限制值

135、以上后或总阀位给定减至 20%时，动作结束。4.3.13.7 高低负荷限制及阀位限制试验（1）试验目的：检验高低负荷及阀位限制程序是否正常可靠（2）试验时间：机组运行中（3）试验条件及要求：当系统满足功率无故障、已并网、总阀位大于 20%的试验条件时。（4）试验步骤1）进入 DEH “汽机自动限制”画面，按“（AUTO LIMIT） ”高负荷限制“（LOAD H LIM） ”键，由运行人员在高负荷限制输入框内输入所需的高负荷限制值（略高于当前负荷），按“确认” ，然后由运行增加负荷，当负荷大于高负荷限制值时，高负荷限制动作，DEH转为阀控方式，总阀位给定以 6%/min 的速率减小，当负荷低于

136、限制值或总阀位给定减到20%时，动作结束。2）进入 DEH “汽机自动限制画面，按“（AUTO LIMIT） ”最低负荷限制“（LOAD L LIM） ”键，由运行人员在低负荷限制输入框内输入所需的低负荷限制值（略低于当前负荷），按“确认” ，接着由运行减负荷，当负荷低于低负荷限制值时，低负荷限制动作，DEH转为阀控方式，总阀位给定以 6%/min 的速率增加，当负荷高于限制值时，动作结束。3）同上方法，由运行人员在在 DEH 上进入“汽机自动限制”画面，按“阀位限制”键，输入新的阀位限制值。 某某热电厂 2330MW 机组644.4 电气试验电气试验4.4.1 发变组大修后的启动试验（1）升

137、速过程中的检查试验。（2）发电机带主变压器 2201 开关与 2201 开关主变侧 TA 之间三相短路试验。（3）发电机带高厂变出口 6101A 开关与 6101A 开关高厂变侧 TA 之间、6101B 开关与6101B 开关高厂变侧 TA 之间点短路试验。（4）发电机带主变、高厂变空载试验。（5）发电机带 220kV I 母空载试验并检查同期电压回路。（6）发电机空载下调节器试验。（7）假同期试验。（8）发电机同期并网试验。（9）发电机带负荷试验。（10）校核厂用电源相位。（11）厂用电切换试验。4.4.2 试验注意事项（1）试验中，全部试验人员听从试验总指挥命令，遵守调度纪律，并由值长统一

138、协调工作。若有异常立即停止工作，汇报值长，查明原因后再进行下一步工作。（2）试验中严禁误碰带电设备，严禁 TA 开路，PT 接地、短路。（3）试验中各项操作均由运行人员负责执行，检修人员严禁操作。（4）拆三相试验专用短路线时，必须保证地刀闸在合位，三相短路接地线封好。（5）试验接线应牢靠，不得用导线缠绕、夹子夹的方法。（6）试验过程中发电机电流不得超过 11768A，电压不得超过 21KV。（7）试验中发电机转速维持在 2988-3012 转/分。（8）试验中定期检查汽机、发电机水系统，保证正常运行。4.4.3 主变冷却器试验4.4.3.1 1 号、2 号电源切换试验（机组运行中进行）（1）检

139、查主变冷却装置两路电源均在送电状态，1KM 或 2KM 吸合良好， “SS”置“I 工作”或“II 工作” ，I 或 II 电源接触器“KMS1” 或“KMS2”吸合，I 或 II 电源工作指示灯亮。（2）检查主变冷却装置 PLC 电源开关“1Q”在合闸位置。（3）检查主变冷却装置 PLC IO 模块 1FR-3FR、5FR-7FR、9FR 电源保险给好，PLC IO模块电源开关“2Q”在合闸位置，PLC 电源工作指示灯亮。（4）检查主变冷却装置电源及油泵、风扇控制电源开关“3Q” 在合闸位置。（5）检查主变冷却装置至本体端子箱电源“4Q” 在合闸位置。（6）检查主变冷却装置控制转换开关“SA

140、”在“自动”位置，各冷却风扇及潜油泵运转良好。（7）断开主变冷却装置第一或二路电源开关（配电室） 。（8）检查 I 或 II 电源接触器“KMS1”或“KMS2”释放， II 电源接触器“KMS2”或“KMS1” 吸合，各冷却器及潜油泵运转良好。 某某热电厂 2330MW 机组65（9）检查就地及 DCS 画面主变冷却装置“I 电源故障” ”或“II 电源故障”信号发出。（10）合上主变冷却装置第一或二路电源开关（配电室） ，检查“I 电源故障”或“II 电源故障”信号恢复，检查 I 或 II 电源接触器“KMS1” 或“KMS2”吸合， II 电源接触器“KMS2” 或“KMS1”释放，各冷

141、却器及潜油泵运转良好。（11）切换“SS”位置，重复上述工作。4.4.3.2 冷却器工作方式切换（1）每年 5 月份10 月份，主变冷却装置控制转换开关“SA”置“自动”位置，Q1Q5空开合入，SC1SC5 转换开关置“投入”位置，机组并网后，冷却器运行方式即为 1 号、2 号、3 号运行、4 号辅助、5 号备用，两日后，冷却器运行方式切换为 2 号、3 号、4 号运行，5 号辅助，1 号备用，以此类推，运行人员注意检查各冷却器运行方式切换正常。（2）每年 10 月份4 月份，主变冷却装置控制转换开关“SA”置“手动”位置，冷却器投入组数视变压器温度而定，运行人员每月 15 日进行切换并注意冷

142、却器启停正常。4.4.4 发电机断水试验发电机断水试验4.4.4.1 试验目的：检验定、转子冷却水泵联锁及定、转子冷却水断水保护动作可靠性4.4.4.2 试验时间：机组启动前4.4.4.3 试验条件及要求（1）定、转子冷却水系统运行正常,定、转子冷却水流量压力正常,定、转子冷却水泵运行正常。（2）投入定、转子冷却水泵连锁。（3）汽轮机挂闸，高中压主汽门开启，调汽门开启 50%（注意防止汽轮机进冷气） ；（4）备用定、转子冷却水泵出口门关闭。（5）复归发变组保护动作信号。（6）试验位置合入厂用电工作电源开关。（7）合入发电机励磁开关。（8）合入发变组出口开关。（9）发电机断水保护投入。（10）投

143、入关主汽门压板。4.4.4.4 试验步骤（1） 关闭运行泵出口门，出口压力低至 0.4MPa 时，发“定、转子冷却水压力低”信号，备用泵应联启,退出联锁，停止备用泵。（2） 继续缓慢关小运行泵出口门，当流量小于 35T/h 时，发“定、转子冷却水流量低”信号。延时 30 秒触发定、转子冷却水断水保护，发电机主开关、励磁开关、厂用电工作电源开关跳闸，汽轮机跳闸。（4） 试验完毕后，开启运行定、转子冷却水泵出口门，保持一台泵运行，另一台投备用。（5）复归发变组保护动作信号。4.5 公共试验公共试验4.5.1 机电炉大联锁试验4.5.1.1 试验目的：验证联锁回路逻辑及联动对象动作正确。4.5.1.

144、2 试验时间：机组冷态启动前；机组大小修及联锁回路检修后均需进行大联锁试验。 某某热电厂 2330MW 机组664.5.1.3 试验条件及要求（1）检修工作票已收回，检修安全措施已拆除。（2）汽机、电气、锅炉各联锁保护分别试验合格。（3）试验时，6kV 动力开关置“试验”位置。（4）发变组母线刀闸在断开位置。4.5.1.4 试验步骤（1）合上发电机主开关.（2）汽轮机挂闸，开启高、中压主汽门和调节汽门。（3）FSSS 置仿真状态，模拟点火允许条件，复归 MFT，将各磨煤机、油枪仿真运行，并投入保护，投入大联锁保护。（4）分别模拟汽机脱扣，发电机主开关跳闸及锅炉 MFT 动作。（5）检查保护动作

145、正常，记录试验结果。（6）恢复试验前状态。4.5.2 甩负荷试验4.5.3 发电机断水试验4.5.3.1 试验目的：检验定、转子冷却水泵联锁及定、转子冷却水断水保护动作可靠性4.5.3.2 试验时间：机组启动前4.5.3.3 试验条件及要求（1）定、转子冷却水系统运行正常,定、转子冷却水流量压力正常,定、转子冷却水泵运行正常。（2）投入定、转子冷却水泵连锁。（3）汽轮机挂闸,高中压主汽门开启，调汽门开启 50%（注意防止汽轮机进冷气） ；（4）备用定子冷却水泵出口门关闭。（5）复归发变组保护动作信号。（6）试验位置合入厂用电工作电源开关。（7）合入发电机励磁开关。（8）合入发变组出口开关。（9

146、）发电机断水保护投入。（10）投入关主汽门压板。4.5.3.4 试验步骤（1） 关闭运行泵出口门，出口压力低至 0.4MPa 时，发“定、转子冷却水压力低”信号，备用泵应联启,退出联锁，停止备用泵。（2） 继续缓慢关小运行泵出口门，当流量小于 35T/h 时，发“定、转子冷却水流量低”信号。延时 30 秒触发定、转子冷却水断水保护，发电机主开关、励磁开关、厂用电工作电源开关跳闸，汽轮机跳闸。（4） 试验完毕后，开启运行定、转子冷却水泵出口门，保持一台泵运行，另一台投备用。（5）复归发变组保护动作信号。4.5.4 阀门、挡板试验4.5.4.1 试验目的 某某热电厂 2330MW 机组67（1）检

147、查阀门、挡板电源、气源、压力油及操作控制系统工作正常。（2）检查各阀门、挡板开关操作灵活，无卡涩、开关方向正确。（3）检查就地与主控开度指示一致，限位开关动作正常，并记录开关全程时间。4.5.4.2 试验时间：机组大小修后启动前或阀门、挡板检修后。4.5.4.3 试验条件及要求（1）确认阀门、挡板与相关系统检修工作票终结。（2）联系相关热控及检修维护人员到场。（3）检查要进行调试的截门应手动灵活，无卡涩现象，将截门打至电动位置，传动机构良好。（4）确认阀门及挡板的电源、气源、压力油供应正常，无闭锁开关条件。（5）检查 DCS 系统中电动门图标、指示灯指示正确无误。（6）确认阀门、挡板开、关对运

148、行系统无影响。（7）确认阀门、挡板执行机构正常，连杆及销子无松动、弯曲和脱落。（8）调出相应的画面，确认阀门在“手动”位置。（9）确认阀门、挡板的信号及指示齐全正确。（10）截止门试验时要防止开关失控损坏电机及阀门，在电动开、关过程中，如电机出现异音，味等，应立即停止试验，进行检查，如远方开关失灵时，可采取就地捅掉或停止截门电源的措施。（11）在行程开关未整定前，不能用电机力矩保护或电机过载声音来确定阀门全开，全关位置，必须手动进行调整。（12）阀门预留行程规定，全关后关闭严密，开向一般开至全行程的 90%，最大开度为全行程的 95%。（13）阀门开、关试验时，一般不能同时按住开、关按钮或将操

149、作开关由开（关）向直接切换至关（开）向，以免损坏电机。（14）如果有力矩限位的阀门，试验后不可再手动。（15）对有远、近控操作的阀门，应进行远、近控全行程开关一次，有就地手动操作装置的，也应试验正常。（16）有联锁的电动门，校验完毕后方可进行联锁试验。（17）对气动门在进行断气试验时，要注意对系统运行不得产生影响。4.5.4.4 试验步骤（1）试验电动截止门开关方向正确；先将截门手动摇至中间位置，而后与热工人员配合合上电机开关，使电机试转一下即停止，以确定电机转向是否正确，如接线错误，应立即更正。（2）确证电机转向正确后，可将截门手动摇至全关位置，然后将阀门手动摇开至应留余行程圈数，由热工人员

150、将行程开关固定，校对就地与 LCD 画面指示一致，电动关闭阀门，阀门关闭后，手摇阀门检查关预留行程是否有变化，如有变化，应重新调整试验检查。（3）将电动截止门全开，全开时注意阀门位置防止阀门行程超过极限卡死，手动摇出预留行程，由热工人员定好开行程位置，校对就地与画面指示一致。（4）电动全开、全关阀门各一次，检查开度指示灯光信号正确，开关灵活无卡涩，电动机应能在整定点自动跳开，否则重新调整，记录好电动全开、全关时间及全开、全关预留行程。（5）试验结束，将阀门恢复到试验前位置。（6）就地试验：将远方/就地切换开关打至就地位置，转动手轮分别进行间断和连续全行程开关一次，校验行程指示正确，并联系控制室

151、确认阀门开度指示一致。 某某热电厂 2330MW 机组68（7）电动调整门遥控试验：将远方/就地切换开关打至远方位置，在画面上调出相应的操作块，分别进行间断和连续全行程开关一次，校验画面显示开度与就地行程指示相符，并确认阀门动作灵活无卡涩。 （8）气动调整门就地试验：将调整门“手动自动”切换手柄置于“手动”位置，转动手轮分别进行间断和连续全行程开、关一次，校验行程指示正确，并联系控制室确认阀门开度指示一致。（9）气动调整门遥控试验：调出相应的画面，手动操作相应调整门，分别进行间断和连续全行程开关一次，校验画面显示开度与就地行程指示相符，并确认阀门动作灵活无卡涩。（10）气动调整门断气试验：将调

152、整门的气源关闭后，气开式阀门应在断气后自动关闭，气关式阀门应在断气后自动打开，有气锁的阀门断气后应保持原位。5 机组启动机组启动5.1 机组启动基本规定机组启动基本规定5.1.1 一般规定5.1.1.1 确认机组检修工作全部结束，工作票全部结束，现场整洁，设备及管道保温完好，卫生符合标准，安全及消防设施投入，照明及通讯装置完整正常，有关检修临时工作平台拆除，冷态验收合格。5.1.1.2 机组大、小修后启动，应由总工程师主持，由值长统一指挥，运行部、安全生产部及设备管理部主管等有关人员参加。5.1.1.3 机组正常启动由值长统一指挥，运行部、安全生产部各主管负责现场技术监督和技术指导。5.1.1

153、.4 机组大小修后启动前应检查有关设备、系统变更、竣工报告以及油质合格报告齐全。5.1.1.5 各类记录表、记录本及振动表、温度表、听针、门钩及现场通讯等工器具准备齐全。5.1.1.6 电气设备的接地线拆除，外壳接地良好，绝缘测试合格，电机转向正确，设备已送电至工作位置，操作画面显示正常。5.1.1.7 所有热工表计全部投入，仪表信号及保护一次门全部开启，所有液位计明亮清洁；有关设备、系统联锁及保护试验结束正常，各种控制、保护、信号的电源、气源已投入且运行正常。5.1.1.8 各转动机械润滑油位正常，油质合格，靠背轮连接完好，转子盘动灵活，防护罩齐全。5.1.1.9 所有电动门、调整门、气动门

154、及调节档板已送电且调试完毕，开关灵活无卡涩，显示状态与实际相符，各转动设备联锁试验合格。5.1.1.10 主机静态试验合格，各保护试验正常。5.1.1.11 当机组大小修后，或受热面泄漏大面积更换管子完毕后需安排锅炉水压试验。5.1.1.12 检查所有膨胀指示器完好，并记录原始值。5.1.1.13 机组启动时，严禁解列重要保护，因设备问题确实不能投入的，须经总工程师批准，并制定相应的安全技术措施。5.1.1.14 通知燃料、化学、除灰、脱硫，作好启动准备。5.1.1.15 接到启动命令后，准备好开机工具，振动表、听针、阀门钩、记录本及操作票等。 某某热电厂 2330MW 机组695.1.2 机

155、组启动状态及方式选择5.1.2.1 锅炉启动状态划分锅炉启动状态划分序号状态定义启动所需时间1冷态启动锅炉停运 72 小时以上，过热蒸汽压力降到零68 小时2温态启动锅炉停运 1072 小时以内，汽压降至 2.54MPa，过热蒸汽温度 250-29034 小时3热态启动锅炉停运 10 小时以内，汽压降至 5.8 Mpa, 过热蒸汽温度 300-3601.52 小时4极热态启动锅炉停运 1 小时以内,汽压降至 8.8Mpa, 过热蒸汽温度 400-4501.5 小时5.1.2.2 汽机启动状态划分汽机启动状态划分序号状态定义启动所需时间1冷态启动高压汽缸内缸内上壁调节级处金属温度在 150以下6

156、8 小时2温态启动高压汽缸内缸内上壁调节级处金属温度在 150-30034 小时3热态启动高压汽缸内缸内上壁调节级处金属温度在 300-4001.52 小时4极热态启动高压汽缸内缸内上壁调节级处金属温度在 400以上1.5 小时5.1.2.3 机组启动方式选择（1）锅炉、汽机均处于冷态时，机组按冷态方式启动。（2）锅炉、汽机均处于热态时，机组按热态方式启动。（3）锅炉处于冷态，汽机处于热态或温态时，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。5.1.3 需要在总工程师主持下进行的操作5.1.3.1 机组大、小修后的启动。5.1.3.2 发变组启动试

157、验。5.1.3.3 机组的超速试验。5.1.3.4 锅炉安全门试验。5.1.3.5 机组甩负荷试验。5.1.3.6 发电机进相试验。5.1.4 禁止机组启动或并网的情况5.1.4.1 机组遇到下列情况之一者，禁止启动或并网（1） 影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未收回，设备及现场不符合电业安全工作规程的有关规定或检查试验及试运不合格（2）DCS 控制系统工作不正常，信息系统不能正常投入，画面不正常，无法采集、显示各种参数时，影响机组的运行操作和监视 某某热电厂 2330MW 机组70（3）机组任一安全保护装置失灵或机组保护动作值不符合规定时（4）主要显示仪表(如测转速、振动、轴向位

158、移、相对膨胀、调速、润滑油压、抗燃油压、冷油器出口油温、轴承回油温度、主蒸汽及再热蒸汽压力与温度、排 汽装置真空等的传感器和显示仪表以及调节、保安系统压力开关、测汽缸金属温度的双支热电偶和显示仪表等)不全或失灵。（5）机组主要调节装置失灵。机组任意主要调节和控制系统（如除氧器水位、压力自动调节、旁路系统保护及自动调节、电动给水泵控制系统等）失灵。（6）机组仪表及保护电源失去。（7）机组汽水品质不合格。（8）汽机 DEH 控制系统故障。（9）汽机任一自动主汽门、调汽门、高排逆止门高、低压旁路、及抽汽逆止门卡涩或动作不正常时。（10）汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急

159、保安器动作转速以下。（11）交、直流辅助油泵、润滑油系统、抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。（12）汽机润滑油、抗燃油油质不合格，油箱油位低于规定值、油温不正常。（13）汽轮机转子挠度大于原始值 0.03mm。（14）汽机高压内缸上、下缸温差内缸35，高、中压外缸50。（15）汽机胀差达高中压+6mm，-4mm 低压+13mm。（16）盘车时有清晰的金属摩擦声、盘车电流明显增大或大幅摆动。（17）汽轮机进水。（18）机组保温不完善。（19）机组启动、运行过程中，超过限制值。（20）发现有其它威胁机组启动或安全运行的严重缺陷时。（21）发变组主保护动作后原因未查明。（22）发电机同期系

160、统异常。（23）发变组一次系统主设备（包括发电机轴承）绝缘不合格或直流系统有一点接地。（24）发变组某主保护未能投运。（25）发电机励磁系统异常。（26）主变冷却器未能正常投运或其控制回路有异常。（27）发变组一、二次系统有影响机组正常启动或运行的其它异常。5.2 机组冷、温态启动机组冷、温态启动5.2.1 机组冷、温态启动前的准备工作5.2.1.1 锅炉启动前的准备工作（1）汽包内经过除锈、清扫，汽包内部装置完整无缺；锅炉各受热面及烟道清洁无杂物。锅炉炉内及烟内风管道，各人孔、检查孔均已关闭。除灰、除尘、吹灰装置备用。（2）锅炉燃烧器完好，角度固定正确，火焰监视工业电视完好；火焰检测器及冷却

161、风机系统完整。（3）空气预热器外形完整，内部清洁，轴承油位正常，冷却水畅通，密封装置调整正常、蒸汽吹灰系统完好. 空气预热器火灾报警装置、停转报警系统正常。（4）锅炉各风门挡板操作灵活，开度指示与实际位置相符，燃烧器摆角指示正确。（5）锅炉吹灰及炉膛烟温探针设备系统完好，均退出炉外，处于备用状态。 某某热电厂 2330MW 机组71（6）锅炉辅机及辅助系统完整，检查转动设备系统完好，仪表齐全，机械部分无卡涩，轴承润滑油位正常，冷却水投运，就地事故摁扭完好，试验合格，具备启动条件。（7）检查制粉设备系统正常，原煤斗已上煤，料位正常，启动磨煤机润滑系统，列入备用。（8）各油枪点火装置及进退试验合格

162、。炉前油系统各手动门开启，辅汽供燃油吹扫已投运，燃油泄漏试验合格。（9）冷灰斗内无杂物，灰沟畅通，渣井严密不漏风。干排机系统密封严密，试转正常，系统具备投运条件。（10）锅炉炉膛四管泄露监测系统投运正常。（11）火检冷却风系统、炉膛火焰电视监控系统完好，具备投运条件。（12）汽包水位表计完整齐全，指示正确，照明良好。进汽门、进水门、放水门操作灵活不泄漏。（13）根据锅炉启动要求，各系统电动门、气动门、调整门、疏水门、空气门等位置正确，操作灵活。（14）各安全门、动力释放阀、压力表、热工测量装置等附件完整齐全，具备投运条件。5.2.1.2 汽轮机启动前的准备工作（本检查通用于高中压缸联合启动和中

163、压缸启动，检查完到正式启动间隔时间一般不要超过 10 天）（1）主辅设备保护、联锁及静态试验合格。（2）投入压缩空气系统，检查压力正常。（3）启动辅机循环水泵，投运开、闭式冷却水系统并检查正常。（4）联系启动锅炉或邻机，辅汽联箱暖管投入辅汽系统运行，检查压力正常。（5）检查润滑油系统投入正常，油压、油温正常，各轴承回油正常，投入油净化装置。（6）启动一台顶轴油泵运行，检查顶轴油压9.8MPa，润滑油压0.08MP，检查各瓦顶轴油压正常。（7）投入盘车运行，检查盘车电流正常，检查并记录转子挠度值,不得超过原始值0.03mm，检查汽轮机通流、动静部分无摩擦。（8）联系热工 DEH 系统送电，检查各

164、功能模块的性能正常，检查与 CCS 系统和 TBS 系统 I/O 接口通讯正常。（9）检查 TSI 系统功能正常。（10）投入 EH 油系统，检查 EH 油压力、温度正常，系统无泄漏。（11）投入凝结水系统正常，凝结水精处理装置运行正常，水质合格。（12）投入除氧器运行并投加热。（13）除氧器温度达到 110，根据锅炉情况启动一台给水泵上水。（14）检查轴封系统各汽源供汽站、温度调节站和溢流站正常，轴封系统处于备用状态。（15）低压缸喷水减温装置调试正常且投入自动。（16）检查疏水系统各电、气动阀门正常，正常后将高、中、低压段疏水开启；（冬季启动时，空冷系统可投入时方可开启） 。（17）检查倒

165、暖阀、通风阀、事故排放阀和夹层加热电动截止阀正常，将倒暖阀、通风阀、事故排放阀和夹层加热电动截止门关闭。（18）点火前记录汽轮机各金属温度，点火后每半小时记录一次。（19）全面核对汽机各主保护投入（除背压高、主开关跳闸、主、再热汽温保护） 。 某某热电厂 2330MW 机组725.2.1.3 发变组系统启动前的准备工作（1）发变组系统启动前的检查1）检查发变组系统所有工作已全部结束，工作票收回，发变组系统的所有安全措施已全部拆除（包括接地线、短路线、临时线） ，常设遮拦已恢复正常。2）检查确认检修后的各项试验结果正常，试验报告齐备，资料、图纸完善。3）检查发变组各设备本体及周围应清洁，无杂物、

166、油污，无漏油、漏水、漏汽现象。4）检查发变组出口开关、刀闸三相确断。5）检查发电机集电环及电刷表面无积灰，杂物和油污，如有积灰和油污杂物应用干净棉布清扫擦拭干净，各电刷完整齐全，牌号一致，铜辫连接完整牢固。电刷（包括轴接地）已全部处于工作位置，电刷与刷握间隙适当，与集电环接触表面光滑吻合，所有电刷压力适宜。检查集电环通风孔有无堵塞，如有堵塞应通知检修人员处理。6）检查发电机密封油系统无渗、漏油现象，轴承座与油管绝缘处清洁无油污，全部氢水油管路完好，各设备的外部测温元件良好，温度指示正常，各设备油漆及着色完整鲜艳，指示明显。7）检查发电机引线和定子绕组冷却水的水质应符合运行规定的要求，发电机引出

167、线和定子绕组冷却水系统投入正常，定子冷却水泵联动试验正常；检查发电机氢气冷却系统投入正常，氢压正常，各阀门无漏氢现象。8）检查汽轮机盘车电机应就位牢固，接线完整，动作正确。9）检查发变组系统各表计、信号光字牌、控制开关、继电保护、二次线端子、试验端子良好，保护及自动装置出口连接片按规定投入，连接牢固。注意确认检温计（埋入式检温计及就地直读式温度表）读数应接近环境温度或机内温度。10）按配电装置运行规程规定，检查发电机电压互感器、电流互感器、避雷器、中性点接地变压器、封闭母线及附属设备；主开关、刀闸、高压厂用工作电源开关、励磁系统各开关、刀闸、保险、电阻、励磁功率柜、调节器等设备回路接线完整，正

168、确牢固，绝缘电阻合格。11）按变压器运行规程规定，检查主变、高厂变及其附属设备符合投运要求。12）检查发电机线圈、铁芯、进出水温度、氢气纯度、温度在规定范围内，并做好原始记录。13）检查发变组系统各警告牌齐全，灭火设备充足。（2）发变组恢复备用操作1）投入发变组出口开关储能电源。2）投入主变、高厂变冷却装置电源。3）投入发电机电压互感器。4）投入发电机避雷器。5）投入发电机中性点接地装置。6）投入封闭母线微正压装置。7）投入封闭母线漏氢在线监测装置。8）将主 6KV 母线工作电源开关推至“试验”位置。9）合入励磁功率柜交、直流侧刀闸。10）给上除发变组出口开关、刀闸以外所有设备的操作、信号电源

169、。11）投入发变组各保护及自动装置电源及压板。12）按调度命令合入主变中性点接地刀闸。（3）发变组系统恢复备用时的注意事项 某某热电厂 2330MW 机组731）发变组恢复备用操作时，应检查发变组出口开关、刀闸确在断开位置，主 6KV 母线工作电源开关置“试验”位置。2）检查发变组出口开关油压、SF6 气体压力正常。3）投入发电机电压互感器时，应检查一次插头确已插好，一次保险无松脱、跌落的可能；二次侧小开关合入后，应用万用表检测小开关确已合好。4）检查相关保护压板投入正常，接触良好，符合运行方式的要求。5）检查 DCS 光字牌、信号灯显示正常，无异常报警信号。6）检查各设备绝缘测试合格。7）检

170、查封闭母线已完全密闭，微正压装置，漏氢检测装置投入正常。8）检查发电机氢、水、油系统投入运行正常，各参数合格。5.2.2 机组冷、温态启动试验项目5.2.2.1 锅炉试验项目（1）电（气、液）动阀门、动叶、风门及挡板的校对传动试验。（2）各转动机械检修后的运转试验。（3）分系统联锁保护试验。（4）辅机及辅机附属设备的联锁及保护试验。（5）水压试验。 （相关检修工作后）（6）安全门校验。 （有相关检修工作或到规定校验时间）（7）锅炉炉膛压力报警、保护试验。（8）炉前燃油系统漏油试验。（9）FSSS 系统的相关试验。 （MFT、OFT、炉膛吹扫、火检冷却风压低）5.2.2.2 汽机试验项目（1）启

171、动前的试验1）各电（气）动门的试验。2）转动机械检修后试转试验。3）辅机及辅机附属设备的联动及保护试验。4）热工保护试验。5）汽轮机调速系统静态特性试验。6）汽轮机跳闸保护试验及机炉电大联锁试验。7）汽轮机就地停机试验。8）高排逆止门、抽汽逆止门、控制阀、调节阀开关及保护联锁试验。9）油系统联动试验。10）除氧器、加热器等主要辅助设备的保护试验。（2）启动过程中的试验项目1）危急保安器就地及远方打闸试验。2）高压遮断电磁阀在线试验。3）危急保安器充油试验。4）主汽门、调节汽门严密性试验。5）超速试验。a.危急遮断器提升转速试验。b. 电气超速保护试验。 某某热电厂 2330MW 机组746）甩

172、负荷试验。5.2.2.3 电气试验项目（1）发变组系统启动中的试验项目 1）新投入及大修后机组启动试验a.升速过程中的检查试验（发电机转子交流阻抗及转子绝缘电阻的测试） 。b.发电机带主变压器三相短路试验。c.发电机带高厂变短路试验。d.发电机带主变、高厂变空载试验。e.发电机带 220kV 东母空载试验并检查同期电压回路。f.发电机空载下调节器试验。g.假同期试验。h.发电机同期并网试验。i.发电机带负荷试验。j.校核厂用电源相位。k.厂用电切换试验。2）发变组保护传动试验。3）励磁调节器通道切换试验。4）发电机绝缘测试。5.2.3 锅炉启动及升温升压锅炉启动及升温升压5.2.3.1 锅炉上

173、水冲洗（1）上水规定1 上水要求：1、要求用除氧水或除盐水；2、冷态上水水温应为 4070，保证与汽包壁温差小于 35；2 上水方法；1、根据上水设备分：(1)高压上水：用给水泵通过给水管道上水；(2)低压上水：用凝结泵通过给水管道上水。2、根据炉侧上水系统分： (1)给水管路经省煤器上水； (2)给水管路经定排反冲洗由下降管上水。3 上水时间：夏季不少于 2 小时，冬季不少于 4 小时。5.2.3.2 锅炉上水：5.2.3.2.1 低压上水1、检查炉侧设备系统具备上水条件，汽水系统恢复，各疏放水门关闭，汽包水位计投运，打开汽包空气门、加药门、采样门，并记录膨胀指示一次，通知化学，汇报值长；2

174、、用凝结泵上水，应注意检查高压给水系统应解列；3、开启给水旁路电动门、旁路调整门，调整上水流量符合规定，上水时应关闭省煤器再循环门；4、汽包水位有显示后，开水冷壁下联箱各疏水门 1015min，化验水质合格后，关闭 某某热电厂 2330MW 机组75疏水门，维持汽包水位至100mm，关闭给水调整门及电动门，关凝结水至炉上水门 8、启省煤器再循环电动门，记录膨胀指示一次，汇报值长；5、在整个上水过程中，汽包上下壁温差不得大于 40，受热面膨胀均匀正常。5.2.3.2.2 高压上水：1、检查除氧器水位正常，水温合适、水质合格，汽水系统恢复，锅炉水位计投运，打开汽包空气门、加药门、采样门，并记录膨胀

175、指示一次，通知化学。#13 高加水侧具备投运条件；确认给水泵启动条件满足，启动给水泵，检查高加无内漏，给水管道进行排空，空气排尽后关闭空气门； 2、锅炉具备上水条件，开炉侧给水旁路电动门，开旁路给水调整门，调整上水流量3060T/h，上水时应关闭省煤器再循环门；3、汽包水位有显示后，开水冷壁下联箱各排污门 1015mim，化验水质合格后，关闭排污门，维持汽包水位至100mm，关闭上水调整门及电动门，开启省煤器再循环电动门，记录膨胀指示一次，汇报值长；4、在整个上水过程中，汽包上下壁任两点温差不得大于 40，受热面膨胀均匀正常；5、锅炉如果需做水压试验，在上至点火水位后，应继续上水，直至各受热面

176、空气门冒水后，逐一关闭空气门，然后进行水压试验； 6、在水压试验结束后，压力恢复至常压后，应全开过热器、再热器疏水门放水，开启水冷壁或下降管排污门放水至点火水位。然后投入底部加热，辅汽压力应不得于低于 0.8MPa，要防止炉水倒灌至辅汽联箱，引起水冲击；7、上水过程中如果水质不合格，应该全开水冷壁、下降管排污门，进行冲洗，直至水质合格方可关闭。5.2.3.2.3 锅炉水冲洗及过热器反冲洗1、锅炉大小修后， 启动前应进行锅炉及其炉前系统水冲洗，大修后应进行过热器反反冲洗；其它情况下由化学监督根据锅炉及其炉前系统，以及过热器等停用期间的保养方式等决定是否进行有关冲洗。2、过热器反冲洗一般安排在正冲

177、洗合格后进行。3、冲洗水应采用经处理过的除盐水，主要水质要求为: 联氨: 0.20.3 mg/l(ppm) 氨: 0.30.5 mg/l(ppm) 导电度: 68s/cm PH 值: 104、在水质合格时应尽可能加大冲洗流量，给水泵运转期间应加强对其工况的监视，并尽可能使除氧器保持最高水位运行，同时应加强对汽包压力的监视，5、锅炉及其炉前系统的正冲洗采用进放水的方法，即在大流量进水至汽包正常水位后停止进水，然后经沉淀后进行放水，进放水次数由化学人员根据化验结果确定。正冲洗时汽包，过热器空气阀，过热器疏水阀应保持开启。6、过热器反冲洗进水采用湿保养及水压时反进水的方法， 进水前主汽管的弹簧吊架先

178、用销钉固定，并联系检修装好主汽管堵板，主汽管疏水阀及及主汽阀前后疏水阀开启，吹灰系统与主蒸汽系统隔离。7、过热器反冲洗采用连续的大流量的方法，保持集中下降管放水阀开启，汽包空气阀开启并始终保持低水位，反冲洗时间由化学人员根据化验结果确定。8、反冲洗结束后，开启过热器空气、 疏水阀，降压至 0 后并确认主汽管、主汽阀座前后疏水阀开启，通知检修拆除主汽管堵板，然后逐渐排尽主汽管存水。9、汽包正向或反向进水时，应严格遵守进水的有关规定。 某某热电厂 2330MW 机组7610、冲洗结束后，及时拆除所有临时措施。5.2.3.2.4底部加热的投运1、检查辅汽联箱汽源投运，压力0.8Mpa；2、汽包水位已

179、至点火水位，先开启底部加热联箱疏水门，稍开联箱进汽门，充分暖管，暖管结束后关闭加热联箱疏水门，缓慢开启水冷壁下联箱各加热分门，并注意不应有水击现象；3、汽包压力大于“0”后，停止底部加热；1）关闭水冷壁下联箱各加热分门2）关闭底部加热联箱进汽门3）开启加热联箱疏水门，待疏尽水后关闭 4、整个加热过程要缓慢，炉水温度上升速度为28/h，汽包左右、上下壁温差40，辅汽压力0.8Mpa，当出现下降情况时，应逐渐调整辅汽压力，防止炉水倒灌进入辅汽联箱。监视锅炉本体膨胀情况，出现膨胀不均时，应减慢加热速度或停止加热，查明原因。在加热过程中，汽包水位会逐渐上升，应始终保持汽包水位200mm；5、在投运底部

180、加热过程中，严禁锅炉通风。5.2.3.3锅炉的点火锅炉的点火5.2.3.3.1 锅炉点火前的准备锅炉点火前的准备1、炉底捞渣机水位正常，水封完好，投运捞渣机、碎渣机；2、确认冷灰斗、省煤器灰斗等密封良好；3、检查汽机盘车运行正常；4、解列锅炉底部加热，化验炉水品质合格；5、稍开空预器吹灰辅汽来汽门及疏水门，进行充分暖管；5、校对汽包水位计一次；6、开启辅汽至轴封系统疏水，暖汽封 1530 分钟后关闭疏水；7、 投入空冷凝汽器系统，关闭真空破坏门，启动真空泵和轴加风机开始抽真空，真空 30KPa 时送汽封，维持低压汽封蒸汽压力在 0.08MPa，温度在 149，投入汽封调整门和汽封溢流调整门自动

181、；8、开大后烟道低过侧烟气调整挡板，开启所有二次风挡板，启动#1、2 空预、引、送风机；9、启动火检探头冷却风机，风压4Kpa，检查燃油系统正常，开始进行炉前燃油系统泄漏试验和炉膛吹扫，确认 FSSS 系统正常，具备吹扫条件。吹扫过程中，空气流量应30额定总风量，维持炉膛负压-70Pa，吹扫时间不小于 5 分钟；吹扫过程中，同时进行油泄漏试验。炉膛允许吹扫的条件有：1）MFT 动作；2）至少一台送风机运行；3）至少一台引风机运行；4）油泄漏试验正在进行，油快关阀和回油阀关闭；5）任一空预器运行；6）所有点火器停止； 某某热电厂 2330MW 机组777）所有给煤机停止；8）所有二次风门开度15

182、%；9）所有磨煤机出口门全关；10）火检冷却风压正常；11）风量大于总风量的 30%；12）炉膛无火焰；13）所有油角阀全关；14）燃油压力正常。10、炉膛吹扫完成且油泄漏试验合格后，MFT 复位，锅炉允许点火；11、开启过热器疏水阀和再热器疏水阀；12、投入空预器连续吹灰；13、若送风机入口风温低于 20，应投入相应的暖风器及疏水系统；14、启动火检冷却风机、四管泄漏探头冷却风机；15、点火时检查电除尘应解列；16、投运炉膛出口烟温探针；17、汇报值长，锅炉具备点火条件。5.2.3.3.2 锅炉点火锅炉点火1、检查炉前燃油系统正常，燃油压力为 2.53Mpa，吹扫蒸汽压力0.5Mpa。2、开

183、启火焰电视探头冷却风门，投运炉膛火焰监视 PT，开启启动点火排汽门。3、关再热器烟道挡板至最小，投入炉膛烟温探针，点火后严密监视炉膛出口烟温538，否则应调整燃料量，降低燃烧率，在汽机冲转后退出工作，在烟温监视过程中，应经常调整烟温探针，以测定不同区域烟温，并将烟温探针停留在高烟温区。4、投运下层油枪，采用对角投入。每支油枪投入时，应与前一支间隔 60S。油枪投运后，应从工业电视和就地确认点火成功后，汇报值长。5、点火成功后调整辅助风流量，确保油燃烧器喷口处辅助风流量不小于 25%，并且火焰呈金黄色；调整油压正常，严禁油枪雾化不良或漏油运行。 6、在开启油管路截止阀期间，检查所有炉膛安全保护系

184、统的正常功能，严禁跳过任何联锁装置。7、点火后，检查空气预热器吹灰是否正常，防止启动阶段油雾化不良在受热面上沉积，烧坏预热器。8、锅炉点火后，应开启汽包连排，并增强定排以控制炉水品质。9、锅炉点火后，根据冷态升温升压曲线，增加油枪数量。当下层 4 支油枪全部投入运行后，可缓慢开大中层油枪辅助风门，增加空气量，提高风道压力，控制过热器出口温度，投入中层油枪，投入时注意及时调整燃油压力。10、尾部烟道环形集箱疏水门，中间隔墙疏水门，过热器疏水门和主汽管道疏水门保持全开，用旁路的开度或锅炉启动对空排汽阀控制锅炉升温和升压速度。投入定期排污各分门自动，启动定期排污程控，进行排污换水。如排污程控动作不正

185、常，通知检修处理，同时进行手动排污，每路全开时间不宜超过 30 秒。11、若汽包水位开始下降时，向汽包供水，逐步将水位控制在正常范围。若连续向汽包供水，应关闭省煤器再循环阀。12、在升压的初始阶段，必须严格控制升温升压速度，为 0.331.1/min、0.0150.03MPa/min。 某某热电厂 2330MW 机组7813、汽包压力约至 0.050.1Mpa 时，应冲洗就地水位计，冲洗后应仔细核对水位，以保证指示的准确性。锅炉主汽系统见压后，检查主汽管道、再热汽管道疏水正常。14、汽包压力约至 0.2Mpa 时，应关闭锅炉各空气门，开启高、低旁路，投入高、低旁减温水，高、低旁开启后可关闭启动

186、点火排汽门，适当开启再热器烟道挡板，开启后要控制再热汽温升温曲线。汽包压力至 0.20.3Mpa 时，进行水冷壁下部疏水，以加速。汽包压力至 0.20.3Mpa 时，进行水冷壁下部疏水，以加速蒸发受热面各部分受热均匀，并可提高炉水品质。放水过程中应密切注意汽包水位的变化。15、汽包压力 0.5MPa 时，关闭过热器疏水门，环形集箱疏水可随压力变化参与调节。16、汽包压力 0.8Mpa1.0Mpa 时，投入单冲量给水自动调节。17、汽包压力约至 1.0Mpa 时，应冲洗就地双色水位计。18、开启启动油泵，检查油压正常。19、开启转子、定子冷却水箱补水门向定子水箱补水至 2/3，化验水质合格后启动

187、一台转子、定子冷却水泵。20、升温升压过程中要注意监视炉膛出口烟温及温差、汽包上、下壁温差，汽包上、下壁温差不允许超过 40,汽机冲转前炉膛出口烟温不得超过 538。5.2.4 汽轮机冲转、暖机、升速（中压缸启动）5.2.4.1 冲转前的准备（1）检查 DEH 供电，表盘和系统都处于正常状态。（2）启动交流润滑油泵、高压启动油泵和顶轴油泵，投入联锁，确认润滑油系统和顶轴油系统工作正常。（3）启动抗燃油泵，投入联锁，确认抗燃油供油系统工作正常。（4）投入盘车，检查盘车装置工作正常，保证冲转前盘车时间不少于 4h。（5）建立排汽装置真空，排汽装置压力达到 25kPa 以下。（6）确认汽封蒸汽管道中

188、无水后，投入汽封系统，汽封母管压力为 33KPa，温度150260，温态启动时必须先送汽封，后抽真空。（7）主汽门前压力达 0.20.3MPa，汽温 150以上时，关闭主、再蒸汽系统疏水排大气门，开启主，再热蒸汽管到扩容器疏水门；夹层联箱同时暖管。（8）按挂闸按钮，机组挂闸。（9）按预暖按钮，进行高压缸和阀壳预暖。（10）检查开启各段疏水阀门。1）高压段a.高压主汽门上阀座疏水。b.1、2、3、4、5、6 号高压导汽管疏水。c.高压内缸疏水。d.汽缸夹层加热进汽联箱及其引入管疏水。e.高调阀阀壳下部疏水。f.一段抽汽逆止门前疏水。g.二段抽汽逆止门前疏水。2）中压段a.高排逆止门前、后疏水。b

189、.中联阀阀壳前疏水。c.三段抽汽逆止门前疏水。 某某热电厂 2330MW 机组79d.四段抽汽逆止门前疏水。e.中压进汽腔室疏水。3）低压段a.五段抽汽逆止门前疏水。b.六段抽汽逆止门前疏水。c.五段抽汽至热网电动门前疏水。d.五段抽汽至暖风器电动门后疏水。e.自密封系统及轴封供汽管疏水。（11）TSI 显示各数据正常。（12）确认高压主汽调节阀、高排逆止门、倒暖阀、各疏水门的手动旁路阀已完全关闭。（13）确定冲转蒸汽参数项目单位冷态温态主蒸汽压力MPa3.455.88再热蒸汽压力MPa0.6860.686主蒸汽温度300370再热蒸汽温度237327（14）随着锅炉启动，低压旁路阀门开度逐渐

190、增加，冷态启动，当再热蒸汽压力升到0.686MPa 时，低旁投入压力反馈自动。（15）随着锅炉启动，高、低压旁路阀门开度逐渐增加，温态启动，当主蒸汽压力到5.88MPa 时，高压旁路投压力反馈自动控制；再热蒸汽压力升到 0.686MPa 时，低压旁路投压力反馈自动控制，自动维持主蒸汽压力 5.88 MPa，再热蒸汽压力 0.686MPa。5.2.4.2 冲转、暖机、升速步骤（1）汇报值长，具备冲转条件。（2）确证机组已挂闸。（3）冲转前退出大轴挠度表。（4）确认 DEH“高中压缸联合启动/中压缸启动”按钮处于“中压缸启动”状态。（5）按“运行”按钮，开启高、中压主汽门。（6）确认通风阀（VV

191、阀）处于开启状态，其后手动门处于关闭状态，高调门处于关闭状态。（7） “目标”选择 600rmin 转速，升速率选择 100rmin（冷态）200 rmin（温态）升速，按“进行”按钮，中压调节汽阀逐渐开启，机组按给定的升速率增加转速。（8）转子冲动后，当转速大于盘车转速时，盘车装置自动甩开，否则应打闸停机。（9）听音检查1）汽轮机升速至 600rmin 时，汽机打闸。2）检查高中压各汽门关闭，转速下降。3）检查高排逆止门、VV 阀关闭。4）检查低压缸喷水阀自动打开。5）检查机组各参数正常。6）检查汽轮机背压小于 20Kpa。7）检查汽轮机内部声音正常，无异常摩擦声，转速降至 50r/min

192、前逐渐开启高、中压调节阀，按原升速率升速至 600r/min。8）停留时间不得超过 5 分钟。（10）检查机组运行正常，目标选择 1200r/min 转速，按“进行”按钮，以 100r/min（冷态） 某某热电厂 2330MW 机组80200 r/min（温态）的升速率增加转速。1）微开高压调节阀直至转速升到 600r/min。2）当转速升至 600r/min 时，高压调节阀的开度锁定，中压调节阀的予启阀逐渐开启，汽轮机按原速率升速至 1200r/min。3）转速600r/min，低加随机投入运行，并注意检查其运行正常。4）温态启动,若高压排汽口下半内壁金属温度达到 200以上，且中压排汽口下

193、半内壁金属温度达 130以上,各部运行正常,可不进行中、高速暖机。（11）中速暖机1）转速至 1200r/min，中速暖机 30 分钟。2）转速 1200r/min 顶轴油泵自停。3）检查所有监控仪表。4）暖机运行时，汽轮机转速由中压调节预启阀控制，监视高中压缸排汽处金属温度，当高压排汽口下半内壁金属温度达 200时，开启 VV 阀，并调整 VV 阀后手动门开度，控制该温度在 200左右。5）暖机结束，若高压排汽口下半内壁金属温度达 200，中压排汽口下半内壁金属温度达130， “目标”直接选择 3000r/min；否则“目标”选择 1950r/min，进行高速暖机。（12）目标选择 1950

194、r/min 转速，按“进行”按钮，以 100/min（冷态）200 r/min（温态）的升速率增加转速。（13）过临界时升速率自动变为 250300r/min,机组应迅速平稳通过轴系的临界转速，通过临界转速时，轴承盖振动不应大于 0.10mm,否则打闸停机。（14）高速暖机1）高速暖机时可通过调整 VV 阀后手动门开度，控制高压排汽口下半内壁金属温度达到200，若此时温度仍达不到要求，可适当开启倒暖阀。2）若高压排汽口下半内壁金属温度达 200，中压排汽口下半内壁金属温度达 130,继续暖机 30 分钟。3）满足上述条件后，高速暖机结束。（15）目标选择 3000r/min 转速，按“进行”按

195、钮，以 100r/min（冷态）200 r/min（温态）的升速率增加转速，转速至 3000r/min 时，空负荷暖机 30 分钟，温态可不进行，全面检查。1）排汽压力小于 20KPa,投低真空保护。2）确认低压缸喷水处于投入状态。3）TSI 监视系统项目应在允许范围内。4）检查主油泵出口油压与润滑油压、油温正常，停交流润滑油泵。5）检查抗燃油系统，抗燃油油压、油温正常。6）参数要求：主汽压力必须达到 5.88MPa,主、再热蒸汽温度变化率不应超过冲转前选择值。7）在主汽压力达到 5.88MPa 时，高压旁路应投压力反馈自动控制。（16）升速过程中的注意事项1）监视机组振动情况，中速暖机前，任

196、一轴承振动超过 30um 应立即打闸停机。2）通过临界转速时，任一轴承振动值超过 100um 或任一轴振动值超过 260um，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。3）在升速过程中，为平稳通过轴系各临界转速，保证机组不在临界转速范围内停留，升速率自动设定为 250300rpm/min。4）检查汽轮机通流部分无摩檫声。 某某热电厂 2330MW 机组815）确认调节级金属温度和蒸汽温度匹配。6）在汽轮机升速过程中，要及时监视和调整轴封压力，注意润滑油温度的变化，注意保持润滑油温稳定在 4045。7）根据油温、风温、水温及时投入主冷油器，定、转子冷水器、保持正常参数。8）注意调整排汽装置

197、水位正常。9）机组冲转过程中，锅炉严格按照启动曲线控制主汽温、主汽压。5.2.5 汽轮机冲转、暖机、升速（高、中压缸联合启动）5.2.5.1 冲转前的准备（1）确定冲转蒸汽参数项目单位冷态温态主蒸汽压力MPa3.455.88主蒸汽温度320410再热蒸汽温度237327（2）确定温度变化率项目单位冷态温态主蒸汽温度/min0.950.95再热蒸汽温度/min1.41.4（3）温态启动时，高压缸不进行预暖。（4）其它同冷态中压缸启动。5.2.5.2 冲转、暖机、升速步骤（1）汇报值长，具备冲转条件。（2）确证机组已挂闸。（3）冲转前退出大轴挠度表。（4）确认 DEH“高中压缸联合启动/中压缸启动

198、”按钮处于“高中压缸启动”状态。（5）确认处于“单阀”状态。（6）按“运行”按钮，开启高、中压主汽门。（7） “目标”选择 600r/min 转速，升速率选择 100r/min（冷态） 、150r/min（温态）升速，按“进行”按钮，高、中压调节汽阀逐渐开启，机组按给定的升速率增加转速。（8）转子冲动后，当转速大于盘车转速时，盘车装置自动甩开，否则应打闸停机。（9）听音检查1）汽轮机升速至 600r/min 时，汽机打闸。2）检查高中压各汽门关闭，转速下降。3）检查高排逆止门关闭。4）检查低压缸喷水阀自动打开。5）检查机组各参数正常。6）检查汽轮机背压小于 20Kpa。7）检查汽轮机内部声音正

199、常，无异常摩擦声，转速降至 50r/min 前逐渐开启高、中压调节阀，按原升速率升速至 600r/min，投入夹层加热系统。8）停留时间不得超过 5 分钟。（10）检查机组运行正常，目标选择 1200r/min 转速，按“进行”按钮，以 100r/min（冷态） 、 某某热电厂 2330MW 机组82150r/min（温态）的升速率增加转速，转速600r/min，低加随机投入运行，并注意检查其运行正常。（11）温态启动，若满足高压内缸上半内壁调节级后金属温度大于 250以上；中压排汽口处下半内壁金属温度大于 130以上；高、中压缸膨胀大于 7mm；高、中压胀差小于3.5mm 并趋稳定时；各部分

200、正常，可不进行中、高速暖机。（12）汽轮机升速至 1200r/min。1）转速至 1200r/min，中速暖机 30 分钟。2）转速 1200r/min 顶轴油泵自停。3）检查所有监控仪表。4）暖机结束时，中压排汽口处下半内壁金属温度应大于 130。（12）目标选择 1950r/min 转速，按“进行”按钮，以 100/min（冷态） 、150r/min（温态）的升速率增加转速。（13）过临界时升速率自动变为 250300r/min,机组应迅速平稳通过轴系的临界转速，通过临界转速时，轴承盖振动不应大于 0.10mm,否则打闸停机。（14）高速暖机1）监视中压排汽口处下半内壁金属温度应大于 13

201、0，并保持暖机 60 分钟。2）高压内缸上半内壁调节级后金属温度大于 250。3）高、中压缸膨胀大于 7mm。4）高、中压胀差小于 3.5mm 并趋稳定。5）满足上述条件后，高速暖机结束。（15）目标选择 3000r/min 转速，按“进行”按钮，以 100r/min（冷态） 、150r/min（温态）的升速率增加转速，转速至 3000r/min 时，空负荷暖机 30 分钟，温态可不进行空负荷暖机。（16）定速后的检查项目1）排汽压力小于 25KPa，投低真空保护。2）确认低压缸喷水处于投入状态。3）TSI 监视系统项目应在允许范围内4）检查润滑油系统主油泵出口油压与润滑油压、油温正常，停交流

202、润滑油泵。5）检查抗燃油系统，抗燃油油压、油温正常。6）参数要求：主汽压力必须达到 5.88MPa，主蒸汽温度达到 370,主、再热蒸汽温度变化率不应超过冲转前选择值。7）主蒸汽温度与再热蒸汽温度之差17。8）主蒸汽温度变化率与再热蒸汽温度变化率不应超过冲转前选择值。（17）升速过程中的注意事项1）监视机组振动情况，中速暖机前，任一轴承振动超过 30um 应立即打闸停机。2）通过临界转速时，任一轴承振动值超过 100um 或任一轴振动值超过 260um，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。3）在升速过程中，为平稳通过轴系各临界转速，保证机组不在临界转速范围内停留，升速率自动设定为

203、250300rpm/min。4）检查汽轮机通流部分无摩檫声。5）确认调节级金属温度和蒸汽温度匹配。6）在汽轮机升速过程中，要及时监视和调整轴封汽压，注意润滑油温度的变化，注意保持 某某热电厂 2330MW 机组83润滑油温稳定在 4045。7）根据油温、风温、水温及时投入主冷油器，定、转子冷水器，保持正常参数。8）注意调整排汽装置水位正常。5.2.6 机组并网及带负荷机组并网及带负荷5.2.6.1 发变组升压和并网（1）检查发变组各保护压板投停正确，DCS 光字牌、信号灯显示正常。（2）升速过程，检查发电机定、转子、定子端部的冷却水进口压力和流量正常。（3）汽轮机冲转后，转速升 500r/mi

204、n 时，应检查发电机各转动部分无卡涩、摩擦现象，发电机声音、振动正常，滑环及电刷正常。（4）检查发电机无漏水现象。（5）当机组转速达到 3000r/min 时，合发变组出口刀闸。（6）送上发变组出口开关操作电源。（7）起励升压1）合 FMK 开关，当励磁系统接收到开机建压令后即开始起励升压，机端电压给定值设置在 98%，之后人工增磁至额定值。2）机组第一次启动或大修后采用零起升压。a.调节器设为电压闭环。b.退出系统电压跟踪功能。c.退出软起励功能。d.合 FMK 开关，自动或人工起励，发电机应建压在预置的设定值并保持稳定（电压预置值最小下限的大小取决于可控硅正常换流的最低阳极电压） 。e.对

205、发电机、主变进行零起升压。f. 零升正常后，将“起励电压给定值”返回（一般为 100%） ，修改定值后必须重新停开机后才有效。（8）电压达到额定值时，应核对空载励磁电流、励磁电压正常并记录。（9）投入同期装置，采用自动准同期方式并网，并网应满足下列条件：1）待并发电机电压与系统电压近似相等。2）待并发电机周波与系统周波近似相等。3）待并发电机相位与系统相位相同。4）待并发电机相序与系统相序一致。（10）待发变组出口开关合闸信号返回后，检查无功表有指示（验证开关确已合闸） ，控制功率因数不得过大、过小。（11）发电机并网后，首先应增加 810MVAR 无功，观察三相定子电流是否平衡。（12）投入

206、“关闭主汽门”、 “ 热工” 保护压板，退出“启停机”、 “误上电”保护压板，全面检查各保护装置及二次设备运行正常。5.2.6.2 升压并网注意事项（1）升压过程中，注意监视发电机定子电流、高厂变高压侧电流在零位，发电机转子电流、转子电压不超过空载值。如发现定子有电流或高厂变高压侧电流有指示，应立即断开发电机励磁开关。（2）升压过程中，检查发电机定子、转子无接地信号，3U0 电压表指示正常。（3）手动升压过程应缓慢均匀，时间不少于 5 分钟。（4）在发电机升压过程中，如发电机不能建压或电压上升不能控制，应立即断开发电机励磁开关。 某某热电厂 2330MW 机组84（5）在大修期间，应认真校核同

207、期装置的准确性。大修后或同期回路有过工作，应检查发电机和系统相序并进行定相，相关的电压互感器二次回路检修后，也应定相。（6）为防止发变组出口开关自合造成非同期事故，应采用如下操作：1）在机组未冲转前，先投入主开关储能及控制回路，检查开关二次回路无接地等异常，开关不自合，再退出以上回路。2）在机组定速后，再合入发变组出口刀闸，然后投入发变组出口开关二次回路，进行并网操作。5.2.6.3 机组并网后发变组的检查和操作（1）并网后，应全面检查发变组保护信号是否正常，进行相应保护压板的投退工作，检查发电机水冷系统、主变、高厂变冷却系统，励磁冷却系统运行正常，调整主变中性点运行方式。（2）在增加发电机定

208、子电流过程中，应对发电机有关温度进行监视和分析，以便及时发现异常情况。（3）发电机并网后达一半负荷及满负荷时，应对发电机本体及一次回路分别作详细检查，检查项目着重于大电流接头发热情况，发电机电刷的运行情况等。5.2.6.4 机组（中压缸启动）带负荷（1）并网后，控制系统自动带上 3%额定负荷，进入升负荷控制阶段，此时应注意排气装置背压应20KPa。（2）在整个升速和并网带负荷过程中，维持中压主汽门前压力不变。（3）锅炉根据负荷要求投运 B 层煤粉燃烧器，启动 A2 给煤机，逐步加大 A2 给煤机给煤量，A 磨煤机变为双进双出正常运行方式。及时调整对应二次风和周界风挡板开度，就地检查确认煤粉着火

209、良好，待差压料位达 500Pa 后投入给煤自动。手动调节减温水调门开度，控制汽温符合升温曲线要求。当一次风温达到 300时，退出冷炉制粉暖风器装置运行。（4）目标选择“40MW”负荷，升负荷率选择“1.2 MW/min”（冷态）3 MW/min（温态）点击“进行”，开始升负荷。（5）负荷到 40MW，低压旁路门全部关闭。（6）高、中压缸的切换。1）高、中压缸切换前，注意主蒸汽在经过高压缸调节级作功后的蒸汽温度与金属温度相匹配。应控制（冷态）： 主蒸汽： 5.88MPa 400430 再热蒸汽：0.686MPa 3503802）中压缸单独进汽切换为高、中压缸联合进汽的过程应维持主蒸汽、再热蒸汽参

210、数及流量基本稳定。3）低旁全关后，负荷约 40MW，由 TBS 系统向 DEH 发信号，维持负荷基本不变。4）低旁全关时，进行低负荷暖机，监视中压排汽口处下半内壁金属温度，应达到 170；调整通风阀后的手动阀开度，控制高压排汽口处下半内壁金属温度达到 220250，并保持暖机 30 分钟（冷态） 、15 分钟（温态） 。5）以上项目完成后，按“阀切换”按忸，进行阀门切换，高压调节汽门以单阀方式逐渐开启，1 分钟后高压调节汽门与中压调节汽门开始进入比例关系，切换结束。6）切换结束后，以 3MW/min 升负荷率提升负荷至 42MW，暖机 30min。 某某热电厂 2330MW 机组857）缸切换

211、期间应检查以下项目a.通风阀关闭。b.高排逆止门自动开启，否则应开启高排逆止门。c.切换完成后，根据高压缸温度和胀差的具体情况，可投夹层加热装置。d.暖机结束时由 DEH 系统向 TBS 发信号开始升负荷，随负荷的增加，高旁逐渐关闭，当负荷达下滑点时，高压旁路阀门解除压力反馈自动控制。（7）负荷 60MW,打开门杆漏汽至三段抽汽汽门。（8） “目标”选择 330MW， “升负荷率”选择 1.2MW/min，按“进行”按钮升负荷。1）根据负荷和排汽缸温度，停用低压缸喷水。2）三抽压力高于除氧器压力 0.15Mpa，投入高加运行。3）当四抽压力达 0.4MPa 时，切换除氧器供汽为四段抽汽，关闭其

212、疏水，除氧器进入滑压运行。4）检查排汽装置及空冷系统运行正常，汽轮机背压应低于 20Kpa。5）负荷到达下滑点时由 DEH 系统向 CCS 系统发信号，锅炉按滑启曲线升温升压。6）机组约在 105MW（冷态） 、135MW （温态）时进入下滑点，此时高压调节阀接近90额定阀位,由 DEH 控制系统发信号给 CCS 系统，机组随锅炉升压开始提升负荷，此时DEH 控制系统不参与负荷控制,直至机组负荷接近 90额定负荷。7）根据胀差情况随时调整夹层加热系统,高中压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度超过350，高、中压缸胀差值在允许范围内，停夹层加热装置。8）检查在以下状态时，疏水系统应顺序关闭a.在

213、10%负荷下，关闭高压段各疏水门。b.在 20%负荷下，关闭中压段各疏水门。c.在 30%负荷下，关闭低压段各疏水门。9）根据负荷需要启动 B 磨，依次投入 B 磨非驱动端、驱动端运行，及时检查调整对应周界风、二次风挡板和 OFA 挡板开度，保证燃烧良好，视具体情况，适当减少或全部退出油枪运行。10）加负荷时应遵循先加风后加煤的原则。如煤粉投入后不着火，应立即停止该磨煤机运行，并保持炉膛压力正常，加强通风 5 分钟，此时应保持油枪燃烧稳定，待查明原因并消除后，方可进行第二次投粉，如两次投粉均不着火，应停止投粉，分析原因。启动磨煤机时，应尽量保证对应油枪投运。11）增加负荷时，先加风，后增加煤粉

214、，不投运喷嘴层所对应二次风挡板开度置030%，周界风挡板开度置 1530%。12）当汽包压力达到 10Mpa 时，应停止升温升压，开始洗硅，在每一压力等级含硅量达到要求后，方可继续升压。汽水品质合格后，关闭汽包定排门，开启汽包连排门。主汽压力（Mpa）1012.515161718.2SIO2 含量（ppm）3.01.50.50.40.30.213）根据负荷需要启动 C 磨，依次投运 E、F 层火嘴运行，并及时调整对应周界风、二次风挡板和 OFA 挡板开度。14）根据机组运行工况，及早将厂用电倒至本机高厂变带。15）主汽流量达 650T/h 后，锅炉全面吹灰一次（空预器吹灰转为正常方式） 。16

215、）负荷 60%以上，轴封供汽切换为自密封。17）注意将门杆漏汽倒至#3 高加。 某某热电厂 2330MW 机组8618）负荷带 70%以上，根据需要投入供暖抽汽。19）当三台磨全部投运正常后，根据需要选择 CCS 控制方式，当需要增加负荷时，统一增加各磨煤机出力，以满足锅炉热负荷同负荷要求的匹配，逐渐将负荷带至额定值。20）负荷达目标值且本体各测点温度趋于稳定后，锅炉维持参数稳定，将单阀切换为顺序阀运行（新投产机组在半年以内采用单阀方式，如果半年内蒸汽压力、温度不正常，则采用单阀方式的时间需要延长，直到机组达到稳定状态为止） 。21）全面检查一切正常，确认各种保护均投入，自动装置正常，汇报值长

216、。22）值长汇报中调机组具备投 AGC 条件，根据中调调度指令投 AGC。5.2.6.5 机组（高、中压缸联合启动）带负荷（1）并网后，控制系统自动带上 3%额定负荷，进入升负荷控制阶段，此时应注意排气装置背压应20KPa。（2）目标选择“30MW”负荷，升负荷率选择“1MW/min” （冷态） ， “3MW/min” （温态） ，点击“进行”，开始升负荷。（3）30MW 低负荷下稳定进行，应监视中压排汽口处下半内壁金属温度应大于 176，并保持暖机 30min（冷态） ，20min（温态） 。（4）暖机结束时由 DEH 系统向 TBS 发信号开始升负荷，随负荷的增加，高、低旁逐渐关闭，当负荷

217、达下滑点时，高、低压旁路阀门解除压力反馈自动控制。（5）负荷 60MW,打开门杆漏汽至除氧器汽门。（6） “目标”选择 330MW， “升负荷率”选择 1MW/min（冷态） ， “3MW/min” （温态） ，按“进行”按钮升负荷。（7）其它同冷态、温态中压缸启动带负荷，无缸切换过程。5.3 机组热态、极热态启动机组热态、极热态启动5.3.1 机组启动前的准备工作同冷、温态启动5.3.2 锅炉启动及升温升压5.3.2.1 按冷态启动操作步骤进行锅炉点火前的准备和点火。5.3.2.2 锅炉点火后的升温升压应按热态启动曲线规定执行。5.3.2.3 点火前锅炉各放水门、疏水门应关闭，自动主汽门前疏

218、水门应开启。5.3.2.4 点火后根据当时汽机缸温情况，快速投入一定数量的油枪，且先投上层，再投下层，需要时 8 只全部投运，用高压旁路调整锅炉压力，低压旁路尽量维持开度 100%。5.3.2.5 当蒸汽参数达到汽机冲转参数时,停止增加燃料,维持此蒸汽参数。5.3.2.6 在汽机冲转至并网期间,应维持蒸汽参数稳定。5.3.3 汽轮机冲转、暖机、升速（中压缸启动）5.3.3.1 冲转前的准备（1）DEH 供电，表盘和系统都处于正常状态。（2）启动交流润滑油泵、高压启动油泵和顶轴油泵，投入联锁，确认润滑油系统和顶轴油系统工作正常。（3）启动抗燃油泵，投入联锁，确认抗燃油供油系统工作正常。（4）投入

219、盘车，检查盘车装置工作正常，保证冲转前盘车时间不少于 4h。 某某热电厂 2330MW 机组87（5）机组冲转前必须先投入轴封送汽，要求汽封母管压力 0.123MPa，温度 250350。（6）汽封系统正常投运后，建立排汽装置真空，排汽装置压力达到 25kPa 以下。（7）主汽门前压力达 23MPa，汽温 300以上时，关闭主、再蒸汽系统疏水排大气门，开启主，再热蒸汽管到扩容器疏水门；夹层联箱同时暖管。（8）按挂闸按钮，机组挂闸。（9）检查开启各段阀门1）高压段a.高压主汽门上阀座疏水。b.1、2、3、4、5、6 号高压导汽管疏水。c.高压内缸疏水。d.汽缸夹层加热进汽联箱及其引入管疏水。e.

220、高调阀阀壳下部疏水。f.一段抽汽逆止门前疏水。g.二段抽汽逆止门前疏水。2）中压段a.高排逆止门前、后疏水。b.中联阀阀壳前疏水。c.三段抽汽逆止门前疏水。d.四段抽汽逆止门前疏水。e.中压进汽腔室疏水。3）低压段a.五段抽汽逆止门前疏水。b.六段抽汽逆止门前疏水。c.五段抽汽至热网电动门前疏水。d.五段抽汽至暖风器电动门后疏水。e.自密封系统及轴封供汽管疏水。（10）TSI 显示各数据正常。（11）确认高压主汽调节阀、高排逆止门、各疏水门的手动旁路阀已完全关闭。（12）确定冲转蒸汽参数项目单位热态极热态主蒸汽压力MPa7.859.81再热蒸汽压力MPa0.8830.883主蒸汽温度45046

221、0再热蒸汽温度417487（13）随着锅炉启动，高、低压旁路阀门开度逐渐增加，当主蒸汽压力升到 7.85MPa（热态）9.81（极热态）时，高压旁路应投压力反馈自动控制；再热蒸汽压力升到 0.883MPa 时，低压旁路应投压力反馈自动控制，维持维持主蒸汽压力 7.85MPa（热态）9.81（极热态） ，再热蒸汽压力 0.883MPa。5.3.3.2 冲转、暖机、升速步骤（1）汇报值长，具备冲转条件。 某某热电厂 2330MW 机组88（2）确证机组已挂闸。（3）冲转前退出大轴挠度表。（4）确认 DEH“高中压缸联合启动/中压缸启动”按钮处于“中压缸启动”状态。（5）按“运行”按钮，开启高、中压

222、主汽门。（6）确认通风阀（VV 阀）处于开启状态，其后手动门处于关闭状态，高调门处于关闭状态。（7） “目标”选择 600r/min 转速，升速率选择 200r/min（热态） 、300 r/min（极热态）升速，按“进行”按钮，中压调节汽阀逐渐开启，机组按给定的升速率增加转速。（8）转子冲动后，当转速大于盘车转速时，盘车装置自动甩开，否则应打闸停机。（9）听音检查1）汽轮机升速至 500r/min 时，汽机打闸。2）检查高中压各汽门关闭，转速下降。3）检查高排逆止门、VV 阀关闭。4）检查低压缸喷水阀自动打开。5）检查机组各参数正常。6）检查汽轮机背压小于 20Kpa,空冷风机运转正常。7）

223、检查汽轮机内部声音正常，无异常摩擦声，转速降至 50r/min 前逐渐开启高、中压调节阀，按原升速率升速至 500r/min。8）停留时间不得超过 5 分钟。（10）过临界时升速率自动变为 250300r/min,机组应迅速平稳通过轴系的临界转速，通过临界转速时，轴承盖振动不应大于 0.10mm,否则打闸停机。（11）目标选择 3000r/min 转速，按“进行”按钮，以 200r/min（热态） 、300 r/min（极热态）的升速率增加转速，转速至 3000r/min，进行全面检查。1）排汽压力小于 20KPa,投低真空保护。2）确认低压缸喷水处于投入状态。3）TSI 监视系统项目应在允许

224、范围内。4）检查主油泵出口油压与润滑油压、油温正常，停交流润滑油泵。5）检查抗燃油系统，抗燃油油压、油温正常。6）主、再热蒸汽温度变化率不应超过冲转前选择值。（12）升速过程中的注意事项1）监视机组振动情况，中速暖机前，任一轴承振动超过 30um 应立即打闸停机。2）通过临界转速时，任一轴承振动值超过 100um 或任一轴振动值超过 260um，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。3）在升速过程中，为平稳通过轴系各临界转速，保证机组不在临界转速范围内停留，升速率自动设定为 250300rpm/min。4）检查汽轮机通流部分无摩檫声。5）确认调节级金属温度和蒸汽温度匹配。6）在汽轮机

225、升速过程中，要及时监视和调整轴封汽压，注意润滑油温度的变化，注意保持润滑油温稳定在 4045。7）根据油温、风温、水温及时投入主冷油器，定、转子冷水器，保持正常参数。8）注意调整排汽装置水位正常。5.3.4 汽轮机冲转、暖机、升速（高、中压缸联合启动） 某某热电厂 2330MW 机组895.3.4.1 冲转前的准备（1）确定冲转蒸汽参数及温度变化率）确定冲转蒸汽参数及温度变化率项目单位热态极热态主蒸汽压力MPa9.8111.76主蒸汽温度450510再热蒸汽温度417487（2）确定温度变化率）确定温度变化率项目单位热态极热态主蒸汽温度/min1.031.33再热蒸汽温度/min1.585（3

226、）确认冲转蒸汽温度与主汽阀内壁金属温度之差，若大于 120，应进行阀门预暖。（4）极热态启动时主蒸汽压力11.7MPa，主蒸汽温度应尽量510。（5）其它同冷态高中压缸联合冷态、温态启动启动。5.3.4.2 冲转、暖机、升速步骤（1）汇报值长，具备冲转条件。（2）确证机组已挂闸。（3）冲转前退出大轴挠度表。（4）确认 DEH“高中压缸联合启动/中压缸启动”按钮处于“高中压缸启动”状态。（5）确认处于“单阀”状态。（6）按“运行”按钮，开启高、中压主汽门。（7） “目标”选择 600r/min 转速，升速率选择 200r/min（热态） 、300r/min（极热态）升速，按“进行”按钮，高、中压

227、调节汽阀逐渐开启，机组按给定的升速率增加转速。（8）转子冲动后，当转速大于盘车转速时，盘车装置自动甩开，否则应打闸停机。（9）听音检查1）汽轮机升速至 500r/min 时，汽机打闸。2）检查高中压各汽门关闭，转速下降。3）检查高排逆止门关闭。4）检查低压缸喷水阀自动打开。5）检查机组各参数正常。6）检查汽轮机背压小于 20Kpa 。7）检查汽轮机内部声音正常，无异常摩擦声，转速降至 50r/min 前逐渐开启高、中压调节阀，按原升速率升速至 600r/min，投入夹层加热系统。8）停留时间不得超过 5 分钟。（10）目标选择 3000r/min 转速，按“进行”按钮，以 200r/min（热

228、态） 、150r/min（极热态）的升速率增加转速，转速至 3000r/min 时，进行全面检查。1）排汽压力小于 25KPa,投低真空保护。2）确认低压缸喷水处于投入状态。3）TSI 监视系统项目应在允许范围内。 某某热电厂 2330MW 机组904）检查润滑油系统主油泵出口油压与润滑油压、油温正常，停交流润滑油泵。5）检查抗燃油系统，抗燃油油压、油温正常。6）主蒸汽温度与再热蒸汽温度之差17。7）主蒸汽温度变化率与再热蒸汽温度变化率不应超过冲转前选择值。（11）升速过程中的注意事项1）监视机组振动情况，中速暖机前，任一轴承振动超过 30um 应立即打闸停机。2）通过临界转速时，任一轴承振动

229、值超过 100um 或任一轴振动值超过 260um，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。3）在升速过程中，为平稳通过轴系各临界转速，保证机组不在临界转速范围内停留，升速率自动设定为 250300rpm/min。4）检查汽轮机通流部分无摩檫声。5）确认调节级金属温度和蒸汽温度匹配。6）在汽轮机升速过程中，要及时监视和调整轴封汽压，注意润滑油温度的变化，注意保持润滑油温稳定在 4045。7）根据油温、风温、水温及时投入主冷油器，定、转子冷水器，保持正常参数。8）注意调整排汽装置水位正常。5.3.5 并网带负荷5.3.5.1 发电机并网同冷、温态。5.3.5.2 机组（中压缸启动）带负荷

230、（1）并网后，控制系统自动带上 3%额定负荷，进入升负荷控制阶段，此时应注意排气装置背压应20KPa。（2）在整个升速和并网带负荷过程中，维持中压主汽门前压力不变。（3）锅炉根据燃烧及负荷要求投运 B 层煤粉燃烧器，A 磨煤机变为双进双出正常运行方式，启动 A2 给煤机，逐步加大 A2 给煤机给煤量。及时调整相应二次风挡板开度，就地检查确认煤粉着火，待料位建立且稳定后投入给煤自动。手动调整减温水，控制汽温符合升温要求。当一次风温达到 300时，退出冷炉制粉加热暖风器运行。（4）目标选择最终稳定运行的目标负荷，升负荷率选择“4.8MW/min”（热态） 、7 MW/min（极热态）点击“进行”，

231、开始升负荷。（5）低压旁路阀门逐渐关闭。（6）高、中压缸的切换1）高、中压缸切换前，注意主蒸汽在经过高压缸调节级作功后的蒸汽温度与金属温度相匹配。2）中压缸单独进汽切换为高、中压缸联合进汽的过程应维持主蒸汽、再热蒸汽参数及流量基本稳定。3）低旁全关后，由 TBS 系统向 DEH 发信号，维持负荷基本不变。4）以上项目完成后，按“阀切换”按忸，进行阀门切换，高压调节汽门以单阀方式逐渐开启，1 分钟后高压调节汽门与中压调节汽门开始进入比例关系，切换结束。5）缸切换期间应检查以下项目 某某热电厂 2330MW 机组91a.通风阀关闭。b.高排逆止门自动开启，否则应开启高排逆止门。c.切换结束时由 D

232、EH 系统向 TBS 发信号开始升负荷，随负荷的增加，高旁逐渐关闭，当负荷达下滑点时，高压旁路阀门解除压力反馈自动控制。（7）负荷 60MW,打开门杆漏汽至三段抽汽汽门。（8）提升负荷至目标值， “升负荷率”选择“4.8MW/min”（热态） 、7MW/min（极热态） ，按“进行”按钮升负荷。1）根据排汽缸温度，停用低压缸喷水。2）三抽压力高于除氧器压力 0.15Mpa，投入高加运行。3）当四抽压力达 0.4MPa 时，切换除氧器供汽为四段抽汽，关闭其疏水，除氧器进入滑压运行。4）检查排汽装置及空冷系统运行正常，汽轮机背压应低于 20Kpa。5）负荷到达下滑点时由 DEH 系统向 CCS 系

233、统发信号，锅炉按滑启曲线升温升压。6）机组约在 165MW 时进入下滑点，此时高压调节阀接近 90额定阀位,由 DEH 控制系统发信号给 CCS 系统，机组随锅炉升压开始提升负荷，此时 DEH 控制系统不参负荷控制,直至机组负荷接近 90额定负荷7）检查在以下状态时，疏水系统应顺序关闭a.在 10%负荷下，关闭高压段各疏水门。b.在 20%负荷下，关闭中压段各疏水门。c.在 30%负荷下, 关闭低压段各疏水门。8）根据负荷需要启动 B 磨，依次投入 B 磨非驱动端、驱动端运行，及时检查调整对应周界风和二次风挡板开度，以保证燃烧良好，视具体燃烧情况，适当减少或全部退出油枪运行。9）主汽温、再热汽

234、温达额定值后，减温水投自动；加负荷时应遵循先加风后加煤的原则。投煤粉时，开大相应二次风、周界风挡板，注意燃烧调整，启动磨煤机时，应尽量保证对应油枪正常投运。10）根据左右两侧烟温偏差及再热汽温的情况，适当加大 OFA 挡板开度，调节烟温偏差在50以内，过、再热汽温偏差在 10以内。11）当汽包压力达到 10Mpa 时，应停止升温升压，开始洗硅，在每一压力等级含硅量达到要求后，方可继续升压。汽水品质合格后，关闭汽包定排门，开启汽包连排门；记录锅炉膨胀值。主汽压力（Mpa）1012.515161718.2SIO2 含量（ppm）3.01.50.50.40.30.212）根据负荷需要启动 C 磨煤机

235、，依次投入 C 磨非驱动端、驱动端运行，并及时检查调整各燃烧器周界风量和各层二次风量。13）根据机组运行工况，及早将厂用电倒至本机高厂变带。14）锅炉全面吹灰一次（空预器吹灰转为正常方式） 。15）负荷 60%以上，轴封供汽切换为自密封。16）注意将门杆漏汽倒至#3 高加。17）负荷带 70%以上，根据需要投入供暖抽汽。18）当三台磨全部投运正常后，根据需要选择 CCS 控制方式，当需要增加负荷时，统一增加各磨煤机出力，以满足锅炉热负荷同负荷要求的匹配，逐渐将负荷带至额定值。 某某热电厂 2330MW 机组9219）负荷达目标值且本体各测点温度趋于稳定后，锅炉维持参数稳定，将单阀切换为顺序阀运

236、行（新投产机组在半年以内采用单阀方式，如果半年内蒸汽压力、温度不正常，则采用单阀方式的时间需要延长，直到机组达到稳定状态为止） 。20）全面检查一切正常，确认各种保护均投入，自动装置正常，汇报值长。21）值长汇报中调机组具备投 AGC 条件，根据中调调度指令投 AGC。5.3.5.3 机组（高、中压缸联合启动）带负荷（1）并网后，控制系统自动带上 3%额定负荷，进入升负荷控制阶段，此时应注意排气装置背压应20KPa（2）目标选择最终稳定运行的目标负荷，升负荷率选择“4MW/min”（热态） ， “6MW/min”（极热态） ，点击“进行”，开始升负（3）其它同热态、极热态中压缸启动带负荷，无缸

237、切换过程。5.4 机组启动注意事项及要求机组启动注意事项及要求5.4.1 锅炉启动中应严格按照机组启动升温升压曲线进行。5.4.2 启动中应注意相邻专业的协调，防止蒸汽参数及负荷的大幅度波动。5.4.3 点火后，应经常检查油枪着火情况，发现油枪未着火或燃烧不稳定时，应立即停止该油枪运行，查明原因进行处理，点火失败必须重新吹扫炉膛方可再次点火。5.4.4 注意监视炉膛出口烟温及温差，旁路系统投入前炉膛出口烟温应小于 540，两侧烟温差不大于 50；炉膛出口烟温到 580烟温探针自动退出，否则运行人员应手动干预。5.4.5 监视锅炉过热器、再热器各点壁温，其管壁金属温度不超过限制值。5.4.6 任

238、何情况下，汽包壁温任意两点间的温差不允许超过厂家规定值，即控制在不大于50的范围，否则应降低升温升压速度或停止升压。5.4.7 在锅炉点火升压过程中，应监视锅炉各部分膨胀是否均匀，一般当锅炉压力升至2、6、10MPa 及额定压力时，应检查并记录锅炉各部膨胀指示，若有异常应停止升压，查明原因，消除后方可继续升压。5.4.8 升压过程中注意控制汽包水位在正常范围内，防止缺水或满水，自动调节失灵时改手动调整。上水前检查锅炉汽水系统各放水门、空气门、疏水门位置正确。5.4.9 投油枪的顺序应该是先下层后上层，先对角后全层，锅炉点火初期应经常切换油枪运行以使炉膛各部分受热均匀，切换油枪时必须先投备用油枪

239、并确证着火正常后方可停止运行油枪。5.4.10 在锅炉升压过程中，应加强与化学联系，当炉水品质超标时，停止升压，并按照规定及化学要求进行排污，必要时降低汽压，水质合格后方可重新升压。5.4.11 锅炉负荷低于额定负荷 25%，空预器应连续吹灰。当低负荷煤、油混燃时应增加吹灰次数，锅炉负荷大于额定负荷 25%，空预器吹灰恢复到正常程序，并严密监视空预器烟温变化情况，防止发生尾部烟道再燃烧现象。5.4.12 锅炉点火前，火检探头冷却风投运正常。5.4.13 锅炉点火后，一般热风温度到 200，可投运制粉系统。5.4.14 点火前，稍开高旁，点火后应及时调整旁路系统，以尽快满足冲车条件。5.4.15

240、 启动过程中水质要求（1）冷态冲洗（点火前）1）凝结水含铁量100g/L 时投入精处理。 某某热电厂 2330MW 机组932）除氧器冲洗水含铁量80g/L 时，方可向锅炉上水。3）炉水含铁量200g/L 时，应排放冲洗。4）炉水含铁量200g/L 时，方可锅炉点火。5）启动过程中，应监督除氧器出口给水、凝结水的含铁量和 PH 值，铁含量每小时测一次，PH 值半小时测一次，硅含量两小时测一次。6）机组启动时，炉水铁含量不合格不准点火，凝结水质量不合格不准回收，蒸汽质量不合格不准冲转。7）机组启动期间水、汽质量标准a.给水质量标准给水质量标准硬度硅铁溶氧mol/Lg/Lg/Lg/L给水58075

241、30b.凝结水质量标准凝结水质量标准硬度硅铁铜铜mol/Lg/Lg/Lg/Lg/L凝结水10808030305.4.16 记录机、炉各膨胀指示器的指示值，若有异常停止升温升压，查找原因，消除后方可继续升温升压。5.4.17 主汽温升率1.5/min。5.4.18 再热蒸汽温升率2/min。5.4.19 高中压外缸金属温升率1.5。5.4.20 主蒸汽和再热蒸汽温差不得超过 17。5.4.21 主蒸汽和再热蒸汽必须保持 50以上的过热度。5.4.22 机组启动前选择冲转参数时，蒸汽温度必须与金属温度相匹配。5.4.23 任何情况下，主、再热蒸汽温度 15 分钟内下降 80以上应打闸停机。5.4.

242、24 主汽门及阀壳温升率小于 6/min。5.4.25 主汽及再热器管道温升率小于 6/min。5.4.26 高、中压外缸和高压内缸内、外壁温差分别小于 50。5.4.27 高压主汽阀壳内、外壁温差小于 55。5.4.28 高中压外缸内壁与高压内缸外壁温差小于 50。5.4.29 高中压外缸外壁上、下温差小于 50。5.4.30 高压内缸外壁上、下温差小于 35。5.4.31 高中压外缸法兰内、外壁温差小于 80。5.4.32 高中压外缸上半左、右法兰温差小于 10。5.4.33 高中压外缸上、下法兰温差小于 10。5.4.34 高排蒸汽温度应小于 340。5.4.35 检查汽轮机低压缸排汽温

243、度正常。5.4.36 检查汽轮机胀差在规定范围内。5.4.37 检查汽轮机轴向位移正常。5.4.38 检查汽轮机各轴及轴承振动、温度正常。5.4.39 检查发电机定、转子冷却水压力、流量，检漏计等均正常。5.4.40 检查排汽装置、除氧器、汽包及各加热器水位正常。 某某热电厂 2330MW 机组945.4.41 监视各段抽汽管防进水热电偶温差不得40，否则应采取措施排除积水，防止汽缸进水。5.4.42 注意检查各监视段压力不得超过规定限制值。5.4.43 汽轮机背压低于 20Kpa,低压缸喷水投入自动，空冷系统运行正常。5.4.44 机组定速后，主油泵出口油压在正常值。5.4.45 在做假同期

244、试验时，电气的并网信号必须切断。否则，假同期信号的输入将使DEH 由转速控制回路转到功率控制回路，为带初始负荷将增加调门开度，导致汽轮机超速。6 机组正常运行及维护机组正常运行及维护6.1 机组运行维护主要任务机组运行维护主要任务及注意事项及注意事项6.1.1 机组运行监视与调整的主要任务及目的是：满足负荷需求、安全稳定运行、保持运行参数正常、汽水品质合格、提高效率及经济性、减少污染物排放。6.1.2 按照机组正常运行控制参数限额规定，监视、调整机组运行工况，使主要参数符合规定。 6.1.3 按照电网负荷需求，及时调整机组负荷，维持机组运行工况正常。6.1.4 按照规定进行设备的定期切换及试验

245、。6.1.6 机组正常运行中必须进行检查,以掌握机组运行状况,及时发现机组存在的缺陷及事故隐患。6.1.7 对要检修的设备根据要求做好安全隔离措施,对正在检修的设备系统要心中有数,检修完毕经试运合格后,及时投入备用。6.1.8 对有自动备用功能的设备，投入联锁功能，不得随意退出。6.1.9 对设备系统的操作和调整要尽量利用程序控制和自动调节装置；自动运行状态下要严密监视其工作情况，发现工作不正常时，应解列为手动操作,并通知检修人员处理。6.1.10 运行中对信息系统的误差和缺陷必须及时了解,以免误判断和误操作。对热控各系统的工作正确性有疑问时,应及时通知热控人员处理校对。6.1.11 运行中设

246、备系统发出报警信号时,应首先检查报警信号的名称,确认第一故障，然后复归报警信号,查找报警原因,确证无误后,采取相应的处理措施。6.1.12 按规定定时记录有关运行参数，对参数异常及时进行分析调整，确保机组安全、经济运行。（1）每小时记录机组运行主要参数，定期记录机组重要参数。（2）机组启停、系统切换、设备试验或设备切换应在日志中详细记录，同时应记录操作时间及操作过程中发生的问题。（3）对事故的发生、处理过程应按时间顺序在日志中详细记录；对运行中发现的设备缺陷、存在的问题，应及时通知检修人员消缺并将缺陷情况、缺陷发展情况及缺陷消除情况在日志中详细记录。（4）对封、拆地线情况应详细记录。（5）对机

247、组定期试验、工作票签消、设备停送电等工作应记录在技术台帐内。6.2 机组运行中控制的主要参数及机组运行中控制的主要参数及控制控制 某某热电厂 2330MW 机组956.2.1 锅炉运行参数控制锅炉运行参数控制报警项目单位正常范围高限低限极限值备注锅炉蒸发量t/h1035.9/11180额定/最大汽包压力MPa18.7/18.919.85额定/最大汽包壁温差（上下壁）50/48/50冷态/温态/热态最大平均温升速率/h88/123/125冷态/温态/热态过热器出口汽压MPa17.517过热器出口汽温5415546536550再热器入口汽压MPa4.02/3.82额定/最大再热器出口汽压MPa3.

248、82/3.59额定/最大再热器入口汽温332/327额定/最大再热器出口汽温5415546536550过热蒸汽两侧汽温差5再热蒸汽两侧汽温差10汽包水位mm50150-150+250/-250炉膛负压Pa-50150980-980+1960/-1960锅炉两侧烟温差50炉前燃油压力MPa3.33.62.9炉前燃油温度1010压缩空气压力MPa0.60.80.45给水温度276.9/280额定/最大排烟温度128.3/129.4额定/最大火检冷却风压KPa6.16.1燃烧器一次风速m/s2218燃烧器二次风速m/s44二次风与炉膛压力差Pa4101000*空预前烟气氧量%3.55.5低温过热器壁

249、面温度453453前屏过热器壁面497497 某某热电厂 2330MW 机组96温度后屏过热器壁面温度551551高温过热器壁面温度573573低温再热器壁面温度542542高温再热器壁面温度5815816.2.2 汽机运行参数控制6.2.2.1 主蒸汽、再热蒸汽及排汽参数主蒸汽、再热蒸汽及排汽参数名 称单位正常值允许范围备 注主汽压力MPa16.717.535最高不超过 20.04MPa 压力下累计运行时间12h/年再热蒸汽压力MPa3.4主再热蒸汽温度538546不超过 552 累计运行时间400h/年，允许在552-566之间摆动，连续运行时间15min ,且累计运行时间80h/年主再热

250、蒸汽温差538+17-20空负荷允许温差+60高压缸排汽温度340380420 时停机低压缸排汽温度5485110 停机排汽装置压力KPa165555kPa 报警并联动真空泵65kPa 停机6.2.2.2 监视段压力的限制值（监视段压力的限制值（MPa）段号调节级1234567参数13.1786.6684.1751.8981.0880.5790.3080.1476.2.2.3 串轴、振动和胀差的限制值串轴、振动和胀差的限制值名 称允许范围备 注轴向位移 mm-1.05+0.6-1.65 或+1.2 时脱扣停机高中压胀差 mm-3.0+6.0-4.0+7.0 停机低压胀差 mm+1415 停机汽

251、轮机轴承振动 mm0.05过临界转速时0.1轴颈振动峰值 mm0.0760.127 报警，0.25 自动停机轴承振动 mm1500rpm 以下时0.08 1500rpm 以上时0.05 某某热电厂 2330MW 机组976.2.2.4 金属温差金属温差名 称单位允许范围高中压汽缸壁金属温升率/min1.5高、中压外缸和高压内缸内、外壁温差50高压主汽阀壳内、外壁温差55高中压外缸内壁与高压内缸外壁温差50高中压外缸外壁上、下半温差50高压内缸外壁上、下半温差35高中压外缸法兰内、外壁温差80高中压外缸上半左、右法兰温差10高中压外缸上、下半法兰温差106.2.2.5 油压、油温的限制值油压、油

252、温的限制值名 称单位允许范围备 注主油泵出口油压MPa1.4421.8润滑油压MPa0.0690.310.049 报警，0.039 脱扣停机，0.029 停盘车EH 油压MPa14.00.511.20.2 报警 7.8 脱扣停机润滑油温43.348.9EH 油温3760低于 18 禁止启动油泵轴承回油温度6565 报警，75 停机支持轴承合金温度95105 报警，115 停机推力轴承推力瓦温度90100 报警，110 停机6.2.2.6 油箱油位油箱油位名 称单位正常范围备注主油箱油位mm抗燃油箱位油mm油净化油位mm6.2.2.7 轴封系统控制参数轴封系统控制参数名 称单位允许范围轴封供汽压

253、力KPa2738轴封供汽温度高压375,低压 150轴封加热器真空KPa5 某某热电厂 2330MW 机组986.2.2.8 偏周波运行的规定偏周波运行的规定周 波规 定周 波规 定47.5 Hz不允许运行48.551Hz允许长期连续运行47.548.0Hz连续4min5151.5hz连续3min48.048.5Hz连续40min51.5Hz不允许运行6.2.2.9 加热器水位加热器水位名 称单 位正常范围低 加mm5# 6# 7# 高 加mm1#2#3#6.2.2.10 除氧器控制数据除氧器控制数据名 称单 位正常范围压 力MPa水 位mm水 温6.2.2.11 排汽装置热井水位 425-1

254、000mm。6.2.2.12 油质标准（1）抗燃油质量标准）抗燃油质量标准控 制 项 目单 位控 制 标 准运行温度38-54运动粘度厘斯45-50含氯量ppm10含水量%0.1酸 值mmKOH/gram0.2油质清洁度ppmNAS 5 级或 MOOG 2 级（2）透平油质量标准）透平油质量标准控 制 项 目单 位控 制 标 准外 状透 明运动粘度（50）mm/s与新油原始测值的偏差值20%闪点（开口）不比新油标准或前次测定低 8 某某热电厂 2330MW 机组99机械杂质无液相锈蚀无锈破乳化度min60水 分%无酸 值mgKOH/g加防锈剂0.2,未加0.36.2.2.13 汽水质量标准（1

255、）凝结水质量标准）凝结水质量标准硬度硅铁溶氧钠PH导电度m ol/Lg/Lg/Lg/Lg/Ls/L凝结水020830108.8-9.30.3（2）精处理出口水质量标准）精处理出口水质量标准导电度硅铁钠硬度s/Lg/Lg/Lg/Lm ol/L出口0.215850（3）蒸汽质量标准）蒸汽质量标准导电度硅铁钠s/Lg/Lg/Lg/L蒸汽0.3202010（4）锅炉给水质量标准）锅炉给水质量标准硬度m ol/L硅g/L铁g/L溶氧g/LPHNH3mg/LN2H4g/LDDs/cm0202079.0-9.50.5-0.810-500.36.2.2.14 发电机定、转子冷却水质量标准发电机定、转子冷却水质

256、量标准导电度 s/LPHCu硬度冷却水26.884026.2.3 发变组运行参数控制发变组运行参数控制序号名称额定值控制范围1发电机功率330 MW（388 MVA） （1）发电机在降低功率因数下运行时，发电机视在功率也不得超过额定值（388 MVA） 。（2）当功率因数增大时，发电机有功功率不得大于额定值 330 MW。 某某热电厂 2330MW 机组100序号名称额定值控制范围（3）发电机最大连续功率为 350 MW （412 MVA） 。发电机定子电压20 kV（1）发电机在额定功率因数 0.85 运行时，定子电压不超过 19kV21kV。（2）定子电压不允许超出10%和长期超出5%的额

257、定值运行。2发电机定子电流11207 A（1）定子电压在-5运行时，允许定子电流 11767A。（2）负序能力：I2/IN10% （I2/IN）2t=10s3发电机功率因数0.85（1）正常运行时，0.70.9，最大不超过0.95。（2）进相运行时：1 号机：有功 165MW 时，进相深度-134MVar；有功 248MW 时，进相深度-108MVar；有功 330MW 时，进相深度-79MVar。2 号机：有功 165MW 时，进相深度-135MVar；有功 248MW 时，进相深度-113MVar；有功 330MW 时，进相深度-85MVar。4发电机转子电压487V正常运行时，不允许超过

258、 487V。5发电机转子电流2221A发电机在降低功率因数运行时，转子电流也不应超过 2221A。6空载励磁电压168.4V不超 168.4V。7空载励磁电流824.2A不超 824.2A。8励磁变低压侧电压960V控制在5%额定值运行。9频率50Hz（1）一般为 500.5Hz。（2）当功率因数为额定值时，电压变化范围不超过5%和频率变化范围不超过2%2%时，发电机允许连续输出额定功率。（3）当电压变化范围不超过5%和频率变化范围不超过5%3%时，发电机也允许输出额定功率，但每年不超过 10次，每次不超过 8 小时。10定子铁芯及端部结构件温度150不超 150。11定子绕组进水温度453控

259、制在 453。12定子绕组及出线水温85最高 85。13定子绕组层间温度90最高 90。14层间温度差 （最高8最高 8。 某某热电厂 2330MW 机组101序号名称额定值控制范围值平均值）15转子线圈温度85最高 85。16集电环温度120最高 120，一般控制在 100以内。17集电环出风温度65最高 65。18定子绕组冷却水量61 t/h不超 61 t/h；当低至 40t/h 时，断水保护动作跳机。19定子绕组冷却水进水压力0.20.3 MPa控制在 0.10.2 MPa；当定子冷却泵出口压力低至 0.4 MPa 时，联泵。20定子冷却水导电率（20）0.51.5s/cm最高 1.5s

260、/cm。21定子冷却水硬度2gE/L最高 2gE/L。22定子冷却水 PH 值78控制在 78。23氨（NH3）允许微量。35轴承润滑油流量360L/min（只）37轴承润滑油进油压力0.050.10MPa控制在 0.050.10MPa。38轴承润滑油进油温度2740控制在 2740。39轴承润滑油出油温度70控制在70。44轴瓦温度90控制在90。45主变高压测电压242KV高压侧最高工作电压 252 KV。46主变低压侧电压20KV主变低压侧最高工作电压 23 KV。47主变高压测电流954.33A不超额定值运行。48主变低压侧电流 11547.34不超额定值运行。6.3 机组的不同运行方

261、式及负荷调节方式机组的不同运行方式及负荷调节方式6.3.1 机组的运行方式：协调方式；机跟随方式；炉跟随方式；全手动方式。6.3.1.1 机组正常运行中的运行方式采用“协调”方式，若遇机组工况不正常或有关设备装置故障，也可灵活地采用以“锅炉跟随”或“汽机跟随”的运行方式。6.3.1.2 机组在启动过程中，负荷在 60以下应采用“汽机跟随”的运行方式；当机组负荷大于 70时可投入机组 CCS 协调控制系统运行方式并根据调度指令投入“AGC”。6.3.1.3 机组停止过程中，在 60100负荷之间应尽可能选择机组 CCS 协调控制系统运行方式，当机组负荷降到 60时，选择以“锅炉跟随”的运行方式。

262、6.3.2 负荷调整方式6.3.2.1 “协调”运行方式下的负荷调整（1）在 LCD 确认燃料主控、锅炉主控、汽机主控均在“自动”。（2）在 LCD 的 DEH 画面中按 “CCS”按钮，投入机组协调控制。（3）在 LCD 选定 CCS“负荷率设定块”和“目标设定块”，设定允许的负荷变化率，设定目标负荷，按“确认”键。（4）确认机组的实际负荷指令，以 CCS 程序允许的速率改变，直至实际负荷指令与目标负荷指令一致。 某某热电厂 2330MW 机组102（5）负荷调节过程中，检查机组的主要控制指标均正常。6.3.2.2 “汽机跟随”运行方式下的负荷调整（1）汽机主控投“自动”。（2）在 LCD

263、中 DEH 画面上选负荷率和目标负荷按钮分别给定负荷率和目标负荷值并进行确认。（3）按“进行”按钮开始加或减负荷。6.3.2.3 “锅炉跟随”运行方式下的负荷调整（1）在 LCD 画面上燃料主控、锅炉主控投自动。（2）在 LCD 中 DEH 画面上选负荷率和目标负荷按钮分别给定负荷率和目标负荷值并进行确认。（3）按“进行”按钮开始加或减负荷。6.3.2.4 全手动调节方式的负荷调整（1）锅炉投入燃料主控自动，设定锅炉热负荷目标值。（2）汽机 DEH 在操作员自动方式下给定阀门开度变化率和阀门开度目标值并进行确认。（3）按“进行”按钮开始加或减负荷。6.3.2.5 在“协调”或“汽机跟随”的运行

264、方式下，机组负荷调整可以按定压和定-滑-定两种方式运行（1）90以上额定负荷运行时采用定压运行。（2）9010额定负荷时采用滑压运行。（3）10以下额定负荷采用定压运行。6.3.2.6 正常运行中当重要辅机发生故障时，CCS 系统将立即以设定的降负荷率，降低机组负荷至预先设定值。6.3.2.7 在发生运行方式的自动切换时，应确认发生自动切换的原因，对机组的设备及装置应作全面的检查，发现问题须汇报值长并进行相应的处理。6.4.1 机组运行监视、调节和维护机组运行监视、调节和维护（1）保持给水流量与蒸发量、排污量平衡，以维持汽包水位正常。（2）投入全程给水自动；在汽包水位显示不正常，不得投入自动；

265、在蒸汽流量和给水流量显示不正常，不得投入三冲量给水自动。（3）锅炉进行汽包定期排污时，适当提高汽包水位，并加强对水位的监视与调整。（4）锅炉在异常工况下运行，给水调节须手动控制时，值长应指定专人调整水位。（5）锅炉运行中，遇到下列情况时应注意水位的变化,必要时进行手动控制。1）给水压力和给水流量波动大时。2）负荷变化和事故情况下（防止瞬间虚假水位） 。3）锅炉在启动和停炉时。4）水位调节自动不正常时。5）锅炉排污时。6）安全门起座时。7）给水泵故障时。8）锅炉燃烧不稳时。9）承压部件泄漏时。 某某热电厂 2330MW 机组10310）锅炉上水旁路阀与主阀切换以及启动第二台给水泵时。11）高加水

266、侧投、切时。12）锅炉启动点火初期以及初投煤粉时。（6）各水位计必须指示正确，就地水位计、电接点水位计、水位变送器指示偏差应小于20mm。注：1）每班应就地校对一次汽包水位高、低指示，指示及报警应可靠。2）保持就地两台双色水位计完整，指示正确、清晰，照明充足，并有两套电源，当水位计不清晰时，应进行冲洗，冲洗后应与另一侧水位计对照，水位变送器三个水位指示值偏差应小于 20mm；当水位计误差过大或损坏时，应及时联系检修人员处理，并将情况详细记录。3）正常运行中，汽包水位以就地水位为准。6.4.1.2 锅炉水位的监视与调整（1）给水流量达 450500T/h，切为给水主阀。锅炉负荷在 25以下，给水

267、自动调节系统为单冲量控制，负荷在 25以上，为三冲量水位控制；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）水位计“0”水位在汽包中心线下-100mm 处，正常运行中，锅炉汽包水位应维持在50mm 范围。（3）当两台及以上给水泵并列运行时，应尽量使负荷分配均匀。（4）当不能保证两种类型水位计正常运行时，应停炉处理。（5）当在运行中无法判断汽包真实水位时，应紧急停炉。6.4.2 燃烧的监视与调节燃烧的监视与调节1、锅炉燃烧对锅炉及整个电厂运行的安全性和经济性有很大的影响，燃烧的调节要适应外界负荷的要求，调节的目的是：1）保证锅炉

268、的汽温、汽压和蒸发量稳定正常；2）着火稳定、燃烧中心适当、火焰分布均匀、配风合理、避免结焦等；3）尽量提高锅炉运行的经济性。2、影响锅炉燃烧工况的主要因素：1）燃用煤种的性质及燃烧特性；2）供给燃料完全燃烧所需的空气量；3）合理地组织燃烧器的投运方式；一次风、辅助风的配比及良好的炉内空气动力工况；4）维持适当高的炉膛温度；5）合理的煤粉细度。3、调节的方法：1）根据煤质，确定适宜的一次风、辅助风及周界风的配比，组织良好的炉内燃烧工况，按实际燃用煤种控制调整一次风、辅助风压达到合理的配风要求；2）经常检查炉内燃烧工况，观察煤粉的着火情况，正常燃烧时煤粉开始着火处不应离喷口太远，火焰呈明亮的金黄色

269、，火焰逐渐至炉膛中心呈耀眼的光亮，具有良好的火焰充满度，火焰不应直接冲刷水冷壁，否则应及时调整有关风量和煤粉量，予以校正；3）根据燃烧调整试验数据，维持总氧量在最佳值上运行，禁止欠风运行； 某某热电厂 2330MW 机组1044）保持炉膛出口以及烟道左、右侧烟温偏差不超过 50；5）及时调整引、送风量和一次风量，保持炉膛压力在-40Pa。6）注意检查锅炉漏风情况，正常运行中所有门孔应严密关闭；7）负荷变化时应注意风粉的配合及汽温汽压的变化，防止燃烧不稳造成灭火。当增加负荷时，先增加风量，随之增加给煤量；减负荷时，先减给煤量，再减少风量。8）进行燃烧调整时，还应注意各段过热蒸汽和再热蒸汽温度的变

270、化，在防止受热面超温的情况下合理分配一、二、三级减温器的喷水量。在运行时应经常监视炉膛结焦情况，如发现较严重的结焦，应及时消除，并定期进行水冷壁的吹灰。燃烧不稳定时，禁止水冷壁吹灰及打焦工作；9）锅炉设计最低安全负荷为 40%B-MCR，运行中当机组负荷低于 60%B-MCR 或燃烧不稳定时，应投油枪稳定燃烧；10）高负荷时，在保证汽温符合要求的情况下，每班要进行一次炉膛受热面吹灰工作，每 2 小时应对燃烧器和燃烧工况进行一次实地检查；11）辅助风门挡板控制：当负荷75%B-MCR 时，逐步开大顶部二次风；当负荷50%B-MCR 时，逐步开大侧边风；当负荷80%B-MCR 时，侧边风全开。当负

271、荷40%B-MCR 时，风箱与炉膛差压应逐步增大。12）当锅炉负荷变化、煤质变化、制粉系统故障和燃烧不稳投油时，应注意汽压的调整；13）锅炉最低风量不应低于 30%额定总风量；14）锅炉 70B-MCR 以上负荷时，省煤器出口过剩空气系数应控制在 1.25，烟气含氧量在 46。15) 当锅炉燃烧不稳时，应及时投油助燃。6.4.3 蒸汽温度的调整蒸汽温度的调整正常运行时应维持炉侧主汽温度和再热汽温度在 5415的范围内，主汽两侧温差不大于 10，再热器两侧汽温差不超过 15。锅炉汽温的波动受诸多因素的影响，运行中要密切监视其它参数的变化，如汽压的变化、负荷的变化、炉膛压力的变化、制粉系统的运行方

272、式，给水加热器的启停等等，正确分析并找出影响汽温的因素，迅速处理，辅以必要的调节手段，这是汽温调节的基本方法。1、主汽温度的调节1）采用过热器喷水系统进行调节。过热器喷水系统分三级，分别布置在低温过热器出口、分隔屏过热器出口和后屏过热器出口。其中第一级减温为粗调，第二、三级减温为细调。调节汽温时，应合理使用各级减温水，但应确保各受热面不超温。2）主汽温偏高时应采取如下措施：缓慢开大减温水，观察减温后的温度变化，注意减温水调节不宜过猛，减温器后两侧温差不大于 10，锅炉负荷小于 10%额定负荷时，一般不使用喷水减温；初投喷水减温时，应注意喷水后汽温的变化，防止汽温骤降蒸汽带水。一级减温器出口蒸汽

273、过热度不得小于 11；减弱燃烧降低负荷运行，燃烧不稳时投油助燃； 某某热电厂 2330MW 机组105加强水冷壁和省煤器区域吹灰；调整燃烧，降低火焰中心。3）主汽温偏低时调整应采取如下措施：减少甚至关闭减温水；提高火焰中心；增加热负荷；加强过热器区域吹灰2、再热蒸汽温度调节再热汽温调节以烟气挡板为主要调节手段，微量喷水减温和事故喷水减温调节只是再热汽温的辅助手段。低温再热器进口的事故喷水仅用于非正常工况下，再热器进口汽温偏高时进行控制。烟气挡板布置在尾部烟井的低温过热器和低温再热器下方，在不同锅炉负荷时，改变烟气挡板的开度，调节流经低温再热器烟气量，达到调整再热汽温的目的。在调节烟气挡板时，应

274、保证再热器侧和过热器侧档板开度之和大于 120%，以防烟气节流，影响炉膛负压，同时应注意对过热汽温的影响。微量喷水减温只是在烟气挡板调节幅度不够时使用，运行中再热汽温变化惰性较大，使用微量喷水减温时，应注意再热汽温的变化趋势及减温后的汽温，减温水量的调节应有一定的超前时间，防止再热汽温反复波动。6.4.4 给水及水位调节给水及水位调节给水控制与调整是保证锅炉安全运行时的重要环节，其主要任务是使给水量满足机组负荷所需的蒸发量要求，保证锅炉正常运行时汽包水位在正常水位50mm 范围内波动。1、正常运行中给水调整应平衡，给水量不允许大幅度变化。锅炉负荷30%时，为单冲量给水旁路调整门自动调节，锅炉负

275、荷30%时为三冲量自动调节，用给水泵转速控制；2、当给水投入自动时，应加强对各水位表计的监视，当自动失灵或水位超过100mm时应及时解除自动，改用手动操作进行调整，防止发生缺、满水事故；3、运行工况变动时，如负荷、汽压、给水压力、给水泵切换、制粉系统切换、锅炉排污等，应严密监视水位的变化，及时调整给水，防止缺水或满水事故发生，同时要防止瞬间虚假水位的起落，误致 MFT 动作。锅炉负荷升降变化速度不应大于每分钟 3MW，以免引起水位大幅度波动；4、锅炉进行定期排污时，应加强对水位的监视与调整。5、因自控失灵或手动调整不当造成水位上升，超过+150mm 时，应迅速开启事故放水阀门，同时减少给水量，

276、水位降至+100mm 后，应及时关闭事故放水阀门；6、当机组安全门动作，与给水控制有关的测量元件故障等影响水位自控的异常工况出现时，应将给水自动切至手动调节，避免给水流量大幅波动，保证锅炉连续进水。7、各水位计必须指示正确，就地水位计、电接点水位计、水位变送器指示应一致。1）每班应就地校对一次，汽包水位高、低仪表及报警应可靠，并定期校验；2）正常情况下，左右两侧就地水位计水位值应基本一致，并有轻微的波动，水位清晰可见，照明良好，若就地水位计液面停滞，应微开放水阀，液面有流动为正常，无流动则为假水位。就地水位计每天白班冲洗一次；3）当就地水位计模糊不清时，应立即进行冲洗，如二只就地水位计指示不一

277、致时，应及时判断哪一只出故障，关闭汽侧阀门或水侧阀门，开启放水阀。如该表计液面无流动即为故障。锅炉运行时，就地水位计与下降管的连通门应稍开。 某某热电厂 2330MW 机组1068、水位计运行1）加热水位计开启来汽、来水一次门；微开放水门；微开来汽二次门 1/4 周，使蒸汽进入水位计，从放水门排出，加热水位计。2）向水位计内导入热水、蒸汽并确定水位：关闭放水门；缓慢开启来水二次门；缓慢开启来汽二次门；注意：来水门和来汽门不可开得太大、太快，否则安全球将动作，堵死汽、水通路无法进行工作，若安全球已动作，可将阀门全关后，重新缓慢开启；认真观察水位，炉水开始进入水位计，使水位逐渐升高，直到水位基本不

278、变为止，但水位应有微小波动，表示水、汽管路畅通，运行正常；开启与下降管连通门约 1 圈；将来汽、来水一次门、二次门各自回关 1/3 圈，防止阀杆与后座粘结；检查玻璃、压盖无漏泄、无裂纹、水位计进入正式运行。3）水位计解列：关闭放水门关闭来汽、来水二次门关闭来汽、来水一次门缓慢开启放水一、二次门4）水位计冲洗关闭降水门关闭来水二次门、来汽二次门开启放水一、二次门微开来汽二次门进行汽侧冲洗关闭来汽二次门，微开来水二次门进行水侧冲洗冲洗完毕，投入水位计运行检查水位清晰可见，水面有轻微波动。5）水位计运行注意事项：水位计的投入工作应谨慎缓慢进行，避免过大的热冲击；热态下水位计的投入、冲洗、解列时应注意

279、安全，不要正对水位计，操作过程中发现漏泄应立即解列水位计；水位计在运行中应防止外界冷风和冷水对水位计的冲击；运行中发生水位计严重泄漏或爆破，进行解列操作时，必须戴好防护面罩和手套，并有人监护；在汽包左侧装的一只满水位电接点水位计，其作用主要是在快速停炉后，不断进行上水和放水操作以带走锅炉热量，减少汽包上下壁温差，也起到长时停炉时汽包满水保护作用，可监控当上水至顶部而不致进入过热器系统。6.4.5 在下列情况下应特别注意机组运行情况在下列情况下应特别注意机组运行情况（1）负荷急剧变化。（2）蒸汽参数或真空急剧变化。（3）汽轮机内部有异常声音。 某某热电厂 2330MW 机组107（4）系统发生故

280、障。6.4.6 根据负荷变化，及时调整高中压缸前后汽封供汽、低压缸前后汽封供汽、使空气不向内漏、蒸汽不向外漏，各回油窗不应有水珠。6.4.7 按时、按线路对设备进行巡回检查，发现问题及时汇报，严防漏油着火等情况发生。6.4.8 根据轴向位移、推力瓦块温度、回油温度来分析轴向推力变化及推力瓦工作情况，以及与负荷，蒸汽参数，热力系统运行方式的关系是否正常。6.4.9 监视自动主汽门及调节汽门后压力、各监视段压力、各加热器压力与负荷的关系是否正常，发现异常应分析原因（可根据串轴、推力瓦温度、回油温度变化、判断是否通流部分损坏或结垢） ，必要时限制负荷。6.4.10 检查汽缸膨胀、温度、胀差及负荷、汽

281、温关系是否正常，左右是否对称。6.4.11 在额定负荷运行时，主蒸汽与再热蒸汽温度低于 520时应减负荷运行，在减负荷过程中汽温若有回升的趋势应停止减负荷，当汽温降到 450时负荷减到零，若汽温继续下降到 430仍不能恢复时手打停机。6.4.12 在启动、变负荷和停机时，要控制好主蒸汽和再热蒸汽温度的下降速度,如 15min内温度下降达 50以上应手打停机。6.4.13 各段抽汽管道上防进水热电偶温差大于 40时，应立即采取措施排除积水根据汽温、轴向位移、胀差、推力瓦温度、汽缸温差等进行综合判断，如汽缸进水，应立即紧停。6.4.14 机组在 5%30%额定负荷运行时，汽轮机低压缸的最大允许排汽

282、压力为 25KPa，低压缸排汽温度不大于 85，在此段负荷间禁止长期运行。6.4.15 机组允许在 30%100%额定负荷下较长期运行，此时最高排汽压力应小于附录中末级叶片背压保护曲线中的报警值，若超过此值必须对负压系统进行检查。若超过报警值但未超过停机值时，则运行时间应少于 60min，否则打闸停机。6.4.16 负荷变化率的监视、调整（1）在20%THA，变化率2%THA/min。（2）在 50%20%THA，变化率3%THA/min。（3）在 100%50%THA，变化率5%THA/min。6.4.17 机组不允许在主汽门一侧开启，另一侧关闭的情况下长期运行。6.4.18 机组应避免在

283、30%额定负荷以下长期运行。6.4.19 在供热工况下，低压缸进汽压力不得低于 0.065MPa。6.4.20 汽轮机无蒸汽运行（发电机变电动机运行）时间不允许超过 1min，且排汽装置真空必须正常。6.4.21 在排汽温度升高时应注意胀差、振动、轴承油温和轴承金属温度的变化，如排汽温度已达到报警值，除了喷水系统投入外，还应采取提高真空或增加负荷等方法来降低排汽温度。6.4.22 除紧急事故停机应立即破坏真空外，一般的跳闸后仍需维持真空，直到机组惰走至10%额定转速为止。6.4.23 喷油试验后不能马上做超速试验，以免积油引起超速试验不准。6.4.24 发电机与电网解列带厂用电运行，任何一次连

284、续运行时不应超过 15min，在 30 年运行寿命期内，累计不超过 10 次。6.4.25 在全部高压加热器切除，可以保证机组发额定负荷，但不允许超发，如果再需切除低加，则汽轮发电机组必须降低负荷运行。 某某热电厂 2330MW 机组1086.4.26 发变组正常运行的监视、检查6.4.26.1 检查发电机有功功率不超过额定值 330MW，发电机视在功率不超过 388MVA，功率因数在 0.85 左右，最大不超过 0.95。6.4.26.2 检查发电机定子电压力运行在 1921KV 范围内，发电机定子电流不超过11207A，三相电流平衡。发电机转子回路励磁电压不超过 440V，励磁电流不超过1

285、887A。6.4.26.3 检查调节器励磁方式合理、正常。DCS 及调节柜信号指示正常。6.4.26.4 检查发电机（定子绕组及引出线）出水温度不超过 85。发电机定子绕组槽内层间各点温度不超过 90，定子铁芯各点温度不超过 120。6.4.26.5 在发电机本体处检查发电机声音是否正常，有无振动、摩擦、撞击和其它异常声音。6.4.26.6 滑环及电刷检查项目（1）电刷在刷盒内能上下自由起落，无振动、冒火，无卡涩、摇摆或跳动现象。（2）刷辫软线应完整，与电刷及刷架接触紧密良好，无碰壳、接地、发热、变色现象。（3）电刷长短适宜，高度不低于刷盒。（4）电刷与滑环的接触面不得小于 25%，其边缘无剥

286、落现象。（5）集电环出风温度65，风量正常。（6）各电刷电流、温度分布均匀，刷辫、刷体无过热。（7）隔板、刷架、刷盒及电刷、压簧应清洁无积垢。（8）滑环应清洁、光滑，磨损应均匀，无过热现象。通风孔无堵塞。（9）电刷牌号应一致，并符合规定。6.4.26.7 检查发电机（定子绕组及引出线）进水压力在 0.20.3 MPa，冷却水质符合规定。6.4.26.8 检查发电机本体处（10 米范围内）无明火，标示牌、警告牌完整齐全，发电机灭火装置正常，CO2压力在规定数值，消防器材准备充足。6.4.26.9 检查发电机各个轴承和油管回路有无漏油、渗油和其它异常现象，轴瓦和油管绝缘垫无油污，轴接地接触良好，轴

287、承回油温度不超过 70。 6.4.26.10 检查发电机引出线，封闭母线外壳温度正常，无局部过热现象，封闭母线微正压装置工作正常。6.4.26.11 检查发电机中性点接地变压器一次刀闸合好，接地变压器本体无异音及振动，各部接头连接牢固，无发热现象，绝缘子无破损及污染。6.4.26.12 检查发电机电流互感器、电压互感器正常，无异音。互感器无渗油、漏油现象，互感器引线绝缘子无油污，一次保险、二次小开关均在工作位置，接触良好，无熔断、松脱现象。6.4.26.13 检查励磁变无异音，各部温度正常，无过热现象，励磁变温控箱内各设备运行正常，冷却装置风机运行良好，高、低压侧装设的保护及测量用的 CT 等

288、设备运行正常。6.4.26.14 检查励磁功率柜风冷装置正常，盘面无振动；交、直流侧刀闸合闸良好，无异音及发热；硅整流设备无发热变色现象，二极管保护保险无熔断，电压表指示正常。6.4.26.15 检查发电机励磁开关接线端子连接牢固，开关信号指示正常，无振动、发热现象，ZnO 电阻接线牢固，保险无熔断，信号指示正确。6.4.26.16 检查发电机负序电流指示接近于零，转子回路绝缘良好无接地现象。6.4.26.17 检查发变组各保护、自动装置及二次回路的设备（仪表、变送器、继电器、熔断器、导线及接线端子等）电源正常，无异常及报警，无发热情况，各保护出口压板连接牢 某某热电厂 2330MW 机组10

289、9固，投、停位置正确并符合规定。6.4.26.18 检查电力系统稳定器 PSS 指示正常。6.4.26.19 主变、髙厂变的监视、检查见变压器规程。6.4.27 滑环电刷的维护6.4.27.1 确立早期维护的思想。机组大负荷期间应注意加强对电刷的检查维护，当机组大负荷期间，应增加对碳刷的检查维护，当转子电流增加较多时应增加测试发电机电刷一次，发现电刷冒火、电流或温度不平衡时应及时维护，将电刷隐患控制在早期萌芽状态。6.4.27.2 采用红外线测温监测电刷运行温度和用钳型电流表监测电刷电流相配合的方法，当测试电流较小或温度差较大时（测试电流小于 10A 或温度差大于 45） ，则必须进行调整，调

290、整后各电流、温度应均衡，最高温度不应超过 100。6.4.27.3 调整步骤如下（1）对电流较小或温度差较大的低温（流）电刷以电工刀或 0 号砂布轻轻刮（磨）电刷表膜，刮（磨）应适度，原则是：只需除去原有表膜即可，不能损坏原有电刷弧度。（2）对电流较小或温度差较大的低温（流）电刷刮（磨）之后，还应将原测试电流大或温度高的电刷逐块按照（1）的原则进行维护。（3）出现以下情况时应当更换电刷：1）电刷温度超过 100。2）刷辫硬化、变色。3）刷辫与刷体连接处松动。4）电刷边缘剥落或损坏。5）电刷在刷盒内摇摆。6）牌号与规定不符。（4）对新更换电刷四周进行轻轻刮（磨） ，原则上以一次更换每极不超过 4

291、 块为易，电刷在刷盒内应能上下自由活动。在打磨或刮电刷的时候，尽可能保持原有弧面平滑，避免将电刷磨的上大下小。新更换的电刷运行 30 分钟后应进行第二次检查。（5）当有电刷温度超过 100或刷辫变色及烧断时，相应的刷握也应更换。（6）发现电刷大面积发热，难于处理时，应及时限制励磁电流（含限制有功） ，并做好记录。6.4.27.4 用压缩空气吹扫滑环表面上的灰尘，使用的压缩空气应无水分和油，压力应不超过 0.3MPa。用毛刷清扫绝缘隔板，如有油污应用白布小心擦拭。6.4.27.5 电刷冒火严重应注意水压，防止漏水，扩大事故。6.4.27.6 对测量及维护结果记录于表报内，并应记录发电机转子电流及

292、无功数值。6.4.28 维护电刷的注意事项6.4.28.1 测试、维护电刷应由一人进行，由另一人协助，进行照明、记录和监护。6.4.28.2 维护人员应穿绝缘鞋，站在绝缘垫上，使用绝缘良好的工具，做好防止短路和接地的措施。6.4.28.3 禁止两手同时碰触励磁回路和接地部分，或两个不同极的带电部分。6.4.28.4 维护时应穿工作服，禁止穿短袖衣服或把衣袖卷起来，袖口应扣紧。女工长发应盘在帽内。6.4.29 滑环、电刷发热、冒火的原因6.4.29.1 机械方面的原因 某某热电厂 2330MW 机组110（1）压簧压力不匀。过大时电刷和滑环间的摩擦力增大；过小时电刷和滑环间的接触电阻增大。（2）

293、滑环表面不是正圆或表面不光滑、平整。（3）电刷牌号不一致，各电刷材质有所区别。（4）电刷软线或刷体损坏。（5）机组振动。6.4.29.2 电气方面的原因（1）电流分布不均匀。（2）电刷表面接触不良，其表面未能全部导电。（3）电刷接触面发热氧化。（4）励磁电流过大。6.4.29.3 冷却通风效果不良。6.4.29.4 滑环电刷脏污。7 机组定期工作机组定期工作7.1 定期试验和切换工作定期试验和切换工作7.1.1 定期试验和切换工作的规定定期试验和切换工作的规定7.1.1.1 定期试验、切换工作应按照规定时间进行，由专人负责，工作内容、时间、试验人员、设备情况及试验结果应在专用定期试验切换记录本

294、内做好记录，没有特殊运行方式和易造成不安全情况的可能，不得无故拖延或不执行。7.1.1.2 工作前必须征得值长同意，由値长负责指定岗位进行监护，然后进行操作；重大或复杂切换、试验项目由部门相关负责人进行再监护。7.1.1.3 在设备定期试验及切换前，作好事故预想和安全措施，全面检查设备后开始进行。只有在检查切换的设备运行正常后，方可停止原运行设备。7.1.1.4 在切换试验过程中，如机组发生异常，应立即停止并汇报部门相关负责人。7.1.1.5 定期切换试验时，发现设备缺陷，值班员应及时汇报値长，录入缺陷管理系统并及时联系处理。7.1.1.6 定期试验工作结束后，如无特殊要求，应根据现场实际情况

295、，将被试设备及系统恢复到原状态。7.1.1.7 备用设备定期测绝缘电阻前，应事先同值班员联系好，解除设备的联锁，停电，以防设备突然启动。7.1.1.8 测绝缘电阻前，必须按设备的电压等级选择合适的兆欧表，并检查兆欧表的好坏。7.1.1.9 使用兆欧表测量高压设备绝缘，应由两人担任。7.1.1.10 测绝缘时，必须将被测设备从各方面断开，验明无电压，确实证明设备无人工作后，方可进行。在测量中禁止他人接近设备。7.1.1.11 在测量前后，必须将被测设备对地放电。7.1.1.12 在带电设备附近测量绝缘电阻时，测量人员和兆欧表安放地点，必须选择适当，保持安全距离，以免兆欧表引线或引线支持物触碰带电

296、部分。移动引线时，必须注意监护，以防工作人员触电。7.1.1.13 回转设备运行不足半月者不进行切换。 某某热电厂 2330MW 机组1117.1.1.14 所有定期工作均须避开高峰进行。7.1.2 定期试验与切换内容定期试验与切换内容7.1.2.1 机组大、小修后要进行以下试验（1）电、气动截门、挡板试验。（2）各辅机互联试验及自启动试验。（3）机、炉热工保护试验。（4）机、炉热效率试验。（5）电气电源系统联动试验（6KV 厂用电源切换试验、除尘系统电源联动试验、空冷系统电源联动试验、保安系统电源联动试验、UPS 切换试验、主变、高厂变、启备变冷却装置电源联动试验） 。（6）主要电机事故按纽

297、可靠性试验。7.1.2.2 机组在正常运行中的定期试验、切换工作（1）每日定期工作a. 上午、下午、前夜按规定进行炉本体吹灰。b. 每两小时对四管泄漏监测装置进行检查。c. 每班对电子间空预器间隙及四管泄漏报警进行检查。d. 夜班晚峰后进行主汽门活动试验，要求负荷在 250MW 以下进行。e. 每班接班后进行一次报警、音响信号试验。f. 白班进行冷冻干燥机放水（包括压缩空气）。g. 白班进行主机测振。h. 每班进行一次各容器液位校对。i. 每班对原煤仓各疏通机进行活动试验。j. 每两小时对空预器间隙调整装置进行检查。k. 每班对空冷岛进行检查。l. 夜班进行碳刷维护。（2）每周定期工作a. 每

298、周日上午班进行一次主油箱及发电机放水。要求将主油箱及发电机底部积水彻底放尽。b. 三季度每周日白班进行主厂房外各 PC、MCC 电气设备及发变线组电气设备红外线测温；夜班进行主厂房内各 PC、MCC 电气设备红外线测温。c. 每周二上午班进行锅炉辅机测振，下午班进行汽机辅机测振。d. 每周六白班进行锅炉红外测温、汽机红外测温（机炉主再热蒸汽管、汽轮机上下缸保温、机炉各疏放水管道阀门壳体、环境温度）。（3）每月定期工作（详见定期切换试验表）（4）每年定期工作a. 辅机油加热器、电机加热器、220kV 液压机构加热器、柴油机加热器、各设备电伴热电源、空冷各风机电加热器，每年四月一日白班停电，十月十

299、五日白班送电（停电后列入长期停电栏，送电后注销）。b. 冬季（10 月至次年 4 月）停机后，每两小时吹扫一次油枪。附：定期切换、试验表：序号内 容日 期要 求备 注1密封风机启动备用风机，停止运行风机 某某热电厂 2330MW 机组1122火检冷却风机启动备用风机，停止运行风机3引风机轴冷风机启动备用风机，停止运行风机4送风机油泵启动备用泵，停止运行泵5供油泵启动备用泵，停止运行泵再监护6空预器驱动检查驱动均在啮合状态7空预器轴承润滑油泵启动备用泵，停止运行泵8除盐水补水泵启动备用泵，停止运行泵9轴封风机启动备用风机，停止运行风机10主油箱排烟机启动备用风机，停止运行风机11抗燃油泵启动备用

300、泵，停止运行泵12给水泵启动备用泵，停止运行泵13水环真空泵启动备用泵，停止运行泵15压缩空气罐放水包括机、炉压缩空气罐16开启汽包事故放水门17凝结水泵启动备用泵，停一台运行泵18空压机启动备用空压机，停止运行空压机(保证母管压力)19高压启动油泵联锁启动高压启动油泵油泵，记录电流、电压20真空严密性试验带 90%负荷，关闭空气门，记录下降速度21主变、高厂变、启备变冷却器启备用组，停工作组(保持原运行组数)冷却器在手动运行方式时进行。22主变、高厂变、启备变冷却器电源互联试验后切换电源互联试验在冷却器自动运行方式时退保护进行。23事故照明切换试验24交、直流润滑油泵打开 26、27YV，联

301、锁启动交直流润滑油泵，记录电流、电压再监护25盘车电机试验空试电机即可26定期排污27定、转子水泵启动备用泵，停运行泵28辅机循环水泵启动备用泵，停运行泵29喷淋水泵启动备用泵，停运行泵30热网循环泵启动备用泵，停一台运行泵31热网疏水泵启动备用泵，停一台运行泵32汽包水位计冲洗33锅炉油质、油位检查34汽机油质、油位检查 某某热电厂 2330MW 机组11335二次风挡板检查36油枪试验371、2 号柴油机组定期启动试验启动试验后切“自动”再监护38主厂房外各PC、MCC 电气设备及发变线组电气设备红外线测温39主厂房内各PC、MCC 电气设备红外线测温。40柴油机、消防泵试验7.2 定期检

302、查工作定期检查工作7.2.1 巡检时要思想集中，认真地听、看、嗅、摸，仔细检查有无异常情况，做到及时发现设备异常及时汇报，并进行正确的处理，具体内容按设备维护要求进行。7.2.2 巡检人员应带有手电筒、听棒、绝缘工具等必要的工器具，以保证检查质量。7.2.3 巡检人员外出巡检时必须带好性能良好的对话机，保证与集控室及时联系。7.2.4 巡检人员在危险区或接近危险部位（如高温、高压、有毒气体、高电压设备）检查时应严格执行有关规程规定的安全事项。7.2.5 巡检人员应了解设备的特性及其与系统的关系，了解设备正常时的温度、振动和声响，熟知阀门和挡板在不同负荷时相应位置。7.2.6 禁止触及旋转部件或

303、运动部分，必要时可联系倒换辅机后再检查。7.2.7 巡回检查时应按规定认真记录巡检数据，若发现设备有异常或有疑问时，应加强监视，分析原因，并及时向值长汇报，在紧急情况下，可先按规程处理后汇报。7.2.8 巡检人员外出检查时，应得到值长的许可，途中应定时向值长汇报检查情况，特别是进入或离开危险区时均要汇报。7.2.9 巡检中发现的异常情况和缺陷及所做的处理，必须在交接班时交代清楚，填写有关缺陷单并由接班人员确认。7.2.10 巡回检查时必须将巡检范围内配电室的门，开关柜、保护屏、端子箱、控制盘等的门关好。7.2.11 设备或系统停运后检修时，巡检人员应了解检修的进度，如发现现场安全措施有擅自变动

304、、安全标示牌不齐全、与运行部分有关的隔绝不可靠时应立即通知检修停止工作，收回工作票，并汇报值长。7.2.12 巡检人员除检查规定项目外，对巡视路径的公用系统、厂房建筑、安全措施、消防器材也应注意有无异常情况。7.2.13 遇下列情况时，巡检人员在巡回检查时应重点检查，必要时可另行安排重点巡回检查，派专人监视或减少巡检时间间隔（1）新设备投入试运行。（2）大修后试运行。（3）存在缺陷的运行设备或有过频发性故障的设备。（4）系统特殊运行方式。（5）操作过的还处于不稳定状态的设备。 某某热电厂 2330MW 机组114（6）自然条件变化（如寒潮、高温、台风、暴雨、雷击、潮汛、雷雨等） 。7.2.14

305、 巡检如发现设备着火或危及人身安全时,应根据安规规定的方法进行处理并进行灭火及抢救,然后再汇报。7.2.15 机组发生事故时,巡检中的检查人员应立即返回集控室参加事故处理。8 机组停运及停运后的保养机组停运及停运后的保养8.1 机组停运前的准备机组停运前的准备8.1.1 停运前应对机组及其附属设备进行全面详细的检查，对运行中不能消除的设备缺陷作详细的记录，以便在机组停运后予以处理。8.1.2 通知燃料、灰控、脱硫、化学值班人员对设备系统进行全面检查，统计设备缺陷，做好停炉的准备工作。8.1.3 准备好必要的记录表单、工具及仪表。8.1.4 对燃油系统做一次全面检查，试投油枪正常，确认燃油系统备

306、用良好。8.1.5 停炉前对各受热面进行一次全面吹灰。8.1.6 停炉前校对汽包水位计一次。8.1.7 停炉前对炉本体进行一次全面检查，并对设备缺陷作详细记录。8.1.8 如系停炉大修或长期备用时，应提前16 小时通知输煤值班员，控制上煤量，将煤仓内存煤控制在底限。8.1.9 试转高压启动油泵、交、直流润滑油泵、顶轴油泵及盘车电机空试正常且投联锁备用。8.1.10 确认汽轮机各主汽阀和调节阀、抽汽逆止阀灵活，无卡涩现象。8.1.11 检查旁路系统正常且投联锁备用。8.1.12 根据运行方式选择辅助蒸汽汽源，若单台机组运行时，停运前 3 小时通知启动锅炉点火，启动锅炉正常后，关闭四段至辅助蒸汽联

307、箱门，辅助蒸汽由启动锅炉供给。若双台机组运行时,由邻机串带。8.1.13 做好轴封辅助汽源、除氧器备用汽源的暖管工作。 （公用系统?）8.2 机组停运方式机组停运方式8.2.1 滑参数停机：主要是为了使停机后的汽缸金属温度降到较低的温度水平，一般用于小修、大修等计划停机。8.2.2 额定参数停机：主要是为了短时间内消缺处理后能及时启动，希望机组的汽缸金属温度维持较高的水平，缩短机组的启动时间。8.2.3 紧急停机：主要用于机组发生事故，危及人身和设备安全及突然发生的不可抗拒的自然灾害。8.3 机组停运方式选择机组停运方式选择8.3.1 停机热备用时，为尽量保证机组的蓄热，以缩短启动时间，可采用

308、正常停机。8.3.2 机组停机消缺，计划检修停机时应采用滑参数停运方式，以使机组得到最大限度的冷却，使检修提前开工，缩短检修周期。8.4 滑参数停机滑参数停机8.4.1 滑参数停机主要控制下列参数滑参数停机主要控制下列参数 某某热电厂 2330MW 机组1158.4.1.1 过再热蒸汽降温速度：1/min。8.4.1.2 过再热蒸汽降压速度：0.098MPa/min。8.4.1.3 汽缸金属温度下降速度不超过 1/min。8.4.1.4 过、再热蒸汽过热度：50。8.4.2 滑参数停机操作滑参数停机操作8.4.2.1 接到停机命令，解除协调控制，切除调节级压力反馈回路、负荷反馈回路。8.4.2

309、.2 滑参数停机最终蒸汽参数和汽轮机缸温的确定根据机组具体条件而定，汽轮机缸温滑至 330360。8.4.2.3 保持主、再热汽温稳定，定压降负荷至 90%，将顺阀切换为单阀控制；锅炉开始降低汽压，汽机逐渐全开调速汽门。8.4.2.4 按照锅炉滑参数停机曲线降低主、再热汽温，采用分阶段降温，降温 30，稳定510 分钟。8.5.2.5 减负荷过程中，先减最上层磨煤机出力来减负荷，先停运 F 层，负荷减到200MW220MW 停止 E 磨煤机运行。8.4.2.6 调节级蒸汽温度低于高压内缸调节级处法兰内壁金属温度 30时应暂停降温。8.4.2.7 停运 D 层煤粉喷嘴，继续减负荷；主再热汽温降至

310、 450应联系热工退出主再热汽温低保护。8.4.2.8 机组为供热工况下,应在机组负荷降至 70%以下时，将机组改为凝汽工况。8.4.2.9 当机组负荷降至 50%以下时，根据情况停止台电动给水泵，加强汽包水位的监视与调整，锅炉稳定运行 10 分钟。8.4.2.10 机组负荷 150MW 左右时,维持负荷稳定，厂用电倒为启备变接带。8.4.2.11 在降负荷过程中要及时调整风量和煤量，保持燃烧稳定，尽可能使燃烧器集中运行，当燃烧不稳时可投油助燃。8.4.2.12 据汽温及负荷情况，将锅炉主汽温度与再热汽温控制改为手动调节，保证减温器后汽温大于饱和温度 1028，控制再热汽温不允许低于主汽温度

311、28。否则应适当降低主汽温度。8.4.2.13 负荷降到 110MW 以下，根据负荷及锅炉燃烧情况，停止第三台磨煤机运行，并投油枪助燃。8.4.2.14 负荷降至 MW，停用高压加热器汽侧运行，检查各段抽汽电动门、逆止门关闭，抽汽管道疏水门开启。8.4.2.15 负荷降到 25%BMCR 时，空预器进行连续吹灰。投运油枪燃油流量2.5t/h 或大油枪 2 支时，值长通知除灰值班人员解列电除尘，锅炉汽包水位调节由三冲量切至单冲量调节，主给水管路切换为给水旁路门进行控制。8.4.2.16 四段抽汽压力 0.15Mpa 时，检查四段抽汽至除氧器电动门自动关闭，除氧器汽源自动切至辅汽，除氧器压力维持

312、0.15Mpa 左右。8.4.2.17 根据需要投入 I、级旁路，低压缸喷水，排汽温度应正常。8.4.2.18 检查以下运行状态时疏水系统顺序开启（1）在 30%额定负荷，开启低压段疏水阀。（2）在 20%额定负荷，开启中压段疏水阀。（3）在 10%额定负荷，开启高压段疏水阀。8.4.2.19 主汽压力降至 3.434.9Pa，温度降至 330360，在定压下将负荷降到额定负荷，检查机组无异常后，启动交流润滑油泵。8.4.2.20 减去全部负荷，打闸停机，发电机解列操作，注意转速下降，记录惰走时间。 某某热电厂 2330MW 机组1168.4.2.21 就地检查高/中压主汽门、调速汽门关闭、高

313、排逆止门和各段抽汽电动门，抽汽逆止门关闭，VV 阀开启。 8.4.2.22 转速降至 1200r/min 时，检查顶轴油泵自启动。 8.4.2.23 机组惰走到 300r/min 时，开真空破坏门，停运水环真空泵， （如不停炉可不开真空破坏阀）转速到零时。 8.4.2.24 要求汽轮机转数到零，真空到零, 立即停止轴封供汽及轴加风机，投连续盘车装置并记录大轴弯曲值，同时可根据需要解除各保护（低油压保护除外） 。 8.4.2.25 关闭门杆溢汽，轴封溢汽至三段抽汽汽门。8.4.2.26 停运发电机定、转子冷水器，根据电气要求停止定、转子冷水泵；当轴承回油温度降到 40，注意调整油温。8.4.2.

314、27 锅炉停止上水后，根据锅炉要求停止给水泵运行，关闭给水泵中间抽头门，停止除氧器进汽。8.4.2.28 停用低压缸喷水装置，根据情况停用凝结水泵运行，关闭凝汽器补水门。8.4.2.29 当高压缸上半内壁金属温度降至 200以下时，可采用间歇盘车，每半小时翻转180 度 ，高压缸上半内壁金属温度降至 150以下时停止盘车和顶轴油泵，解除低油压保护。8.4.2.30 盘车停运 8h 后，停止润滑油泵；确认主油箱无油烟时停止停止排烟风机运行。8.4.2.31 确认辅机循环冷却水系统无用户时，停止辅机循环水泵。8.4.2.32 冬季或长期停运时，应执行好防冻、防腐措施。8.4.3 滑停中的注意事项滑

315、停中的注意事项8.4.3.1 根据滑参数停炉曲线及汽机要求控制降温、降压、降负荷速率。 8.4.3.2 滑参数停机过程中应严密监视各运行参数、各部温差、胀差、缸体膨胀、振动、轴瓦温度、轴向位移等重要参数及汽轮机滑销系统工作情况，定时记录、分析，如有异常应果断处理。8.4.3.3 在滑参数减负荷过程中，应严密监视机组振动，发现异常振动应停止降温、降压，立即打闸停机。8.4.3.4 严格控制降温降压速度，并保持主、再热汽温度一致，主再热汽温差不超过 10。8.4.3.5 停机过程不允许汽温大幅度的上升或下降，若汽温在 10 分钟内直线下降 80，要立即打闸停机。8.4.3.6 减负荷过程中注意高中

316、压缸胀差的变化，当负胀差达到1mm 时停止减负荷，若负胀差继续增大，采取措施无效而影响机组安全时，应快速减负荷到零。8.4.3.7 在主蒸汽温度下降 30左右时应稳定运行 510min，在主蒸汽与再热蒸汽的温差，以及汽轮机的热膨胀和胀差稳定时继续降负荷。8.4.3.8 当调节级后蒸汽温度降到低于高压内缸调节级处法兰内壁金属温度 30时，暂停降温。8.4.3.9 滑停过程中，当煤油混烧时，空气预热器吹灰应改为连续吹灰。8.4.3.10 停机过程中，应严密监视各受热面壁温，防止出现超温现象。8.4.3.11 冬季滑停，当环境温度小于3时，应开启高低压旁路，维持空冷进汽量。8.4.3.12 滑停过程

317、中，如发现汽缸内壁金属温度急剧下降，应迅速查明原因处理，10 分钟下降超过 50应立即停机。8.4.3.13 滑停过程中注意除氧器、排汽装置热井、高低压加热器水位正常；滑停过程中注意排气压力及排气温度,检查空冷系统控制正常，风机按顺序逐步停运（详见空冷规程） 。 某某热电厂 2330MW 机组1178.4.3.14 减负荷过程中应根据运行情况及时投入旁路系统，在降到 15额定负荷时低压缸喷水冷却系统投入。8.4.3.15 减负荷过程中应注意轴封及除氧器汽源的切换。8.4.3.16 在转子惰走过程中要注意汽封听音，并注意润滑油压及回油温度正常，记录惰走时间并绘制机组惰走曲线。8.4.3.17 在

318、盘车时如果有摩擦声或其它不正常情况时，应停止连续盘车而改为定期盘车，若有热弯曲时应用定期盘车的方式消除热弯曲后再连续盘车 4 小时以上。8.4.3.18 停机后应严密监视并采取措施，防止冷汽、冷水倒灌入汽缸引起大轴弯曲和汽缸变形。8.5 额定参数停机额定参数停机8.5.1 正常停机时各参数控制正常停机时各参数控制8.5.1.1 过、再热蒸汽降压速度：0.098MPa/min。8.5.1.2 过、再热蒸汽降温速度：1/min。8.5.1.3 汽缸金属温降率：1/min。8.5.1.4 过、再热蒸汽过热度：50。8.5.1.5 降负荷率为1%/min。8.5.2 额定参数停机操作额定参数停机操作8

319、.5.2.1 接到停机命令，解除协调控制，切除调节级压力反馈回路；切除功率反馈回1、减负荷至 240MW：1）将高调门控制方式由顺序阀切至单阀；负荷由 300MW 减至 240MW，降负荷速度为 2-3MW/min，降压速度0.1Mpa/min，机侧主蒸汽及再热蒸汽温度为 538；2）降低负荷时，停运一台磨煤机。2、减负荷至 150MW：1）负荷由 240MW 减至 150MW， CCS 选 TF 方式，主蒸汽压力下降率为0.2Mpa/min，降负荷率为 3MW/min，在 150MW 负荷下稳定运行 15 分钟；2）负荷至 150MW，主蒸汽压力为 12.8Mpa，主蒸汽温度为 538，再热

320、蒸汽温度为535；3）当三台磨的出力均25t/h 时，投用油枪，再停用一台最上层磨煤机，加强对空气预热器吹灰，通知除灰值班员， 解列电除尘。 4）注意排汽背压，检查空冷系统功能组自动正常，检查风机按顺序逐步停运。3、减负荷至 120MW：1）设定负荷目标值 120MW，减负荷率 3MW/min，机组开始减负荷；2）负荷由 150MW 减至 120MW，主蒸汽压力下降率为 0.1Mpa/min，主蒸汽温降率为不大于 1.5/min；3）负荷减至 120MW 后，主蒸汽压力为 9.8Mpa，主蒸汽温度不小于 510，再热蒸汽温度不小于 495；4) 将厂用电由本机高厂变切为#02 启备变带；5）减

321、负荷过程中，注意轴封汽压力正常；6）燃烧不稳时，增投油枪助燃；7）当负荷低于 120MW 时，停用一台给水泵，注意维持汽包水位正常。4、负荷减至 90MW： 某某热电厂 2330MW 机组1181）设定负荷目标值 90MW，减负荷率 3MW/min，机组开始减负荷；2）当负荷减至 90MW 后，检查确认#1、#2、#3 高加，#5、#6、#7 低加水位正常，危急疏水电动门打开，应检查事故扩容器温度，高于 80开启减温水电动门，并注意监视机组真空；3）当给水流量30%，锅炉汽包水位调节由三冲量切至单冲量调节，主给水管路切换为给水旁路门进行控制。5、负荷减至 60MW：1）设定负荷目标值 60MW

322、，减负荷率 2.5MW/min，机组开始减负荷；2）在负荷由 90MW 减至 60MW 过程中，主、再热蒸汽压力下降率为 0.12Mpa/min，主、再热蒸汽温下降率为不大于 1.5/min； 3）负荷减至 60MW 后，主蒸汽压力为 6.5Mpa,主蒸汽温度不小于 485，再热蒸汽温度不小于 450。4）负荷低于 60 MW 时，中、低压防进水疏水门自动开启，疏水扩容器减温水门根据需要开启；5）根据降压情况，停用上层磨煤机；根据主/再热汽温变化情况减温水全部退出时，降压的同时注意汽温的变化。6) 降负荷过程中，由于蒸发量的降低，应加强汽包水位的监视。6、减负荷至 15MW；1）在负荷控制面板

323、上设定目标值 15MW，减负荷率 3MW/min，机组开始减负荷；2）注意检查负荷减至 60 MW 以下时，中、低压防进水疏水门自动开启，疏水扩容器减温水门自动开启； 3）根据降压降负荷情况，停运最后一台磨煤机，停运密封风机、一次风机，注意燃烧调整；4）负荷减至 45MW 以下时，四段抽汽压力0.2Mpa 时，检查除氧器抽汽门联锁关闭，检查除氧器辅汽调整门开启调节正常，维持除氧器压力 0.2Mpa 运行；5) 负荷减至 30 MW 以下时，高压防进水疏水门自动开启，注意监视机组真空；6）负荷减至 15MW 时，检查确认低压缸喷水调整门自动投入正常，排汽温度正常；7）启动启动油泵和交流润滑油泵，

324、检查出口油压和润滑油压正常；8）检查发变组主开关设备完好，分闸回路无闭锁，汇报值长。7、解列发电机1）在 DEH 控制面板上设定目标值 0MW，减负荷率 3MW/min，负荷减至零，准备解列发电机；2）发电机解列：检查发电机有功功率至零；减无功功率近于零；断开发变组主开关；监视发电机三相定子电流为空载电流；按下“励磁切”按扭，监视灭磁正常；查灭磁开关断开；联系值长拉开发变组出口隔离开关及其控制电源；将高厂变低压分支开关停电拉至“试验”位；投入发变组“启停机”“误上电”保护。3）发电机解列后，密切注意汽轮机转速无明显上升，维持 3000r/min，根据需要做危急保安器充油试验，如转速明显上升，立

325、即手动打闸； 某某热电厂 2330MW 机组1198.5.3、锅炉灭火：、锅炉灭火：1）逐支撤油枪，并及时对所撤油枪进行蒸汽吹扫，最后一支油枪撤出后，MFT 应动作，停止全部油枪，关闭燃油阀，开启燃油再循环阀；2）若油系统需要检修，应进行油管路的吹扫；3）锅炉灭火后打开下二层辅助风，保持 30%的额定总风量进行吹扫 510 分钟后，停止送、引风机运行，解列暖风器，关闭烟风系统挡板；4）当空预器入口烟温达到 80以下时，方可停运空预器；5）当炉膛出口烟温80，停火焰检测冷却风机；6）灭火停炉 1 小时内，维持汽包水位正常，1 小时后，向汽包补水至最高水位，维持汽包水位在+400+700mm，开启

326、省煤器再循环阀，关闭加药、取样、连排阀门；炉侧不补水后停给水泵运行；7）风机停运后，仍应监视预热器的出口烟温，如发现该处烟温有不正常的升高，应立即检查原因，若是二次燃烧，则预热器按着火消防处理；8）汽包压力达 0.8 MPa 时，汇报值长，开启水冷壁下联箱和下降管放水门，汽包压力降至 0.5 MPa 时，开启过热器疏水门，在汽包压力降至 0.2MPa，打开炉顶所有空气门。9）锅炉灭火后要对汽包水位、汽包压力，汽包壁温差重点监视，每小时抄表一次。8.6 机组停运后的冷却机组停运后的冷却8.6.1 停炉冷却停炉冷却1、正常降压冷却时间为 1820 小时；2、保持汽包最高可见水位+700mm，当水位

327、低于+100mm 时，启动给水泵向锅炉补水，当水位升至+700mm 后停止给水泵，严防汽包满水进入过热器中；3、严密监视汽包上、下壁，内、外壁温度均不大于 40；4、停炉 6 小时前各孔门及烟道挡板关闭，禁止通风，停炉 810 小时后可开启预热器风、烟挡板、再热器及过热器烟气挡板、引风机动叶进、出口挡板，进行自然通风；5、严密监视烟道各部温度变化情况，若发现烟温有不正常回升趋势，应立即停止通风，密闭烟道，开启烟道和预热器消防设施；6、停炉 18 小时后，汽包上下壁温差40，根据检修需要可启动引风机快冷，若汽包上下壁温差40，应间断启动引风机运行；7、压力降至 0.8MPa，炉水温度100，汽包

328、上、下壁温差40时，将炉水放尽，利用余热烘干法防腐:1）将炉水向定排排放；2）压力降至 0.5 MPa 时，开启过热器疏水门3）压力降至 0.2MPa，开启上部空气门。4)开启省煤器放水门、给水管道放水门进行省煤器及给水系统放水。8、放水的同时，停止引风机；9、当预热器入口烟温80时，停止空气预热器运行。8.7 机组停运后的保养机组停运后的保养 某某热电厂 2330MW 机组1208.7.1 锅炉保养和防冻锅炉保养和防冻8.7.1 .1 锅炉保养原则锅炉停运后，不论是备用还是检修均应认真执行防腐工作。1、运行设备作短期备用，承压部件又无检修工作，并且准备随时启动时，大都采用“加热充压法”进行保

329、养；2、运行设备大修，小修或超过十天备用时，一般采用“带压放水余热烘干”法进行保养；3、运行设备转为一个月以上的较长时间备用时，应采取“联氨和氨溶液法”进行保养，如锅炉承压部件比较严密，可采用“充氮法”进行保养；4、冷炉不应转为“干式防腐”，不得已时，必须点火升压至额定压力的 30%后再降压，采用“余热烘干法”进行保养。8.7.1.2 保养方法1、加热充压法1）停炉灭火后，严密关闭锅炉各疏放水阀门、取样阀门和排汽阀门，关闭引送风机的进出口挡板，减少炉膛热量损失，进行闷炉，当压力降至“0”时，应投水冷壁下集箱加热，但锅炉压力必须 投入运行（确认投入）。以上步骤完成后，系统根据汽包壁温、水位、压力

330、、温差等参数自动控制主给水旁路门、事故紧急放水门、高过对空排汽门，达到保护目的。4 本系统投运过程中,如果水位低于 300mm,则系统应该自动上水,如果水位高于800mm,则系统应该自动放水。一般情况下水位在投自动过程中应该在 300600 mm 范围内波动。系统排汽过程由系统根据计算自动进行。 某某热电厂 2330MW 机组1225、注意事项 1 本装置投运过程中应适时监视水位计算值和系统所涉及到的信号及阀门动作和返馈信号，当发生异常情况（如水位值超过 800mm 还未放水，水位低于 300 mm 还未上水，控制逻辑所涉及到的阀门拒动、误动或返馈信号有误，汽包压力信号变化波动很大，汽包壁温差

331、不可信以及控制参量在规程允许以外等）时应终止本装置运行。2 本装置投运结束后，再一次性上水至 900mm 后保水一小时，然后放水结束快冷。8.7.3 汽轮机停机后的维护汽轮机停机后的维护8.7.3.1 停机后盘车运行中应每小时对汽缸、法兰温度，大轴弯曲值、汽缸膨胀、胀差等记录一次。8.7.3.2 注意检查监视汽缸上、下缸温差、排汽温度、各加热器、排汽装置及除氧器水位，严禁汽水返至汽缸。8.7.3.3 在连续盘车期间，应监视润滑油温、油压、顶轴油压、转子挠度、盘车电流、缸温等变化，定时巡视及抄表。8.7.3.4 当因某种原因终止连续盘车，在重新投入连续盘车前应盘动转子 180直轴一段时间，方可重

332、新投入连盘。8.7.3.5 停机时间在一周内时的保养（1）隔绝一切可能进入汽机内部的汽水系统。（2）停机后，放尽排汽装置、凝结水箱、除氧器内存水。（3）凝结水管道、给水管道、高低加水、汽侧放水。（4）抽汽管道、主汽、再热汽管道、轴封供汽管道等疏水门及其旁路门开启，放尽积水。8.7.4 发电机停机期间的维护发电机停机期间的维护8.7.4.1 长期停机在长时间停机期间，冷却水已排出机外，其他辅助系统都已停止工作，相应的维护项目如下所列:（1）排干定子绕组水路中的存水1) 打开汽、励两端汇流管下方的排污口，让汇流管中的存水流出。2) 拆下进出水管，用盖板盖住汽端出水法兰，在励端进水法兰处连接上空气软

333、管，压缩空气应干净不含油及灰尘。3) 打开压缩空气开关，用压缩空气多次把定子绕组水路中的水吹出，直到吹出的空气中不含水雾为止。最后，封上汇流管的排污口。4) 然后用抽真空方法，抽出用压缩空气难于吹出的、仍然积在定子绕组水路中的存水。（2）定子绕组水路的维护为了避免空心铜线内壁氧化，定子绕组水路应定期用氮气经进、出水口慢慢地冲刷。之后，封上进、出水法兰。（3）防止机内结露拆下两个人孔盖，在此位置上安装空气加热器或空气干燥器，使机内空气得到持续的干燥。空气加热器或空气干燥器的安装位置应考虑到空气能循环通过机内所有空间。通过这种方法，在各种气候条件下机内空气将会保持干燥，不发生结露现象，从而也就避免

334、了因结露使绝缘受潮以及在护环上发生应力腐蚀的危险。8.7.4.2 短期停机（1）在短时停机期间，发电机内仍充满了冷却水，轴承润滑油系统处于正常运行。让定、转子绕组冷却水系统正常运行。一般的预防措施就是避免机内结露、确保足够的密封油油 某某热电厂 2330MW 机组123量。保持定、转子绕组冷却水的低电导率，以便能够尽快地重新启机。就此，应定期监测并记录下列参数:1) 定、转子冷却水的温度及水电导率。（2）防止结露控制机内相对湿度50% ，这样可防止机内结露。在停机期间，机内的相对湿度与发电机周围的温度有关。定期检测、以及当外界温度降低 8以上时检测机内相对湿度，保证定、转子冷却水的循环畅通，保

335、持水温与环境相一致。若温差过高，则投入相应的加热装置；若温差过低，责投入相应的冷却装置。 （3）定、转子绕组冷却水定子绕组内通水循环冷却，维持冷却水温度至少高于机内氮气 5以上，以防止氮气中的水分在定子绕组上结露，同时达到防止定子绕组空心铜线氧化腐蚀的目的。定期检查定子绕组冷却水的电导率。（4）冷却器维护为了避免冷却水管腐蚀及沉垢，应让小流量的水始终流过冷却器。除此之外，冷却器还应每周两次用大流量水冲刷两次。（5）安全措施做好定期工作，与监测检查。8.5 机组的防冻机组的防冻8.5.1 锅炉的防冻措施锅炉的防冻措施 为了防止停用的锅炉各承压部件内部汽水结冻，应采取下列措施。1、 关闭锅炉房各部

336、的门、窗、并加强锅炉室内的取暖，投入暖器，热风幕，门帘挂好。2、 停炉后，自然降压到0.8MPa时，热炉放水并做下列防冻措施。1） 给水系统 切断给水系统。 关闭给水管路电动门、调整门；开启省煤器再循环电动门。 开启给水管路放水门、空气门。2） 减温水系统 开启过热器、再热器减温水系统所有调整门、电动门。开启过热器、再热器减温水所有疏水电动门。3） 疏水、放空气系统 开启顶棚过进口联箱疏水电动门开启环形联箱左、右侧疏水电动门开启分隔墙下联箱疏水电动门开启后屏入口联箱疏水电动门开启高过入口联箱疏水电动门开启低再入口左、右侧疏水电动门开启高再出口联箱疏水电动门开启省煤器放水电动门开启启动点火排汽门

337、开启汽水系统各空气门4） 水位计 某某热电厂 2330MW 机组124 开启水位计来汽门、来水门。开启水位计放水门，开启水位计至集中下降管门。5） 排污系统 查定扩放水总门开启，关闭脱硫灰斗加热疏水至定扩门。 开启集中下降管排污电动门 开启水冷壁排污电动门。 开启事故放水电动门。 全开汽包连排电动门、调整门，汽包定排电动门、手动门。 全开连排扩容器至定扩调整门，手动门。 关闭连排扩容器至除氧器手动门。6) 底部加热系统 关闭底部加热系统来汽电动门。 关闭所有底部加热手动分门。 开启左、右底部加热联箱疏水电动门。7） 加药采样系统关闭加药手动门。开启加药管空气门 开启采样一、二次门。8） 暖风器

338、系统 关闭暖风器左、右侧用汽前后手动门、调整门、旁路门。 开启暖风器左、右侧用汽总管疏水门。 开启暖风器左、右侧疏水总管放水门。 开启暖风器疏水至定扩门。 开启暖风器疏水箱放水门。 开启暖风器疏水泵出口管放水门。9） 炉前燃油及吹扫系统关闭炉前燃油蒸汽吹扫总门及各油枪吹扫手动门，开启蒸汽吹扫系统疏水门。关闭炉前燃油系统供油、回油手动门、快关阀及各油枪手动门；开启燃油再循环门。10）其它系统联系热工、化学做好相关防冻措施各转机轴承、冷油器应保持连续过水；如辅机冷却水系统解列，要将冷却水系统放水。吹灰主汽来汽手动门、减压阀关闭，疏水电动门开启；辅汽吹灰来汽电动门关闭，疏水门开启。捞渣机如无检修工作

339、，淋渣用水分门全开，总门要求少开，保持过水。各表计手动门开启并通知热工做好防冻措施。8.5.2热备用炉的防冻热备用炉的防冻1、 当汽包压力低于0.1MPa且辅汽压力0.7MPa方可投入底部加热。2、 开启给水系统旁路电动门，调整门少许。 3、 每班开启给水总门后放水门两次，过水后关闭。4、 每班开启各减温水疏水电动门两次，开启30秒后关闭。5、 事故放水一次门关闭、二次门手动摇开开1/3即可。6、 连排电动门关闭、调整门开启。7、 关闭加药门，开启加药管空气门。 某某热电厂 2330MW 机组1258、 开启集汽联箱以及其他过热器各放水门。9、 关闭就地双色水位计汽侧、水侧一、二次门，开启水位

340、计放水门。10、集中下降管、水冷壁排污门每班开一次，保持管道温热为宜。11、炉前燃油系统应保持连续油循环。12、关闭炉前油系统蒸汽吹扫总门，开启吹扫疏水门。13、吹灰系统关闭主汽来汽手动门、辅汽电动门，开启吹灰系统疏水门。14、磨煤机、送风机、引风机油站保持运行，捞闸机水封合格。8.5.3 运行炉的防冻运行炉的防冻1、做好定期工作1事故放水电动门每班轮流开启一次，保持管道温热。2连排电动门开启，调整门最低开度保持1%以上。3关闭锅炉房各部的门、窗、并加强锅炉室内的取暖，投入暖器，热风幕，门帘挂好。4严格执行辅机设备定期切换、试验制度。2、设备方面1辅机冷却水要保持畅通，检修或辅机冷却水系统解列

341、后必须将水放净。2对水位计、安全门要做好重点检查，发现有结冰、冻裂等现象要及时通知检修处理。3对辅机转动设备要加强巡回检查，油温、轴承温度调整在规定范围内，如油位低要及时补加油。4发现漏水、漏汽等缺陷要及时通知检修，如有结冰要设法将冰打掉，疏通。5消防水系统要定期试验和检查，防止结冻。3、人身方面1上下楼梯要注意防滑、跌落。2行走时要注意上方有无结冰现象，以防坠物砸伤。 上述防冻措施如因故不能正常执行时，必须采取相应的临时防冻措施。 8.5.4 汽机的防冻汽机的防冻8.5.4.1 厂房及辅机室内门窗应关好，且室内应悬挂温度计。8.5.4.2 冬季油泵在启动前，应检查油温不能过低，一般应不低于

342、1525，否则应投入油温电加热装置以免电机过流损坏。8.5.4.3 确认各辅机电加热装置自动启停正常。8.5.4.2 通知热工，投入仪表取样管伴热或将取样管放水。8.5.4.3 备用中的转机应定期盘动转子灵活，冷却水畅通。当水泵解除备用状态时，应将存水放尽。8.5.4.4 若因水压表表管，水流量变送器进口结冻造成水压指示下降，水流量摆动，运行人员应结合其它相关表计指示分析，以防误判断和联锁保护装置误动作。8.5.4.5 长期停用的水容器及管路，尤其是室外设备，如膜式蒸发器，应将存水放尽。8.5.4.6 定期检查空冷凝汽器及凝结水管路，防止冻坏设备现象发生。8.5.5 发电机的防冻发电机的防冻冬

343、季停机时，如果发电机有可能暴露在结冰温度之下（室温5） ，冷却器应排干存水以防结冰。维持定子绕组循环水的温度至少高于 5，以防止结冰。 某某热电厂 2330MW 机组1269 机组事故处理机组事故处理9.1 事故判断及处理原则事故判断及处理原则9.1.1 事故发生时，应按“保人身、保电网、保设备”的解除对人身和设备的威胁原则，必要时停止设备运行，尽快限制事故的发展，消除事故根源，切除故障点进行处理。9.1.2 发生事故时，正确地处理事故，各岗位人员应坚守工作岗位，集中精力进行事故处理，消除事故根源。9.1.3 机组发生事故时，所有值班人员应在值长统一指挥下及时迅速解除对人身和设备的威胁， 。根

344、据仪表指示及设备异常现象，查找事故原因，尽快消除故障，防止事故扩大和蔓延；同时应注意保持非故障设备的安全运行，必要时，增加非故障设备的出力。在事故处理过程中，运行人员应保证厂用电源正常，特别是保安电源，如厂用电源中断时，尽快恢复对已停电的重要厂用设备的供电。9.1.4 在交接班期间发生事故时，应停止交接班，由交班者进行处理。接班者可在交班者统一指挥下协助处理，事故处理告一段落后再进行交接班。 9.1.6 在处理事故情况下，值长有权调动全厂一切设备和人员处理事故。非当值人员到达事故现场时，必须经当值值长同意，协助当值值班员进行操作或处理。9.1.7 在事故处理过程中，上级指令危及人身或设备安全时

345、，值班员应拒绝执行。9.1.8 机组发生故障降出力后，值长应及时将故障情况汇报中调及公司有关领导。9.1.9 事故发生时，从仪表的指示、信号和机组外部的象征迅速、准确查清故障的性质、发生地点及范围、果断调整运行方式，尽快恢复正常。9.1.10 处理故障的每一阶段都应尽可能迅速正确地报告值长和专业工程师以便及时采取更得力对策，防止故障的扩大。9.1.11 装有自动装置应投入而未动作者，应立即手动施行。9.1.12 调整未直接受到影响的系统及设备的运行方式，尽力保持其正常运行工况。9.1.13 对无故障象征，属保护误动或限时后备保护越级动作，应对跳闸的设备进行试送或升压试验，以尽快恢复对厂用电重要

346、设备的供电。9.1.14 通知检修进行处理9.1.15 对有关系统及设备进行全面检查，将故障系统设备停电，并进行必要的测试，恢复系统正常运行方式和设备的额定工况运行。9.1.16 故障消除后，值班人员应保留好现场，将故障发生的现象、发生的时间和过程、处理经过，按时间顺序真实详细地记录在交接班记录本上，特别是保存好事故发生前和发生时仪器、仪表所记录的数据，以备分析原因，做好详细记录，以便对事故进行分析，总结经验，吸取教训，制定相应的反事故措施。9.2 机组紧停机组紧停9.2.1 机组紧停处理原则机组紧停处理原则机组达到紧停条件时，应立即紧急停机，以确保人身与设备安全。紧停不必请示上级值班员，待事

347、故处理完毕后，再将事故经过和处理过程作详细汇报。9.2.2 锅炉紧停规定锅炉紧停规定 某某热电厂 2330MW 机组1279.2.2.1 达到保护动作条件，而保护拒动时。9.2.2.2 主给水、主蒸汽、再热蒸汽管道发生爆破时。9.2.2.3 水冷壁、过热器、再热器、省煤器严重泄漏或爆破，不能维持主参数（汽包水位、蒸汽温度、蒸汽压力、炉膛压力）正常运行时。9.2.2.4 汽包所有水位计全部损坏或不能正常指示时。9.2.2.5 锅炉主汽温度、再热汽温超过极限（560） ，或汽温 10 分钟突降 50时。9.2.2.6 锅炉尾部烟道发生再燃烧，经处理无效，空预后排烟温度上升到 250以上时。9.2.

348、2.7 锅炉严重超压达到安全门（含 EVR 阀）动作压力而安全门拒动，35%旁路拒动同时手动 EVR 阀又无法打开泄压时。9.2.2.8 安全门动作后不回座，汽温、汽压下降到汽机运行低限时。9.2.2.9 单台空气预热器故障，盘车无效，出口烟气温度超过 250时。9.2.2.10 热控仪表电源中断，无法进行监视、调整主要参数时。9.5.2.11 锅炉机组范围内发生火灾，直接威胁锅炉的安全运行时。9.2.2.12 发生危及人身安全的情况时。9.2.2.13 脱硫系统循环泵全停，脱硫系统出入口挡板未及时关闭。9.2.3 破坏真空紧急停机条件 9.2.3.1 汽轮机转速升至 3360r/min，危急

349、保安器不动作。9.2.3.2 机组突然发生强烈振动，瓦振突然增加 5 丝或振幅达 0.10mm 以上或汽轮发电机内部有明显金属摩擦声。9.2.3.3 轴封、挡油环严重摩擦，冒火花、叶片断裂。9.2.3.4 汽轮机发生水冲击或主蒸汽、再热蒸汽温度 10 分钟内急剧下降 50以上。9.2.3.5 轴向位移超过极限值（1.21.5mm）而轴向位移保护未动作。9.2.3.6 润滑油压降至 120Kpa,启动交、直流润滑油泵无效，保护未动作。9.2.3.7 汽轮发电机组任一轴承乌金温度急剧上升超过 120或任一轴承回油温度上升至85，或任一轴承断油、冒烟时。9.2.3.8 系统大量漏油，主油箱油位降至低

350、油位停机值以下时，补油无效。9.2.3.9 油系统着火威胁设备、人身安全，无法扑灭时。9.2.3.10 发电机冒烟、着火时。9.2.3.11 汽轮机或发电机内有清晰的金属摩擦声。9.2.3.12 排汽装置压力升至 65KPa 以上。9.2.3.13 空冷风机全部停运。9.2.4 不破坏真空停机条件9.2.4.1 汽轮机背压升至规定值，无法恢复时。9.2.4.2 主蒸汽压力额定时，蒸汽温度升至 565，连续运行超过 15min 或蒸汽温度超过567时。蒸汽温度下降到 450，负荷到零，继续下降到 420以下时。9.2.4.3 DEH 和调节保安系统故障，无法维持正常运行。9.2.4.4 主油泵故

351、障不能维持正常工作时。9.2.4.5 抗燃油系统大量漏油不能消除，抗燃油压低于 7.8MPa 保护不动作时。9.2.4.6 汽轮机高中、低压胀差增大采取措施无效达极限值时。9.2.4.7 汽轮机无蒸汽运行超过 1min。9.2.4.8 甩负荷后空转或带厂用电运行超过 15min。9.2.4.9 高排温度达 420时。 某某热电厂 2330MW 机组1289.2.4.10 凝结泵故障，排汽装置热井水位过高，而备用泵不能投入时。9.2.4.11 主要汽水管道破裂，机组无法运行时。9.2.4.12 发电机断水超过 30 秒，断水保护拒动或发电机大量漏水时。9.2.4.13 主要辅助设备故障无法维持主

352、机运行时。9.2.5 发电机紧停规定9.2.5.1 汽轮机达到紧停规定，汽机打闸，确证自动主汽门关闭，主开关未跳闸时，同时发电机有功负荷降为零。9.2.5.2 发电机系统故障，保护或开关拒动。9.2.5.3 发电机主开关以外发生长时间短路，定子电流指示最大，电压剧烈降低，发电机后备保护拒绝动作。9.2.5. 4 发电机无保护运行（直流系统瞬时选接地点或直接保险熔断，接触不良等能立即恢复正常者除外） 。9.2.5.5 发电机电流互感器着火、冒烟。9.2.5.6 当发电机转子发生匝间短路，振动伴随无功变化，转子电流无法控制且振动突然增大时。9.2.5.7 发电机定、转子冷却水中断，保护拒动，定、转

353、子冷却水系统在 30 秒内不能恢复正常时。9.2.5.8 发生直接威胁人身安全的危险情况。9.3 机组紧停的操作机组紧停的操作9.3.1 达到紧急规定条件或达到保护动作值时保护未动作，执行紧停。9.3.2 检查机电炉大联锁保护动作正确，锅炉灭火，汽轮机跳闸，发电机解列9.3.3 检查高、中压自动主汽门、调速汽门、高排逆止门、供热快关阀及各级抽汽逆止门应关闭严密（关闭信号返回正常） ，注意汽轮机转速不应超过规定值，记录惰走时间9.3.4 启动交流润滑油泵，真空到零前不得中断轴封供汽，破坏真空时禁止将带压的热疏水倒至排汽装置，禁用 I、级旁路。9.3.5 注意厂用电切换正常。9.3.6 锅炉侧检查

354、两台一次风机，全部磨煤机和给煤机自动跳闸，磨煤机入口快关阀、磨煤机出口挡板关闭，否则手动干预。9.3.7 检查所有油枪联锁退出，供、回油快关阀关闭，否则手动干预。9.3.8 注意检查汽轮机本体疏水已联锁开启。9.3.9 注意检查供热系统阀门关闭到位。9.3.10 除氧器改为辅助汽源供给、轴封用汽改为高压汽源供给9.3.11 其它停机操作同正常停机9.3.12 详细记录全过程及各主要数据9.4 机组综合性事故机组综合性事故9.4.1 锅炉灭火9.4.1.1 锅炉灭火现象：（1）炉膛负压大幅摆动或至最大。（2）火焰工业电视显示炉膛变黑，看不见火焰。火焰检测装置检测不到火焰。 某某热电厂 2330M

355、W 机组129（3）锅炉“MFT 动作”报警信号发，MFT 动作，相关设备跳闸。（4）汽包水位瞬间下降而后上升。（5）蒸汽流量、汽温、汽压，负荷急剧下降。（6）排烟含氧量指示增大。（7）若为机械事故或电源中断引起灭火，还将出现事故鸣叫、故障机械信号报警。9.4.1.2 锅炉灭火原因：（1）制粉系统运行异常，磨煤机跳闸。（2）炉内燃烧工况组织不利，风煤比不合适。（3）燃用劣质煤或煤种突变引起。（4）全燃油时，油中带水或燃油系统故障。（5）水冷壁等受热面严重爆管。（6）炉内大量掉焦、掉渣破坏燃烧工况，调整不及时。（7）厂用电中断。（8）机组低负荷运行时，燃烧调整不当，燃烧不稳定，投油助燃不及时。（

356、9）燃料中断。（10）吹灰系统工作不正常，扰动过大。（11）达到 MFT 动作条件。（12）运行中重要辅机掉闸。9.4.1.3 锅炉灭火的处理（1）检查 MFT 保护动作正常，否则手动紧停。（2）检查所有一次风机，密封风机，磨煤机，给煤机联锁跳闸，磨煤机入口快关挡板、出口快关门，来、回油快关阀联锁关闭，过、再热器减温水总门各分门联锁关闭，否则手动紧停。（3）检查汽轮机、发电机联锁跳闸，机组大联锁动作正常，厂用电切换正常。（4）停止一台给水泵，手动调整给水量，维持汽包正常水位（如果锅炉严重缺水，停炉时任何水位计均显示不出水位，停炉后禁止向锅炉上水） 。（5）调整 25%吹扫风量，进行吹扫，炉膛吹

357、扫完毕停止引送风机运行，进行闷炉；查明灭火原因进行处理，恢复正常后等待中调命令重新点火（若炉管爆破停炉时，保留一台引风机运行） 。 。（6）短时（四小时）内故障无法消除，则按正常停机处理。（7）锅炉灭火后，严禁向炉膛内供给燃料和采用爆燃方式点火。9.4.1.4 预防措施（1）根据 DL435-91火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程中有关防止炉膛灭火放炮的规定以及设备状况，制定防止锅炉灭火放炮的措施。措施应包括煤质监督、混配煤、燃烧调整、低负荷运行等内容。（2）加强燃煤的监督管理，完善混煤措施。加强配煤管理和煤质分析，及时将煤质情况通知运行，做好调整燃烧的措施。（3）当炉膛已经灭火或局部灭火并濒临全部

358、灭火时，严禁投助燃油枪。灭火后应立即切断燃料供给，严禁用爆燃法引燃。（4）严禁随意退出灭火保护装置（包括火焰探头） ，因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准，做好安全措施，限时恢复。（5）切实加强灭火保护装置的维护和管理，防止火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题的发生。 某某热电厂 2330MW 机组130（6）炉膛漏风、一次风管堵塞、送风脉动、堵煤或断煤、热控设备失灵等缺陷是造成灭火的主要因素，必需加强相关设备的维修管理。（7）切实加强点火油系统的维修管理，消除泄漏，防止燃油漏入炉膛。燃油速断阀按要求定期试验，确保动作正确、关闭严密。（8）积极进行燃烧调整，保证合理的风煤比，均衡配风；

359、保证合适的过剩空气系数，保持正常的一次风、辅助风速、风率；保证炉膛负压稳定在正常范围内；应及时了解煤质的变化，在低负荷、燃用劣质煤或煤种突变时及时调整，燃烧不稳时立即投油稳燃；消除炉膛各部漏风；应及时打焦，防止结焦过多。9.4.2 机组发生 RB9.4.2.1 RB 现象：（1） “RB 动作”报警信号发，辅机跳闸声光报警发，跳闸辅机所控制的参数发生波动。（2）机组负荷快速下降至设定负荷。（3）主蒸汽流量、给水流量、汽压大幅度下降，汽温也会有所降低。（4）CCS 自动将运行方式切至“汽轮机跟随”方式。（5）保留下层 23 台磨组运行，上层 12 台磨煤机跳闸， （若引风机或给水泵 RB，跳两台

360、磨组） 。9.4.2.2 RB 动作原因：（1）两台运行，其中一台送风机跳闸（机组负荷180MW） 。（2）两台运行，其中一台引风机跳闸（机组负荷180MW） 。（3）两台运行，其中一台一次风机跳闸（机组负荷180MW） 。（4）两台电泵运行，一台跳闸，备用电泵自投失败（机组负荷180MW） 。（5）四台运行，其中一台单台磨煤机跳闸（机组负荷180MW） 。9.4.2.3 RB 动作处理：（1）在 CCS 方式下运行时，检查运行方式自动切至“机跟随”方式，否则手动切换至“机跟随”方式。（2）检查 RB 功能自动快速降负荷至设定值，否则应手动将负荷降至 RB 的要求值。（3）在 RB 自动降负荷

361、过程中，运行人员须严密监视各重要参数变化情况，如有波动或变化幅度大时，及时进行调整。（4）维持锅炉燃烧稳定，炉膛负压正常，燃烧不稳时投油枪助燃。（5）密切注意汽包水位，使其维持在正常范围内，如水位自动偏差大，及时切为手动调整。注意汽压、汽温的调整。（6）检查汽轮机排汽压力，振动、胀差、推力轴承等的变化情况。（7）确认 RB 动作原因，即时复归 RB 指令。查明 RB 动作原因，进行处理，故障消除后，尽快恢复机组正常运行方式；如故障短时无法消除,则申请停炉。如为设备误动，应按照规定尽快恢复。9.4.3 单机厂用电全部中断9.4.3.1 现象（1）集控室照明变暗，事故照明自投。（2）事故喇叭响，保

362、护动作光字牌亮。（3）厂用 6KV 母线，380V 母线电压为零。（4）掉闸电源开关及各负荷开关绿灯闪光。（5）所有运行的交流电动机均跳闸停运，各电动机电流表指示到零。 某某热电厂 2330MW 机组131（6）锅炉 MFT 动作，汽轮机跳闸，机组解列，负荷到零。（7）气温、气压、真空迅速下降。9.4.3.2 处理（1）厂用电失去后，应按不破坏真空停机处理。（2）检查直流润滑油泵、直流密封油泵已自投，否则手动启动，密切注意直流母线电压的变化，注意各瓦温的温升变化情况（注：直流润滑油泵供油温度为冷油器进油温度） ，同时注意密封油压正常。（3）检查柴油机是否自启，保安段有无电压。（4）若柴油机未自

363、启，可检查满足启动条件，迅速手动开启柴油机。（5）若柴油机启动，且出口电压正常，但保安段备用进线开关未合闸，可手动打掉应跳闸而未跳的设备开关及工作进线开关，手动合备用进线开关，保证保安段正常供电。（6）检查空预器运行情况，维持其转动状态（若辅驱不能投入运行，应进行手动盘车） 。（7）禁止向排汽装置排汽、水，手动关闭可能有汽水进入排汽装置的阀门。（8）就地关闭轴封溢流站，选择用主汽供汽封，注意调整压力正常。（9）停止锅炉的所有放水，检查确认燃油系统无泄漏。（10）尽快恢复厂用电源，待厂用电源恢复后，逐次完成各种油泵、水泵的启动、切换工作，并对机组进行全面检查。（11）具备条件后，锅炉可以点火恢复

364、运行。（12）汽温、汽压符合要求后，根据机组状况进行机组的启动工作。94.4 厂用电部分中断9.4.4.1 现象（1）故障母线电压指示为零。（2）故障母线工作电源开关电流为零。（3）连接于该母线上运行的电动机失电。9.4.4.2 原因母线工作电源事故跳闸，备用电源未自投或自投未成功或母线发生短路故障。9.4.4.3 处理（1）未查明原因之前，禁止给失电母线送电；（2）如果锅炉 PC 段失电，应立即检查事故保安段备用电源是否联动投入，否则应立即手动启动柴油发电机，恢复事故保安段母线供电。（3）立即启动未自投的备用设备。（4）手动断开未跳闸的设备。（5）拉开失电 380V 母线工作电源开关，确认负

365、荷开关均在断开位置，合上联络开关给母线供电。（6）磨煤机、一次风机、送风机、引风机、给水泵跳闸按照 RB 减负荷处理。（7）若汽轮机真空低保护动作，按照事故停机处理。（8）若真空低保护未动作，锅炉 MFT 未动作，应降低机组负荷维持运行，燃烧不稳可投油助燃。（9）若锅炉 MFT 动作，按 MFT 动作处理。（10）汽轮机跳闸，发电机解列，按照停机处理。（11）查明故障原因，尽快恢复故障母线供电，按照热态恢复机组启动。9.4.5 周波异常 某某热电厂 2330MW 机组1329.4.5.1 现象（1）周波指示上升或下降。（2）发电机负荷减小或增大。（3）主汽压力上升或下降。（4）机组声音异常。9

366、.4.5.2 原因电网系统故障或局部电网解环。9.4.5.3 处理（1）正常周波变化范围为 49.850.2Hz，当超出此范围时，应相应调整有功负荷。（2）当周波突然升至 50.5Hz 及以上时，此时汽轮机转速升高，一次调频动作,有功降低，主汽压力骤增，锅炉紧急停运 12 层煤粉喷嘴,如燃烧不稳投入油枪，尽快降低锅炉出口压力或者关小汽轮机调汽门，使周波恢复到正常范围内。此时，严禁增加有功负荷。（3）当周波突降低至 49.5Hz 及以下时，汽轮机转速降低，有功负荷增大，可能超过额定值。此时应增大机炉设备出力，值长应立即联系调度，在允许过负荷出力和时间内，恢复周波正常运行。这时尽量不要降低发电机出

367、力。（4）一般周波异常变化，均属于系统解环或故障造成，值班员处理时应根据周波来调整发电机有功负荷。 （5）如果在规定的机组过负荷时间内，周波还未恢复正常，应立即降低有功负荷至允许范围，此时有可能周波继续下降，造成电厂设备出力下降，形成恶性循环，造成系统瓦解。要做好停机保厂用电的思想准备。（6）如果机组过负荷在允许范围内恢复正常后，应对过负荷设备详细检查，确认是否正常。（7）当周波低至 47.5Hz 时，低频保护应动作，否则应手动解列发电机。（8）当周波较低时，应注意监视汽轮机振动情况。9.4.6 系统振荡系统振荡分为同步振荡和异步振荡，同步振荡以低频振荡为主。9.4.6.1 异步振荡（1）现象

368、1）失去同步的发电机的功率表、电流表周期性地剧烈摆动，发电机、变压器发出不正常的、有节奏的轰鸣声。2）失去同步的系统间联络线或发电厂的输送功率往复摆动。3）系统中电压表指针周期性波动，照明灯光忽明忽暗，振荡中心附近的电压表波动最大，并周期性地降低到接近于零。4）发生振荡的系统没有统一的频率，失去同步的系统虽还有电气联系，但一般送端的频率升高，受端系统频率降低，并略有摆动。5）厂用电可能频繁切换。（2）原因系统的静态或稳态破坏后，系统间或发电厂间将发生异步振荡。1）联络线输送功率超过极限值造成系统静态稳定的破坏。2）系统暂态稳定的破坏（发生短路故障，切除大容量的发电、输电或变电设备，负荷瞬间发生

369、较大突变时） 。 某某热电厂 2330MW 机组1333）电源间非同相合闸，未能拖入同步。4）大型发电机失去励磁等。（3）处理1）立即报告值长，同时退出机组 AGC，服从调度的统一指挥。2）振荡时值班员应不待调度命令，在电压不超过运行控制上限条件下，尽量增加机组无功功率。3）按调度指令进行以下操作a.振荡时，频率降低系统的发电厂，应将有功出力按现场规程所允许的最大加出力速度和过负荷能力增加机组有功出力，直至振荡消除为止。b.振荡时，频率升高系统的发电厂，应迅速减少机组有功出力，使与受端系统频率一致，但频率最低不得低于 49.5 赫兹。4）大型发电机组失磁引起的系统振荡时，应立即将失磁的机组解列

370、，防止扩大事故范围。若失磁系运行人员调整不当所致，引起系统振荡时，则运行人员应立即增加励磁，消除振荡，并汇报值长。5）凡因投入设备时，由于操作不当而引起振荡，1 分钟不能拖入同步，应立即拉开该设备。6）系统发生异步振荡时，不得自行解列发电机组，除非机组本身故障或因频率严重降低威胁厂用电安全时，可按保厂用电措施的规定解列部分机组以保证厂用电安全运行。7）为保证系统稳定运行，防止系统瓦解和大面积停电事故，所有保证系统安全稳定运行措施的继电保护及安全自动装置，如快速保护装置、自动重合闸装置、发电机的自动励磁调整装置（包含 PSS） 、强行励磁装置、失磁保护装置、自动电压调整装置、联切（切机或切负荷）

371、装置、系统失步或低频低电压解列装置、低频减载装置等均应正常投入运行状态。9.4.6.2 低频振荡（1）现象1）系统或机组的频率小幅变化。2）机组、线路及母线电压小幅波动，可能出现电压越限报警。3）机组、变压器、线路有功功率、无功功率、电流发生周期性摆动。（2）原因低频振荡通常出现在远距离、重负荷输电线上，或者互联系统的弱联络线上，在采用快速响应高放大倍数励磁系统的条件下更容易出现。其持续振荡的频率很低，通常在 0.12.5赫兹之间。1）系统在负阻尼时发生的自发功率振荡。2）系统在受到扰动后，由于阻尼弱其功率振荡长久不能平息。3）系统振荡模式与系统中某种功率波动的频率相同，且由于弱阻尼，使联络线

372、上该功率波动得到放大，产生强烈的功率振荡。4）由发电机转速变化引起的电磁力矩变化和电气回路耦合产生的机电振荡。（3）处理1）发现上述情况后立即报告值长，同时退出机组 AGC，服从调度的统一指挥。2）在电压不超过运行控制上限的条件下，尽量增加机组无功功率。3）在前述措施执行后，振荡未明显衰减时，可根据系统频率，申请值长，适当增加或减少机组有功功率，改变当前运行工况。4）检查 PSS 正常投入运行。5）如振荡期间调速器出现异常，可将机组调速系统切“手动”运行，并在控制室设专人监控。 某某热电厂 2330MW 机组1346）严密监视设备运行情况，发现异常立即上报。9.4.7 机组甩负荷9.4.7.1

373、 现象（1）机组有功负荷表指示突然减小；全甩负荷时，负荷至零。（2）蒸汽流量急剧减小；全甩负荷时，流量及调节级压力接近零。（3）蒸汽压力急剧上升，高、低旁联锁开启,安全阀动作；调节级压力及各段抽汽压力急剧降低。（4）主、再热汽温升高。（5）锅炉汽包水位急剧变化，先降后升。（7）调节汽门开度大幅变化9.4.7.2 原因（1）电网或发电机发生故障。（2）主变压器、发变组出口开关及厂用电系统故障。（3）汽轮机电调系统故障。（4）汽轮机发生故障。（5）机组辅机故障。9.4.7.3 处理（1）根据机组负荷情况，迅速减少燃料量和给水量，及时调整，稳定燃烧（必要时投油助燃） ，保持各参数恢复正常。（2）蒸汽

374、压力过高应打开对空排汽阀或投入高、低压旁路系统。（3）注意监视锅炉水位变化，防止水位波动造成缺水或满水。（4）当机组跳闸时，按大联锁保护动作处理。（5）全面检查机组各轴承温度、轴向位移、胀差、振动等是否正常，倾听汽轮机内有无异常声音。（6）注意调整轴封汽压力、排汽装置水位、除氧器水位、各加热器水位。9.5 锅炉异常运行及常规预防、事故处理锅炉异常运行及常规预防、事故处理9.5.1 汽包水位高9.5.1.1 现象（1）所有水位计指示水位高,且汽包水位高报警信号发。（2）给水流量与蒸汽流量出现不正常的偏差。（3）严重满水时主蒸汽温度急剧下降,蒸汽管道发生强烈水冲击。（4）蒸汽含盐量增大导电度增大。

375、（5）水位高至+250mm 时,MFT 动作。9.5.1.2 原因（1）给水泵调速系统失灵。（2）给水自动失灵。（3）水位计、给水流量表、蒸汽流量表指示不正确,引起误判断。（4）机组负荷大幅度变化或锅炉燃烧工况剧烈变化，运行人员控制不当。（5）正常运行监视水位不够或误判断误操作。9.5.1.3 处理 某某热电厂 2330MW 机组135（1）立即查看就地水位计,水位确实高并达到+100mm 时,切给水自动为手动,适当减小给水流量。（2）水位达高值+150 mm 时，检查紧急事故放水阀开启,否则手动开启；水位恢复正常后关闭。（3）若运行给水泵控制失灵,自动或手动均无法降低给水流量时，停止其运行,

376、并启动备用给水泵运行，查明故障原因，及时联系检修处理。（4）汽包水位升高至+250mm 时，MFT 应动作,否则手动 MFT，机组按照锅炉灭火有关规定进行处理。 （5）根据汽温下降情况适当关小或全关减温水,必要时开启过热器疏水阀。9.5.2 汽包水位低9.5.2.1 现象（1）所有水位计指示低于正常水位,水位低报警信号发。（2）给水流量不正常地小于蒸汽流量（炉管爆破或省煤器泄漏时相反） 。（3）严重时蒸汽温度升高,投自动时减温水流量增大。（4）汽包水位低于-250mm 时 MFT 动作。9.5.2.2 原因（1）给水泵调速系统失灵。（2）给水自动失灵。（3）水位计、给水流量表、蒸汽流量表指示不

377、正确,引起误判断。（4）机组负荷大幅度变化或锅炉燃烧工况剧烈变化，运行人员控制不当。 。（5）正常运行时对水位监视不够或误操作。（6）给水、排污系统阀门故障或管道泄漏严重。（7）水冷壁或省煤器爆管严重。（8）机组甩负荷。（9）一台给水泵跳闸，备用泵未联启。9.5.2.3 处理（1）立即查看就地水位计,水位确实低并达到-100mm 时,切给水自动为手动,适当加大给水流量,维持正常水位。（2）停止连续排污及定期排污，检查事故放水门是否误开。（3）一台给水泵跳闸，备用泵未联启时，RB 保护动作,适当加大另一台运行给水泵出力，维持正常水位。（4）给水压力低经调整无效时,联系汽机启动备用给水泵。（5）水

378、冷壁或省煤器爆管时,加大给水流量,如能维持汽包水位,则减负荷运行,汇报中调,申请停炉; 如不能维持汽包水位,紧急停炉。（6）汽包水位低至-250mm,MFT 动作，否则手动 MFT; 机组按照锅炉灭火有关规定进行处理。 （7）如果锅炉严重缺水，停炉时任何水位计均显示不出水位，停炉后禁止向锅炉进水。 9.5.3 水位计损坏9.5.4.1 如汽包双色水位计损坏时,应立即解列,联系检修尽快恢复,在所有 DCS 水位计可靠时锅炉可以继续运行。9.5.5.2 水位 PT 故障时,尽快处理，必须每班进行不少于两次就地水位计与 DCS 二次水位计指示的对照工作。 某某热电厂 2330MW 机组1369.5.

379、3.3 如汽包两侧就地水位计均无法监视,具备以下条件准许锅炉运行两小时。（1）给水自动调节正常可靠。（2）DCS 水位记录表指示在四小时以内与水位 PT 或就地水位计对照,正常可靠。（3）水位高低报警信号可靠。（4）水位保护可靠。9.5.3.8 两侧就地水位计无法监视,同时给水自动不可靠,申请停止锅炉运行。9.5.3.9 仅有两侧远方水位指示时,立即申请停止锅炉运行。9.5.4.10 仅有水位 PT 可用时,应立即申请停止锅炉运行。9.5.4.11 集控室无任何监视水位手段,应立即紧急停止锅炉运行。9.5.4 汽水共腾9.5.4.1 现象（1）汽包水位剧烈波动,各汽包水位计指示摆动,就地水位

380、PT 看不清水位。（2）严重时蒸汽管道发生水冲击。（3）主蒸汽温度急剧下降。（4）蒸汽含盐量不正常的增大。9.5.5.2 原因（1）给水炉水品质不合格。（2）排污不及时,炉水处理不当。（3）加药调整不当。（4）负荷增长过快,汽水分离装置损坏。（5）锅炉长期超负荷运行。9.5.4.3 处理（1）切给水自动为手动,减少给水流量，保持汽包水位在-50mm 运行。（2）降低负荷并保持负荷稳定。（3）全开连续排污门,加强定期排污。（4） 通知化学化验炉水品质，并进行相应处理。（5）视汽温下降情况开启过热器疏水门。 （6）水质未改善前不允许增加锅炉负荷。（7）炉水合格后冲洗汽包就地水位计并进行校对。9.5

381、.5 水冷壁损坏9.5.6.1 现象（1）汽包水位下降,严重时水位急剧下降。（2）给水流量不正常的大于蒸汽流量。（3）炉膛负压变小或变正压。（4）严重时炉膛不严密处向外喷烟气和水蒸气,并有明显响声。（5）过热蒸汽压力下降。（6）各段烟气温度下降,排烟温度降低。（7）锅炉燃烧不稳定火焰发暗,严重时引起锅炉灭火。（8）引风机投自动时,静叶开度不正常的增大，电流增加。9.5.5.2 原因（1）给水炉水品质不合格使管内结垢超温。（2）停炉后防腐不当,管内腐蚀。 某某热电厂 2330MW 机组137（3）燃烧方式不当,火焰偏斜。（4）排污门泄漏,水循环破坏。（5）严重缺水,下降管带汽引起水冷壁过热。（6

382、）炉内严重结焦,使水冷壁管受热不均匀。（7）吹灰器安装不当冲刷水冷壁管。（8）管内异物。（9）大块焦砸坏水冷壁管。（10）水冷壁膨胀受阻。（11）钢材质量不合格,焊接质量不合格。（12）操作不当,锅炉超压运行。（13）启动升温升压速度过快。 9.5.5.3 处理（1）如水冷壁泄漏不严重,尚能维持正常燃烧和水位时, 退出机炉协调控制，减负荷运行,汇报值长，申请停炉。（2）给水自动时，如汽包水位剧烈波动，切为手动控制。（3）减负荷过程中，如燃烧不稳，投油助燃。 （4）如水冷壁泄漏严重,不能维持燃烧和水位时,紧急停止锅炉运行，并停止向锅炉上水。（5）停炉后水位不能维持时,关闭给水门停止向锅炉上水,省

383、煤器再循环门不能开启。（6）停炉后保留一台引风机运行 ,待炉膛正压消失后停止引风机运行。（7）通知电除尘，脱硫。（8）如锅炉灭火按 MFT 动作紧急停炉处理。9.5.6 省煤器损坏9.5.6.1 现象（1）给水未投自动时,汽包水位迅速下降。（2）投自动时,给水流量不正常的大于主蒸汽流量。（3）省煤器两侧烟气温差大,泄漏侧排烟温度下降。（4）空预器两侧出口风温偏差大,且风温降低。（5）烟道负压变正。（6）烟道不严密处漏灰水。（7）省煤器爆破处有泄漏声,严重时从不严密处冒蒸汽和烟气。（8）投自动的引风机电流增大。9.5.6.2 原因（1）给水品质不合格,使管内腐蚀。（2）停炉后防腐不当,使管壁腐蚀

384、。（3）飞灰磨损,冲刷使管壁变薄。（4）材质量不合格,焊接质量不良。（5）管内有杂物。（6）操作不当,省煤器超压运行。（7）吹灰不当造成管壁磨损。（8）运行中发生断水严重缺水超温。（9）长期低负荷运行，烟道发生二次燃烧,使省煤器管壁过热。9.5.6.3 处理（1）汇报值长，退出机炉协调和自动控制系统。 某某热电厂 2330MW 机组138（2）解列给水自动，手动调节水位，保持汽包水位正常。（3）泄漏不严重尚能维持正常汽包水位时,可降负荷运行，确认泄漏点，并请示值长停止锅炉运行。（4）泄漏严重无法维持正常汽包水位时,紧急停止锅炉运行，并停止向锅炉上水。（5）注意监视汽包水位给水流量以及泄漏情况，

385、防止损坏范围扩大。（6）关闭所有排污门及放水门。（7）停炉后水位不能维持时停止向锅炉汽包上水。（8）禁开省煤器再循环门。（9）停炉后保留一台引风机运行,排除炉内烟气和蒸汽，按照锅炉强制冷却的规定，为尽快检修创造条件。（10）锅炉灭火,则按 MFT 动作停炉处理。9.5.7 过热器损坏9.5.7.1 现象（1）炉膛冒正压,投自动的引风机电流不正常的增大,烟道负压减小。（2）主蒸汽流量不正常的小于给水流量，机组负荷降低。（3）过热器爆管侧烟气温度下降，两侧汽温偏差增大。（4）主蒸汽压力下降。（5）过热器爆管侧有泄露声,不严密处向外冒蒸汽。（6）屏式过热器爆管时,可能导致锅炉灭火。（7）低过爆管,主

386、蒸汽温度升高。9.5.7.2 原因（1）化学监督不严,蒸汽品质不合格,过热器管内结垢,引起管壁超温。（2）燃烧组织不合理,炉膛结焦,局部过热。（3）过热器管壁长期超温运行。（4）汽水分离器损坏或长期超负荷运行,使蒸汽品质恶化。（5）飞灰磨损造成管壁减薄。（6）过热器区域发生烟道二次燃烧。（7）管材质量不合格,焊接质量不良。（8）过热器管内有杂物。（9）吹灰器使用不当造成管壁磨损。（10）使用减温器操作不当造成水塞引起局部过热,或交变应力引起疲劳损坏。（11）启动升压升温速度过快。（12）操作不当,锅炉超压运行。（13）停炉后防腐不当,使管内腐蚀。（14）运行年久,管材老化。9.5.7.3 处理

387、（1）汇报值长,退出机炉协调控制和自动控制系统。（2）过热器管壁爆破不严重时,能维持正常燃烧，则降压降负荷运行，确认泄漏点，申请停炉。（3）严密监视给水流量与蒸汽量的偏差,防止损坏范围扩大。（4）爆管严重无法维持正常燃烧时,紧急停止锅炉运行。（5）锅炉灭火时,则按 MFT 动作停炉处理。（6）停炉后保留一台引风机运行,排除炉内烟气和蒸汽，按照锅炉强制冷却的规定，为尽 某某热电厂 2330MW 机组139快检修创造条件。（7）通知电除尘值班员解列电除尘器。9.5.8 再热器损坏9.5.8.1 现象（1）再热蒸汽压力下降,再热蒸汽流量下降，机组负荷下降。（2）炉膛负压波动,烟道负压减小或变正。 （

388、3）爆管侧再热汽温不正常的升高,减温水量增大。（4）再热器爆破处有响声,不严密处向外喷烟气。（5）泄漏侧排烟温度下降，泄漏受热面后两侧烟温偏差增大。（6）投自动的引风机电流增大。9.5.8.2 原因（1）烟气调整挡板故障或卡涩, 再热器管壁长期超温运行。（2）管材质量不合格,焊接质量不良。（3）受热面积灰、结焦使管壁受热不均，造成局部传热恶化，管壁超温。（4）管内有杂物堵塞。（5）飞灰磨损使管壁变薄。（6）吹灰器使用不当。（7）蒸汽品质不合格使管内结垢。（8）再热器区域发生二次燃烧。（9）锅炉启停时对再热器保护不够，造成管壁超温损坏。 （10）操作不当,再热器超压运行。（11）停炉防腐不当,使

389、管壁腐蚀。（12）运行年久,管材老化。9.5.8.3 处理（1）汇报值长,退出机炉协调控制和自动控制系统。（2）爆管不严重时,维持汽温在规定范围，降压降负荷运行，确认泄漏点，汇报中调，申请停炉。（3）严密监视再热汽温和汽压,有明显下降趋势时紧急停炉。（4）爆管严重无法维持正常汽温汽压时,应立即停止锅炉运行。（5）锅炉灭火时,则按灭火紧急停炉处理。（6）停炉后保留一台引风机运行,排除炉内烟气和蒸汽，按照锅炉强制冷却的规定，为尽快检修创造条件。（7）高压旁路不允许开启。（8）通知外围值班员,停止电除尘器运行及脱硫装置。9.5.9 汽水管道损坏9.5.9.1 现象（1）泄漏处保温潮、渗水、漏汽水，并

390、有泄漏声音。（2）严重时有汽水喷出。（3）蒸汽或给水压力降低。（4）给水或蒸汽压力流量测量点前泄漏时,流量减小（流量表后管道泄漏时,流量增大） 。9.5.9.2 原因（1）长期超温超压运行。 某某热电厂 2330MW 机组140（2）管材质量不良,安装焊接质量不合格,膨胀受阻。（3）投运时暖管时间不足,造成水冲击。（4）停炉后防腐不当,造成管道腐蚀。（5）运行中流量压力温度变化幅度大。9.4.9.3 处理（1）泄漏不严重尚能维持水位压力且不至于很快扩大故障范围时：降压降负荷运行；做好安全措施,防止汽水喷出伤人；严密监视故障点;汇报值长请示停炉。（2）泄漏严重有扩大事故的危险或无法维持正常运行时

391、,应立即停止锅炉运行。（3）停炉后立即解列故障段。9.5.10 锅炉安全门动作9.5.10.1 锅炉安全门突然动作现象：（1）机组负荷突降。（2）主、再热汽压力下降。（3）锅炉有剧烈的排汽声。（4）过热器安全阀或 PCV 阀动作时，主汽温度、流量、压力下降；汽包水位突升而后下降；给水流量剧烈波动，先增大而后降低。（5）汽包安全阀动作时，汽包压力下降，主汽压力下降，主汽温度升高；汽包水位突升而后下降；给水流量剧烈波动，先增大而后降低；过热器受热面壁温升高。（6）再热器入口安全阀动作，再热汽压力下降，再热汽温度升高；再热器壁温升高 。（7）再热器出口安全阀动作，再热汽压力下降，再热汽温度下降 。（

392、8）旁路可能已打开。（9）锅炉可能由于水位高灭火。9.5.10.2 锅炉安全门突然动作原因（1）机组调整不当造成锅炉超压。（2）汽机掉闸或调门突然关闭。（3）发电机掉闸或甩负荷。（4）协调投入时，协调失灵引起。（5）安全门误动。（6）高旁突开，造成再热器超压，安全门动作。9.5.10.3 锅炉安全门突然动作处理：（1）PCV 阀及其他安全门误动时，应手动解列，通知维护检查处理。（2）安全门正确动作及旁路开启时，应立即调整燃烧，降低锅炉出力，关小旁路，同时开大汽机进汽调门以降低主汽压力，同时调整各参数至正常，严禁锅炉超压。（3）协调失灵造成超压时，应立即解除协调。（4）在调整中，密切监视汽温、汽

393、压、汽包水位，自动不可靠时，应立即解列自动，手动干预。（5）汽包安全门动作后，调整水位过程中，要考虑到会出现汽包虚假水位，正确控制给水流量，维持汽包水位稳定。（6）在调整温度的过程中，要防止汽温大幅的波动，严禁调整不当造成温度的直线下降。（7）控制减温器后温度有 11以上的过热度，防止过热器带水和汽机进水。（8）监视安全门回座压力正常，安全门不回座时应立即通知维护人员处理，相应减小负荷。（9）锅炉灭火时，按相关规定执行。 某某热电厂 2330MW 机组1419.5.10.4 锅炉安全门突然动作预防措施： （1）安全门检修后应进行热态整定，机组大小修时应将安全门检查列入检修项目。（2）合理调整锅

394、炉燃烧，避免锅炉超压。9.5.11 炉膛压力高9.5.11.1 现象（1）炉膛压力高并报警。（2）各风压表指示异常高。（3）炉膛不严密处冒火星。（4）炉膛压力高至+1960Pa 时 MFT 动作。9.5.11.2 原因（1）引风机静叶、出口挡板、烟气挡板关。（2）引风机跳闸而未联动送风机跳闸。（3）启动制粉系统时操作不当。（4）燃烧不稳局部爆燃。（5）炉膛负压自动控制失灵。（6）启动初期油煤混烧控制不当，可燃物积聚在锅炉内爆燃。9.5.11.3 处理（1）如未达 MFT 动作值时立即控制炉膛负压。（2）当引风机投自动时,应立即解列自动手动调节,调节过程中注意风机喘震。（3）控制汽温水位燃烧。（

395、4）根据不同原因分别进行处理。（5）炉膛负压+1960Pa 时,MFT 动作紧急停止锅炉运行,否则手动 MFT。（6）MFT 动作后按其操作执行。9.5.12 炉膛压力低9.5.12.1 现象（1）炉膛压力低并报警。（2）各风压表指示异常低。（3）炉膛压力低至-1960Pa 时 MFT 动作。9.5.12.2 原因（1）部分或全部一次风机、送风机、空预器故障。（2）锅炉灭火。（3）锅炉风压自动控制失灵。（4）送风机动叶、一次风机入口挡板、空预器一、二次风挡板关闭。9.5.12.3 处理（1）如炉膛负压未达到 MFT 动作值时立即控制炉膛风压。（2）当引风机投自动时,应立即解列自动手动调节,调节

396、过程中注意风机喘震。（3）投入助燃油稳定燃烧。（4）控制汽温水位正常。（5）根据不同原因分别进行处理。（6）如锅炉灭火或炉膛负压至-1960Pa 时 MFT 动作,紧急停止锅炉运行,否则手动 MFT。（7）MFT 动作后按其操作执行。 某某热电厂 2330MW 机组1429.5.13 锅炉尾部二次燃烧9.5.14.1 现象（1）尾部烟道二次燃烧部位及以后烟道温度急剧升高。（2）炉膛烟道内负压急剧变化,烟道人孔冒烟气火星。（3）烟囱冒黑烟,炉膛氧量减小。（4）汽温、省煤器出口水温、热风温度不正常的升高。（5）空预器部位发生二次燃烧时其电流摆动大有卡涩时跳闸。（6）排烟温度急剧升高。9.5.15.

397、2 原因（1）燃烧调整不当,风粉配合不好。（2）煤粉粗、水分大、燃烧不完全。（3）送风量不足缺氧运行。（4）长时间低负荷运行,炉膛温度低、烟速低。（5）长时间油煤混燃,油枪雾化不良。（6）锅炉灭火后清扫炉膛时间太短。9.5.13.3 处理（1）轻微二次燃烧时,排烟温度不正常的升高 20以内时应立即检查各段烟温,判断二次燃烧部位并进行灭火。（2）停止上部燃烧器运行,调整燃烧使火焰中心下移。（3）停止暖风器系统运行。（4）增减减温水量控制过热蒸汽温度、再热蒸汽温度。（5）汇报值长联系汽机电气降低部分负荷。（6）二次燃烧严重排烟温度不正常继续升高时紧急停止锅炉运行。（7）蒸汽温度 550时应请示停炉

398、。（8）运行中严禁用减风的方法降低汽温。（9）停炉后停止所有引风机、送风机,并关闭所有风门挡板密封炉膛,严禁通风。（10）空预器着火则应投入空预器灭火装置,维持其运转。（11）检查尾部烟道各段烟温正常后,开启检查孔,确认无火源谨慎启动引风机冷却。（12）点火前应充分干燥空预器防止堵灰。（13）如设备未损坏请示值长点火启动。9.5.14 锅炉结焦 9.5.14.1 锅炉结焦现象：（1）水冷壁结焦时：1）炉膛出口烟气温度、排烟温度升高。2）锅炉汽温升高，减温水流量增大。3）炉膛看火孔，检查孔处可见焦渣悬挂。4）冷灰斗常有大块焦渣坠落，甚至有硬焦块使干渣机故障。（2）过热器结焦时：1）两侧烟温差增大

399、，流通侧烟温升高。2）两侧蒸汽温度偏差大，流通侧管壁温度高，甚至超过极限允许值，结焦侧管壁温度偏低。9.5.15.2 锅炉结焦原因（1）燃煤质量差，灰熔点低。 某某热电厂 2330MW 机组143（2）煤油混烧时间过长。（3）风量不足，燃烧不完全，火焰中心上移。（4）调整操作不当，投停燃烧器喷口不对称或同层射流速度差异偏大，火焰偏斜，炉膛温度场分布不均。（5）吹灰器故障或未进行吹灰。（6）燃烧器的设计和布置不当。（7）炉膛温度设计偏低，炉膛热负荷过大。9.5.14.3 锅炉结焦处理（1）进行全面彻底的吹灰。（2）调整燃烧，适当增加过剩空气量。（3）稳定燃烧工况下，暂时减少负荷，降低燃烧率，炉膛

400、温度降低而自然垮焦。（4）组织人员捅焦。（5）经过上述努力，在减温水开到最大值，主汽温度仍不能维持正常，或过热器管壁温度超过极限允许值温度，有超温爆管的可能时，申请停机。9.5.14.4 锅炉结焦预防措施：（1）保证适当的过量空气系数，避免缺氧燃烧。（2）燃用设计煤种，尽量避免燃用混煤，煤种偏离设计煤种时，应作相应的燃烧调整。（3）定期校正二次风量和二次风挡板开度，保证炉内均匀配风，保持合理的一二次风速。（4）保证吹灰系统定期正常投入。（5）锅炉应工作在铭牌出力及以下，严禁锅炉超负荷运行。（6）保证磨煤机出口风煤比正常，煤粉细度在设计值左右。（7）保证出灰，出渣系统工作正常。（8）保证热一二次

401、风温满足设计要求。（9）尽量减少炉膛漏风量。（10）选择适当的切圆直径，防止火焰直接冲刷水冷壁。9.5.15 锅炉辅机事故掉闸9.5.16.1 空预器故障（1）现象1）空预器故障跳闸声光报警信号发。2）空预器电流摆动或不正常的增大。3）轴承温度不正常的升高。4）转动部分有剧烈的摩擦撞击声。5）跳闸空预器电流回零并报警。6）单侧空预器跳闸时 RB 保护动作联跳同侧引、送、一次风机。7）排烟温度急剧升高、一次风温、二次风温下降。8）两台空预器故障跳闸则 MFT 动作。（2）原因1）空预器导向轴承 支持轴承损坏。2）转子与外壳碰撞或有杂物。3）电机或减速器故障。4）空预器油泵故障。5）电气系统故障。

402、 某某热电厂 2330MW 机组144（3）处理1）单侧空预器主电机故障跳闸辅电机自启动或抢合成功时,监视辅电机运行情况。杳明故障原因处理，故障消除恢复主电机运行。2）单侧空预器主 辅电机均停时,延时秒停止同侧送风机 延时秒停止一次风机,延时后联跳同侧引风机,RB 保护动作。3）降锅炉负荷至 150180MW。4）空预器跳闸应手动盘车。5）处理过程中应注意保持燃烧 汽温 水位正常。6）两台空预器跳闸 MFT 保护动作紧急停止锅炉运行,否则手动 MFT。9.5.15.2 引风机故障跳（1）现象1）引风机跳闸电流回零并报警。2）锅炉汽温汽压下降。3）炉膛冒正压。4）单侧引风机故障跳闸联跳同侧送风机

403、,RB 保护动作。5）两台引风机故障跳闸,锅炉 MFT 动作紧急停止锅炉运行。（2）原因1）电动机或润滑油系统故障。2）引风机机械故障。3）厂用电源系统故障。4）误动事故按钮。5）引风机保护动作。（3）处理1）引风机跳闸不允许强合闸,复位跳闸转机开关。2）立即增加运行引风机出力,注意电流不得超限和风机喘震。3）RB 动作,否则应手动选跳磨煤机。4）退出机炉协调控制系统,紧急减负荷至 150180MW。5）手动调整汽温、汽压、水位、燃烧稳定,必要时投油助燃。6）调整运行引风机静叶控制炉膛负压正常;炉膛负压达+1960Pa 时,MFT 动作。7）MFT 动作按其操作执行。8）查明原因,故障消除后恢

404、复运行。9.5.15.3 送风机故障处理（1） 现象1）跳闸转机电流回零并报警。2）锅炉汽温汽压下降。3）炉膛负压增大。4）送风机出口风压降低,送风量减少。5）单台送风机故障跳闸（联跳同侧引风机）,RB 保护动作。（2） 原因1）电动机或润滑油系统故障。2）送风机机械故障。3）厂用电源系统故障。 某某热电厂 2330MW 机组1454）误动事故按钮。5）送风机保护动作。（3）处理1）送风机跳闸不允许强合闸,复位跳闸转机开关。2）立即增加运行风机出力,注意风机电流不得超限和防止风机喘震,RB 动作,否则应手动选跳磨煤机。3）退出机炉协调控制,紧急减负荷至 150180MW。4）手动调整汽温汽压水

405、位;燃烧稳定,必要时投油助燃。5）调整运行引风机静叶送风机动叶，控制炉膛负压正常。6）当炉膛总风量小于 30%MFT 动作按其操作执行。7）查明原因,故障消除后恢复其运行。 9.5.15.4 一次风机故障跳闸（1）现象1）跳闸转机电流回零并报警。2）锅炉汽温、汽压、下降水位先低后高。3）炉膛负压增大。4）一次风机出口风压降低,磨煤机通风量减少。5）单台一次风机故障跳闸,RB 保护动作。6）两台一次风机故障跳闸,锅炉 MFT 保护动作紧急停止锅炉运行。（2）原因1）电动机或润滑油系统故障。2）机械部分故障。3）厂用电源系统故障。4）误动事故按钮。5）保护动作。（3）处理1）一次风机跳闸不允许强合

406、闸,复位跳闸转机开关。2）增加运行一次风机出力，注意风机电流不得超限，关闭跳闸侧空预器出口一次风挡板，维持一次风压。3）RB 动作,否则应手动选跳磨煤机。4）退出机炉协调控制系统,紧急减负荷至 150180MW。5）手动调整汽温、汽压、水位;燃烧稳定，必要时投油助燃。6）调整运行引风机静叶送风机动叶,一次风机入口调节挡板,控制炉膛负压正常。7）MFT 动作按其操作执行。8）查明原因,故障消除后恢复其运行。9.6 汽机异常运行及常规事故预防、处理汽机异常运行及常规事故预防、处理9.6.1 真空降低9.6.1.1 象征（1）真空指示值下降。（2）同负荷下蒸汽流量增加，监视段压力升高。（3）排汽缸温

407、度升高。 某某热电厂 2330MW 机组146（4）DCS 排汽压力指示缓慢升高。（5）真空泵电流异常。9.6.1.2 原因（1）冷却风量不足，冷却风机控制系统故障或冷却风机故障。（2）轴加水封破坏。（3）轴封汽源不足，轴封带水。（4）真空泵故障或汽水分离器水位、水温不正常。（5）真空系统的密封水投入不良。（6）真空系统管道部件及法兰结合面不严密，漏入空气。（7）运行人员操作不当，造成系统漏空或大量的高温蒸汽或疏水进入排汽装置（8）旁路系统误动。（9）除盐水管道进空气。9.6.1.3 处理（1）发现真空下降，确正表计无误，查明原因，采取对策，设法恢复排气压力，当排气压力升至负荷相对应的报警值时

408、，启动备用真空泵，提升空冷风机转速，及时汇报值长，设法恢复真空。（2）检查冷却风机运行是否正常，若控制系统故障及时联系处理；检查空冷系统凝汽器各进汽、抽空气、凝结水分门应全前开。（3）检查轴封压力是否正常，必要时可切为手动控制压力至正常。 （4）若因真空系统管道和设备损坏、泄露，应立即将故障部分隔绝，隔绝无效，真空不能维持时，应减负荷停机。（5）在背压升高处理过程中，检查疏水及旁路，尽量减少排汽装置热负荷，以维持真空。（6）采取措施无效时减负荷。（7）降负荷过程中，主蒸汽温度保持正常，确保高中压、低压胀差在规定范围变化。9.6.1.4 真空降低时注意事项如下（1）机组振动值正常。（2）推力瓦温

409、度，轴向位移应正常。（3）调节级压力、一级、二级抽汽压力不超过最高值。9.6.2 真空系统排汽压力迅速增大,真空急剧下降9.6.2.1 象征（1）汽轮机排汽压力迅速增大，DCS 画面发背压高报警。（2）汽轮机排汽温度迅速升高。（3）机组出力迅速降低。9.6.2.2 原因（1）机组的厂用电失去，导致所有风机停运。（2）运行中抽空气旁路门误开。（3）运行中真空破坏阀误开。（4）汽轮机排汽管道或空冷凝汽器发生破裂。（5）轴封蒸汽中断。（6）所有真空泵跳闸。9.6.2.3 处理（1）如果确证为厂用电失去，则迅速关闭且闭锁低旁，锅炉 MFT 动作，防止薄膜阀破裂。 某某热电厂 2330MW 机组147（

410、2）检查为抽空气旁路阀或真空破坏阀误开则迅速关闭，适当降负荷，防止低真空保护动作。（3）如确证为排汽管道或空冷凝汽器发生破裂，则机组紧急停机。（4）如为轴封蒸汽中断，则机组适当降负荷，迅速恢复轴封蒸汽供汽。（5）真空泵跳闸后，机组迅速减负荷以维持最小的真空防止保护跳闸。查明原因，消除后迅速启动真空泵。（6）进行真空低处理时，同时注意主机的运行情况，满足紧急停机条件时应停机。9.6.3 主、再热蒸汽温度异9.6.3.1 象征（1）主、再热蒸汽温度指示异常。（2）温度异常显示报警。9.6.3.2 原因 （1）主、再热蒸汽减温器调节失灵。（2）锅炉汽包满水。（3）锅炉燃烧不稳定。（4）机组负荷大幅度

411、变化。9.6.3.3 处理（1）若主、再热蒸汽减温器、烟气挡板自动失灵，应手动调整。（2）检查汽包水位，水位高时应调整至正常水位。（3）若锅炉燃烧率大，引起主、再热蒸汽温度升高，在减煤的同时快速增负荷。（4）主、再热汽温达 546，及时联系锅炉调整汽温正常，并汇报值长，记录超温时间。（5）主、再热汽温达 552566连续运行超过 15 分钟手动打闸停机。（6）主、再热汽温达 566以上立即打闸停机。（7）主、再热汽温降至 525时，及时联系锅炉调整汽温正常，并汇报值长。（8）汽温降至 520时，应设法恢复，如短时不能恢复，按下表减负荷，汽温降至 450减负荷至零， 如汽温继续下降到 420仍不

412、能恢复时打闸停。汽温520510500490480470460450420负荷 MW300260220180140100500停机（9）汽温降至 520时，全开机侧管路疏水门。（10）主、再热蒸汽温度下降，在 15 分钟内下降 80以上，则立即打闸停机。主、再热蒸汽温度下降引起主汽与再热汽偏差增大时，加强监视，及时恢复，当偏差超过附图温差曲线规定值以上时，立即打闸停机。在运行中主、再热蒸汽温度变化时，应注意机组振动、声音、胀差、轴向位移及汽轮机上、下缸温差。（11）如汽温逐渐下降，应适当降低气压，以保证蒸汽过热度。（12）如汽温汽压同时下降，按汽温下降进行处理。9.6.4 主、再蒸汽压力异常9

413、.6.4.1 象征（1）主、再蒸汽压力指示异常。（2）压力异常显示报警。9.6.4.2 原因 某某热电厂 2330MW 机组148（1）控制系统故障。（2）机组负荷突变。（3）调整不当。9.6.4.3 处理（1）若控制系统故障，引起主、再蒸汽压力异常，应调节燃料量，恢复主、再热蒸汽压力。（2）若机组负荷变化过快引起主、再热蒸汽压力异常，应设法稳定负荷，待主、再热蒸汽压力恢复后，再进行负荷变动。（3）若主、再热蒸汽压力高，可增加机组负荷使压力恢复至正常，但不得超过规程规定最大负荷。（4）当主汽压力上升较快或主蒸汽压力达 17.0MPa 时，联系锅炉恢复，并汇报值长，记录超压时间。（5）主蒸汽压力

414、在 17.520.04MPa 之间运行时间一年累计不许超过 12h，当主汽压力升高至 20.04MPa 以上时，应打闸。（6）主、再蒸汽压力变化时，应注意机组振动、声音、胀差、轴向位移及汽轮机上、下缸温差。（7）当主蒸汽压力升高，加强监视，及时调整燃烧使汽压恢复到 17.0MPa 以下。9.5.4.4 蒸汽参数异常时的注意事项（1）蒸汽参数异常时，严格监视机组的振动、轴向位移、推力瓦温度、胀差及汽缸温差及汽缸温度的变化，仔细倾听机组内部声音。（2）如汽温逐渐下降，适当降低汽压以保证蒸汽过热度。（3）汽温汽压同时下降时，按汽温下降处理。9.6.5 甩负荷9.6.5.1 汽轮机甩去部分负荷（1）象

415、征1）负荷下降。2）调节级压力下降。（2）处理1）注意主蒸汽参数、真空、轴向位移、胀差变化及机组振动。2）注意维持轴封及除氧器压力，必要时切换为备用汽源。3）调整排汽装置热井、除氧器、加热器水位。4）根据排汽缸温度及时投入排汽缸减温水。5）汇报值长，待故障消除后恢复正常负荷。9.6.5.2 发电机跳闸，调速系统不能控制汽轮机转速，超速保护动作（1）象征1）发电机主开关跳闸信号发。2）负荷到零，汽机转速升高后又下降，高、中压主汽门和调速汽门、高排逆止门、各抽汽逆止门关闭并发信号。（2）处理1）启动交流润滑油泵，备用密封油泵。2）确证主汽门、调速汽门、高排逆止门、各抽汽逆止门关闭，转速已下降至危急

416、遮断复位转速。3）检查关闭高加进汽门，关闭高加疏水至除氧器门。 某某热电厂 2330MW 机组1494）调整排汽装置热井、除氧器水位，开启排汽缸减温水。5）停本机再热冷段供厂用汽，倒公用系统为邻机供给。6）切换轴封汽源，调整轴封压力、温度，注意各缸膨胀、真空及排汽缸温度。7）稍开主、再热蒸汽管道疏水,检查本体疏水开启。8）注意监视机组振动、轴向位移、胀差、蒸汽参数、推力瓦温度等参数。9）全面检查机组正常。10）完成停机的相关操作。9.6.5.3 发电机跳闸，调速系统不能控制汽轮机转速，超速保护未动作，汽轮机超速（1）象征1）发电机主开关跳闸信号发。2）负荷到零，汽机转速升高至危急保安器动作转速

417、仍继续上升。3）主油泵出口油压升高。4）机组振动增大、声音异常。（2）处理1）手打危急停机按钮或操作手操停机按钮破坏真空紧急故障停机。2）检查自动主汽门、调速汽门、高排逆止门、各级抽汽逆止门应关闭；关闭抽汽电动门及本机再热冷段供厂用联箱汽门。3）启动交流油泵，备用密封油泵，完成破坏真空停机的其它操作。9.6.5.4 发电机跳闸，超速保护动作，汽轮机转速仍超过 3300r/min（1）象征：1）发电机主开关跳闸信号发。2）负荷到零，汽机转速超过 3300r/min。3）主油泵出口油压升高。4）机组振动增大、声音异常。（2）处理：1）迅速关闭各抽汽电动门，检查自动主汽门、调速汽门、高排逆止门、各抽

418、汽逆止门应关闭，如主汽门、调汽门未关严引起时，设法尽快将主、再热蒸汽泄压。2）完成破坏真空停机的其它操作。9.6.5.4 汽轮机甩负荷、发电机未解列（1）象征1）自动主汽门、调速汽门、高排逆止门、各段抽汽逆止门关闭。2）负荷表指示到零，但转速维持 3000r/min。（2）处理1）查明原因，如原因不明或因设备问题引起动作，应启动交流油泵，备用密封油泵，解列发电机，待查明原因修复后再重新启动。2）检查汽轮机保护，如保护误动，其它正常，请示退出误动保护开关，重新带负荷。3）如因人为误动引起，应立即加至原负荷。4）如因主汽门、调速汽门误关造成，应重新开启汽门接带负荷。5）当保护未动作，危急遮断器又无

419、法挂闸时，说明调节保安系统有故障，应解列发电机停机。6）真空不超过限制值机组在电动机方式下（汽轮机无蒸汽）运行不超过 1 分钟，否则应解列发电机。7）完成相应负荷下的其它操作。 某某热电厂 2330MW 机组1509.6.5.5 汽轮发电机组主保护动作（1）象征1）负荷表指示到零，机组声音突变，转速升高后又下降。2）自动主汽门、调速汽门、高排逆止门、各段抽汽逆止门关闭。3） “发电机主开关跳闸”、 “主汽门关闭”及相关保护动作信号发。（2）处理1）处理程序按紧急停机步骤进行。2）检查信号，确认保护动作项目；保护动作项目暂时不得复归。3）全面检查汽轮发电机组，重点是机组振动、轴向位移、胀差、推力

420、瓦温及轴承回油温度以及和保护动作项目相关的参数，倾听机组各部声音。4）若保护误动，征得同意后方可重新启动。在投保护前，应由热工人员查明原因，消除缺陷。9.6.6 汽轮机掉叶片9.6.6.1 象征（1）机组有清晰有金属摩擦声，通流部分发出异音。（2）机组振动增大或声音突变。（3）监视段压力不规律的升高。9.6.6.2 原因（1）叶片频率不合格或制造质量不良。（2）汽轮机超速或运行频率长时间偏离正常值造成叶片疲劳。（3） 发生水冲击。（4） 叶片腐蚀。9.6.6.3 处理（1）当发现叶片或围带脱落特征时，上述现象不一定同时出现，但出现汽轮机内部发出明显的金属撞击声，机组发生强烈振动时，应立即破坏真

421、空停机。（2）当发现叶片或围带脱落特征后，应紧急停机检查，避免扩大事故，根据惰走时间及内部声音确定静止后是否连续盘车或手动盘车。（3）正常运行中如发现调节级或某段抽汽压力异常变化，应立即进行综合分析，如伴随有相同工况下负荷下降，轴向位移、推力瓦块温度有明显变化，或相应轴承的振动有明显增加时，确认断叶片，应尽快申请值长，总工、减负荷停机。9.6.7 大轴弯曲事故9.6.7.1 象征（1）运行中汽轮机发生异常振动；轴承箱晃动；胀差异常；轴端汽封及轴承油档冒火花或形成火环；停机后转子惰走时间明显缩短。（2）转子静止时，盘车启动失败，当盘车装置投入后，盘车电流较正常值大，且周期性摆动。（3）大轴挠度明

422、显变化超过正常值，随着转子逐渐冷却，大轴挠度仍保持在较高水平。9.6.7.2 原因（1）热态启动前，大轴挠度超过规定值；升速后在第一临界转速时振动大，加剧摩擦，越磨越弯，越弯越磨。（2）因汽缸进冷汽或水等原因，造成汽缸上下缸温差严重超限，引起大轴高点与汽封摩擦。 某某热电厂 2330MW 机组151（3）因进汽温度低，使汽缸和汽封套受到急剧冷却而变形，导致摩擦、振动。（4）机组振动异常时，未立即打闸停机。9.6.7.3 处理确定大轴弯曲，应紧急停机，严禁再次启动。9.6.8 汽轮机通流部分磨损事故9.6.8.1 象征（1）胀差超过极限值。（2）上、下汽缸温度差超过允许值。（3）机组发生异常振动

423、。（4）有明显金属摩擦声。（5）轴向位移发生变化。9.6.8.2 原因（1）汽缸，转子加热或冷却不均匀，或加热装置使用不当，上下缸温差大。（2）机组振动过大。（3）通流部件变形、损坏、局部动静间隙减小。（4）轴系中心改变，汽缸偏移，膨胀不畅翘起。9.6.8.3 处理原则（1）确认有动静摩擦，应立即破坏真空紧急停机。（2）停机后，如惰走时间、胀差和各部温度正常，引起摩擦的原因已查明且消失，可以重新启动，此时应注意监视胀差和温差的变化及内部声音、振动象征，等情况。（3）如惰走时间明显缩短，不能投入盘车装置，或盘车中有明显的金属摩擦声，说明动静部分磨损严重，需要揭缸检修。9.6.9 轴向位移大9.6

424、.9.1 象征（1）轴向位移增大并报警。（2）推力瓦温度高，回油温度高。（3）机组声音异常，振动增大。（4）胀差相应变化，其变化值与轴向位移增大值相对应。9.6.9.2 原因（1）汽轮机过负荷或负荷突变。（2）汽轮机通流部分严重结垢或损坏。（3）汽轮机蒸汽带水。（4）汽轮机单缸进汽。（5）任意调速汽门阀芯脱落。（6）推力瓦块磨损。（7）加热器故障切除。（8）发电机转子窜动。（9）排汽装置背压高9.6.9.3 处理（1）发现轴向位移增大，立即核对推力瓦块温度及推力瓦回油温度，倾听机组内声音，并参考胀差表，检查负荷、主蒸汽温度、主蒸汽压力、凝汽器真空、振动等仪表的指示，汇 某某热电厂 2330MW

425、 机组152报值长。（2）根据以上原因,采取相应措施进行处理。（3）轴向位移指示比相同负荷正常值增加 0.02时，应立即减负荷使之恢复正常。（4）当推力瓦工作面和非工作面回油温度异常升高或瓦块金属温度达到 90时，应减负荷使之恢复正常。（5）如轴向位移增大至+0.6 或-1.05mm 以上时，采取措施无效，并且有不正常（6）轴向位移达正向或负向极限值时，保护应动作，若不动作应立即应迅速破坏真空紧急停机。（7）如确认轴向位移表指示失常或轴向位移保护误动，如退出轴向位移保护时必须经总工程师批准，如原因不清应停止机组运行，待查明原因消除缺陷后启动。（8）如由背压高引起，应设法查明背压升高原因，降低背

426、压。9.6.10 厂用电中断9.6.10.1 厂用电恢复原则 厂用电恢复后各动力设备的启动应得到值长同意后分别进行。9.6.10.2 厂用电部分中断。（1）象征部分 6KV 或 380V 厂用电中断，运行设备突然停止，事故喇叭报警，备用泵自启动。（2）处理1）若备用设备自投成功，恢复各开关,调整运行参数至正常。2） ）若备用设备未自投，应手动启动（无备用设备，可将已跳闸设备强合一次） 。若手动启动也无效，根据参数降负荷或降负荷至零停机，同时应联系电气人员尽快恢复厂用电，然后进行启动。3）若厂用电不能尽快恢复，超过一分钟后，解除跳闸设备联锁，注意机组情况，任一监视参数达极限值时，降负荷到零启动润

427、滑油泵停机。9.6.10.3 厂用电全部中断（1）象征（1）交流照明熄灭，事故照明投入。（2）运行设备电流到零，出口压力下降，事故喇叭响，备用设备不联动。（3）集控室所有表记到零，指示灯熄灭，电动门、调整门开关不动。（4）主、再热蒸汽压力，温度下降，排气装置背压上升。（2）原因1）发电机跳闸，备用电源未投入造成厂用电中断。2）运行人员误操作。（3）处理1）按不破坏真空停机处理2）立即启动直流润滑油泵，直流密封油泵，就地打闸，确认主汽门关闭后，解列发电机。3）关闭并闭锁低压旁路，关闭所有疏水，禁止热汽、热水进入排汽装置。4）解除给水泵、凝结泵联锁。5）就地切换轴封汽源。6）关闭抽汽门，门杆漏汽，

428、排汽装置热井补水门及中间抽头门。7）如给水泵倒转应设法手动关闭出口门，就地检查除氧器的水位、压力，如水位过高可开放水。8）若厂用电一分钟内不能恢复，解除联跳设备联锁，就地全面检查。 某某热电厂 2330MW 机组1539）若伴随 DCS 电源消失，通知电气人员先恢复 DCS 电源，再送其它厂用电源。10）真空到零，停轴封供汽。11）厂用电恢复后，关闭高、低压加热器进汽门，根据机组状况汇报值长，全面检查，准备重新启动。12）启动凝结泵投用排汽缸喷水降低排汽缸温度，检查各抽汽逆止门关闭。13）相继切换交流润滑油泵，启动定冷水泵，排烟风机。（14）由厂用联箱送轴封汽，启动真空泵，抽真空。（15）真空

429、建立后开启所有本体疏水及管道疏水。（16）开启高、低压管道疏水，旁路暖好后根据锅炉要求投旁路。（17）开启 EH 油泵挂闸，冲转至 500r/min 全面检查正常后升速至 3000r/min。（18）并网后，锅炉以 6MW/min 的升负荷率带负荷，严格控制各部温差、胀差及轴向位移。（19）按热态启动要求完成其他操作。9.6.11 水冲击9.6.11.1 象征（1）主、再热蒸汽温度 10 分钟下降 50或以上。（2）主汽门法兰，汽缸结合面，调速汽门门杆和轴封处冒白汽或溅出水珠。（3）蒸汽管道有水击声和强烈振动。（4）机组负荷下降，汽轮机声音突变，机组振动增加。（5）轴向位移增大，推力瓦温度增大

430、，推力瓦回油温度增加，胀差减小或出现负胀差，上下缸温差急剧增大。（6）各段抽汽管道和高排管道上防进水热电偶上下温差大于 40。（7）调节级压力级监视段压力异常升高。（8）严重水击时，将造成推力轴承损坏，汽轮机内部有金属噪声和冲击声，动静部分磨差，汽缸或管道裂纹等严重后果。9.6.11.2 原因（1）锅炉汽包满水或负荷突变剧增，产生蒸汽带水。（2）除氧器、加热器满水，抽汽逆止门不严。（3）轴封供汽带水。（4）锅炉蒸汽减温水或旁路减温水调整不当。（5）主、再热蒸汽过热度低时，调速汽门大幅度摆动。（6）蒸汽管道疏水未排尽或进入疏水扩容器的疏水返回。（7）凝汽器水位升高。9.6.11.3 处理（1）上

431、述现象不一定同时出现，发现其一或几个现象就可确认为水冲击，应立即停真空泵，开真空破坏门，停抗燃油泵，紧急故障停机稍开主蒸汽管排大气门，全开本体及管路疏水。（2）如因高压加热器满水，停止高压加热器运行，给水走高加旁路。（3）倾听机内声音，测量振动，记录惰走时间，盘车后测量大轴偏心、盘车电流应正常。（4）惰走时间明显缩短或机内有异音，推力瓦温度升高，轴向位移、胀差超限时，未经检查不允许机组重新启动。（5）确认机组无异常情况，经过充分疏水后，符合机组启动条件时，可以重新启动，在升速和带负荷过程中，要特别注意监视机组声音、振动、推力轴承乌金温度等。 某某热电厂 2330MW 机组1549.6.12 油

432、系统工作失常9.6.12.1 润滑油系统异常（1）原因1）压力油管道破裂油压降低。2）润滑油系统中溢油阀工作失常。3）油箱油位计卡涩或失常。4）仪表管破裂。5）冷油器泄露。6）事故放油门、底部放水门、油水分离机排污门泄漏或误开，油系统内漏或外漏。7）交流润滑油泵出口逆止门不严密。8）注油器工作失常或有异物堵塞。9）油中进水。10）主油泵工作失常。（2）处理1）压力油管道漏油，油压下降油箱油位不变，检查各轴瓦温度及回油量是否正常，超限则停机。2）油压下降至 0.049MPa，交流润滑油泵自启动。3）若油压继续下降至 0.039MPa，直流油泵自启，保护动作遮断停机。4）油箱油位下降，油压不正常，

433、应检查油位计是否正确，外部回油和轴承油档，冷油器是否漏油，并及时补油。9.6.12.2 低压油泵工作失常 在停机前交流润滑油泵若不能正常投入，启动直流油泵停机；若交直流油泵均不能正常工作而主机又无严重机械危险时应维持汽轮机空负荷运行直至修好一台油泵再停机。9.6.12.3 抗燃油系统异常（1）抗燃油位降低。1）象征a.EH 油箱油位指示下降。b.DCS 画面 EH 油位低报警。c.EH 油箱油位降至一定值时，油泵出口压力下降或波动。2）原因a.系统管道、冷油器管束泄漏或破裂。b.油系统阀门误开或操作后未关严。3）处理a.发现油位降低，应立即查明原因并设法消除，检查各部件是否有外泄点， 冷油器是

434、否有内漏可能，当油位低于正常值时，应对抗燃箱补油。b.如采取措施无效，油位低至-660mm，抗燃油泵跳闸，造成油压低保护将动作停机，开启交流润滑油泵，维持真空，完成停机操作，待抗燃油油位降低原因消除并补油至正常后，方可重新启动机组。 某某热电厂 2330MW 机组155（2）抗燃油油压下降1）象征a.EH 油压表指示下降。b.EH 油压低于 11.20.05MPa 时，发油压低 I 值报警，联启备用 EH 油泵。c.EH 油压低于 9.80.05MPa,发油压低值报警。2）原因a.工作 EH 油泵运行故障。b.油系统管路破裂大量漏油。c.油系统阀门误开造成大量漏油。d.EH 油箱油位低。e.油

435、滤网堵塞。3）处理a.发现油压降低，应立即查明原因并设法处理。b.检查抗燃油泵出口压力低，应启动备用泵，观察压力是否正常。c.检查抗燃油泵出口滤网压差是否增大，若增大时应切换投入备用滤网运行。d.如果采取措施无效，油压低至 11.2MPa，备用抗燃油泵应联动，否则手启备用泵。e.油压降至 7.8MPa 时，抗燃油压低保护将动作停机，开启交流润滑油泵，维持真空，完成停机操作。f.EH 油箱油位低引起 EH 油压低应立即补油至正常油位，并查明原因。g.EH 油管漏油引起油压下降无法消除时，故障停机。h.确证抗燃油油压降低原因消除并油位正常，方可重新启动机组。9.6.13 发电机着火 39.6.13

436、.1 象征（1）发电机周围发现明火。（2）发电机静子铁芯，线圈温度急剧上升。（3）发电机发出巨响，有油烟喷出。（4）发电机进出口风温突增。9.6.13.2 原因 （1）发电机水冷系统漏水并遇有明火。（2）机械部分碰撞、摩擦产生火花。9.6.13.3 处理（1）发电机内部着火时，应立即破坏真空紧急停机。（3）及时调整润滑油压至规定值。（4）转速降至 300r/min 应维持真空挂闸，保持 300-500r/min 待命。9.6.14 发电机水冷系统故障9.6.14.1 象征（1） “定、转子冷水母管压力低”信号发。（2） “定、转子冷水母管流量低”信号发。（3）发电机定子绕组、铁芯温度相应升高。

437、9.6.14.2 处理（1）运行定、转子水泵掉闸，备用泵自动投入。如未自投时，应立即手合备用泵开关，并调整定、转子冷水压力正常。 某某热电厂 2330MW 机组156（2）运行水冷泵掉闸，备用泵不自投且强合失败，应立即抢合掉闸泵一次。抢合无效，立即汇报值长。在断水保护投入时，断水发生后 30S，发电机断水保护动作，发电机主开关掉闸。（3）定、转子冷水箱水位急剧下降，应加强定、转子冷水箱补水，并检查定冷、转子水系统放水门是否误开，定、转子水冷器是否泄漏，系统管道是否破裂等，并通知电气值班员检查发电机内部是否泄漏，确证定、转子水冷器泄漏，应进行切换，定、转子冷水箱进行换水期间须有专人监视水位。（4

438、）定、转子冷水压力降低，应检查定、转子冷水系统运行情况，滤网是否堵塞，系统管道是否漏水，阀门是否误动。（5）定、转子冷水系统导电度大，通知化学进行化验。（6）检查发电机是否有内漏。9.6.15 振动异常9.6.15.1 象征（1） “轴承、转子振动大”信号发或“轴承、转子振动大停机”信号发。（2）主机振动指示值增大。（3）机组声音异常。9.6.15.2 原因（1）机组负荷、参数突变。（2）润滑油压、油温超出正常范围。（3）汽轮发电机组动静部分摩擦。（4）发电机静子转子电流不平衡。（5）汽轮机进水进冷气。（6）汽轮机断叶片或转子质量不平衡。（7）转子中心不正或联轴器松动。（8）滑销系统卡涩或汽缸

439、两侧膨胀不均。（9）机组轴瓦工作不正常或轴承座松动。9.6.15.3 处理（1）汽轮机突然发生强烈振动或清楚听出机内有金属摩擦声音时，应立即破坏真空停机。（2）正常运行中轴瓦振动不超过 0.05 mm，轴振动不超过 0.127mm,超过时应设法消除，当轴振大于 0.25 mm 或轴瓦振动突然增加 0.05mm 或超过 0.10mm 时立即打闸停机。9.6.15.4 机组异常振动应注意下列各项（1）蒸汽参数、真空、胀差、轴向位移、汽缸金属温度是否变化。（2）润滑油压、油温、轴承温度是否正常。（3）机组负荷及调速汽门开度，汽缸膨胀等情况，同时了解发电机工作情况。（4）机组启动时，冲动前必须投入振动

440、保护。（5）机组启动过程中，加强对机组振动的监视，严格按规程执行。（6）在变工况时出现异常振动，应恢复原工况。（7）引起机组振动的原因较多，值班人员发现振动增大时要及时汇报值长，并对振动增大时的各种运行参数进行记录，以便查明原因进行消除。9.6.16 胀差增大9.6.16.1 象征 胀差异常变化， “胀差大”报警信号发。 某某热电厂 2330MW 机组1579.6.16.2 处理（1）启动时，控制高、中压缸金属平均升温率不大于 1.0/min，若高、中压正胀差增加较快时，应减慢升温、升压、升负荷速率。直至停止升温、升压、升负荷。根据汽缸、法兰金属温度及正胀差情况，开大夹层进汽门。正胀差接近极限

441、时，可适当降负荷。（2）停机时，若高、中压负胀差增加较快时，应减慢降温、降压、降负荷速率，直到停止降温、降压、降负荷。必要时，可适当增加负荷，也可联系锅炉适当提高汽温，但要控制升温率不大于 1/min，根据负胀差情况，可提高汽封供汽温度。（3）低压正胀差增加较快时，可适当降低真空与关小排汽缸喷水，反之应开大排汽缸减温水与提高真空。（4）机组热态启动前，高、中压负胀差增加，可控制调整汽封供汽温度；机组冲车后，若高、中压负胀差增大，适当加快启动速度；并列后，高、中压负胀差增大，可加快升负荷速度，尽快达到对应的工况点，或调整汽封供汽温度。（5）胀差增大一般在机组启停过程中和甩负荷时出现。采取措施无效

442、至胀差超限时应紧急停机。8.6.17 操作员站死机9.6.17.1 微机内的时间显示停止或所有测点显示不再刷新时，视为该操作员站死机。9.6.17.2 发生死机时，应立即汇报值长，联系热工处理；同时，运行值班员应打开卧盘后门对该操作员站进行恢复。死机恢复正常前禁止对其进行操作，死机恢复后方可恢复正常运行方式。9.6.17.3 DEH、DCS 操作员站死机时应立即将其功能移至本机另一操作员站或大屏幕进行监视及操作。9.6.17.4 DEH、DCS 操作员站同时死机。9.6.17.5 立即将 DEH 功能切至“手动”方式，故障消除前不对该机做负荷调整。9.6.17.6 机侧失去微机监控，应加强对后

443、备常规表的监视，并立即汇报值长，根据条件对微机进行 DPU 状态自检。9.6.17.7 DPU 状态显示运行正常时，说明 DCS 系统仍在可靠运作，请示值长，将大屏幕微机站暂作机侧监盘使用，联系热工及时处理。9.6.17.8 若 DEH、DCS 操作员站同时死机，且自检 DPU 状态显示不正常危及机组安全或机、炉侧微机全部死机且恢复无效时，应立即用后备手操开启交流油泵打闸停机，维持真空，待热工将死机处理好后重新启动机组。9.6.17.9 DCS 系统的三路电源均消失，运行人员对机组失去监控时，主机保护将动作停机，否则应立即手动停机。9.6.18 DCS 微机状态不同步9.6.18.1 当#1、

444、#2 操作员站微机同一画面中的动力、阀门、保护或联锁状态显示不一致时，视为不同步。9.6.18.2 立即汇报值长，并联系热工判断正误，及时处理。9.6.18.3 故障消除前一般不得对微机进行操作，期间若必须对动力或阀门进行操作时，一定要保证明确该动力或阀门在微机上的状态显示与当时的实际状态相符，否则严禁操作。9.6.19 CCS 切除9.6.19.1 当系统中出现“AGC”、 “CCS”方式自动退出后，应立即汇报值长，联系热工人员， 某某热电厂 2330MW 机组158待故障原因查出并消除后，方可重新投入“AGC”、 “CCS”方式。9.6.19.2 如果同时 DEH 自动切为“手动”状态，不

445、得立即投入“自动”及“功率回路”、 “调压回路”功能。这时如需做负荷调整，应在 DEH 硬操盘上将钥匙打至“手动”位，然后可进行操作。待热工人员处理并排除故障后，观察 DEH 画面指示，尤其是机组“实际功率”、 “转速”显示等均无异常后方能投入 DEH“自动”及其它运行方式；否则应先对异常情况进行排除。9.6.19.3 任何情况下不得利用 DEH 软操或硬操盘进行冲车操作。如果 DEH“自动”功能故障，应等热工人员将 DEH“自动”恢复后方可用 DEH 操作员自动方式进行启动操作。9.6.20 机房内失火9.6.20.1 机房内失火，尚未威胁到机组运行及油系统时，值班人员应全力以赴进行灭火。9

446、.6.20.2 灭火地点有带电设备时，应首先切断电源。9.6.20.3 当火势威胁机组安全时，应汇报值长，采取紧急措施。9.6.20.4 做好停机准备，按值长命令操作。9.6.20.5 立即通知消防队，报告值长。9.6.20.6 在消防队未到之前，值班员立即使用现有的消防器材，全力灭火。9.6.21 周波不正常9.6.21.1 现象（1）周波表计指示上升或下降。（2）各负荷表指示变化。（3）汽机转速上升或下降。9.6.21.2 原因（1）系统突然有机组掉闸或电力用户突然大量减少。9.6.21.3 处理（1）周波下降机组负荷增加时，尽快使机组负荷稳定在 330MW，不允许负荷超过高限。（2）检查

447、调节级压力、各抽汽压力及主汽流量不得超过极限值，否则手动减负荷。（3）检查主再热蒸汽压力、温度、真空、轴向位移、推力轴承温度、振动、润滑油压及调速油压等正常。（4）注意各辅机设备运行情况。包括电流、压力、流量等。（5）周波超过下列极限运行时间时，手动打闸。1）47.548Hz 连续运行 4min。2）4848.5Hz 连续运行 40min。3）5151.5Hz 连续运行 3min。4）47.5Hz 或51.5Hz 应立即打闸停机9.6.22 汽水管道故障处理原则9.6.22.1 迅速判明故障点。9.6.22.2 在保证人身和机组及设备安全的情况下，尽可能的不停运设备。9.6.22.3 先切断来

448、汽、来水门，后切断供汽、供水门。9.6.22.4 尽量缩小隔绝范围，如无法接近时，可扩大隔绝范围，待可以接近时，迅速缩小隔绝范围。9.7 发变组异常运行及事故处理发变组异常运行及事故处理9.7.1 发变组异常运行及预告信号处理 某某热电厂 2330MW 机组1599.7.1.1 发电机出力超过规定值（1）现象1）发电机有功功率超过 330MW，视在功率超过 388MVA。2）发电机定子电流超过额定值 11207A。（2）处理1）汇报值长，联系减负荷至额定 330MW。2）检查发电机各线圈、铁芯、冷却水等温度不得超过规定值。3）将以上情况记入异常记事本上。9.7.1.2 发电机冷却系统故障（1）

449、现象1）发电机定、转子线圈、定、转子出水和铁芯温度升高，定、转子电流的偏差可能增大。2）发电机冷却水温度过高或冷却水量过少。（2）原因1）定、转子水冷却器冷却水量小或中断。2）水冷器冷却水量小或中断。3）发电机内冷水管路堵塞。4）定、转子水冷却器泄漏。（3）处理1）汇报值长。2）核对历史曲线和最近一次发电机各部温度记录并进行判断。3）根据发电机出力曲线的规定，降低发电机负荷，监视发电机定子绕组层间温度不超90、铁芯温度不超 120、转子线圈温度不超 110。4）发电机定子线棒层间最高与最低温度间的温差达 8或定子线棒引水管出水温度达 8时，应及时联系查明原因，此时可降低负荷。定子线棒温差达 1

450、4或定子引水管出水温差达 12时，或任一定子槽内层间测温元件温度超过 90或出水温度超过 85时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。5）调整发电机功率因数在允许范围内。6）冷却水中断时，迅速恢复冷却水，或投运备用冷却器，隔离泄漏冷却器。7）处理期间，加强巡回检查次数，并做好记录。8）将以上情况记入异常记事本上。9.7.1.3 发电机 PT 断线（当检测到 PT 异常时，延时 10s 发出断线信号）（1）现象1）发电机电压、有功、无功显示可能降低或为零，周波显示可能失灵，但发电机定子电流显示正常。2）发变组相应保护装置 PT 断线闭锁信号发。3）LCD 显示三相电压不平衡。4）励磁调节器可能

451、出现通道或方式自动切换。5）发电机可能发定子接地报警信号。（2）原因1）发电机电压互感器二次回路故障。2）发电机电压互感器一次保险脱开或熔断。3）发电机电压互感器故障。 某某热电厂 2330MW 机组160（3）处理1）根据现象判断是哪一台 PT 断线，退出相应保护。2）维持机组原运行工况，不得调整有功和无功，加强对发变组运行工况监视和检查。3）检查调节器运行是否正常。4）检查 PT 二次电压，判断保险是否熔断，如果二次保险熔断，更换保险，若更换后又熔断，通知检修人员处理。5）如果查明是由于 PT 一次保险熔断，则应通知保护人员配合处理。6）如为互感器本体故障，通知检修人员处理，同时运行人员加

452、强监视。7）处理完毕后，将退出的发电机保护加入，恢复系统正常运行方式。8）将以上情况记入异常记事本上。9.7.1.4 发电机 TA 断线正常情况下保护判断 TA 断线是通过检查所有相别的电流中有一相无流且存在差流，即判为 TA 断线。在有电流突变时，判据如下：发生突变后电流减小。本侧三相电流中有一相无流，对侧三相电流健全且无变化。满足以上条件即判为 TA 异常，当检测到 TA 异常时，延时 1s 发出告警信号。（1）现象1）发 TA 断线报警信号。2）相应保护 TA 断线闭锁。3）开路的 TA 有较大的电磁振动声，开路处有较大的火花和放电声。（2）原因发电机某 TA 二次线开路。（3）处理1）

453、若检查发现发电机 TA 冒烟、着火，按发电机紧停规定执行。2）检查发电机各表计是否正常。3）联系检修共赴现场检查、确认，由检修进行处理。4）将以上情况记入异常记事本上。9.7.1.5 发电机对称过负荷或定子过负荷（定时限）（1）现象1）发电机定子电流达到 13080A。2）定子过负荷保护（定时限）动作，3S 发信。（2）原因1）系统发生故障。2）出现短时冲击过负荷。3）发电机有功功率超过额定值。4）系统突然发生功率缺额。5）发电机无功功率失调或过调引起。（3）处理1） 若发电机定子电流超过额定值，但系统电压正常，无其它故障现象，应降低发电机励磁电流并联系调度降低负荷，使定子电流降低到允许值，但

454、定子电压不得低于 19kV。2）过负荷期间加强监视发电机各点温度，任一点温度不得超过最高允许值。 某某热电厂 2330MW 机组1619.7.1.6 发电机不对称过负荷或负序过负荷（定时限）（1）现象1）发电机负序电流达到 1320 A。2）负序过负荷（定时限）动作，3S 发信。3）发电机转子表面过热。（2）原因1）系统出现不对称负荷。2）系统或发变组回路发生不对称短路。3）系统或发变组回路发生一相断线。4）测量二次回路故障。（3）处理1）发电机的负序电流正常应在 10的额定电流以下运行，当负序电流超过 10的额定电流时，应降低发电机电流，使负序电流下降到允许值以内。2）注意监视氢温度及转子发

455、热情况。3）若发电机负序电流超标，应降低发电机励磁电流并联系调度降低负荷，直到不平衡电流小于 10%额定电流，且每相电流不大于其额定电流，监视发电机电压不得低于 19kV。4）检查测量回路是否故障，发现问题及时通知检修人员处理。5）若因系统引起，应迅速汇报值长，按调度命令处理。9.7.1.7 发电机频率异常由于低频或过频运行会使汽轮机叶片受到疲劳损伤，这种不可逆的疲劳损伤累积到一定程度，会造成叶片断裂，造成严重故障。因此，频率异常保护是为保护汽轮机而设置的。频率异常保护由频率测量元件和时间累积计数器组成。频率异常保护分低频保护、过频保护、频率累积保护。另外，为防止发电机起停过程中频率异常保护误

456、发信号，频率保护受有电流元件闭锁。（1）现象1）发“频率异常”或“低频”信号。2）发电机频率下降或升高至报警值。3）机组振动增大。4）辅机出力降低。（2）原因1）系统电源故障或电源线路掉闸。2）系统解列事故引起的电源出力与负荷严重不平衡。（3）处理1）频率异常保护定值序号 整定值低值整定值（高值动作情况48HZ0.5秒信号47.5HZ60秒程序跳闸频率定值47HZ10秒程序跳闸48.5-48HZ300分信号48-47.5HZ60分信号频率积累47.5-47HZ10分信号 某某热电厂 2330MW 机组1622）对照其它频率表确定频率是否异常。3）汇报值长转调度，严格按调度命令执行。4）严格监视

457、发电机出力和定子各部分温度不超过允许值。5）当汽轮机一次调频动作后，加强监视机组运行参数，防止机组超出力运行。6）当系统频率恢复正常时，根据值长命令调整机组出力。9.7.1.8 发电机转子一点接地（1）现象1）转子一点接地信号报警。2）发电机励磁电压可能波动或降低。（2）原因1）发电机转子线圈绝缘损伤。2）发电机励磁回路元器件绝缘脏污、损坏引起。3）发电机集电环处脏污、冒火及刷辫断股脱落接地引起。4）测量回路绝缘降低。（3）处理1）全面检查发电机励磁回路部分是否有明显接地现象，清扫发电机集电环、电刷装置，清理刷辫，擦拭绝缘板，此时安全措施应得力，并在监护下执行。2）分析判断接地性质，倒换厂用电

458、由 1 号启备变带。3）控制发电机线圈温度不应超过 85。4）在检查处理期间，应限制发电机无功负荷，此时系统电压由其它机组调整，机组有功负荷不做调整。5）注意监视发电机转子对地电阻值，发现异常变化时应及时汇报。6）在发电机转子一点接地（高定值）信号发出期间，应做好发电机转子一点接地（低定值）跳机的事故预想，在对励磁系统的检查和处理工作时应采取必要的措施，防止人为再造成第二点接地的发生。9.7.1.9 发电机定子接地 3（或定子接地 3U0 电压超过正常值）（1）现象1）发定子接地 3 信号。2）定子接地 3U0 电压指示可能超过正常值。（2）原因1）定子绕组由于空压低于水压，定子汇流管漏水或水

459、质不合格引起发电机绝缘下降或线棒损坏。1）振动摩擦损坏绝缘。2）定子绕组绝缘老化，或有潜伏性故障，在瞬间过电压时造成绝缘击穿。3）发电机 PT 一次保险熔断。4）发电机转子风扇断裂，打坏定子线圈。5）引线、绝缘子损坏。6）发电机封闭母线（包括 PT、避雷器）密封不严，漏入（雨）水、蒸汽。7）主变低压侧或高厂变高压侧绝缘降低。 （3）处理1）当 3U0 电压指示小于保护整定动作值时，立即汇报值长，从发电机底部排放油水，并现场检查发电机本体、封闭母线、主变低压侧、高厂变高压侧及电压互感器等处有无明显 某某热电厂 2330MW 机组163异常现象。发现有明显异常应联系停机处理。现场检查时，应遵守安规

460、规定。2）因内冷水水质不合格造成定子接地，应立即换水。3）发电机 PT 一次保险熔断，更换保险。4）发电机内部进水，应对水回路进行彻底处理。9.7.1.10 发变组过激磁（1）现象1） “过激磁（定时限） ”信号发出。2）电压瞬时波动后恢复正常。（2）原因1）励磁电流突增。2）发电机启动过程中，在低速时，将发电机电压调至额定。3）发电机与系统解列，使变压器电压升高或由于发电机自励引起过电压。4）由于变压器分接头使用不当，引起变压器过激磁。（3）处理1）检查发电机电压、频率、励磁电压、励磁电流等参数是否正常。2）注意监视发电机铁芯及主变线圈温度的变化。3）解列过程中，断开主开关以后，应及时远方逆

461、变灭磁，当发电机电压降至零附近时，应及时断开 FMK 开关。4）在并网升压过程中，如出现励磁电流急剧升高，无法控制时，应及时断开 FMK 开关。5）启动大容量负荷前，应注意调整 6KV 母线电压在规定范围内，防止过激磁现象的发生。6）恢复信号，汇报、记录。9.7.2 发变组事故处理9.7.2.1 发变组跳闸（1）现象1）系统冲击，发变组出口开关、励磁开关、高压厂用电工作电源开关跳闸。2）6KV 厂用电快切装置动作，备用电源投入，母线电压正常。3）6KV 厂用电备用电源未投入时，厂用电失电，事故照明、保安电源可能联动。4）发变组保护动作，光字灯亮，故障录波器动作。5）现场可能有烟雾、焦味等异常现

462、象。（2）原因1）发变组设备故障。2）发变组以外系统和设备故障，该设备本身保护或开关拒动，造成系统电压长时间剧烈降低。3）保护或人为误动（若系统无短路冲击时） 。（3）处理1）立即报告值长。2）检查高压厂用备用电源投入是否正常。若备用电源未投入成功时，检查保护动作情况，当无闭锁备用电源投入的保护动作且无备用电源无压信号时，又无系统第二次冲击，在检查厂用电工作电源开关确断后，可试送一次备用电源开关。3）若试送备用电源成功或快切成功，应调整启备变电压分接头，保持厂用电母线电压在允 某某热电厂 2330MW 机组164许范围内，并检查保安电源联动情况。4）检查保护动作情况，并应特别注意发变组有无相邻

463、保护动作情况。根据保护和故障录波器动作情况，判断故障点，根据判断结果进行相应外部检查。5）若发变组保护动作跳闸，相应保护动作光字信号出现，不同保护动作处理方法及注意事项如下表所示：保护名称动作原因及保护范围特征及处理发电机差动发电机定子绕组及引线相间短路，电流互感器发生短路。1.检查保护动作情况，并应检查发电机其它保护动作情况。2.赴发电机本体及差动范围内检查。3.停机后联系检修处理并做相关试验。发电机定子匝间1.定子绕组匝间短路。2.定子绕组分支开焊。停机后检修人员检查处理，试验合格后，发电机从零升压试验，无问题后并网。发电机定子接地 3U01.定子绕组由于空压低于水压，定子汇流管漏水或水质

464、不合格引起发电机绝缘损坏。2.振动摩擦损坏绝缘。3.定子绕组绝缘老化，或有潜伏性故障，瞬间过电压造成绝缘击穿。4.发电机 PT 一次保险熔断。5.发电机转子风扇断裂，打坏定子线圈。6.引线、绝缘子损坏。7.水冷器泄漏。 8.发电机封母（包括 PT、避雷器）密封不严，漏入（雨）水、蒸汽。9.主变低压侧或高厂变高压侧绝缘损坏。1.汇报值长，从发电机底部排放油水，并现场检查发电机本体、封闭母线、主变低压侧、高厂变高压侧及电压互感器等处有无明显异常现象。2.因内冷水水质不合格造成定子接地，应换水。3.发电机 PT 一次保险熔断，更换保险。4.发电机内部进水，应对水回路进行彻底处理。发电机转子一点接地（

465、低定值）1.发电机转子线圈绝缘损伤。2.发电机励磁回路元器件绝缘脏污、损坏引起。3.发电机集电环处脏污、冒火及刷辫断股脱落接地引起。4.测量回路接地。1.全面检查发电机励磁回路部分是否有明显接地现象，清扫发电机集电环、电刷装置，清理刷辫，擦拭绝缘板。2.联系检修处理。当发生转子两点接地时，有如下特征：1.发电机剧烈振动，同时无功出力降低。2.转子电流通过转子本体，如果转子电流比较大就可能烧损转子，有时还造成转子和汽轮机叶片等部件被磁化。3.由于转子本体局部通过转子电流，引起局部发热，使转子发生缓慢变形而形成偏心，进一步加剧振动。发电机对称过1.发变组系统发生故障，主保护拒动。2. 发变组系统外

466、部发生故障，作为远1.定子电流超过额定值，有功或无功功率超过额定值，系统频率、电压异常。 某某热电厂 2330MW 机组165负荷（反时限）或定子过负荷（反时限）后备保护动作。2. 对系统进行全面检查。3.联系保护人员对发变组保护进行检查、试验。发电机不对称过负荷（反时限）或负序过负荷（反时限）1.系统发生不对称故障。2.系统不对称负荷超过规定值。3.发电机内部发生匝间等短路，相应保护拒动引起。1.定子三相电流不平衡超过定值，转子表面过热。2.联系检修检查处理。发电机记忆过流作为发电机、变压器、高压母线及相邻线路故障的后备。1.定子三相电流超过定值，可能伴随出现负序电压且定子电压降低。2.对系

467、统进行全面检查。3.联系检修进行检查、试验。发电机失磁1.运行中励磁调节器故障。2.励磁回路元件故障。3.失磁后吸收无功，引起转子过热及机械振动，影响系统稳定。1.发电机转子电流降低。2.发电机定子电流上升，定子电压降低。3.有功表摆动且较正常值低，无功表指示为负值。4. 联系检修检查处理。发变组过激磁（反时限）发电机、变压器电压升高或者频率降低。1. 对发电机、主变进行详细检查，是否有过热现象。2. 联系检修检查处理。发电机断水1.发电机定、转子冷却水中有杂质，堵塞冷却管线内部，使流量下降到整定值以下。 2.定、转子冷却水系统故障，冷却水中断。3.冷却水管泄漏，导致压力、流量降低。1.发电机

468、定子线圈及铁芯温度升高。2.出现定、转子冷却水流量低、压力低报警信号。3.达到发电机断水保护动作值时，如保护未动作，30 秒后应紧停发电机。主变差动主变绕组及主变引线相间短路，电流互感器发生短路。1.检查同时是否有其它保护动作。2.检查变压器差动保护范围内设备有无明显异常。3.对变压器高、低压侧进行相关试验。主变复压过流主变及引出线或相邻元件发生故障，主变差动或母差保护或线路保护拒动。1.对所跳闸母线及出线进行全面检查。2.联系保护人员对主变差动、母差保护、线路保护进行检查。 某某热电厂 2330MW 机组1663.联系检修检查主变本体及引出线，测定高压侧绝缘。4.询问系统有无异常情况。主变（

469、高厂变）重瓦斯1.变压器铁芯局部烧损。2.变压器绕组内匝间短路。3.变压器绝缘劣化及油位剧烈变化等故障。1.检查同时是否有差动保护动作。2.检查变压器本体是否有漏油等其它异常现象。3.联系检修，取样化验，判断故障性质。主变零序保护（一段、二段）主变间隙零序保护主变 220KV 侧及相邻元件发生单相接地，主变差动或母差保护或线路保护拒动。1.对所跳闸母线及出线进行全面检查。2.联系保护人员对主变差动、母差保护、线路保护进行检查。3.联系检修检查主变本体及引出线，测定高压侧绝缘。4.询问系统有无异常情况。主变冷却器全停1.主变冷却器两路电源均故障。2.主变冷却器一路电源故障，另一路电源未联动投入。

470、1.准确记录冷却器停用时间。2.查找电源故障原因，尽快恢复冷却器运行。3.密切监视变压器温度，必要时联系值长卸减变压器负荷。高厂变差动高厂变本体、6KV 工作电源开关及封闭母线发生相间短路。1.检查同时是否有其它保护动作。2. 检查变压器差动保护范围内设备有无明显异常。3.对变压器高、低压侧进行相关试验。4.尽快恢复厂用电。高厂变复合电压过流高厂变差动的后备保护，其保护范围可延伸至 6KV 母线以下。1.当仅是分支跳闸时，应检查故障分支母线及负荷情况。隔离故障点，联系检修处理。2.当机组全停时，还应检查高厂变。3.联系检修检查保护配合情况，并做相关试验。主变（高厂变）绕组温度过高主变（高厂变）

471、油温过高1.主变绕组发生短路故障。2.冷却器故障，负荷电流大，环境温度高。1.主变（高厂变）绕组温度、油温显示超过规定值。2.检查故障录波器是否显示有短路电流，判断主变（高厂变）内部是否有短路故障。3.对主变（高厂变）本体、冷却器及电源进行全面检查。4.联系检修做相关试验。励磁变速断励磁变发生短路故障。对励磁变进行检查联系检修处理。励磁变过流1.整流功率柜失控或转子回路短路。2.励磁变本体或电缆短路。1.联系检修进行检查处理。2.故障消除后，测量励磁变系统绝缘，绝缘合格后，进行零起升压试验，无异常后方可正式投运。 某某热电厂 2330MW 机组1676）记录并复归信号，进行解列后操作，布置安全

472、措施。7）若保安电源已联动，在机组安全停机后倒回。8）经检修处理后，相关试验正常时，根据调度命令重新启动机组。9）将保护动作及处理情况记入异常记录本。9.7.2.2 发电机机壳内爆炸着火（1）现象1）发电机组有绝缘烧焦气味，可能见到明显烟火。2）发电机组可能发生振动，声音失常。3）发电机组各部件温度及外壳温度较以前有明显升高。4）发电机组电压、电流及温度指示异常。5）可能有发电机保护动作。（2）处理1）运行人员发现上述现象时，应立即停机，并通知消防人员。2）若是由于油封或油管、轴瓦等严重漏油引起，也应紧急停机处理。3）发电机组着火时，禁止使用砂子和泡沫灭火器进行灭火。9.7.2.3 发变组出口

473、开关一相或两相掉闸（1）现象2）负序电流指示可能超标。3）有功、无功负荷下降。4）开关一相掉闸时，发电机三相电流指示：一相大（可能超过额定值） ，两相小且相等，大相约是小相的 2 倍。5）开关两相掉闸时，发电机三相电流表两相有指示，一相无电流，发电机可能失去同期，表针摆动，机组产生 100Hz 振动和噪声。6）转子温度升高。（2）处理1）立即将厂用电倒至启备变带，将发电机有功、无功负荷降到零。2）断发变组出口开关，看是否非全相掉闸，若三相掉闸，故障现象应消除。3）如远方手动拉不掉，可检同期，将断开相并入系统。4）如并列困难或短时并不上，应保持有功为零，无功负荷接近于零（励磁电路接近额定空载励磁电流） 。5）迅速派人打掉未断开相开关。6）当发现上述任何一种现象时，灭磁开关不能拉开，汽轮机应保持额定转速。7）详细记录非全相运行时间及各表计指示数值，以供是否抽转子检查提供依据。8）检查一次回路，如没有明显故障象征，应摇测绝缘无问题，可用发电机带主变零起或压，确定无问题后检同期并列。9）发电机非全相运行时间超过 2 分钟时，若零起升压无问题，应经总工批准方可并列。