发电机启动前应做的工作

万仁电气 · 发表于 2008-4-9 17:30:47

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1启动前的检查

1、所有工作票终结，安全措施拆除，常设遮栏恢复，并有检修人员详细的文字交代。

2、发电机、励磁机及有关一、二次设备完好，具备投运条件。

3、发电机、励磁机绝缘良好。

2启动前的试验

1．发电机系统所有信号正常。

2．试验发变组出口开关、励磁开关、高厂变开关分、合闸及联锁正常。

3．励磁系统联锁试验正常。

4．主变、厂变冷却器启动及电源切换试验正常。

万仁电气 · 发表于 2008-4-10 14:13:08

3 137.5MW机组发电机运行规程3.1 设备规范及概况3.1.1 发电机规范见表1。表1 发电机规范(#4发电机为例)
项目单位数据
型号 QFS-137.5-2
额定容量 MW 137.5
定子电压 V 13800
定子电流 A 6768
定子接线方式星形
功率因素 0.85
转子电压 V 282
转子电流 A 1750
空载转子电压 V 89
空载转子电流 A 630
强励顶值电压倍数 2倍
强励允许时间 10秒
转速转/分 3000
效率 %
周波 HZ 50
定子线圈冷却水流量 t/h 28
定子线圈冷却水进水压力 MPa 0.2—0.3
转子线圈冷却水流量 t/h 27
转子线圈冷却水进水压力 MPa 0.2—0.3
定子线圈压圈冷却水流量(二端和) t/h 8
定子线圈压圈冷却水进水压力 MPa 0.2—0.3
空冷器、水冷器进水温度 ℃ 33
发电机进风温度 ℃ 20--40
发电机出风温度 ℃ 75
定、转子冷却水进水温度 ℃ 20--40
定、转子冷却水出水温度 ℃ 80
定子线圈监视温升 ℃ 40
定子线圈最高温度 ℃ 90
定子铁芯齿部温升 ℃ 90
定子铁芯齿部最高温度 ℃ 120
定子铁芯轭部最高温度 ℃ 130
轴瓦温度 ℃ 80
轴承出油温度 ℃ 65
滑环电刷型号 SQF-6/25×32×60
滑环电刷数量块 4×20
转子轴接地电刷型号 SQF-6/25×32×60
3.1.2 备用励磁机规范见表2。表2 备用励磁机规范
项目单位直流发电机付励磁机三相交流电动机
型号 ZL-620-10 Ｚ2--61 JSQ
容量 kW 620 4.8 850
电压 V 320 115 6000
电流 A 1938 41.8 95,5
接线星形
周波 HZ 50
定额 100% 连续连续
温升 ℃ 70 80 70
励磁方式他励110V 复励115v 1.71A
转速 r/min 980 1000 990
制造厂上海电机厂上海电机厂上海电机厂
制造厂日期 5189-1 1GA2 173-20 5189-1
制造厂编号 1975 1975.2 1975.11
3.1.3 励磁变压器技术规范型号 ZSCB8-1600/13.8/0.58(0.577)（三相环氧干式变压器）容量 1600kVA额定电压额定电流高压侧 Ⅰ 14490ＶⅡ 14145ＶⅢ 13800Ｖ 66．9AⅣ 13455ＶⅤ 13110Ｖ低压侧 580V(577V) 1601A接线方式：Ｙｄ11 （Ｙ/△－11）冷却方式：AN （自然风冷）温升限值：85K（85度）环境温度：不大于40℃3.1.4 励磁整流柜技术规范环境温度 0－40℃输入电压 580V(577V)输入电流 1224A主电路形式三相全控桥单管元件电流 1200A单管元件反压 3000Ｖ并联数 3柜3桥单柜输出电流 1500A最大输出电压 600Ｖ3.1.5 发电机概况上海汽轮机厂生产的QFS-125-2汽轮发电机经扩容改造后为QFS-137.5-2，双水内冷型,即定子、转子线圈采用水内冷，定子铁芯及转子表面采用空气冷却。3.2 发电机的启动3.2.1 发电机启动前的检查3.2.1.1 检修后的机组,启动时应具备下列条件1）绝缘试验合格。2）水压试验合格。3）设备标志明了、齐全。4）有设备检修交待和有关图纸、资料。3.2.1.2 机组大、小修后，应做发电机主开关、励磁开关、微机励磁调节器、整流柜、主变风冷器开关的拉、合试验和保护装置、自动装置的传动试验，检查各光字牌应与保护相符，试验音响、灯光信号良好，符合机组启动条件。(传动试验项目见附录A)。3.2.1.3 发电机启动前的检查项目：1）发电机及有关设备的工作票已全部终结，临时安全措施全部拆除，现场清洁整齐，无遗留物品。恢复常设遮栏及标示牌，并有详细的检修书面交待。2）发电机冷却系统投入运行，定、转子进出水压力及流量正常，水质合格。3）发电机机内照明良好，窥视孔玻璃完整清洁。检查定子线圈引水管和线圈的绑扎情况,应无引水管渗水、漏水、结露、折瘪、绑线断裂、垫块松动、存在异物等异常现象。4）检查定子、转子、铁芯温度计和检漏计正常。5）发电机滑环电刷，大轴接地电刷接线牢固，压簧完整，电刷在刷握内无卡住现象，电刷长度不小于30mm。6）发电机空冷器投入运行，空冷室门关闭严密，无漏水结露现象，窥视窗玻璃完整，照明良好。7）励磁开关、刀闸、灭磁电阻完整，位置正常。8）发电机引出线支持瓷瓶，电流互感器、电压互感器及刀闸应正常。9）发电机主开关，在断开位置，机构良好。发1开关除按开关的一般检查项目进行外，还应检查机构箱无渗漏油现象，油位在最大与最小值之间，检查液压表在28.5-30 MPa，检查FS6表在0.50±0.02 MPa，油泵启动时声音正常，无异常。发2开关油色透明，油位正常，无漏油、渗油现象。2603、2604开关压缩空气压力正常，SF6气压正常，无异常信号发出。10）微机励磁调节器交、直流电源指示灯燃亮正常。A、B套装置运行指示灯正常闪烁，所有异常及故障指示灯熄灭。冷却风机全部开启运行正常，指示灯亮。各开关位置正确。11）励磁整流柜各刀闸、开关位置正确，各保险良好。12）控制盘上有关开关控制把手及各切换开关位置正确。13）各仪表和保护装置齐全，各压板位置正确。14）#3、4发变组还应检查主变风冷装置无异常,主变高压侧中性点接地刀闸合上。3.2.1.4 发电机绝缘电阻测量应按下列要求进行：1）发电机检修后，测量绝缘电阻由电气检修人员进行：定子线圈绝缘电阻测量用水冷专用摇表或2500V摇表，定子线圈绝缘电阻值不作具体规定，但不得低于上次所测值的1/3—1/5。转子线圈绝缘电阻用万用表测量，转子线圈应确无接地现象，绝缘电阻值在常温下不低于2KΩ。若低于以上数值时，应采取措施加以恢复。如一时不能恢复，是否允许运行由发电厂总工程师决定。2）禁止用摇表对微机励磁调节柜、整流柜测量绝缘。必须测量时应由检修人员进行。3.2.1.5 发电机一经转动后，即应认为发电机及其全部设备均已带电。当发电机转速达到1500转/分时，应检查滑环碳刷是否有跳动、卡涩或接触不良现象。如有异常，应设法消除。3.2.1.6 在发电机未通冷却水前，任何情况下都不得加励磁和带负荷。3.2.2 发电机启动、并列、带负荷3.2.2.1 发电机同期并列必须满足下列条件：1）发电机电压与系统电压相等；2）发电机周波与系统周波相等；3）发电机相位与系统相位相同；4）发电机相序与系统相序一致。发电机一、二次有关设备检修后或同期回路有工作时，必须经核相无误并做发电机主开关假并列正常后，方可进行发电机的同期并列操作。3.2.2.2 手动准同期并列步骤1）投入发电机主开关的同期开关TK。2）检查同期闭锁开关STK在“投入”位置。3）将发电机集中同期调速开关ZK由“本盘”切换至“集中”位置。4）将同期表开关1STK切换至“粗调”位置，调整发电机电压、周波与系统一致。5）将同期表开关1STK切换至“细调”位置。6）待符合并列条件时，手动按集中同期合闸按钮HA，合上发电机主开关。7）将发电机集中同期调速开关ZK由“集中”切换至“本盘”位置。8）将同期表开关1STK由“细调”切换至“断开”位置。9）断开发电机主开关的同期开关TK。10）复归发电机主开关操作把手至“合闸后”位置。3.2.2.3 微机自动准同期并列步骤1）投入发电机主开关的同期开关TK。2）检查同期闭锁开关STK在“投入”位置。3）将发电机集中同期调速开关ZK由“本盘”切换至“集中”位置。4）将同期表开关1STK切换至“粗调”位置，调整发电机电压、周波与系统一致。5）将同期表开关1STK切换至“细调”位置。6）将自动准同期装置试验/投入开关“DTK”置“试验”位置。7）注意检查：自动准同期装置灯光旋转与同期表指针同步；合闸脉冲在“12”点附近发出。8）自动准同期装置自检和对待并机组进行频率调整,待符合并列条件时进行假并列，显示器显示“U U U U ”，“自动准同期试验合闸灯亮”光字牌闪亮，同步表位于“12”钟位置。9）将自动准同期装置试验/投入开关“DTK”置“投入”位置。10）自动准同期装置自检和对待并机组进行频率调整，待符合并列条件时进行并列，显示器显示“U U U U”，“自动准同期试验合闸灯亮”光字牌闪亮，同步表位于“12”钟位置，待并开关合闸。11）同期表开关“1STK”置“断开”位置。12）自动准同期装置试验/投入开关“DTK”置“断开”位置。13）并列开关的同期开关“TK”置“断开”位置。14）复归并列开关操作把手至“合闸后”位置。15）并列机组的本盘/集中开关“ZK”置“本盘”位置。16）调整发电机无功负荷。3.2.2.4 准同期并列时注意事项1）主控室在同一时间内只准投入一个开关的同期开关。2）优先采用自动准同期装置对机组进行并列，只有在自动准同期装置故障和不宜使用的情况下，再用手动准同期方式并列。3）同步表指针转得过快不得进行并列，一般情况下同步表指针为顺时针方向旋转，转速约每分钟2-3转。4）同步表指针不转或停止在同期点微微摆动时，不得进行同期并列。5）根据待并开关的固有合闸时间，在同步表指针旋转至同期点前适当角度，按下集中同期合闸按钮HA，进行同期并列。6）同步表连续使用时间不得超过20分钟。3.2.2.5 发电机零起升压过程中，当定子电压升至6、13.8 kV时，应检查三相对地电压，如发现发电机定子三相电压不平衡，定子有电流（#3、4发电机定子电流大于主变空载励磁电流）等异常现象时，应立即停止升压，拉开励磁开关，查明原因消除后，方可重新升压。3.2.2.6 发电机定子电压升至13.8kV时，应核对发电机空载额定定子电压下的转子电压、转子电流值。3.2.2.7 发电机并网后，应在定子三相电流平衡的情况下，增加有、无功负荷。发电机并网后，定子电流即可带额定电流的50%即3384A，然后以均匀速度增至额定电流的时间，应不小于1小时。当机组处于热态或系统发生事故时，定子、转子电流增长速度不加限制。3.2.2.8 发电机并网后，有功负荷的增加速度决定于汽轮机。在增加负荷的过程中，应特别注意监视发电机冷却水水压、水量、水温和发电机进、出口风温、铁芯、线圈温度以及其它各部件的温度变化应正常，监视定子端部应无渗漏现象、端盖螺丝应无异常情况，绕组及引线接头应无过热、垫块无松动，监视滑环碳刷和微机励磁调节柜、整流柜工作应正常。3.2.2.9 发电机并网后，只要机组运行稳定，即可将厂用电倒由本机接带。3.2.2.10 #1、2主变运行时，＃1、2发电机并列操作原则（用发1、发2开关）：1）检查发电机及所属系统工作票终结，临时安全措施全部拆除，符合运行条件2）装上发电机主开关操作保险3）投入发电机主开关控制回路断线压板4）投入发电机微机保护5）合上主励刀闸6）装上励磁开关合闸保险（67、68RD）7）装上起励电源保险（69、70RD）8）合上起励电源开关（67K）9）装上转子灭磁过压保护保险（65、66RD）并查接触良好10）装上转子、主励、备励电压表保险11）投入发电机所属PT12）合上励磁变压器高压侧刀闸13）装上发电机主开关储能（合闸）保险，合上电源开关14）合上发电机出口刀闸15）投入微机励磁调节柜16）投入励磁整流柜17）合上励磁开关18）发电机起励正常后，用微机励磁调节器“升、降”按钮调节发电机定子电压。19）发电机零起升压至6、13.8 kV时，检查发电机定子电压、三相对地电压及其它表计指示正常20）投入发电机开关同期装置检查同期21）同期合上发电机开关22）切除同期装置23）用微机励磁调节器“升、降”按钮调节发电机无功负荷24）联系机炉调节发电机有功负荷25）断开切机保护主开关位置继电器重动压板26）根据调度要求:投入切机保护出口跳闸压板3.2.2.11 ＃3、4发电机并列操作原则：1）检查发变组及所属系统工作票终结，临时安全措施全部拆除，符合运行条件2）装上发电机主开关操作信号保险3）投入发电机开关控制回路断线压板4）投入220kV母差跳闸压板5）投入发变组微机保护6）投入220kV刀闸操作电源开关7）装上发变组高压侧刀闸操作保险8）装上发变组主开关空压机电源保险，合上Q4开关9）投入主变冷却装置10）合上主变中性点接地刀闸11）投入发电机所属PT及避雷器12）合上励磁变压器高压侧刀闸13）合上发电机出口刀闸14）合上主励刀闸15）装上励磁开关合闸保险（67、68RD）16）装上起励电源保险（60、70RD）17）合上起励电源开关（67K）18）装上转子灭磁过压保护保险（65、66RD）并查接触良好19）装上转子、主励、备励电压表保险20）投入微机励磁调节柜21）投入励磁整流柜22）合上主变高压侧刀闸23）合上励磁开关24）发电机起励正常后，用励磁调节器“升、降”按钮调节发电机定子电压。25）发电机零起升压至6、13.8 kV时，检查发电机定子电压、三相对地电压及其它表计指示正常26）投入发变组主开关同期装置检查同期27）同期合上发变组主开关28）切除同期装置29）用微机励磁调节器“升、降”按钮调节发电机无功负荷30）联系机炉调节发电机有功负荷31）断开切机保护主开关位置继电器重动压板32）根据调度要求:投入切机保护出口跳闸压板33）调整主变中性点接地运行方式34）投入主变冷却器联跳开关3.3 发电机的运行监视及维护3.3.1 发电机的运行方式3.3.1.1 发电机按照制造厂铭牌规定的数据允许长期连续运行。但由于受主变容量限制，发电机定子电流一般不超过6276A。3.3.1.2 发电机运行各部位最高允许监视温度不得超过表1所列数值。如果冷却介质的温度或温升超过表1所列数值或虽未超过但有较大变化时，应查明原因使其温度降至允许范围内。如果定子线圈、铁芯的温度或温升超过表1所列数值，则应减少定子和转子电流，直到允许温度或温升为止。3.3.1.3 发电机运行电压的变动范围在额定电压的±5%以内而功率因数为额定值时，其额定容量不变。发电机连续运行的最高允许电压不得大于额定值的110%，且转子电流不得大于额定值。发电机的最低运行电压不得低于额定值的90%。当发电机的定子电压下降到低于额定值的95%时，定子电流长时期允许的数值，不得超过额定值的105%。3.3.1.4 当周波变化在50±0.5HZ时，且功率因数为额定值时，发电机可按额定容量运行。当周波低于49.5HZ时，应加强对发电机各部温度的监视。3.3.1.5 正常运行中，应调整发电机的无功出力，使220KV母线电压在相应时段的电压曲线的上、下限之间运行。高峰时段要使电压靠近曲线的上限，不应使发电机的出口电压低于额定值。3.3.1.6 当220KV母线电压值超过上限时，应使全厂的发电力率不低于0.97。考虑到无功的波动，此时力率可在0.97--0.98(即Q/P在1/4--1/5)之间运行。在发电机未做进相运行试验之前，不允许进相运行。3.3.1.7 当220KV母线电压低于电压曲线的下限时，应使全厂的发电力率不高于0.92。当有功负荷未达到额定值时，应按发电机定、转子电流的限额，适当增加无功出力,但同时要防止主变过负荷。3.3.1.8 为满足220KV电压曲线的需要，发电机出口电压允许在(1.05--0.95)Ue(即14.49kV—13.11kV)之间运行。力率便查表见表3。表3 力率便查表
K 0 0.25 0.30 0.50 0.60 0.80 1.00 1.20 1.50 1.70 2.00
COSΦ 1 0.97 0.96 0.89 0.85 0.78 0.70 0.64 0.56 0.51 0.45
K=Q/P （有功、无功功率之比）3.3.1.9 发电机扩容后，由于主变13.8kV侧额定电流仍为6276A,并且无监视电流表,为保证主变运行中13.8kV侧电流不大于6276A,应作如下监视：1）发电机运行中其厂用电由备用电源接带时，发电机定子电流不得大于6276A。2）发电机运行中其厂用电由本机接带时，发电机定子电流减去高厂变高压侧电流后不得大于6276A。3.3.1.10 发电机进、出风温度超过规定值，在不同的进风温度时，发电机负荷电流见下表4。表4 发电机在不同进风温度时允许负荷值
进风温度（℃） 40℃ 45℃ 50℃ 55℃
定子电流（A） 6768 6260 5584 4568
增减定子电流为额定值的%数 ±0% -7.5% -17.5% -32.5%
1）进风温度在40-45℃，每升高1℃，定子电流允许值较额定值降低1.5％；在45-50℃，每升高1℃，定子电流允许值较额定值降低2%；超过50℃，每增1℃，定子电流允许值较额定值降低3%。2）发电机进风温度最高不允许超过55℃。3）当发电机进水温度超过50℃时，应联系汽机提高水冷器的效率。如仍不能达到要求，而发电机的定、转子线圈出水温度以及定子线圈温度确未超过允许值时，可以不降低发电机的负荷，否则应降低发电机的定、转子电流，直到不超过规定的允许温度为止。3.3.1.11 进入发电机的内冷水水质应符合如下要求1）水质透明纯净，无机械混杂物2）20℃时水的导电率:0.5—1.5 μS/cm3）PH 值 7.0-8.04）硬度 ∠10微克当量/升(PN∠200MW)5）NH3 微量3.3.2 发电机运行中的监视、检查和维护3.3.2.1 发电机运行中应做好下列监视工作：1）按运行日志规定内容每小时抄表一次。2）严格监视各种仪表，不得超过规程规定，发生异常应采取措施，进行必要的调整操作。3）按调度下达的负荷曲线，经济、合理地分配发电机的有功、无功负荷。3.3.2.2 正常运行中每3小时应对发电机及其附属设备检查一次，当高温、雷雨、大风、冰雪、严重外部故障或发电机有缺陷以及重大操作后应加强检查。在发电机并网后6小时之内应每2小时检查一次。3.3.2.3 发电机及附属设备运行中的检查项目如下：1）发电机进、出风温度、温升。2）发电机冷却水的压力、流量、温度、温升。3）发电机定、转子线圈无渗水、漏水、结露现象。4）发电机应无剧烈振动和异音，无电晕，无焦臭味。5）发电机窥视孔玻璃应无破损、裂纹，水珠、油雾现象，机内照明良好。6）滑环、大轴接地电刷的检查项目：滑环上电刷的冒火情况；电刷在刷框内有无跳动、摇动或卡涩的情况，弹簧压力是否正常；电刷刷辫是否完整，与电刷的连接是否良好，有无发热及触碰机构件的情况；电刷边缘是否有剥落的情况；电刷是否过短，电刷长度不小于30mm，滑环和刷架上有无积垢。7）发电机轴承绝缘垫应无短路现象。8）空冷室内照明良好，窥视孔玻璃完整、无漏风、漏水、结露现象。9）励磁开关、励磁刀闸、发电机出线刀闸应正常无过热现象。瓷瓶、C.T、P.T无电晕放电现象。各小室应清洁、照明良好。10）发1开关除按开关的一般检查项目进行外，还应检查机构箱无渗漏油现象，油位在最大与最小值之间，检查液压表在28.5-30 MPa，检查FS6表在0.50±0.02 MPa，油泵启动时声音正常，无异常。发2开关油色透明，油位正常，无漏油、渗油现象。2603、2604开关压缩空气压力正常，SF6气压正常，无异常信号发出。3.3.3 滑环电刷的维护3.3.3.1 维护滑环电刷工作时的注意事项1）在转动着的发电机上更换电刷，应由有经验的人员进行，一人监护，一人工作。工作时应穿长袖工作服，袖口应扎紧，禁止穿短袖衣服或把衣袖卷起来。女工还应将辫子或长发盘在帽子内。2）工作时应穿绝缘靴或站在绝缘垫上，使用绝缘良好的工具并应采取防止短路及接地的措施。当励磁系统有一点接地时，应停止工作。3）禁止两人同时在同一转动的电机的两极上工作。禁止同时用双手直接接触不同极的带电部分，或一手接触导电部分，另一手或身体其他部分接地。 4）在清揩滑环表面时，必须用不掉纤维和干净的布擦拭，如不见效，则在布上浸沾微量酒精，擦拭积垢炭迹。使用浸酒精的布擦拭时，必须注意不得使火花落在布上引起着火。5）如滑环表面烧伤需要研磨，可用00号等玻璃砂纸，装在专用的工具上进行研磨，严禁用金钢砂纸、砂布或粗玻璃砂纸进行研磨。3.3.3.2 对滑环的维护除按发电机检查项目进行外，尚需注意以下各点：1）所更换的电刷型号规格应一致。2）每次更换时同一滑环电刷，不应超过6块。3）更换的电刷要研磨良好，与滑环的接触面不应小于三分之二。4）更换电刷时应检查其压簧压力正常，无过热、断裂现象。3.3.4 备用励磁机的运行3.3.4.1 备励启动前的检查与运行中维护参照电动机运行规程有关条款执行。3.3.4.2 发电机运行中由主励倒至备励运行的操作原则1）检查备励电动机处于热备用状态2）合上备励去该机分路刀闸3）检查副励磁场电阻在“110V”位置4）拉开备励隔离二极管旁路备励00刀闸5）将备励磁场电阻调至“降压”极限位置6）开启备励电动机7）核对主、备励电压极性一致8）在备励输出电压低于主励输出电压时合上备励刀闸9）查备励刀闸合上良好，备励有电流、电压输出10）向“升压”方向调整备励磁场变阻器，同时向“降压”方向调整微机励磁调节器，控制发电机无功负荷基本不变，使主励输出电流为最小（负荷全部转移至备励）。11）拉开主励刀闸，查主励刀闸确已断开，主励无电流输出12）检查备励运行应正常13）合上备励隔离二极管旁路备励00刀闸14）将备励切换开关3ZK调至“备励”位置（投入备励强励）15）调整发电机运行工况至正常值3.3.4.3 发电机运行中由备励倒至主励运行的操作原则1）将微机励磁调节器、励磁整流柜按规定投入运行2）拉开备励隔离二极管旁路备励00刀闸3）将“备励切换开关”3ZK调至“断开”位置（退出备励强励）4）核对主、备励电压极性一致5）主励输出电压为“降压”极限时合上主励刀闸6）查主励刀闸合上良好7）向“升压”方向调整微机励磁调节器，控制发电机无功负荷基本不变，同时向“降压”方向调整备励磁场变阻器，使备励至“降压”极限绿灯亮。（负荷全部转移至微机励磁调节器）8）当微机励磁调节器接带无功负荷时，若无功不停地往上升，可立即调节“降压”按钮，使其回到正常值附近。9）拉开备励刀闸，查备励刀闸确已断开，备励无电流输出10）检查励磁变压器、微机励磁调节器柜、励磁整流柜运行应正常11）调整发电机运行工况至正常值12）拉开备励电动机开关13）拉开备励去该机分路刀闸3.4 发电机的停机操作3.4.1 #3、4发电机解列前，若机组运行稳定，宜在机组有功负荷降至40MW以下时，再将6kV厂用电源倒至备用电源接带。3.4.2 发电机正常解列必须有值长命令。应在机组有、无功负荷降至零后进行。当发电机主开关拉开后，确认发电机定子三相无电流后拉开励磁开关。3.4.3 ＃1、2主变运行时，#1、2发电机解列停机操作原则1）降发电机有、无功负荷近于零2）拉开发电机主开关（解列）3）查转子电流、定子电压为零4）拉开励磁开关5）拉开发电机出口刀闸6）拉开主励刀闸7）取下励磁开关的合闸保险8）断开起励电源开关（67K）9）取下起励电源保险（69、70RD）10）停用发电机所属PT11) 拉开励磁变高压侧刀闸12) 断开发电机主开关储能电源开关，取下储能（合闸）电源保险13) 停用励磁整流柜14）停用微机励磁调节器15）断开发电机主开关控制回路断线压板16）取下发电机主开关操作保险3.4.4 #3、4发－－变组解列停机操作原则1）检查厂用电已倒至备用电源接带2）合上主变中性点接地刀闸3）断开主变冷却器联锁开关4）降发电机有、无功负荷近于零5）拉开主变高压侧开关6）检查转子电流、定子电压为零7）拉开励磁开关8）拉开主变高压侧刀闸9）拉开发电机出口刀闸10）拉开主励刀闸11）取下励磁开关的合闸保险12）断开起励电源开关（67K）13）取下起励电源保险（69、70RD）14）停用发电机所属PT及避雷器15）拉开励磁变高压侧刀闸16）断开发电机主开关空压机电源Q4开关、取下电源保险（在开关本身有工作的情况下）17）停用励磁整流柜18）停用微机励磁调节器19）取下主变高压侧开关信号、操作保险20）断开220kV母差保护跳主变高压侧开关压板21）主变停电1小时后停下主变冷却装置22）调整模拟图3.4.5 发电机解列后，只有当转子完全停止后，方可停止向发电机定、转子线圈内供冷却水。3.4.6冬季停机，应使发电机本体各部分的温度维持在5℃以上。如室温低于5℃时，短时停机应采用维持内冷水温度在5℃以上通水循环的方法防冻。对停用时间较长的发电机，定、转子线圈和定子端部冷却元件中的水应全部放尽吹干，或通入水质合格的水长期循环。3.5 发电机的异常运行和事故处理3.5.1 发电机的异常运行和处理3.5.1.1 发电机过负荷正常运行中，发电机转子、定子都不应过负荷。3.5.1.1.1 发电机过负荷时的现象1）过负荷光字牌可能燃亮。2）定子、转子电流超过额定值，转子电压超过正常值。3）发电机周波、电压降低。4）发电机有功、无功负荷超过正常值。3.5.1.1.2 发电机过负荷时的处理1）在事故情况下，允许发电机的定子线圈在短时间内过负荷运行，同时也允许转子线圈有相应的过负荷。短时允许定子线圈过负荷的电流值和时间见表5。表5 发电机允许的短时过负荷值
定子电流/ 额定电流 1.27 1.32 1.39 1.50 1.69 2.17
定子实际电流（A） 8595 8933 9407 10152 11438 14686
允计持续时间 (秒) 60 50 40 30 20 10
2）发电机事故过负荷时应充分考虑主变的过负荷能力。3）若为备励运行时强励误动或过负荷时间已到，应立即将“主、备励切换开关”3ZK调至“断开”位置。4）若为主励运行时如超过表5的规定，应适当降低一部分有、无功负荷使定子电流为正常值。5）过负荷时应加强监视发电机的各部温度均不得超过规定值。3.5.1.2 发电机定子三相电流不平衡3.5.1.2.1 现象1）定子电流表指示不一致。2）机组振动可能超过正常值。3.5.1.2.2 处理1）汇报值长，查询是否因系统引起。2）适当降低发电机负荷，定子三相电流之差不超过额定电流的10%即677A，同时任一相电流不得大于额定值。3）检查发电机、主变压器及所属回路是否有异常现象。4）若属CT二次回路断线所致，则按3.5.1.4处理。3.5.1.3 发电机各部温度异常升高超过允许值正常运行中，发电机各部温度均不得超过允许值，如果温度异常升高超过允许值，应立即汇报值长并进行下列检查处理：1）联系汽机值班人员检查发电机冷却系统是否正常，检查进、出口风温、水温及温差等情况，并进行相应调整。采取一切措施，查明并消除过热的原因。2）联系热工人员核对温度表指示是否正确，检查测量元件是否开路，引线联接线是否良好。3）当定子铁芯、线圈温度高报警或在测量中发现温度有不正常的升高时，应立即核对同一水路的线圈对应槽温度是否也有不正常的升高，若有，则认为是否局部过热和个别线圈水路堵塞，应立即提高进水压力，增加水流量，必要时应减负荷，使温度不超过监视值。如无效果，应进行反冲洗。如温度表指示正确，经以上处理无效且温度继续上升时，应继续降低发电机的负荷，直到消除故障或停机处理。4）如发现定子端部线圈有流胶和过热现象时，应增加冷却水流量和降低进水、进风温度，并迅速降低定子电流，使流胶现象停止，必要时转移负荷停机处理。3.5.1.4 电流互感器（CT）二次侧开路3.5.1.4.1 现象1）仪表用CT开路时，开路相定子电流表指示失常，发电机有、无功表指示降低。2）励磁调节器用CT开路时，自动励磁调节器输出减少。3）CT开路处有焦糊味及冒烟、火花等现象。3.5.1.4.2 处理1）适当降低发电机负荷。2）如保护回路CT开路，应立即停用有关保护。3）如励磁调节器用CT开路，应将发电机由主励运行倒至备励运行。4）联系检修就地短接CT端子后方可处理。5）如CT开路处靠近一次设备无法处理时应停机处理。3.5.1.5 发电机电压互感器#13（23、33、43）PT回路断线3.5.1.5.1 现象：1）警铃响，“电压回路断线”光字牌亮。2）发电机有、无功表指示减小，电能表转慢。3）发电机定子电压表指示降低或为零。4）如果PT一次保险熔断，开口三角侧有零序电压，定子接地保护动作发信号。如果PT二次保险熔断，开口三角侧无零序电压。5）微机自动励磁调节器“PT断线”及B套“故障”灯亮。3.5.1.5.2 处理1）停用接在此PT上反映电压降低的有关保护。2）停止调整有、无功负荷，联系机炉稳定有功负荷，并根据其它表计间接监视机组运行工况。3）如果PT二次保险熔断，则立即更换；如果PT一次保险熔断，则应取下其二次保险，采取安全措施后拉开PT刀闸，更换熔断的一次保险，重新投入PT运行。如保险更换后再熔断应通知检修处理。4）待处理正常后，投入有关保护。3.5.1.6 #14（24、34、44）PT一次保险熔断3.5.1.6.1 现象：1）警铃响，“电压回路断线”光字牌亮。2）微机自动励磁调节器“PT断线”及A套“故障”灯亮，调节器由A套自动切换至B套运行，无功负荷波动。3.5.1.6.2 处理：1）检查微机自动励磁调节器B套运行状况。#2、4机应将“A/B套”切换开关切至B套运行位置。2）拉开PT刀闸，检查一次保险是否熔断，如确有熔断应更换。3）如更换后的保险再次熔断，应通知检修处理。4）待处理正常后，将微机自动励磁调节器由B套切换至A套运行。3.5.1.7 发电机部分仪表指示消失1）当发电机某一仪表指示突然消失时，应根据其余表计继续监视，不得调整发电机有、无功负荷。2）检查是否由于仪表本身损坏或一、二次回路有故障引起。对于数字式表计，检查是否由于电源消失、保险熔断等引起。3）对于原因不明的或已查出而运行人员又无法处理的缺陷，应迅速汇报，联系检修，尽可能在不改变发电机运行方式的情况下采取措施尽快消除缺陷。4）如果由于仪表无指示影响发电机正常运行时，应根据实际情况减少负荷或停机处理。3.5.1.8 发电机定子接地3.5.1.8.1 现象：1）“发电机定子接地”接地光字牌亮。2）保护盘3U0或3ω定子接地信号灯亮。3）有时出现定子铁芯温度不正常地升高并伴有上升的趋势。3.5.1.8.2 处理：1）切换发电机定子三相对地电压，确定故障性质和相别。2）若一相对地电压降低，另两相对地电压升高，且定子接地3U0、3ω信号灯均亮，应对发电机外部进行全面检查。如判明接地点发生在发电机内部则应立即减负荷解列停机。3）若定子三相电压对称且仅有3ω定子接地信号灯亮，接地点可能靠近中性点，应重点对中性点PT进行检查。同时联系继保人员对定子接地保护进行检查校验。如处理无效则汇报领导，停机处理。3.5.1.9 发电机变成电动机运行3.5.1.9.1 现象：1）“主汽门关闭”光字牌亮。2）有功功率表指示零值以下，无功功率表指示通常升高。3）定子电流表和周波表指示降低。4）定子电压表和励磁回路各表计指示基本正常。5）保护盘“逆功率”指示灯亮。3.5.1.9.2 处理1）立即联系汽机，迅速开启主汽门，增加有功负荷。2）若“逆功率”保护动作跳闸按3.5.2.3发电机开关自动跳闸处理。3）若“逆功率”保护动作拒动，且主汽门不能开启，则应解列发电机。对于#3、4发电机应注意厂用电的倒换情况，防止非同期并列。3.5.2 发电机的事故处理3.5.2.1 发电机有下列情况之一者，必须紧急停机解列：1）发电机或发变组主回路发生持续短路，定子电流指向最大而电压剧烈降低，发电机保护装置拒动。2）发电机内部冒烟，起火或爆炸。3）发电机组出现超过允许的剧烈振动。4）出现直接危及人身安全的事故。5）励磁系统两点接地。6）定、转子线圈回路大量漏水7）定、转子线圈冷却水断水30秒3.5.2.2 发电机解列操作应遵守下列原则：1）发电机正常解列应在机组有、无功负荷降至零后进行。2）机组出现需要紧急停机的情况时应紧急降负荷，同时联系汽机紧急打闸停机。3）若汽机打闸，未连跳发电机主开关时，必须确认自动主汽门已关闭，且负荷到零，方可手动解列发电机。3.5.2.3 发电机主开关自动跳闸3.5.2.3.1 现象：1）警铃响，喇叭叫。2）发电机主开关及励磁开关跳闸，发电机各表计指示到零。3）发电机主开关、励磁开关控制把手闪光。3.5.2.3.2 处理：1）检查励磁开关是否跳闸，发电机定子电压是否有不正常升高，如果励磁开关未跳闸，应立即拉开励磁开关。2）#1、2发－变组所有开关或#3、4发电机主开关跳闸时，如高厂变工作分支开关未跳闸，应立即手动拉开，使备用电源开关自投。如工作分支开关跳闸，而备用分支开关未自投，应将备用开关抢送一次。3）检查保护动作情况和跳闸原因。4）当发电机由于内部故障保护动作跳闸时，应对发电机及有关设备和所有保护区的电气回路作详细的外部检查，还应测量定子线圈的绝缘电阻，查明有无故障象征（如烟、火、响声、绝缘烧臭味、放电或烧伤痕迹等），对动作的保护装置进行检查，并询问上级调度部门电网上有无故障。如发电机及其回路没有明显故障，汇报值长，经同意后对发电机进行零起升压。如升压时没有发现不正常现象，则可将发电机并入电网运行。如升压时有不正常现象，应立即停机，通知检修处理。5）如果发电机由于电网内或升压站母线上的短路过流保护动作跳闸，同时内部故障的保护装置未动作跳闸，经外部检查发电机也未发现明显的不正常现象，则发电机即可并入电网运行。6）如属机炉热工保护动作，待机炉正常，按值长命令重新并网。7）如确系人员误操作或误碰引起跳闸，应立即将发电机并入电网。3.5.2.4 #3、4发－变组主开关三相位置不一致3.5.2.4.1 现象：1）警铃响、事故喇叭叫，主开关控制把手闪光。2）保护盘“非全相”、“不对称过负荷” 信号灯亮。3）一相开关跳闸时，发电机定子电流有一相增大，另两相减小且相等。4）两相开关跳闸时，若主变中性点接地刀闸在合上位置，则发电机定子电流一相为零，另两相相等；若主变中性点接地刀闸在断开位置，则发电机定子电流及有、无功表均为零。5）机组可能产生100周/秒的振动和噪音。3.5.2.4.2 处理：1）当解列出现非全相时，应使三相电流降至近于零，重新投入同期并列，若又合不上，可再手动解列一次。如果远方拉不掉，可在降有、无功至零后就地打掉。2）当并列出现非全相合闸时，应立即解列，处理后重新并网。3）经上述处理仍不能恢复全相运行时，应汇报值长，安排倒母线，在此期间应维持发电机定子电流为零，不得进行增加有、无功的操作。4）运行中出现非全相跳闸时，若“不对称过负荷”保护不动作或动作未跳闸，应紧急降负荷为零解列，解列不掉，应参照1）进行处理。5）主开关非全相运行时，如励磁开关跳闸但主汽门未关闭，应立即将发电机有、无功负荷降至零后，合上励磁开关，按1）原则处理。如励磁开关跳闸后合不上，主开关又不能全相断开，应迅速拉开该机所联接母线上的所有电源开关。3.5.2.5 发电机非同期并列3.5.2.5.1 现象：发电机各表计剧烈摆动，发电机内部发出吼声。3.5.2.5.2 处理：1）立即将发电机解列，对发电机全面检查，通知检修测量绝缘电阻。2）通知汽机对汽轮机进行全面检查。3）查明非同期并列原因，确认设备无问题后，经上级领导批准方可重新并网。3.5.2.6 发电机剧烈振荡或失步3.5.2.6.1 现象：1）定子电流表指示剧烈摆动，通常超过正常值。2）发电机和母线电压指示剧烈摆动，通常电压降低。3）转子电流、电压表在正常值附近摆动。4）有、无功负荷表在全刻度盘上摆动。5）发电机发出鸣音，其节奏与故障机组各表计摆动方向合拍。6）故障机组与正常机组的表计摆动方向相反。7）强励可能动作，如动作，励磁回路的表计上升且波动较大。3.5.2.6.2 处理：1）迅速减少发电机有功，增加发电机无功，使发电机拉入同步。2）如果采取上述措施仍不能恢复同期，而时间已达2分钟，应请示值长解列发电机。再根据值长命令重新将机组与电网并列。3）在发电机振荡期间，若电压降低引起强励动作，10秒内不得调节。若10秒内仍不能恢复正常，则应降低发电机有功负荷，增加励磁电流至允许值，使发电机拉入同步。励磁调节器强励动作时间整定值为10秒。4）若所有机组表计摆动方向一致，则为系统振荡，应按上一级调度员命令进行处理。3.5.2.7 发电机漏水3.5.2.7.1 现象：1）发电机检漏计报警。2）发电机机内、空冷室等处有漏水现象。3）有时会发出发电机定子、转子接地信号。3.5.2.7.2 处理：1）如果是由于结露引起时，应升高发电机的进水和进风温度，使其高于机内的露点。2）如果是由于空冷器漏水引起时，应立即将漏水的空冷器的进、出水阀门关闭，此时应注意发电机的进风温度。 3）如果有明显危及安全运行的连续不断漏水现象，应立即降负荷停机处理。4）如只有轻微漏水或渗水现象，当系统负荷不允许立即停机时，则允许适当降低进水压力相应降低负荷，待漏水消除后，可短期运行（视各部分温度）并加强监视，尽快安排停机处理。5）具体处理方法按表6进行处理。表6 发电机内出现渗漏水时的处理
名称故障情况处理方法立即停机 10分钟内减负荷停机尽快安排停机(降低水压带故障运行)
定子线圈汽机侧漏水 √
引出线侧漏水 √
轻微漏水 √
大量漏水 √
转子线圈转子线圈漏水 √
其它漏水并伴随定子线圈接地或转子一点接地 √
3.5.2.8 发电机断水3.5.2.8.1 现象：“发电机断水”信号发出。3.5.2.8.2 处理：1）发电机冷却水流量减少但尚未断水时，应加强监视发电机线圈出水温度，温度超过规定时，应降低负荷，做好停机准备（#3、4机要倒换厂用电）。2）发电机断水保护动作跳闸后，待冷却水恢复后重新并入电网。3）发电机断水30秒保护动作未跳闸，同时冷却水又未恢复，应立即解列。4）发电机断水保护未投入时，当确认发电机已断水，且在30秒内未能恢复，立即将发电机解列。3.5.2.9 发电机组振动3.5.2.9.1 现象：发电机本体或轴承振动超过规定值。3.5.2.9.2 处理：当发现发电机出现不允许的振动和转子电流增加时，发电机转子线圈可能有层间短路。必须立即减负荷，使振动或转子电流减少到允许的范围内，同时监视发电机是否有局部过热，必要时应解列停机。由汽机引起的振动，按<<汽机运行规程>>规定处理。3.5.2.10 发电机冒烟起火3.5.2.10.1 现象：1）从发电机端部窥视孔，出风道等处冒出烟气，观察到火星或有绝缘烧焦的气味，严重时，定子两侧端盖上部的防爆孔冲开。2）严重时，发电机表计异常。3.5.2.10.2 处理：1）立即将发电机解列、灭磁，检查、恢复厂用电，拉开发电机出口刀闸。2）维持发电机转速在300转/分左右，防止发电机转子弯曲。3）堵塞空冷室进风滤网。4）及时通知消防人员。5）继续向发电机各部供冷却水。6）用1211、二氧化碳及干粉灭火器灭火，禁止使用泡沫灭火器灭火，当地面上有油类着火时，可用砂子灭火。3.5.2.11 发电机零起升压应遵守下列原则1）发电机带主变零起升压前，应先开启主变冷却装置，合上主变中性点接地刀闸。2）发电机系统PT、CT投入运行，各表计完好。3）发电机所属保护均应投入，备用励磁机强励装置应在停用位置。4）在零起升压试验时应缓慢升压，并注意定子电流无上升现象，三相电压平衡，发电机电压升压至额定电压5-10分钟无异常，即认为设备完好。5）发现下列情况，应立即停止零起升压试验，拉开励磁开关：升压时，定子电压不起，而定子电流迅速上升或三相电压不平衡；定子接地保护动作发信号；保护动作跳闸；发现零起升压所属设备有异常声音，火花放电声等异常情况。6）当#1、2发电机经主开关对主变零起升压或#3、4发电机—主变经主开关对220kV母线零起升压时，由于主开关处于合闸位置，因此零起升压不得用主励进行，只能用备励进行。合主开关前应通知汽机，做好防止汽机超速的措施。7）#1、2发电机单独试验时，应与主变隔离开（拉开发电机主开关和出口刀闸）。8）#3、4发电机单独试验时，应与220kV母线隔离开（拉开主开关和220kV母线侧刀闸）。9）#1（2）发电机带主变零起升压时，应与110kV、220kV母线隔离开（拉开110kV、220kV 侧开关和刀闸，脱离主变保护跳110kV母联710开关的压板，主变投入运行后再投入。）。零起升压前脱离励磁开关连跳主油开关压板，合上主油开关后，再合上励磁开关，投入励磁开关连跳主油开关压板。10）#1（2）发电机带主变和110kVⅠ（Ⅱ）段母线零起升压时，710母联开关应在断开位置，并断开零升主变的220kV侧开关，故障后的零起升压的范围可扩大至110kV线路开关的CT侧。零升前脱离励磁开关联跳发电机主开关压板，合上发电机主开关、主变110kV侧开关后，再合上励磁开关，投入励磁开关联跳发电机主开关压板。11）#1（2）发电机带主变和220kVⅠ（Ⅱ）段母线零起升压时，2630母联、2500（2600）分段开关应在断开位置，并断开零升主变的110kV侧开关，故障后的零起升压范围可扩大至线路开关的CT侧，脱离主变保护跳110kV母联710开关的压板，主变投入运行后再投入。220kVⅠ、Ⅱ段母差保护内联压板应在断开状态。零升前脱离励磁开关联跳发电机主开关压板，合上发电机主开关、主变220kV侧开关后，再合上励磁开关，投入励磁开关联跳主开关压板。12） #3（4）发电机带主变和220kVⅠ（Ⅱ）段母线零起升压时，2630母联、2500（2600）分段开关应在断开位置，故障后的零起升压的范围可扩大至线路开关的CT侧。220kVⅠ、Ⅱ段母差保护内联压板应在断开状态。零升前脱离励磁开关联跳主开关压板，合上主开关后，再合上励磁开关，投入励磁开关联跳主开关压板。3.5.3 励磁系统异常运行和事故处理3.5.3.1 自动灭磁装置出现故障时，应立即将其消除。故障未消除前，不得将发电机投入运行。3.5.3.2 转子滑环电刷严重过热的处理：1）应立即更换过热电刷及压簧。2）对电流分配小的电刷要更换新压簧。3）调整各压簧的压力基本一致。4）用酒精擦净滑环表面及清理电刷污物。5）若采取上述措施无效应降低转子电流并加强检查。3.5.3.3 发电机开机时升不起电压3.5.3.3.1 现象：1）向“升压”方向调整励磁调节器，转子电流、电压表均指示很小，甚至为“0”。2）定子电压表指示很小，甚至为“0”。3.5.3.3.2 处理：1）检查滑环电刷是否装上。2）检查励磁刀闸、励磁开关是否合上良好。3）检查初励电源保险是否熔断、开关是否合上良好。4）检查励磁变、励磁调节器、整流柜是否正常。5）检查PT一、二次保险是否熔断，刀闸辅助接点、电压切换开关是否接触良好。6）经上述处理无效后，通知检修人员处理。3.5.3.4 发电机失磁3.5.3.4.1 现象：1）定子电压及各母线电压通常降低。2）定子电流指示升高并摆动。3）有功表指示较正常值降低，无功表反向，无功数字显示负值。4）如转子回路开路时，转子电流表指示为零，转子电压指示升高。如转子线圈短路，转子电流增大，转子电压下降或近于“0”。5）如励磁调节装置故障，发出故障信号。 6）系统可能会发生振荡。7）并列运行的其它发电机无功和定子电流表增大。3.5.3.4.2 处理：1）若失磁保护动作跳闸，应迅速查明原因，尽快恢复。2）若失磁保护未投入或拒动，发电机不允许在失磁状态下运行，应立即将发电机解列。3.5.3.5 转子一点接地3.5.3.5.1 现象：1）警铃响，“转子一点接地”光字牌亮。2）测量转子线圈正对地或负对地电压显著升高。3.5.3.5.2 处理：1）检查滑环及励磁回路上有无明显接地现象并设法消除。2）检查发电机水冷器是否漏水，冷却水导电率是否增大，水质是否合格。3）联系继保校核转子一点接地保护是否正常。4）测量转子对地电压：当发电机转子发生一点接地时,测量发电机转子线圈对地绝缘电阻一次，阻值应不小于2KΩ。用电压表测量时应按下式计算：Ｒ＝ＲΩ〔Ｖ／(Ｖ+＋Ｖ-)－1〕 (KΩ）式中：ＲΩ－－主控盘上转子电压表内阻值为450KΩＶ－－转子正负极间的电压Ｖ＋－－转子正极对地电压Ｖ－－－转子负极对地电压若一极对地电压值为零，另一极对地电压值为转子电压值，可能是滑环附近的转子线圈或外部励磁回路发生金属性接地。若提起接地碳刷时，对地电压消失或降低，则为转子线圈发生金属性接地。若两极对地电压之和不等于转子电压值，一般为绝缘降低或非金属性接地。5）倒换备励，以判明接地范围。6）若“转子一点接地”光字牌亮，同时发电机检漏计报警，经检查发电机漏水时，应立即解列发电机。7）如系稳定性的金属性接地，接地点在发电机外部的励磁回路，应立即消除。若接地点在发电机转子内部，应立即联系继保人员，将具有投运条件的转子二点接地保护投入跳闸，同时尽快按排停机。3.5.3.6 转子回路两点接地3.5.3.6.1 现象：1）转子电压降低，转子电流升高。2）无功负荷降低，定子电压降低。3）励磁调节器输出电流增加。4）发电机发生强烈振动。3.5.3.6.2 处理：1）两点接地保护投入跳闸时，发电机主开关及励磁开关跳闸。若保护拒动时应立即手动解列发电机。2）两点接地保护未投入跳闸时，应立即手动解列发电机。3）停机后检查发电机转子及励磁系统。3.6 励磁系统3.6.1 励磁系统概况3.6.1.1发电机励磁系统系自并激励磁系统。由励磁变压器、励磁可控硅整流柜、SJ-800或SAVR-2000微机励磁调节器、励磁开关柜、灭磁电阻柜、主、备励切换柜组成。3.6.1.2 起励电源由220V直流电源供给。在起励过程中，当发电机定子电压达到10%Ue或起励时间超过9秒时自动退出起励回路，而后由自动励磁调节装置向发电机供给励磁电流。3.6.1.3励磁整流柜采用大功率可控硅组，将来自发电机端励磁变压器的交流电源整流成直流电源后，供给发电机转子励磁电流。微机励磁调节器根据发电机端电压的变化，随时校正、改变可控硅整流桥的触发导通角，以达到改变发电机的励磁电流，从而稳定发电机定子电压。3.6.1.4 SJ-800、SAVR-2000微机励磁调节器由A、B套通道组成。A套通道测量电压量取自“自动励磁调节”专用PT；B套通道测量电压量取自仪表用PT。定子电流量取自发电机出口CT，转子电流量取自励磁变器低压侧CT。微机调节器的稳压电源和A、B套的交、直流电源各自独立。3.6.2 励磁系统运行方式3.6.2.1 励磁系统应有下列送往主控制室的信号：1）自动励磁调节器各通道工作状态指示；2）自动励磁调节器故障；3）自动励磁调节器切换动作；4）低励限制和保护动作；5）过励限制和保护动作；6）过磁通（伏/赫）限制和保护动作；7）脉冲丢失；8）功率整流器熔丝熔断；9）整流装置冷却系统故障；10）励磁变压器故障。3.6.2.2 微机励磁调节器的工作方式：按主从方式工作，A套为主，B套为从。3.6.2.3 微机励磁调节柜（SJ—800、SAVR-2000）的正常运行方式A套通道工作，B套通道备用；B套通道自动跟踪A套， A套通道故障时自动切换到B套通道工作。3.6.2.4 励磁整流柜的正常运行方式1）在正常运行方式下，励磁变压器运行，三台励磁整流柜并列运行。2）特殊情况下可由二台或一台励磁整流柜运行，其控制数值见表7。表7
无功负荷转子电流 (A) 有无强励
三台励磁整流柜运行正常值 1635 有
二台励磁整流柜运行正常值 1635 有
一台励磁整流柜运行限制 1500 无
3.6.2.5 励磁调节器的切换励磁调节器配置了完全独立的双通道，每通道均能独立带负荷运行，双通道之间互为备用，可人为相互切换和故障状态下自动相互切换，切换方式如下：1）当A套运行，B套无故障时：（1）按“主从切换”按钮或将“A/B”套选择切换开关切至B套运行；（2）A套故障时自动切至B套运行。2）当B套运行时，A套无故障时：（1）按“主从切换”按钮或将“A/B”套选择切换开关切至A套位置，按“复归”按钮，切回A套运行。（2）B套故障自动切至A套运行。3）当工作通道运行时，备用通道有故障，此时手动或自动均无法切备用通道运行；当备用通道发生故障后工作通道又发生故障，调节器仍停留在故障通道运行（按电流闭合环方式）。3.6.2.6 必须先开启风机运行正常后，才能投入励磁调节柜、励磁整流柜运行。励磁调节柜、励磁整流柜不允许无风机运行。3.6.2.7 当无风机运行时三台励磁整流柜只能带三分之一负荷。某台励磁整流柜停运后，必须停止该台励磁整流柜的风机运行，以便退出强励（三取二方式判别）。一台磁整流柜运行时，发电机能升压并网，但不能带满负荷，转子电流应控制在1500A，超过此值时应倒换备励运行。3.6.2.8 装上转子灭磁过压保护保险（65、66RD）后应检查其确实接触良好，运行中也应注意检查其是否熔断。机组停运后在无工作票要求的情况下，转子灭磁过压保护保险、主励、备励、转子、各整流柜电压表保险不取下。转子灭磁过压保护动作后，指示灯（63HD）将燃亮，此时应按复归按钮（61AN）使63HD指示灯熄灭，以便进行过压计数。对过压计数器不得复归返零。3.6.2.9 自动励磁系统运行中的注意事项：1）运行人员不得对励磁调节柜和励磁整流柜所属系统用摇表摇测绝缘。在进行相邻设备系统绝缘测量时应将上述系统隔离。2）励磁调节柜、励磁变压器小室温度应控制在40℃以下，当温度超过时应开启空调或通风机运行。3）励磁整流柜并列运行时，各组励磁整流柜间的输入、输出电压、电流应基本平衡。4）励磁整流柜风机在正常运行方式下一般为“自动”位置。5）SJ-800微机励磁调节装置运行中“方式选择2”、“方式选择1”、“调差投入”、“手动开机”、“手动逆变”选择开关均在“切”位置，不得对装置内的任何选择开关进行操作。特别是“手动逆变”不得操作以防机组失磁。6）各励磁整流柜中“脉冲电源开关”应在“投入”位置，运行中不得进行操作，以防整流柜输出为零。7）励磁调节器“升”、“降”按钮的操作应以间断方式进行，连续按住将不起作用。控制盘上“开机令”、“初励”按钮不使用。8）运行中励磁开关就地操作把手不得进行操作，以防励磁开关跳闸。9）发电机与系统并列时，应将发电机定子电压调至13.7kV左右，以防发电机并列时产生无功冲击。10）励磁开关应在发电机转速大于2900转/分时才允许合上。11）手动解列发电机主开关操作KK把手分闸时，在“分闸”位置的停留时间应不小于2秒，直至转子电流和定子电压均为零时，方可将KK把手返回“分闸后”位置。同时在拉灭磁开关前，应进一步确认定子电压、转子电流为零，否则应补分一次发电机主开关，以确保调节器返回初始状态。12）当#1、2发电机经主开关对主变零起升压或#3、4发电机—主变经主开关对220kV母线零起升压时，由于主开关处于合闸位置，应注意以下二点：零起升压不得用主励进行，只能用备励进行。合主开关前应通知汽机，做好防止汽机超速的措施。3.6.2.10 励磁变压器的运行励磁变压器的停电与送电操作，必须与发电机的停役与复役同时进行。励磁变压器高压（13.8kV）侧闸刀的拉闸与合闸应在发电机无电压的情况下进行操作。严禁在发电机机端电压为额定电压的情况下进行拉、合操作。投运前若需要测量励磁变压器绝缘电阻时，应将其两侧刀闸全部断开。励磁变压器投入运行时应将其过流保护投入。3.6.2.11 投入SAVR-2000微机励磁调节柜的操作原则（#1、3发电机）1）装上励磁调节柜交、直流电源保险2）合上励磁调节柜电源开关（柜后插式小开关）3）合上励磁调节柜电源开关（柜后空气小开关）4）将A、B套“双路供电”、“脉冲电源”、“系统电源”三插件中电源开关置“ON”位置。“主CPU”插件中“运行/调试”开关置“运行”位置。5）检查各电源指示灯亮6）按A套“主从切换”按钮7）检查A套“主/从”黄色指示灯亮（表示主套）。8）“运行闪烁”绿灯亮。9）“故障”、“告警”红灯不亮。3.6.2.12 停用SAVR-2000微机励磁调节柜的操作原则（#1、3发电机）1）将A、B套“双路供电”、“脉冲电源”、“系统电源”三插件中电源开关置“OFF”位置。2）断开励磁调节柜交直流电源开关（柜后空气小开关）3）断开励磁调节柜交直流电源开关（柜后插式小开关）4）取下励磁调节柜交、直流电源保险3.6.2.13 投入SJ-800微机励磁调节柜的操作原则（#2、4发电机）1）送上励磁调节柜装置交、直流电源2）合上装置电源开关（柜后插式小开关）3）合上装置风机电源开关开启风机4）分别合上B、A套装置交流电源开关（ON位置红灯亮）5）分别合上B、A套装置直流电源开关（ON位置红灯亮）6）查装置面板上“A/B套”切换开关在A套位置，“远方/就地”切换开关在远方位置，其余开关均在“切”位置，按一下A/B套“切换复归”按钮，A套装置“运行”指示灯亮，3.6.2.14 停用SJ-800微机励磁调节柜的操作原则（#2、4发电机）1）断开励磁调节器风机电源开关2）分别断开励磁调节器A、B套直流电源开关3）分别断开励磁调节器A、B套交流电源开关4）断开励磁调节器交、直流电源开关（柜后插式小开关）5）取下励磁调节器交、直流电源保险3.6.2.15 投入励磁整流柜的操作原则1）送上励磁整流柜风机电源（Ⅰ、Ⅱ）2）合上整流柜风机工作、备用、稳压电源开关3）装上励磁整流柜电压表用保险4）将整流柜风机控制开关切至“自动”位置5）合上励磁整流柜交流输入刀闸GJ6）合上励磁整流柜直流输出刀闸GZ7）投入各励磁整流柜脉冲电源开关8）查励磁整流柜有电流、电压输入、输出（发电机运行中）3.6.2.16 停用励磁整流柜操作原则1）断开励磁整流柜脉冲电源开关2）查励磁整流柜输入、输出电流为0（发电机运行中）3）拉开励磁整流柜直流输出刀闸GZ4）拉开励磁整流柜交流输入刀闸GJ5）断开整流柜风机工作、备用、稳压电源开关，停止风机运行6）停用励磁整流柜风机电源（Ⅰ、Ⅱ）7）取下励磁整流柜电压表用保险（一般不取）3.6.2.17 如机组停运时间较短并且无检修工作时，微机励磁调节器和整流柜仍继续运行；如机组停运时间较长时，则应停用微机励磁调节器和整流柜的运行。3.6.2.18 SJ-800励磁调节柜A、B通道的切换操作：3.6.2.18.1 正常切换操作：1）A套切至B套时的操作方法：在励磁调节器操作面板上将“A/B”套切换开关由A位置切至B位置，此时调节器由A套切至B套运行。2）B套切至A套时的操作方法：在励磁调节器操作面板上将“A/B”套切换开关由B位置切至A位置，并按“切换复归”按钮，此时调节器由B套切至A套运行。3.6.2.18.2 故障时的切换操作：在故障情况下，A套可自动切换至B套运行，但在B套故障情况下，同时A套运行发生故障将不再切换。在A套自动切换至B套运行后，应将“A/B套”切换开关切至B套运行位置。如B套运行时，B套故障可自动切换至A套运行。3.6.2.19 SAVR-2000励磁调节柜A、B通道的切换操作：3.6.2.19.1 正常切换操作：1）当A、B套装置均正常工作时，按任一套上“主从切换”按钮，即将此套定为主套。2）A套为主机运行时：A套：“主/从”黄灯亮，“脉冲输出”绿灯亮，显示器显示“A为主机”。B套：“主/从”黄灯灭，“脉冲输出”绿灯灭。3）B套为主机运行时：A套：“主/从”黄灯灭，“脉冲输出”绿灯灭，显示器显示“A为从机”。B套：“主/从”黄灯亮，“脉冲输出”绿灯亮。3.6.2.19.2 故障时的切换操作：当某一套出现故障时，即自动切换至另一套。3.6.2.20 SJ-800微机励磁调节柜运行中的检查项目如下1）装置交、直流电源指示灯应燃亮。2）“运行闪烁”指示灯应燃亮并闪烁。3）“运行”指示灯应燃亮。（正常应在A套位置）4）所有异常及故障指示灯灭。5）冷却风机运行正常，指示灯燃亮。6）无发热、放电等其它异常现象。7）各开关、旋钮位置正确。8）各测量表计和各指示灯的指示与实际运行工况相符。3.6.2.21 SANR-2000微机励磁调节柜运行中的检查项目如下1）检查“双路供电”、“脉冲电源”、“系统电源”三插件中电源开关置“ON”位置。“主CPU”插件中“运行/调试”开关置“运行”位置。2）各插件电源指示绿灯亮。3）“主/从”表示该套是主套还是从套，黄灯亮表示主套。4）“运行闪烁”绿灯：闪烁，表示CPU运行状态。5）“故障”、“告警”红灯亮表示该套运行不正常或外界回路有故障。6）“运行/调试”绿灯亮分别表示该套是自动运行状态还是人工调试状态。7）“开关信号”插件：自上而下为“+24V(X)”、“+24V(Y)”绿灯亮。8）“故障”红灯：当主CPU板检测到调节器故障时，该故障灯亮。9）输入、输出的信号灯显示正常，（灯亮表示通，灯灭表示断。X1-X16为输入信号，Y1-Y16为输出信号。）10）“脉冲放大”插件：自上而下分别表示“+24V”绿灯亮。11）“脉冲输出”绿灯亮表示该套为主套，脉冲由此套供给。12）“脉冲故障”红灯亮表示该插件输入的未经放大的脉冲信号故障或脉冲电源有问题。13）微机显示器处于暗屏状态，或处于“主控窗”状态显示当前机组工况和调节器的主要参数。3.6.2.22 励磁整流柜运行中的检查项目如下1）冷却风机运行正常，“风机运行”指示灯燃亮。2）各熔断器无熔断现象。3）“集中指示”中除“功率柜故障显示”灯熄灭外其它显示快熔正常指示灯燃亮正常。4）“输入电压、电流”及“输出电压、电流”表指示值正常5）柜内各刀闸、母线及元件无发热、松动、放电等其它异常现象。6）励磁整流柜内“脉冲电源开关”在“投入”位置。7）各测量表计和各指示灯的指示与实际运行工况相符。3.6.2.23 励磁变压器运行中的检查项目同其它变压器相同，励磁变柜门运行中不得打开，以防人员触电。励磁变温升为85K。当温度达到155度时发出报警信号。3.6.3 自动励磁系统异常运行和事故处理3.6.3.1 励磁调节器、励磁整流柜及励磁变小室温度应控制在40℃以下，当温度超过时应开启空调或通风机进行冷却。当空调或通风机停运时，即使励磁调节柜、整流柜风机在运行状态，其环境温度不得超过40℃，因此应迅速恢复空调或通风机的运行，否则应降低发电机的负荷，或倒换备励运行或将发电机解列停机。3.6.3.2 励磁变压器运行中出现下列情况，应倒换备用励磁机运行。1）引线接头发热和严重变色。2）负荷、环境温度均无明显变化，而励磁变压器温度有明显上升，但未超过允许值时。3.6.3.3 励磁变压器运行中出现下列情况，应将发电机转移负荷，解列停机1）励磁变压器内部有强烈不均匀的放电声，且伴有爆裂声。2）套管严重破损和有严重的放电声。3）负荷、环境无明显变化，励磁变温度急剧上升，且超过允许值时。3.6.3.4 励磁变压器运行中出现下列情况，造成强励或失磁时，应紧急停机。1）励磁变压器冒烟、着火。2）出现直接危及人身安全的事故。3.6.3.5 励磁整流柜快速熔断器熔断的处理：3.6.3.5.1 可控硅整流管快速熔断器熔断的现象：1）整流柜：“FU1、FU3、FU5、FU4、FU6、FU2”指示灯中熔断的不亮；“功率柜故障”指示灯亮；“熔断”指示灯亮；2）调节柜：“功率柜故障”指示灯亮；3）主控：“励磁调节器熔断器熔断及功率柜风机停风”光字牌亮3.6.3.5.2 阻容保护整流管快速熔断器熔断的现象：1）整流柜：“FU21、FD22、FU23指示灯中熔断的不亮；“功率柜故障”指示灯亮；2）调节柜：“功率柜故障”指示灯亮；3）主控：“励磁调节器熔断器熔断及功率柜风机停风”光字牌亮。3.6.3.5.3 可控硅整流管快速熔断器熔断时的处理1）停用故障整流柜。2）联系检修人员更换熔断的快速熔断器。3.6.3.6 励磁整流柜风机故障停运3.6.3.6.1 现象：1）励磁整流柜风机停止运行时：励磁整流柜“风机停风”、“故障”指示灯亮；励磁整流柜风机工作、备用电源开关跳闸；SJ-800 励磁调节柜“整流柜故障”指示灯亮；主控室“励磁调节器熔断器熔断及功率柜风机停风”光字牌亮。2）励磁整流柜风机未停但风压管故障时：励磁整流柜“故障”指示灯亮；SJ-800励磁调节柜“功率柜故障”指示灯亮；主控室“励磁调节器熔断器熔断及功率柜风机停风”光字牌亮。3.6.3.6.2 处理：1）励磁整流柜风机故障停运时应立即停运整流柜并联系检修处理。2）励磁整流柜风机风压管故障时可不停整流柜，但应联系检修人员处理。3.6.3.7 自动励磁调节柜运行中，如出现PT电压回路断线或电压回路异常等情况时，虽然装置能自动切换运行（A套通道自动切换至B套或B套通道自动切换至A套通道）时，应迅速进行处理，必要时应及时联系检修人员处理。如装置无法恢复正常运行或处理装置时需停用自动励磁调节柜时，应倒用备励运行或停机处理。3.6.3.8 SJ-800自动励磁调节柜异常情况处理：1）A套故障时自动切换至B套运行，A套“故障”指示灯亮，应将“A/B套”切换开关切至B套运行位置，立即联系检修人员处理A套故障装置。2）B套运行中故障时也自动切至A套运行，B套“故障”灯亮，应立即联系检修人员处理B套故障装置，处理前，检修人员要做好安措。3）运行中，A、B套“运行”指示灯均不亮时应联系检修处理。4）交、直流电源指示灯及各稳压电源指示灯不亮时，应分别检查电源是否正常进行相应处理，否则应联系检修处理。5）装置面板上的异常指示灯燃亮时（如“PT断线”、“功率柜故障”、 “调节器停风”等），必要时应联系检修处理，排除相应的故障后该灯即熄灭。6）装置任一电源（交流或直流）中断时，应迅速处理恢复，以防另一电源再中断时引起装置工作混乱。7）“运行平衡状态指示”表针在正常运行中应上、下指示基本一致，当出现不一致时应联系检修处理。8）“运行闪烁”灯闪烁频率与实际运行状态不吻合，则为该通道运行异常，应停用联系检修处理。9）需要对自动励磁调节器内部元件进行处理，应先倒至备励运行。10）机组运行中对装置进行故障处理时，应按有关规定做好相应的安全及技术措施。3.6.3.9 SAVR-2000励磁调节器异常情况处理3.6.3.9.1 A套为主机运行时，自动励磁电压互感器电压回路断线时的现象1）A套自动切换至B套运行。2）A套：“故障”、“告警”红灯亮，“主/从”黄灯灭，“脉冲输出”绿灯灭，“Y8”PT断线灯亮，显示器显示“A为从机”，“调节器故障”光字牌亮。3）B套：“主/从”黄灯亮，“脉冲输出”绿灯亮。3.6.3.9.2 A套为主机运行时，自动励磁电压互感器电压回路断线时的处理1）记录光字牌、指示灯指示情况。2）检查自动励磁电压互感器刀闸辅助接点接触是否良好。3）停用自动励磁电压互感器，检查其高压侧保险是否熔断，如熔断应进行更换。4）联系检修处理。3.6.3.9.3 A套为主机运行时，保护及表用电压互感器电压回路断线时的现象1） A套正常运行。2） A套： “主/从”黄灯亮，“脉冲输出”绿灯亮，显示器显示“A为主机”。3） B套：“故障”、“告警”红灯亮，“Y8”PT断线灯亮，“调节器故障”光字牌亮。3.6.3.9.4 A套为主机运行时，保护及表用电压互感器电压回路断线时的处理1）记录光字牌、指示灯指示情况。2）检查保护及表用电压互感器刀闸辅助接点接触是否良好。3）检查保护及表用电压互感器二次侧保险是否熔断，如熔断应进行更换。4）停用保护及表用电压互感器，检查其高压侧保险是否熔断，如熔断应进行更换。5）联系检修处理。3.6.3.9.5 当“调节器故障”光字牌发出后，经查不是因PT断线造成的，应记录有关光字牌、指示灯指示情况，并通知检修处理。4 变压器运行规程4.1 变压器概况及设备规范4.1.1 变压器概况4.1.1.1 我厂#1、2主变为三圈变压器，#3、4主变为双圈变压器。采用强迫油循环风冷方式。＃1、2、4主变各配置6组冷却器，＃3主变配置8组冷却器。#1-4主变高压绕组设有分接开关，在无载情况下进行调节。4.1.1.2 #01、02高备变为油浸风冷、低压分裂绕组变压器。在电气上不相连接的两个低压绕组之间存在很大的分裂阻抗，保证变压器在低压侧一侧短路时，另一侧能保持较高的电压。#01、02高备变高压绕组设有分接开关，在有载情况下进行调节。4.1.1.3 #1-4高厂变为油浸风冷、双圈变压器，高压绕组设有分接开关，在无载情况下进行调整。4.1.2 变压器规范。4.1.2.1 #1、2主变压器规范见表1。4.1.2.2 #3、4主变压器规范见表2。4.1.2.3 #01、02高备变规范见表3。4.1.2.4 #1-4高厂变规范见表4。4.1.2.5 #1、2补水变规范见表5。4.1.2.6 低厂变规范见表6。4.1.2.7 #1-4主变冷却器规范见表7。表1 #1、2主变压器规范
＃１主变＃2 主变
型号 SFPS7-150000/220 SSPS7-150000/220
额定容量(kVA) 150000/150000/150000 150000/150000/150000
额定电压(kV) 242±2×2.5%/121/13.8 242±2×2.5%/121/13.8
额定电流(A) 357.9/716/6275.5 358/716/6276
接线组别Ｙｏ/Ｙo/△-12-11 Ｙo/Ｙo/△-12-11
高压绕组分接开关位置电压电流电压电流
（V）（A）（V）（A）
Ⅰ 254100 340.8254100341.5
Ⅱ 248050 349.1248050349.5
Ⅲ 242000 357.9242000358
Ⅳ 235950 367235950367
Ⅴ 229900 376.7229900376
中压绕组 121000 716121000716
低压绕组 138000 6275.51380006276
空载损耗(kW) 132.8 146.4
空载电流(％) 0.3 0.327
150000kVA时短路损耗kW 阻抗电压%短路损耗kW阻抗电压%
高压--中压 511.1 22.5617.823.4
高压--低压 472.6 13.1552.213.7
中压--低压 386.3 8.1445.79.0
冷却方式强油风冷强油风冷
冷却器型号 YF-180-2P YF－180/380
冷却器组数 6 6
油重(Ｔ) 39.5 48.8
总重(Ｔ) 208.3 212.7
出厂日期 1991.10 1983.4
制造厂沈阳变压器厂沈阳变压器厂
表2 #3、4主变压器规范
＃3 主变＃4 主变
型号 SFPS7-150000/220 SSPS7-150000/220
额定容量(kVA) 150000 150000
额定电压(kV) 242±2×2.5%/13.8 242±2×2.5%/13.8
额定电流(A) 357.9/6275.5 358/6276.5
接线组别Ｙｏ/△-11 Ｙo/△-11
高压绕组分接开关位置电压电流电压电流
（V）（A）（V）（A）
Ⅰ 254100 340.8254100341
Ⅱ 248000 349.1248000349
Ⅲ 242000 357.9242000358
Ⅳ 235900 367235900367
Ⅴ 229900 376.7229900377
低压绕组 138000 6275.51380006276.5
空载损耗(kW) 112 155.2
空载电流(％) 0.24 0.55
短路损耗(kW) 448.9 492.2
阻抗电压(%) 12.7 13.2
冷却方式强油风冷强油风冷
冷却器型号 YF－180/380 YF2－200
冷却器组数 8 6
油重(Ｔ) 34.5 34.8
总重(Ｔ) 165.7 185.86
出厂日期 1994.6 1988.9
制造厂沈阳变压器厂沈阳变压器厂
表3 #01、02高备变规范
#01高备变＃#02高备变
型号 SFFZB-31500/110 SFFZB-31500/220
额定容量（kVA） 31500/20000-11500 31500/20000-11500
无吹风容量(kVA) 18000/9000-9000 20000/10000-10000
额定电压(V) 110000/6300-6300 220000/6300-6300
额定电流(A) 165.3/1833-1054 82.67/1832.86-1053.89
接线组别Ｙｏ/△－△－11-11 Ｙｏ/△－△－11-11
高压绕组分接开关位置 % 电压(kV)流(A)%电压(kV)电流(A)
1 +12 123.2147.6+10.0242.0075.15
2 +10.5 121.55149.6+8.75236.2576.01
3 +9.0 119.90151.7+7.52363.576.90
4 +7.5 118.25153.8+6.25233.7577.80
5 +6.0 116.60156.00+5.00231.0078.73
6 +4.5 114.95158.20+3.75228.2579.68
7 +3.0 113.30160.50+2.50225.5080.65
8 +1.5 111.65162.90+1.50222.7581.65
额定电压9.10.11 110.00165.30220.0082.67
12 -1.50 108.75167.80-1.5217.2583.71
13 -3.00 106.70170.40-2.5214.584.79
14 -4.5 105.05173.10-3.75211.7585.89
15 -6.0 103.40175.90-5.00209.0087.00
16 -7.5 101.75178.70-6.25206.2588.18
17 -9.0 100.10181.70-7.50203.5089.37
18 -10.5 98.45184.70-8.75200.7590.59
19 -12.0 96.80187.90-10.0198.0091.85
电压（V）电流（A）电压（V）电流（A）
低压绕组1 20000kVA11500kVA 6300183363001832．86
6300105463001053．89
低压绕组2 20000kVA11500kVA 6300105463001053．89
6300183363001832．86
空载电流(％) 0．44 0．25
负载损耗(kW) 36．45 39．70
空载损耗(kW) 134．4 143．0
半穿越阻抗电压（%）高----低压1 18．5022．20
高----低压2 18．1022．20
出厂日期 1984．1 1993．9
制造厂保定变压器厂保定变压器厂
表4 #1-4高厂变规范
#1高厂变 #2高厂变 #3高厂变 #4高厂变
型号 SF-16000/13.8 SF-16000/13.8 SF-16000/13.8 SF-16000/13.8
额定容量（kVA） 16000 16000 16000 16000
额定电压（kV） 13.8±2×2.5%/6.3 13.8±2×2.5%/6.3 13.8±2×2.5%/6.3 13.8±2×2.5%/6.3
额定电流（A） 669.4/1466.3 669.4/1466.3 669.4/1466 669.4/1466
接线组别Ｙ.Ｙn０Ｙ.Ｙn０Ｙ.Ｙn０Ｙ.Ｙn０
空载电流（%） 0．44 0．49． 0．4349． 0．46
空载损耗（kW） 15．20 15．00 14．20 15．20
负载损耗（kW） 79．00 157 13．182 136．7
阻抗电压（%） 12．50 13．10 13．10 13．2
高压绕组分接开关位置电压电流电流电流电流
kV A A AA
Ⅰ 14．49 637．5 637．5 637．5637．5
Ⅱ 14．145 653．1 653．1 653．1653．1
Ⅲ 13．80 669．4 669．4 669．4669．4
Ⅳ 14．455 686．6 686．6 606．6606．6
Ⅴ 13．11 704．6 704．6 674．6674．6
低压绕组 6．30 1466．3 1466．3 14661466
冷却方式油浸风冷油浸风冷油浸风冷油浸风冷
无吹风容量（KVA） 11200 11200 10670 10670
出厂日期 1991．8 1991．8 1993．1 1995．11
制造厂沈阳变压器厂沈阳变压器厂沈阳变压器厂沈阳变压器厂
表5 #1、2补水变规范
＃1补水变＃2补水变
型号 SG10-1250/6.3（干式、无载调压）
额定容量(kVA) 1250
额定电压(kV) 6.3±2×2.5%/6.6
分接开关 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ Ⅴ
一次侧额定电压kV 6.6 6.45 6.3 6.15 6.0
二次侧额定电压kV 6.6
一次侧额定电流 114.55
二次侧额定电流 109.35
额定频率 50Hz 三相
接线组别 Y/Δ-11
阻抗电压(%) 5.21 5.26
最高温升 125K
冷却方式 FN
绝缘等级 H
使用条件户内
阻抗电压(%) 5.21 5.26
出厂日期 2000.5 1979.10
制造厂江苏中电设备制造公司福州变压器厂
表6 低厂变压器规范
#1公用变 #3低厂变 #01低备变
型号 SG10-1000/6（干式） SG8-1000/6（干式） SJL1-1000/6
额定容量(kVA) 1000 1000 1000
额定电压(kV) 6±5%/0.4 6±5%/0.4 6±5%/0.4
分接开关位置 1 2 3452-33-44-5123
高压侧电压(kV) 6.3 6.15 65.855.76.365.76.365.7
高压侧电流(A) 96.23 96.2 96.3
低压侧电压(kV) 0.4 0.4 0.4
低压侧电流(A) 1443.4 1443.4 1444
阻抗电压(%) 9.29 5.77 9.41
接线组别 Y/Y0-12 Y/Y0-12 Y/Y0-12
冷却方式 FN FN 油浸自冷
最高允许温升 125K 100K
出厂日期 2000.5 2000.5 1976.8
制造厂江苏中电设备制造公司连云港变压器厂

#1低厂变 #2/4低厂变 #1-4煤变
型号 S7 SJL-1000/10 SL1-800/10
额定容量(kVA) 1000 1000 800
额定电压(kV) 6±5%/0.4 6±5%/0.4 6±5%/0.4

万仁电气 · 发表于 2008-4-10 14:17:53

分接开关位置 1 2 3123123
高压侧电压(kV) 6.3 6 5.76.365.76.365.7
高压侧电流(A) 96.3 96.2 77
低压侧电压(kV) 0.4 0.4 0.4
低压侧电流(A) 1444 1443 1155
阻抗电压(%) 9.09 5.77 8.02/7.95/8.02/7.91
接线组别 Y/Y0-12 Y/Y0-12 Y/Y0-12
冷却方式油浸自冷油浸自冷油浸自冷
出厂日期 1989.9 1977.11/1978.6 1976.8/1983.12
制造厂合肥变压器厂上海变压器厂连云港变压器厂
表7 #1-4主变冷却器规范
#1/2/3主变冷却器 #4主变冷却器
型号 YF—180/380 YF2—2001
冷却方式强油循环风冷强油循环风冷
额定冷却容量 180/180/190KW 250KW
冷却器组数 #1、2＝6组 #3＝8组 #4＝6组
风扇电动机 1.5KW×2 1.5KW×2
油泵电动机 4KW 12.5A 3KW 9.05A
制造厂沈阳变压器配件四厂沈阳变压器配件四厂
4.2 变压器的投运和停运4.2.1 变压器投运前的检查4.2.1.1 变压器在合闸送电前，有关工作票应全部终结，临时安全措施应全部拆除，与运行无关的工具、材料及其它杂物应由检修人员清理干净。4.2.1.2 新装、检修后或停用15天以上的变压器，送电前应测量线圈绝缘电阻，并做好记录。电压在6kV及以上的变压器用1000-2500V摇表测量绝缘电阻，其值应不低于6MΩ。4.2.1.3 变压器投入运行前的外部检查项目如下：1）油枕和充油套管油位正常，油色应透明，油枕的油色应介于清与浅棕色之间，各处不漏油。2）瓷瓶套管清洁完整无破损、无裂纹、无放电痕迹及其它异常现象。3）冷却器油循环管路的所有阀门全部打开，冷却装置完好。4）防爆管的隔膜完整。5）瓦斯继电器与油枕间的阀门应打开，检查瓦斯继电器内有无积存气体，必要时应放气。6）呼吸器内吸潮剂应无受潮、变色或浸油现象。7）变压器各侧接线完整、正确，分接开关位置正确。4.2.1.4 主变冷却装置投入运行前的检查项目如下：1）用500V摇表测量潜油泵电动机及冷却风扇电动机绝缘电阻均不低于0.5 MΩ。2）冷却器油管路应完整、无漏油现象。3）油循环管路及各冷却器的所有油门应开启并放气。4）冷却风扇良好无卡涩现象。5）冷却装置各种联锁应检查试验良好。4.2.2 主变压器冷却装置的操作4.2.2.1 主变冷却装置在主变投运前应提前投入运行，其操作步骤如下：1）送上主变冷却器工作电源和备用电源。2）装上主变冷却器控制箱内工作、备用电源总保险，合上电源刀闸。3）装上各控制、信号电源保险，包括各分控箱内的操作保险。4）查冷却装置联锁开关1K断开，投入信号电源开关2K，合上工作电源开关。5）装上各冷却器的电源保险，合上自动空气开关。6）开启工作冷却器，将备用冷却器控制开关切至“备用”位置。7）检查开启后的冷却器油流指示正常，风扇、油泵运行良好。4.2.2.2 当主变停运1小时后，方可停用冷却装置，停用操作步骤如下：1）将备用冷却器的控制开关由“备用”切至“停止”位置。2）将工作冷却器的控制开关由“工作”切至“停止”位置。3）拉开各冷却器的自动空气开关，取下电源保险。4）将电源控制开关切至“停止”位置，查工作电源和备用电源接触器均已断开。5）取下各控制、信号保险。6）根据工作需要，将冷却器工作电源和备用电源停电。4.2.3 变压器投入运行的操作4.2.3.1 禁止将无保护的变压器投入运行。变压器差动、速断保护和重瓦斯保护禁止同时退出运行。4.2.3.2 主变、高备变停、送电前应合上变压器中性点接地刀闸。#01高备变送电后应拉开中性点接地刀闸。主变投运后应按调度命令调整中性点接地运行方式。4.2.3.3 变压器在低温投运时，若投运前的变压器油已凝固,允许将变压器投入空载或轻载运行,待油温上升后再接带负荷,此时应注意上层油温和油循环情况，还应防止呼吸器因结冰被堵。4.2.3.4 新安装或大修后的变压器，以及因内部故障使保护动作跳闸的变压器，在投运前应用发电机做零起升压试验。4.2.3.5 变压器的充电应由高压电源侧用开关进行。停电时应先停负载侧，后停电源侧。严禁变压器从低压侧向高压侧倒充电。变压器在投运前应先投入其冷却装置。4.2.3.6 变压器检修后,一、二次回路若变动过或变压器更换后，在投运并列运行前必须核定相位。4.2.3.7 变压器并列运行应满足下列条件：1）接线组别相同。2）电压比相等。3）阻抗电压相等。4）相序相同。4.2.3.8 高厂变与高备变、高备变与高备变、高厂变与高厂变之间的6kV侧，在切换操作时可短时并列运行，但必须在我厂主系统联结，并且处于同期的条件下进行。#01、02高备变在6kV侧须通过开关进行合环、解环操作，严禁通过刀闸进行合环、解环操作。高厂变与高备变、高厂变与高厂变在6kV侧进行合环、解环操作时也必须通过开关进行，严禁通过刀闸进行合环、解环操作。4.2.3.9 低厂变与低备变、低厂变与公用变、公用变与低备变、低厂变与低厂变、#1煤变与#2煤变、#3煤变与#4煤变之间的400V侧，在切换操作时可短时并列运行，但必须在我厂主系统联结处于同期的条件下用开关进行，严禁用刀闸进行400V系统的解、合环操作。4.2.3.10 补水变线路侧不得并列运行。深井变不得并列运行。4.2.3.11 #1、2主变110kV、220kV侧开关，由运行转热备用或冷备用时应先调整主变110kV、220kV侧中性点接地运行方式，并合上相应侧的主变中性点接地刀闸。开关转热备用或冷备用时，其保护保险不得取下，以防其保护失去电源。当110kV侧开关断开时，应断开主变保护跳710开关压板。4.2.3.12 #1、2主变压器送电的操作原则：（发电机主开关、高厂变开关在冷备用状态）1）拆除主变压器所属回路临时安全措施2）开启主变风冷器3）装上主变220kV侧开关操作、保护保险4）装上主变110kV 侧开关操作、保护保险5）装上发变组信号保险6）投入110kV、220kV母差保护跳主变110kV、220kV侧开关压板7）投入主变压器所属保护装置的有关压板8）合上主变压器中性点接地刀闸9）投入主变13.8kV侧PT及避雷器10）主变220kV侧开关转热备用11）主变110kV侧开关转热备用12）合上主变220kV侧开关（充电）13）投入主变110kV侧保护跳710开关压板14）同期合上110kV侧开关（合环）15）投入主变风冷器联锁开关16）调整主变中性点接地运行方式17）调整模拟图4.2.3.13 #1（2）主变220kV侧开关送电的操作原则：1）拆除2601（2602）开关临时安全措施2）合上220kV侧中性点接地刀闸3）2601（2602）开关由冷备用转热备用4）查220kV母差保护跳2601（2602）开关跳闸压板投入5）同期合上2601（2602）开关6）调整主变中性点接地运行方式7）调整模拟图4.2.3.14 #1（2）主变110kV侧开关送电的操作原则：1）拆除701（702）开关临时安全措施2）合上110kV侧中性点接地刀闸3）701（702）开关由冷备用转热备用4）查110kV母差保护跳701（702）开关跳闸压板投入5）投入#1（2）主变110kV侧保护跳710开关压板6）同期合上701（702）开关7）调整主变中性点接地运行方式8）调整模拟图4.2.3.15 高备变送电的操作原则：1）拆除高备变所属回路临时安全措施2）测量高备变6kV分支绝缘电阻3）开启高备变冷却风扇4）合上高备变中性点接地刀闸5）投入110(220)kV母差跳700(2000)开关压板6）投入高备变保护跳高低压侧开关压板7）装上高备变有载调压装置控制保险8）700(2000)开关由冷备用转热备用9）6010、6020(6030、6040)开关由冷备用转热备用10）将高备变控制回路CK切换至“传动试验”位置11）合上700(2000)开关(充电)12）将高备变控制回路CK切换至#01(02)高备变位置13）查110kV、220kV为同期系统14）合上6010、6020(6030、6040)开关(合环)14）拉开6063、6064开关（解环）15）投入高备变保护跳6kV有关备用开关压板16）拉开高备变中性点接地刀闸17）调整模拟图4.2.3.16 高厂变送电的操作原则：1）拆除高厂变所属回路临时安全措施2）测量高厂变及6kV分支绝缘电阻3）开启高厂变冷却风扇4）装上高厂变所属开关操作保险5）投入高厂变及分支保护装置6）投入高厂变附加电流保护跳闸压板7）高厂变高压侧开关转热备用8）高厂变6kV侧开关转热备用9）合上高厂变高压侧开关(充电)10）查高厂变与高备变高压侧为同期系统11）调整电压差12）合上高厂变6kV侧开关(合环)检查确带负荷13）投入6kV母线“BZT”开关14）拉开6kV备用电源开关(解环)15）切换6kV母线三相电压16）调整模拟图4.2.3.17 低厂变、公用变送电的操作原则：1）拆除变压器所属回路临时安全措施2）测量变压器高压线圈绝缘电阻3）装上变压器所属开关操作保险4）投入变压器的保护并检查装置正常5）将变压器高压侧开关转热备用状态6）将变压器低压侧开关转热备用状态7）合上变压器高压侧开关(充电)8）查低厂变与低备变高压侧为同期系统9）合上变压器低压侧开关(合环)，检查确带负荷10）投入400V母线“BZT”开关11）拉开400V母线备用电源开关(解环) 12）调整模拟图4.2.3.18 煤场变压器送电的操作原则：1）拆除煤变所属回路临时安全措施2）测量煤变高压线圈绝缘电阻3）装上煤变高压侧开关操作保险4）检查煤变微机保护装置投入正常5）将煤变高压侧开关转热备用6）投入煤变高压侧开关的远方操作切换开关QK7）将煤变低压侧开关转热备用8）合上煤变高压侧开关（充电）9）检查煤变高压侧为同期系统10）合上煤变低压侧开关（合环），并检查确带负荷11）拉开另一台煤变低压侧开关（解环）12）拉开另一台煤变高压侧开关13）将另一台煤变低压侧开关转冷备用14）将另一台煤变高压侧开关转冷备用15）调整模拟图4.2.3.19 补水变－－线路送电的操作原则：1）拆除补水变－－线路所属回路临时安全措施2）查询补水变－－线路对侧进线开关在分闸位置3）测量补水变－－线路绝缘电阻4）装上补水变开关操作保险5）投入补水变－－线路的继电保护并检查装置正常6）投入补水变－－线路侧PT7）合上补水变－－线路侧刀闸8）将补水变开关转热备用状态9）合上补水变开关10）测量补水变－－线路三相对地电压11）投入补水变－－线路重合闸出口压板（现补Ⅰ线不投）12）通知补水变房线路已送电13）调整模拟图4.2.3.20 #01低备变送电作400V备用电源，#01公用变恢复正常运行方式的操作原则：（#1-4低厂变代400V备用电源恢复正常方式参照本原则）1）拆除#01低备变所属回路临时安全措施2）测#01低备变高压线圈绝缘电阻3）装上#01低备变开关操作保险4）投入#01低备变保护并检查装置正常5）#01低备变开关恢复热备用6）装上低01开关操作保险7）合上低010刀闸8）装上低备公12开关操作保险9）合上#01低备变开关10）检查#1公用变与#01低备变高压侧为同期系统11）合上低01开关，并检查确带负荷12）拉开低备公12开关13）投入#01低备变跳400V备用电源开关压板14）拆除#01低备变6kV侧备用电源有压监视YZJ卡塞措施15）调整模拟图4.2.3.21 西山变、西山段送电操作原则1）拆除西山变、西山段所属回路临时安全措施2）测量400V西山段母线绝缘电阻3）测量西山变高压侧绝缘电阻4）测量西山变高压侧6KV电缆绝缘电阻5）将西山变6KV电源开关转热备用6）检查西山变微机保护装置投入正常7）装上西山变高压侧待送电支路跌落保险8）将西山变电源开关柜“远方/就地”开关切至“远方”位置9）合上400V西山段电源进线刀闸10）将400V西山段电源进线开关转热备用11）合上西山变高压侧电源开关（用400V西山段电源进线开关盘上的按钮）12）查西山变充电正常13）按下西山段电源进线开关储能按钮CA（查开关储能正常）14）合上400V西山段电源进线开关15）对400V西山段各路负荷送电。4.2.4 变压器停电的操作4.2.4.1 #1、2主变压器停电的操作原则：（发电机主开关、高厂变开关在冷备用状态）1）合上主变中性点接地刀闸2）断开主变风冷器联锁开关1K3）拉开主变110kV侧开关（解环）4）拉开主变220kV侧开关5）主变110kV侧开关由热备用转冷备用6）主变220kV侧开关由热备用转冷备用7）停用主变13.8kV侧ＰＴ及避雷器8）取下主变110kV侧开关操作、保护保险9）取下主变220kV侧开关操作、保护保险10）取下发变组信号保险11）断开主变110kV侧保护跳710开关压板12）断开110kV、220kV母差保护跳主变110kV、220kV侧开关压板13) 断开发电机差动保护跳主变110kV、220kV侧开关压板14）根据工作票要求做临时安全措施15）主变停电1小时后停用冷却装置16）调整模拟图4.2.4.2 #1（2）主变220kV侧开关停电的操作原则：1）调整主变220kV侧中性点接地运行方式2）合上#1（2）主变26010（26020）接地刀闸3）拉开2601（2602）开关（解环）4）2601（2602）开关由热备用转冷备用5）2601（2602）开关做临时安全措施6）断开220kV母差保护跳2601（2602）开关压板7）断开发电机差动保护跳主变110kV、220kV侧开关压板8）调整模拟图注：2601（2602）开关的保护保险不得取下，如有工作由检修人员作安措。4.2.4.3 #1（2）主变110kV 侧开关停电的操作原则1）合上#1（2）主变110kV 侧中性点接地刀闸2）拉开701（702）开关（解环）3）断开#1（2）主变保护跳710开关压板4）断开110kV母差保护跳701（702）开关压板5）701（702）开关由热备用转冷备用6）701（702）开关做临时安全措施7）断开发电机差动保护跳主变110kV、220kV侧开关压板8) 调整模拟图注：701（702）开关的保护保险不得取下，如有工作由检修人员作安措。4.2.4.4 高备变停电的操作原则：1）合上高备变中性点接地刀闸2）合上6063、6064开关3）拉开6010、6020（6030、6040）开关4）拉开700（2000）开关5）断开高备变保护跳6kV有关备用电源开关压板6）将高备变控制回路CK开关切换至#02（#01）高备变位置7）将700（2000）开关转冷备用8）将6010、6020（6030、6040）开关转冷备用9）停用高备变冷却风扇10）根据工作票要求做临时安全措施11）调整模拟图注：700（2000）开关操作保险不得取下，如有检修工作由厂继人员作安措。4.2.4.5 高厂变停电的操作原则：1）调整电压差2）合上6kV备用电源开关，检查确带负荷3）拉开高厂变6kV 分支末端开关4）断开6kV 母线“BZT”开关5）切换6kV 母线三相电压6）拉开高厂变6kV 分支首端开关7）拉开高厂变高压侧开关8）高厂变高压侧开关由热备用转冷备用9）高厂变6kV 侧开关由热备用转冷备用10）取下高厂变所属开关操作保险11）停用高厂变冷却风扇12）断开高厂变附加电流保护跳闸压板13）根据工作票要求做临时安全措施14）调整模拟图4.2.4.6 低厂变、公用变停电的操作原则：1）合上400V母线备用电源开关，检查确带负荷2）拉开工作变400V侧开关3）断开400V母线“BZT”开关4）拉开工作变6kV侧开关5）工作变400V侧开关转冷备用6）工作变6kV侧开关转冷备用7）取下工作变所属开关操作保险8）根据工作票要求做临时安全措施9）调整模拟图4.2.4.7 补水变－－线路停电的操作原则：1）联系线路对侧开关确已断开2）断开补水线路重合闸出口压板3）拉开补水变开关 4）将补水变开关转冷备用5）拉开补水变－－线路侧刀闸6）停用补水变－－线路侧PT7）取下补水变开关操作保险8）根据工作票要求做安全措施9）调整模拟图4.2.4.8 #01低备变停电、#1公用变代400V备用电源的操作原则：（#1-4低厂变作400V备用电源时参照本原则）1）将#01低备变6kV备用电源有压监视YZJ卡塞在吸合状态2）检查#1公用变、#01低备变高压侧为同期系统3）合上低备公12开关，并检查确带负荷4）拉开低01开关5）拉开＃01低备变开关6）取下低备公12开关操作保险7）#01低备变开关由热备用转冷备用8）取下#01低备变开关操作保险9）取下低01开关操作保险10）拉开低010刀闸11）断开#01低备变保护跳400V备用电源开关压板12）根据工作票要求做临时安全措施13）调整模拟图4.2.4.9 西山变、西山段停电时的操作原则1）对400V西山段各路负荷停电2）拉开400V西山段电源进线开关3）拉开西山变高压侧电源开关4）拉开400V西山段电源进线刀闸5）将西山变6KV电源开关转冷备用6）根据工作票做安措4.2.4.10 西山变由6KV电源（一）倒为电源（二）时的操作原则（西山变由6KV电源（二）倒为电源（一）时的操作原则与此相同）1）测量西山变电源（二）开关下侧电缆绝缘电阻2）将西山变高压侧电源（二）开关转热备用3）检查西山变电源(二)微机保护装置正常4）拉开400V西山段各路负荷开关5）拉开400V西山段电源进线开关6）拉开西山变高压侧电源（一）开关7）取下西山变高压侧6KV41段来跌落保险8）装上西山变高压侧6KV32段来跌落保险9）合上西山变高压侧电源(二)开关（400V西山段内）10）查西山变充电正常11）按下400V西山段源进线开关开关储能按钮CA（查开关储能正常）12）合上400V西山段源进线开关13）合上400V西山段各负荷开关14）将西山变高压侧电源（一）开关转冷备用4.3 变压器的正常运行和监视4.3.1 额定运行方式4.3.1.1 变压器在规定的冷却条件下，可按铭牌数据连续运行。4.3.1.2 干式变压器的温度限值按制造厂规定。4.3.1.3 油浸式变压器在运行中允许温度按上层油温进行监视。强迫油循环风冷的主变压器其上层油温应控制在70℃以下，最高不超过75℃。油浸风冷的高厂变、高备变以及油浸自冷的低厂变其上层油温不宜超过85℃，最高不超过95℃。干式变压器的温升按制造厂规定：#1低厂变及#1-4励磁变为100℃，#1补水变及#1公用变为125℃。当干式变压器温度达到130℃时发出报警信号。4.3.1.4 变压器高压侧运行电压可在分接头额定电压±5％范围内变化，此时变压器的低压侧可带额定电流连续运行。 4.3.1.5 高备变运行中，6kV 侧每一分裂绕组负荷不得超过其额定值（20000kVA、1833A），并在某一分裂绕组负荷达到额定值时，另一分裂绕组负荷不得超过规定值（11500kVA、1054A）。 4.3.1.6 变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相的负荷电流不超过额定值。4.3.1.7 油浸风冷变压器在风扇停止工作时允许的负荷，应遵守制造厂规定。油浸风冷变压器接带额定负荷的三分之二以上或上层油温超过55℃时应开启风扇，上层油温低于45℃时可停用风扇。对设有冷却风扇的干式变压器（如#3低厂变），当变压器温度超过100℃时，开启风扇，低于80℃时，可停用风扇。4.3.2 允许的过负荷4.3.2.1 主变压器、厂用变压器正常运行情况下，不允许过负荷运行。4.3.2.2 在事故情况下各变压器允许过负荷时间不得超过0.5小时。主变允许过负荷倍数见表8，各厂用变压器允许过负荷倍数见表9。表8 主变允许过负荷倍数表
过负载前的负载系数K1 环境温度 ℃
403020100-10-20
0.7 1.451.501.501.501.501.501.50
0.8 1.421.481.501.501.501.501.50
0.9 1.381.451.501.501.501.501.50
1.0 1.341.421.481.501.501.501.50
1.1 1.301.381.421.501.501.501.50
1.2 1.261.321.381.501.501.501.50
表9 厂用变压器允许过负荷倍数表
过负载前的负载系数K1 环境温度 ℃
403020100-10-20
0.7 1.801.801.801.801.801.801.80
0.8 1.761.801.801.801.801.801.80
0.9 1.721.801.801.801.801.801.80
1.0 1.641.751.801.801.801.801.80
1.1 1.541.661.781.801.801.801.80
1.2 1.421.561.701.801.801.801.80
4.3.2.3 变压器事故过负荷只允许在事故情况下使用。当变压器有严重缺陷或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。4.3.2.4 变压器应尽量减少和避免过负荷运行。如变压器在过负荷下运行时，应投入包括备用在内的全部冷却器，并尽量压缩负载、减少时间，不得超过30分钟。变压器在过负荷运行期间，应加强对变压器的全面检查，每5分钟抄表一次。当过负荷后，应将其过负荷的数值、时间及过负荷原因等详细记录。4.3.3 主变压器冷却装置的运行4.3.3.1 主变的强迫油循环风冷装置，应在变压器送电前投入运行。主变压器运行时，不论负荷大小，风冷装置应投入运行，直到变压器停电1小时后方可停用。4.3.3.2 主变风冷装置控制箱具有双路电源，正常时为工作电源运行，备用电源处于联动备用状态。工作电源和备用电源互为备用。4.3.3.3 主变风冷装置联锁开关在变压器运行主开关合上后投入，在变压器主开关拉开前断开。4.3.3.4 主变正常运行中工作冷却器应对称分布。冷却装置的运行组数以监视主变上层油温不超过55℃、不低于30℃为宜。且应尽可能保证一定数量的冷却器作备用。但运行的冷却器最低应保留2组，且应对称分布，以利于冷却均匀，避免产生局部过热。4.3.3.5 主变风冷装置运行中的注意事项：1）冷却器检修后投入运行之前，应先注满油，并排除残余的空气，不准在无油情况下启动潜油泵。投入运行后的最初8小时内应每2小时检查一次变压器各部运行情况。2）若工作冷却器故障，备用冷却器自动投入时，应立即将备用冷却器的控制开关切至工作位置，同时停用故障冷却器。(3) 正常运行中冷却器的倒换应按先开后停的顺序操作。4.3.3.6 主变冷却器全停时，在额定负载下允许运行10分钟。若油面温度尚未达到75℃，可降负荷运行，同时脱离主变冷却器全停跳闸投入压板（因未接入75℃闭锁接点），严密监视主变温度变化情况，最高允许上升到75℃。但切除冷却器后主变的最长运行时间不得超过1小时。经上述处理后油温仍高于75℃则应停用变压器。（建议接入75℃闭锁接点）。4.3.4 变压器运行中的监视4.3.4.1 应经常监视运行中变压器的表计指示不超过允许值，并定期做好记录。安装在控制室的表计每小时抄一次。4.3.4.2 在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数：1）新投运或经过检修、改造的变压器在投入运行的72小时内。2）有严重缺陷时。3）气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。4）雷雨季节特别是雷雨后。5）高温季节、高峰负载期间。6）变压器过负荷期运行时。4.3.4.3 运行中的变压器每3小时应进行一次外部检查，检查项目如下：1）变压器的油温和温度计应正常，各部位无渗油、漏油。2）油枕和充油套管充油正常，油色透明，油枕油色介于清和浅棕色之间。3）套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象。4）变压器声音正常，无异常声音。5）吸湿器完好，吸附剂干燥无变色。6）各侧引线接头、电缆、母线应无过热现象。7）压力释放器或安全气道及防爆膜应完好无损整，无向外喷油现象。8）瓦斯继电器内应无气体。9）各端子箱、控制箱门应关闭严密，无受潮现象。10）变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，通风机及温度正常。11）干式变压器外部表面应无积污，柜门关闭，温度、声音正常（不得打开外罩门检查以防触电）。12）有载分接开关机构及分接位置、电源正常。4.3.4.4 主变冷却装置运行中检查项目如下：1）各冷却器手感温度应相近。2）冷却系统各部无渗油、漏油现象。3）油循环正常，油流继电器工作正常。4）油泵、风扇运行正常，无过热、振动等异常现象。5）控制箱内各开关，接触器位置正确，无过热放电等异常现象。各控制开关、指示灯、保险、继电器完好无异常。4.3.5 变压器分接开关的的运行和维护4.3.5.1 主变压器分接开关的调整按上级调度员命令执行。厂用变压器分接开关的位置应维持厂用母线电压为额定值，波动范围为-2.5 -- 5%。无载调压的变压器其分接开关的调整应在变压器停电状态下进行。4.3.5.2 #01高备变有载调压分接开关的调整操作原则：4.3.5.2.1电动操作：1）合上有载调压电源开关。2）根据需要按下“升压”或“降压”按钮，约3-10秒钟左右，分接开关即改变一次，在操作过程中，控制盘上相应的指示灯应燃亮，切换完毕后即熄灭。3）若分接开关连续动作，指示灯不变，可能是顺序开关或极限开关失灵，则在分接开关动作至某一位置，电压表指示变化稍有停顿时，切除“有载调压电源开关”进行检查，切勿在电压表指示值在变化时切除电源开关。4）操作完毕，切除“有载调压电源开关”，检查母线三相电压应平衡。4.3.5.2.2 手动操作：1）打开操作机构箱门。2）检查蜗轮轴的键应在正上方，稍拧松标示牌“1→N”右侧螺钉，稍提起标示牌后取出连轴套。3）装上操作把手柄，使手柄左右转动少许，应很灵活。4）升压操作时，手柄沿顺时针方向摇动，分接开关位置指示数应递增。5）降压操作时，手柄沿反时针方向摇动，分接开关位置指示数应递减。6）每摇动两圈，即完成一次切换，当摇到约1.5圈时，应能听到变压器箱内有切换开关的切换响声，之后需将手柄继续摇到把手在下方为止，此时分接开关位置指示数字正好居中。若位置指示数字已达终端数字，则不得再向超越终端方向摇动。7）取下手柄、装上联轴套，蜗轮轴的键应在正上方，拧紧标示牌“1→N”右侧螺钉。8）关闭操作机构箱门。4.3.5.3 #02高备变有载调压分接开关的调整操作原则：4.3.5.3.1 电动操作：1）检查有载调压装置电源及分接开关位置指示灯正常。2）投入#02高备变有载调压电源开关3）根据需要按下“升压”或“降压”按钮，约5秒钟后分接开关改变一次，6kV电压表指示值变化一次。在操作过程中，控制盘上相应的指示灯燃亮，切换完毕后即熄灭。4）断开#02高备变有载调压电源开关5）分接开关操作后，检查6kV备用母线三相电压应平衡。4.3.5.3.2 手动操作：1）取下连轴盖，将手柄套到轴上，推进并转动使之进入能与齿轮啮合的位置。2）升压操作时，手柄沿逆时针方向摇动（朝位置N），分接开关位置指示数应递增。3）降压操作时，手柄沿顺时针方向摇动（朝位置01），分接开关位置指示数应递减。4）每摇动变换传动轴33转时，即完成一次切换。此时分接开关指示红色标记正好居中。5）若位置指示数字已走完终端数字（1或19），则不得再向超越方向摇动。6）手动操作完成后，抽出手柄。4.3.5.4 有载分接开关切换操时的注意事项：1）正常情况下，有载分接开关使用远方电气控制。当检修、调试、远方电气控制回路故障和必要时，可使用就地电气控制或手动操作。当分接开关处在极限位置又必须手动操作时，必须确认操作方向无误后方可进行。2）分接变换操作必须在一个分接变换完成后方可进行第二次分接变换。操作时应同时观察电压表、电流表的指示，不允许出现回零、突跳、无变化等异常情况，分接位置指示器及动作计数器的指示等都应有变化。3）有载调压变压器在过负荷1.2倍以上时，禁止分接开关变换操作。4.3.5.5 有载分接开关运行检查与维护：1）操作机构箱门应关严，防止雨、雪、尘土侵入。2）操作机构的机械传动部分应保持良好润滑，定期查看各油杯中是否缺油，用手适当旋油杯盖，使润滑油脂充分注入。刹车电磁铁的闸皮应保持干燥，不可涂油。3）定期收集和分析瓦斯继电器内气体，该瓦斯保护动作后的处理原则与本体瓦斯保护相似。4）运行6个月至一年或切换10000次左右后，应由检修负责检查分接开关一次，以后可根据情况定期检查。5）分接开关箱中的油每年应由检修负责更换一次，油耐压值应不低于20kV，油位应在油表的2/3左右。6）储油柜（油枕）安全气道和吸湿器的运行维护与变压器相同。4.3.5.6 有载分接开关变换操作中发生下列异常情况时应作如下处理，并及时汇报安排检修。1）操作中发生连动时，应在指示器出现第二个分接位置时立即切断电源，并手动操作到适当分接位置。2）远方电气控制操作时，计数器及分接位置指示正常，而电压表和电流表又无相应变化。应立即切断操作电源，中止操作。3）分接开关发生拒动、误动；电压表和电流表变化异常；电动机构或传动机械故障；分接位置指示不一致；切换操作时有异音；保护装置动作；看不见油位或大量喷漏油及危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时，应禁止或中止操作。4.3.6 变压器瓦斯保护装置4.3.6.1 在正常情况下变压器瓦斯保护应在变压器投入运行前，将重瓦斯保护投入“跳闸”位置，轻瓦斯保护作用于“信号”位置。4.3.6.2 值班人员应每班对瓦斯保护装置检查下列各项：1）瓦斯保护信号牌、压板应在正常位置，信号灯完整处于良好状态。2）变压器油枕间的油位指示正常，瓦斯继电器不漏油、且无积存气体。3）瓦斯继电器与油枕间的阀门应在打开位置。4.3.6.3 运行中的变压器在进行下列工作时，应将重瓦斯压板由“跳闸”位置改接到“信号”位置：1）变压器进行加油和滤油时。2）吸湿器进行畅通工作和更换吸潮剂时。3）进行呼吸器更换硅胶时。4）除变压器取油样和瓦斯继电器上部放气阀门放气以外，在其它所有地方打开放气和放油阀门时。在将重瓦斯改投信号时，必须确证差动保护或电流速断保护在投入跳闸位置，并对变压器运行情况加以监视，工作完毕变压器空气排尽后，应尽早改投跳闸。4.3.6.4 变压器加油滤油，更换吸湿剂工作结束后，应加强检查，若有气体，应及时排放，直到变压器气体全部排出后，瓦斯保护方可投入跳闸位置。对重新注油、换油的变压器进行瓦斯继电器放气时，可将重瓦斯短时改投信号后再放气，放气后立即投跳闸。正常运行中的瓦斯继电器突然出现气体，需放气时，不得将重瓦斯改接信号。放气时务必谨慎，应经放气阀进行放气，严禁误碰“探针”。4.3.6.5 变压器检修时，自油枕处向变压器本体注油时，应防止将瓦斯继电器内部导线冲断。4.3.6.6 检修后的变压器投运前，应将重瓦斯压板投入“跳闸”位置，在变压器充电后，如有气体析出，应收集气体进行分析判断。4.3.6.7 瓦斯继电器上端的探针及放气阀应标示明确，变压器一经带电运行即不得触及探针。4.3.6.8 轻瓦斯动作，重瓦斯不动作，一般有下列几种原因：1）变压器轻微的故障。2）加油、滤油或冷却系统不严密，以致空气进入变压器内。3）温度下降或漏油致使油面逐渐下降。4）瓦斯继电器本身故障或二次结线回路故障造成误动作。5）发生穿越性的短路故障。4.3.6.9 轻重瓦斯同时动作或仅重瓦斯动作时，一般有下列几种原因：1）变压器内部发生严重故障。2）变压器油位下降。3）发生穿越性故障时，引起误动作。4）瓦斯继电器本体故障，二次回路故障或人员直接过失造成误动作。4.3.6.10 瓦斯保护动作后，值班人员应对变压器外部进行下列检查：1）油枕、油面是否正常。2）防爆管及吸湿器是否有破裂现象，是否向外喷油。3）变压器温度是否正常。4）变压器内部是否有异音。5）瓦斯继电器是否有气体，若有气体则应收集气体进行鉴别。6）差动保护是否掉牌。4.3.6.11 轻瓦斯保护动作后，值班人员应严密注意变压器本体运行情况，如电流、电压、油温及音响变化等。但不得将重瓦斯保护退出运行。若由于变压器漏油造成油面下降引起轻瓦斯动作，必须立即采取恢复油位的措施。4.3.6.12 瓦斯保护动作后，根据收集瓦斯继电器气体的性质，可以初步判断变压器内部故障情况。气体的收集由检修人员负责。根据气体判断故障如表10。表10
气体颜色可燃性故障情况
1 无色、无臭不可燃变压器分离出的气体
2 黄色不易燃木质故障
3 浅灰色、臭味可燃绝缘纸或纸板故障
4 黑色或灰色易燃油故障
4.3.6.13 若轻瓦斯保护动作原因不明，则必须进一步对变压器进行气相色谱分析和检查油的闪点。若色谱分析异常和闪点较过去记录降低5℃以上，则说明变压器内部有故障，必须将变压器停下作内部检查。4.3.6.14 若重瓦斯动作的同时，线路保护亦动作，且收集不到气体，则可能是因变压器绕组变形，油流冲动瓦斯继电器，使保护动作。4.4 变压器的异常运行和事故处理4.4.1 值班人员发现变压器有异常现象时，应尽快采取措施将其消除，并迅速报告班长或值长。4.4.2 变压器有下列情况之一者应立即停运，有备用变压器时倒换备用变压器运行：1）变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声。2）在正常冷却条件和正常负荷情况下，温度异常升高，且有不断上升趋势或上升率达到3℃/分钟。3）油枕和防爆管向外喷油。4）严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度。5）油色变化过甚，油内出现油离碳等。6）套管有严重的破损和放电现象。7）进出线接头严重过热、熔化。8）变压器着火或变压器附近着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时。9）发生严重危及人身及设备安全的现象。10）当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护拒动时。4.4.3 主变高、中压侧开关跳闸时，应防止厂用变压器严重超负荷运行，厂用电倒换时应防止非同期并列。4.4.4 变压器油温超过允许值时，应进行如下检查和处理：1）检查变压器的负荷和油温、线圈温度、进行核对。2）核对温度计。3）检查冷却装置的油系统及油泵、风扇运行是否正常。4）检查变压器小室的通风情况。5）开启备用冷却装置，加强通风冷却6）倒换备用厂用变压器7）转移负荷，降低负荷电流8）变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105℃时，应立即降低负荷。9）如检查证明变压器在正常荷电流和冷却条件下，经检查证明温度指示正确，变压器温度不正常并不断上升，上升率达到3℃/分钟，则认为变压器已发生内部故障，应立即将故障变压器停电进行检查处理。4.4.5 变压器油位不正常的处理：4.4.5.1 油位升高时的处理若油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。4.4.5.2 变压器溢油的处理：1）如系冷却效果低造成油位上升导致溢油，应适当降低负荷电流，增强冷却装置的冷却效果。2）如系本身油位太高造成溢油，可适当放油。3）如变压器溢油伴有轻瓦斯发讯，应收集气体化验，并对油作色谱分析，确认内部有异常，应停下变压器进行检查。4.4.5.3 当发现变压器的油位较当时油温所应的的油位显著降低时，应查明原因，并联系检修人员加油，保持正常油位。加油时，应将变压器的重瓦斯保护由跳闸改接信号，此时变压器的其它保护均应投入跳闸位置。禁止从变压下部加油。加油结束，待气体全部排出后，再将重瓦斯保护改投跳闸。4.4.5.4 如因大量漏油而使油位迅速下降时，应迅速查明原因，并根据情况采取堵漏措施并适当加油，禁止将重瓦斯保护改投信号。如严重漏油致使油面降到低于油位计的指示限度，迫使油循环中断，应立即停用变压器。4.4.5.5 瓦斯保护动作于信号4.4.5.5.1 现象:警铃响，变压器“轻瓦斯保护动作”光字牌亮。4.4.5.5.2 处理:1）检查是否由于加油、滤油或冷却系统不严导致空气侵入。2）检查是否因漏油或温度下降引起油面下降。3）检查是否因二次回路故障引起。4）检查变压器油温是否升高，有无异常，变压器声音是否正常，内部是否存在故障。5）如瓦斯继电器内有气体，则应记录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气体及油样做色谱分析。若瓦斯继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除漏气缺陷。若气体是可燃的或油中容解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。4.4.5.6 重瓦斯保护动作跳闸4.4.5.6.1 现象:1）重瓦斯保护动作跳闸信号灯亮。2）变压器各侧开关跳闸，负荷电流到零。4.4.5.6.2 处理:1）有备用变压器时应将其投入运行。2）在未查明原因、消除故障前不得将变压器投入运行。3）检查变压器其它保护装置的动作情况。4）对变压器进行外部检查，有无明显反映故障的异常现象。5）检查是否呼吸不畅或排气未尽。6）检查瓦斯继电器中积聚的气体量，是否可燃。7）对瓦斯继电器中的气体和取油样进行色谱分析。8）检查保护装置及二次回路是否正常。9）对变压器进行必要的电气试验。经上述检查、处理后，变压器绝缘正常且具备投运条件时，投入重瓦斯保护，优先采用零起升压方式将变压器投入运行。4.4.6 主变冷却装置故障4.4.6.1 主变冷却装置故障时的现象1）主控室、就地控制箱“工作电源、备用电源故障”、“冷却器全停”光字牌亮。2）就地检查冷却风扇及潜油泵全部停转，风冷器控制箱“工作、备用电源”指示灯熄灭，1C、2C接触器断开无电压。4.4.6.2 主变冷却装置故障时的处理：1）检查工作电源和备用电源是否确实故障。若工作电源故障，应检查备用电源是否自投成功。若未自投应抢送备用电源使冷却装置运行，同时应尽快消除工作电源的故障。2）备用电源故障时，应立即消除，恢复备用。3）对工作电源（或备用电源）发生一相或两相断线，应尽快倒换备用电源（或工作电源），对故障电源进行检查处理，尽快恢复。4）若工作电源和备用电源均故障，应尽快恢复一路电源供电。若不能立即恢复供电，则应按以下原则处理：①、将该机厂用电倒由高备变接带。②、转移该机部分负荷，严格控制主变上层油温在75℃以下，并按4.3.3.6 规定执行。③、检查故障原因，通知检修处理。4.4.7 变压器自动跳闸的处理：1）迅速投入备用变压器，检查变压器跳闸原因及保护运行情况。2）若跳闸是由于误碰引起，则应随即将变压器投入运行。若因变压器外部故障引起跳闸，待隔离故障后，再将变压器投入运行。3）若由于变压器内部保护动作引起跳闸，则应对变压器和继电保护装置进行全面检查，找出原因，排除故障后再投入运行，有条件者应优先采用零起升压方式送电。4）厂用变压器自动跳闸后，若备用变压器未自投入，应手动强送备用变压器一次。5）若备用厂变停电，当工作厂变因过流保护、接地保护或低电压保护动作跳闸时，可即强送工作变一次。4.4.8 变压器着火的处理：1）立即拉开变压器各侧开关和刀闸，可靠地断开各侧电源。2）停用变压器冷却装置。3）投入备用变压器。4）联系消防队。5）使用干式灭火器、二氧化碳、四氯化碳灭火器或水喷雾灭火，并防止火势蔓延。禁止使用酸性灭火器灭火。4.4.9 主变压器内部故障跳闸后，应立即切除油泵，避免故障中产生的游离碳、金属微粒等杂物进入变压器的非故障部分。5 配电装置运行规程5.1 配电装置的正常运行方式5.1.1 220kV系统正常运行方式5.1.1.1 220kV系统在正常运行情况下为四段母线并列运行。#1、2旁路母线处充电状态，其运行方式如下：Ⅰ段母线：#1主变（2601）、#3主变（2603）、#5主变（2605）、徐潘2631线、徐庆2611 线、徐任2613线、 #1旁路（2620）。Ⅱ段母线：#2主变（2602）、#4主变（2604）、徐潘2621线、徐庆2612线。Ⅲ段母线：#7主变（2607）、#8主变（2608）、徐任2614线、徐桃2615线、#2旁路（2640）。Ⅳ段母线：#6主变（2606）、徐桃2616线、#02高备变（2000）。Ⅰ、Ⅱ段母联2630、Ⅲ、Ⅳ段母联2650，Ⅰ、Ⅲ段分段2500、Ⅱ、Ⅳ段分段2600开关作联络开关运行。#1旁路2620开关对#1旁路母线充电，重合闸装置停用。#2旁路2640开关对#2旁路母线充电，重合闸装置停用。5.1.1.2 220kV系统在正常情况下为任意一台主变的220kV侧中性点直接接地运行。5.1.2 110kV系统正常运行方式5.1.2.1 110kV系统在正常情况下为双母线并列运行，旁路母线处冷备用状态，其运行方式如下：Ⅰ段母线：＃1主变（701）、徐韩723线、徐石725线、徐北727线、徐彭729线。Ⅱ段母线：＃2主变（702）、徐檀722线、徐青724线、徐石726线、徐彭728线、#01高备变（700）。720旁路开关处于冷备用状态。5.1.2.2 110kV系统在正常情况下为#1或#2主变110kV侧中性点直接接地运行。5.1.3 6kV工作、备用电源正常运行方式5.1.3.1 发电机正常运行时，每台机组两段6kV母线均应由本机高压厂用变压器供电，其备用电源系统应处于热备用状态。5.1.3.2 正常运行时，#01、02高备变应在空载运行状态。#01高备变作#1-6机6kV备用电源，#02高备变作#7、8机6kV备用电源。6kV备用电源开环点为6063、6064开关。当一台高备变停役时，合上6063、6064开关，使另一台高备变作全厂6kV备用电源。5.1.3.3 正常运行时，机组之间6kV备用电源联络线中的刀闸、开关应处于合闸状态，联络开关的操作、储能保险取下。5.1.3.4 当#01、02高备变处于空载热备用状态时，6kV备用母线电压应维持6.2kV左右。当一台高备变在已带一台高厂变的全部负荷时，尚能满足另一台高厂变所带重要电动机的起动和自投。5.1.4 400V工作、备用电源正常运行方式5.1.4.1 发电机正常运行时，每台机组两段400V 母线均应由本机低压厂用变压器供电，400V公用段、煤场段母线由所属变压器供电，其备用电源系统应处于热备用状态。5.1.4.2 当厂用工作变、公用变停役时，#1-4机400V母线及400V公11、12段倒由#01低备变供电。当#01低备变停役时，可用#1公用变作#1-4机400V备用电源，也可用#1-4低厂变（#1-4相应发电机停役时）作400V备用电源。5.1.5 400V厂用车间盘正常运行方式5.1.5.1 当任两段厂用母线能够经车间盘构成环路时，必须采取开环方式运行。5.1.5.2 经两个车间盘构成环路者，选定接于奇数段厂用母线的车间盘去另一车间盘上的刀闸为“合环刀闸”，接于偶数段厂用母线的车间盘去另一车间盘的刀闸为“联络刀闸”。正常情况下“合环刀闸”处在断开状态，“联络刀闸”处在合闸状态。各车间盘从对应的厂用母线取用工作电源，经合环刀闸从另一段取用备用电源。5.1.5.3 经同一车间盘构成环路者，选定该盘去奇数段厂用母线的电源刀闸为“合环刀闸”，该盘从偶数段厂用母线取工作电源。5.1.5.4 各车间盘在400V厂用母线侧的馈线刀闸正常时均合上。“合环刀闸”正常均置于“断开”位置，该环路中的其它刀闸正常均置于“合上”位置。5.1.5.5 具有双向闸刀的车间盘，正常从对应低压厂变取用工作电源，从另一低压厂变取备用电源。5.1.5.6 #1-4机炉热工电源正常情况下，分别由400V 11、21、31、41段母线作工作电源，400V 12、22、32、42段母线作备用电源。热工电源的切换操作由电气运行人员通知热工人员进行。5.1.5.7 主厂房#1、2工作照明总盘正常分别由400V 11、31段母线作工作电源，由400V 21、41段母线作备用电源。主厂房#1、2检修电源总盘正常分别由400V 11、31段母线作工作电源，由400V 21、41段母线作备用电源。5.1.5.8 车间盘电源的倒换操作由电气运行人员负责，其操作情况应记入运行日志内，有关工作结束后，应及时恢复原正常工作方式。5.1.6 110kV、220 kV系统雷季运行方式5.1.6.1 220 kV系统雷季运行方式1）2621、2631、2611、2612、2613、2614、2615、2616八回出线均不可开口运行。原因：线路侧无避雷器。2）Ⅰ、Ⅱ段母线分开运行时，每段母线上线路不少于二回。原因：主变保护距离不够。3）Ⅰ、Ⅱ段母线不分开或单母线运行时，母线上的线路不少于二回。原因：主变保护距离不够。4）在Ⅰ、Ⅱ段母线上由2620开关代2621、2631开关时，母线上的线路不少于二回。原因：线路上的耦合电容器保护距离不够。5）在Ⅲ、Ⅳ段母线上由2640开关代2615、2616开关时，母线上的线路不少于二回。原因：线路上的耦合电容器保护距离不够。6）带#6、7、8主变、#02高备变运行的母线，母线上的线路不少于二回。原因：#6、7、8主变、#02高备变保护距离不够。7）Ⅲ段单母线带2616或2614开关时必须与Ⅰ段母线联接运行，且母线上的线路不少于二回。原因：线路上的耦合电容器保护距离不够。8）以上各项中，2611、2612只作一回线。原因：2611、2612同杆架设。备注：(1) 220 kV 2621、2631、2611、2612、2613、2614、2615、2616八回出线分别为：徐潘2621线、徐潘2631线、徐庆2611线、徐庆2612线、徐任2613线、徐任2614线、徐桃2615线、徐桃2616线。2620、2640Ⅰ、Ⅱ段和Ⅲ、Ⅳ段旁路开关。(2) 如设备有变化，按厂部每年下达的雷季运行方式执行。5.1.6.2 110 kV系统雷季运行方式1）722、723、724、725、726、727、728、729八回线路不可开口运行。原因：线路无避雷器。2）Ⅰ、Ⅱ段母线可分开运行，但每段母线上的线路不少于二回。原因：线路上的耦合电容器保护距离不够。3）Ⅰ、Ⅱ段母线不分开或单母线运行时，母线上的线路不少于二回。原因：线路上的耦合电容器保护距离不够。备注：(1) 110 kV 722、723、724、725、726、727、728、729八回出线分别为徐檀722线、徐韩723线、徐青724线、徐石725线、徐石726线、徐北727线、徐彭728线、徐彭729线开关。720开关为Ⅰ、Ⅱ段旁路开关。(2)如设备有变化，按厂部每年下达的雷季运行方式执行。5.2 配电装置运行中的有关规定5.2.1 开关的运行规定5.2.1.1 220 kV进口BBC公司的ELFSL4－2型SF6开关：1）SF6气体换算到20℃时：额定压力 700 kPa补气压力 660 kPa闭锁分合闸压力 640 kPa2）压缩空气（表压为ＭPa）额定压力 3．15压缩机启动 3．05压缩机停止 3．15闭锁重合闸 3．02闭锁合闸 2．47闭锁分闸 2．32压缩机每24小时启动不应超过3－4次，运行累计时间不大于7分钟。储气罐应定期放水。5.2.1.2 220 kV进口ABB公司的ELFSP4－1型SF6开关。1）SF6气体换算到20℃时（F2行程）：额定压力 700 kPa压力低及补气压力 620 kPa闭锁分合闸压力 600 kPa2）油泵每次启动不得大于2分钟，每天允许启动10次。每6小时允许10次以下的分合闸操作，弹簧在储能位置，油位应处在油位指示器的中间位置。5.2.1.3 110 kV进口ABB公司的LTB 145 D1（D1/B）开关SF6气体绝对压力（20℃）最高工作气压 0.9 MPa额定气压 0.5 MPa报警气压 0.45 MPa闭锁气压 0.43 MPa5.2.1.4 开关切断短路故障后的规定1）6kV开关切断3次短路故障，110 kV、220 kV开关切断2次短路故障，应将本开关重合闸装置停用。2）6kV开关切断4次短路故障，13.8 kV、 110 kV、220 kV开关切断3次短路故障，应对本开关进行检查。5.2.2 母线与刀闸的运行规定5.2.2.1 母线与刀闸不得在过负荷的情况下长期运行。裸导体运行温度不应超过70℃。5.2.2.2 厂用母线、线路送电前应测量绝缘电阻。6kV母线、线路使用1000V或2500V摇表测量，其绝缘电阻不应低于6MΩ；400V母线用500V 摇表测量其绝缘电阻应不低于0.5MΩ。5.2.3 电缆的运行规定5.2.3.1 电力电缆的表面温度，1kV及以下的不应超过60℃，6kV--10kV的不应超过50℃。5.2.3.2 电力电缆的工作电压不应超过额定电压的15%。5.3 配电装置的检查5.3.1 送电前的检查5.3.1.1 配电设备在送电前应检查一、二次回路及其有关设备的工作票全部终结。临时安全措施全部拆除，恢复所有遮拦，配电设备清洁完整、无杂物，带电部分无接地现象，设备现场清洁、无影响送电的杂物和工具，沟道盖板完整。配电室内无漏水，现场照明良好，室门、柜门上锁。5.3.1.2 送电前，配电设备的检查项目如下：1）设备上的部件齐全，接线完整、正确、牢固可靠，设备外壳接地装置完好。设备上无任何杂物。2）开关、刀闸、接地刀闸均在“分闸”状态，辅助接点良好，二次线端子无脱落现象，一、二次保险良好，且均应取下。3）瓷瓶清洁、完整、无裂纹、无破碎、无放电痕迹。4）充油设备油位正常，油色介于清与浅棕色之间，无漏油、渗油现象。5）操作机构及其传动部分灵活可靠，无脱落现象，无障碍物、卡塞物，各部位位置正确。6）检修后的开关，应远方拉合，空试二次（间隔3分钟）。7）检查开关柜、机构箱、端子箱、配电箱门关闭，并销好。8）对于真空开关尚应检查真空包无裂纹，无丝丝漏气声，包内无金属粉沫，动静触头无过热现象，机械闭锁装置良好。9）对ELPSP4-1型（ABB）SF6开关，尚应检查三相油位计油位正常（在中间位置）。5.3.2 运行中配电设备的检查项目如下：1）各表计、信号指示正常。2）运行中应无异常、杂音或振动。3）刀闸、开关等机构的状态正确，灭弧罩完好。触点辅助接点切换位置对应，接触良好，一、二次保险良好。电气联接处应无过热现象，绝缘设备无过热老化、冒烟、焦臭味、放电或电晕现象。4）充油设备油位正常，油色介于清与浅棕色之间，无渗油、漏油、冒油现象。5）瓷瓶、绝缘子、穿墙套管清洁、完整、无裂纹、无破损、无电晕或放电现象。6）配电箱、开关柜、机构箱、端子箱内无过热、烧焦、放电现象，端子排清洁牢固，无脱落现象，柜门关闭并销好。7）PT、CT、避雷器，一、二次回路无短路、开路现象，无电晕、放电现象（或痕迹）。氧化锌避雷器的泄漏电流不超过上一次的10%。8）电缆表皮完整，无破损、过热、放电、击穿、漏油等异常现象。9）外露高压带电设备的遮拦完整，栅门关闭并销好。配电室内无漏水现象，现场照明良好，场地无障碍物，消防器材合格且数量充足，通风机良好。电缆竖井的门关闭并销好。开关室相互的连通门自由关闭，在室内能够很容易打开外出的所有门。所有开关室的门应关闭并上锁。10）对于真空开关尚应检查真空包无裂纹，无丝丝漏气声，包内无金属粉沫，动静触头无过热现象，机械闭锁装置良好。11）对于6kV小车开关尚应检查跳合闸连杆无断裂，跳闸弹簧无脱落，跳闸铁芯无吸上等异常现象。一、二次插头无过热现象。机械闭锁装置良好。5.3.3 事故跳闸后对电气设备进行全面检查的项目如下：1）检查开关、刀闸及其导体是否移位、变形，套管或支持瓷瓶是否破裂。2）开关、刀闸的接点或电气连结处有无过热、冒烟、焦味、松动、烧损现象。3）开关机构是否复位正常。4）对于油开关或其它充油设备，特别应检查是否有漏油、喷油、溅油、喷出气体，油色、油位是否正常。5）对于真空开关特别应检查真空包完整无裂纹，无丝丝漏气声，包内无金属粉沫。6）对于SF6开关特别应检查灭弧室完整，SF6气体压力正常。5.4 配电装置的停送电操作5.4.1 厂用配电装置的停送电操作5.4.1.1 6kV母线由备用电源开关送电的操作原则：1）查6kV母线及所属设备工作票终结，拆除临时安全措施2）投入高备变跳备用电源开关压板3）测6kV母线绝缘电阻合格4）投入备用电源开关过流保护压板5）装上6kV母线PT一次保险6）将6kV母线PT小车推至“工作”位置7）装上6kV母线PT二次交流保险8）装上备用电源开关操作、KK灯保险9）将备用电源开关推至“工作”位置转热备用10）投入备用电源开关“KD”压板11）投入BZT开关12）合上备用电源开关13）断开BZT开关14）装上6kV母线PT二次直流保险15）调整模拟图5.4.1.2 6kV母线经备用电源开关停电的操作原则：1）查6kV母线所属各负荷开关在“断开”位置2）拉开备用电源开关3）断开备用电源开关“KD”压板4）将备用电源开关拉出仓外转冷备用5）取下备用电源开关操作、KK灯保险6）取下6kV母线PT二次直、交流保险7）将6kV母线PT小车拉出仓外转冷备用8）按工作票要求做好临时安全措施9）调整模拟图5.4.1.3 400V 母线停电操作原则（适用于公用两段母线）：1）查该母线上各车间盘均已倒至另一段母线供电2）查400V待停段母线上所有负荷刀闸均在“分闸”状态3）查工作（备用）电源开关确在“分闸”状态4）拉开工作（备用）电源开关母线侧刀闸5）拉开400V母线联络刀闸6）取下工作（备用）电源开关操作、KK灯保险7）按工作票要求做好临时安全措施8）调整模拟图5.4.1.4 400V母线停电操作原则：1）查该母线上各车间盘均已倒至另一段母线供电2）查400V母线上所有负荷刀闸均在“分闸”状态3）查400V母线负荷电流确已到零4）断开400V母线“BZT”开关5）拉开工作（备用）电源开关6）查400V母线电压确已到零7）查工作（备用）电源开关确在“分闸”状态8）拉开工作（备用）电源开关两侧刀闸9）查备用（工作）电源开关确在“分闸”状态10）拉开备用（工作）电源开关两侧刀闸11）取下工作电源开关操作、KK灯保险12）取下备用电源开关操作、KK灯保险13）取下400V母线PT二次直、交流保险14）拉开400V母线PT刀闸15）取下400V母线PT一次保险16）按工作票要求做好临时安全措施17）调整模拟图5.4.1.5 400V母线送电操作原则（适用于公用段母线）：1）拆除400V母线临时安全措施2）测400V母线绝缘电阻合格3）合上400V母线联络刀闸（充电）4）查400V母线充电正常5）装上工作（备用）电源开关操作、KK灯保险6）合上工作（备用）电源开关母线侧刀闸7）将400V母线各车间盘送电、倒为正常运行方式8）调整模拟图5.4.1.6 400V母线送电操作原则：1）拆除400V母线临时安全措施2）测400V母线绝缘电阻合格3）装上400V母线PT一次保险4）合上400V母线PT刀闸5）装上400V母线PT二次交流保险6）装上备用（工作）电源开关操作、KK灯保险7）合上备用（工作）电源开关两侧刀闸8）合上备用（工作）电源开关（充电）9）装上400V母线PT二次直流保险10）400V母线各车间盘送电，倒为正常运行方式11）调整模拟图5.4.1.7 厂用母线PT停电操作原则：1）断开本段母线“BZT”自投开关2）断开辅机低电压保护压板（0.5″、9″）3）取下辅机低电压保护直流保险4）取下PT二次交流保险5）拉开PT刀闸或将PT小车拉出“仓外”位置6）取下PT一次保险7）投入本段母线“BZT”自投开关8）调整模拟图5.4.1.8 厂用母线PT送电操作原则：1）断开本段母线“BZT”自投开关2）装上母线PT一次保险3）合上PT刀闸或将PT小车拉至“工作”位置4）装上PT二次交流保险5）装上辅机低电压保护直流保险6）投入辅机低电压保护压板（0.5″、9″）7）投入本段母线“BZT”自投开关8）调整模拟图5.4.1.9 400V车间盘的停送电应在停用分路动力保险后进行。非同一机组供电的车间盘严禁不停电倒换电源。特殊运行方式下，当同一机组的两段母线分别由不同电源供电时，严禁不停电倒换电源。5.4.2 110kV配电装置的停送电操作5.4.2.1 110kV线路送电的操作原则：1）拉开接地刀闸，拆除临时安全措施2）装上开关操作、信号保险3）投入线路开关微机保护并检查装置正常4）投入110kV母差闭锁线路重合闸压板5）投入110kV母差保护跳闸压板6）装上开关储能电源保险7）合上开关母线侧刀闸8）合上开关线路侧刀闸9）装上线路PT二次保险10）投入同期装置11）合上线路开关12）切除同期装置13）调整模拟图5.4.2.2 110kV线路停电的操作原则：1）拉开线路开关2）取下线路PT二次保险3）取下开关的储能保险（在开关本身有检修工作时则根据工作票要求）4）拉开开关线路侧刀闸5）拉开开关母线侧刀闸6）取下开关信号、操作保险7）断开110kV母差保护跳闸压板8）断开110kV母差闭锁线路重合闸压板9）按工作票要求做临时安全措施10）调整模拟图5.4.2.3 110kV某段母线停役，由双母线改为单母线运行的操作原则：1）取下母联开关信号、操作保险2）投入母线PT二次电压切换“BK”开关3）合上待合母线侧刀闸(第一把)4）查母差保护“互联”指示灯、光字牌亮5）合上其它所有待合母线侧刀闸6）查所有待合母线侧刀闸二次切换正常7）拉开所有待拉母线侧刀闸8）查母差保护“互联”指示灯、光字牌灭9）查所有待合母线侧刀闸二次切换正常10）断开母线PT二次电压切换“BK”开关11）调整110kV故障录波器运行方式12）断开110kV待停母线母差复合电压闭锁压板13）装上母联开关操作、信号保险14）拉开母联开关15）取下母联开关合闸(储能)保险16）拉开母联开关两侧刀闸17）取下母联开关信号、操作保险18）停用已停电母线PT19）按工作票要求做临时安全措施20）调整模拟图5.4.2.4 110kV某段母线送电，由单母线改为双母线运行的操作原则：1）拉开待送电母线上的接地刀闸，拆除临时安全措施2）投入待送电母线PT3）装上母联开关操作、信号保险4）投入母联开关保护装置5）装上母联开关合闸（储能）保险6）合上母联开关两侧刀闸7）投入母联开关充电保护8）合上母联开关9）停用母联开关充电保护10）调整110kV故障录波器运行方式11）投入110kV送电母线母差保护复合电压闭锁压板12）取下母联开关信号、操作保险13）投入母线PT二次电压切换“BK”开关14）合上待合母线侧刀闸(第一把)15）查“互联”指示灯、光字牌亮16）合上其它所有待合母线侧刀闸17）查所有待合母线侧刀闸二次切换正常18）拉开所有待拉母线侧刀闸19）查“互联”指示灯、光字牌灭20）查所有待合母线侧刀闸二次切换正常21）断开母线PT二次电压切换“BK”开关22）装上母联开关操作、信号保险23）调整模拟图5.4.2.5 110kV旁路开关代线路开关运行，线路开关停役的操作原则：1）装上720开关操作、信号保险2）查720开关保护定值、重合闸方式符合所代线路开关运行方式要求3）投入720开关微机保护并检查装置正常3）投入110kV母差保护闭锁720开关重合闸压板4）投入110kV母差保护跳720开关压板6）装上720开关储能保险7）合上720开关两侧刀闸（与要带线路在同一母线）8）合上720开关向旁路母线充电9）取下待停线路开关信号、操作保险10）合上待停线路开关的旁路刀闸11）装上待停线路开关的操作、信号保险12）拉开待停线路开关13）取下待停电线路开关的储能保险（按工作票要求）14）拉开待停电线路开关两侧刀闸15）取下停电线路开关信号、操作保险16）按工作票要求做临时安全措施17）调整模拟图5.4.2.6 110kV线路开关送电带线路运行，旁路720开关由运行转冷备用的操作原则：1）拉开线路开关两侧接地刀闸，拆除临时安全措施2）装上线路开关操作、信号保险3）投入线路开关微机保护并检查装置正常4）投入110kV母差保护闭锁线路开关重合闸压板5）投入110kV母差保护跳线路开关压板6）装上线路开关储能保险7）合上线路开关两侧刀闸8）合上线路开关9）取下线路开关信号、操作保险10）拉开线路开关旁路刀闸11）装上线路开关操作、信号保险12）拉开720开关13）取下720开关储能保险14）拉开720开关两侧刀闸15）取下720开关信号、操作保险16）调整模拟图5.4.2.7 110kV某段母线PT停电操作原则：1）投入110kV母线PT二次电压并列“BK”开关2）查110kV母线PT二次电压并列继电器动作良好3）查“110kV电压互感器切换”光字牌亮4）断开110kV待停电母线PT二次空气小开关5）取下110kV待停电母线PT二次保险6）查1（2）ZJ1、ZJ2、ZJˊ失电7）拉开110kV待停电母线PT刀闸8）根据工作票要求，合上已停电母线PT侧接地刀闸9）调整模拟图5.4.2.8 110kV某段母线PT送电操作原则：1）拉开停电母线PT侧接地刀闸，拆除临时安全措施2）合上待送电母线PT一次刀闸（充电）3）合上待送电母线PＴ二次空气小开关4）装上110kV待送电母线PT二次保险5）查1（2）ZJ1、ZJ2、ZJˊ动作6）断开110kV母线PT二次电压并列“BK”开关7）查110kV母线PT二次电压并列继电器电返回，8）查“110kV电压互感器切换”光字牌熄灭9）调整模拟图5.4.3 220kV配电装置的停送电操作5.4.3.1 220kV线路送电操作原则：1）拉开接地刀闸，拆除临时安全措施2）装上线路开关操作、保护、信号保险3）投入线路开关微机保护并检查装置正常3）投入220kV母差保护跳闸压板4）投入线路开关启动失灵保护压板5）接入线路开关在切机保护中的“SD”电流端子7）送上线路开关刀闸操作电源8）送上线路开关储能（空压机）电源9）合上线路开关母线侧刀闸10）合上线路开关线路侧刀闸11）装上线路PT二次保险12）投入切机保护盘上线路开关重动继电器压板至“本线”位置13）投入同期装置14）合上线路开关15）切除同期装置17）高频通道进行检查18）根据调令，投入901方向高频、11高频闭锁保护19）调整模拟图5.4.3.2 220kV线路停电操作原则：1）拉开线路开关2）断开切机保护盘上线路开关重动继电器压板3）取下线路PT二次侧保险4）断开线路开关储能（空压机）电源（按工作票要求）5）拉开线路开关线路侧刀闸6）拉开线路开关母线侧刀闸7）取下线路开关信号、保护、操作保险8）断开线路开关启动失灵保护压板9）断开220kV母差保护跳闸压板10）按工作票要求做临时安全措施11）调整模拟图5.4.3.3 220kV某段母线停役，由双母线改为单母线运行的操作原则：1）拉开2500（2600）分段开关（解环）2）断开2500（2600）分段开关空压机（储能）电源（按工作票要求）3）投入220kV刀闸操作总电源开关4）拉开2500（2600）分段开关两侧刀闸5）取下2500（2600）分段开关的操作、保护、信号保险6）取下2500（2600）分段开关两侧刀闸操作保险7）投入Ⅰ、Ⅱ（Ⅲ、Ⅳ）段母差内联压板8）取下2630（2650）母联开关信号、操作、保护保险9）投入Ⅰ、Ⅱ（Ⅲ、Ⅳ）段母线PT二次电压并列“BK”开关10）合上所有待合母线侧刀闸11）检查所有待合母线侧刀闸二次切换正常12）拉开所有待拉母线侧刀闸13）检查所有待拉母线侧刀闸二次切换正常14）断开Ⅰ、Ⅱ（Ⅲ、Ⅳ）段母线PT二次电压并列“BK”开关15）装上2630（2650）母联开关操作、保护、信号保险16）断开Ⅰ、Ⅱ（Ⅲ、Ⅳ）段母差内联压板17）断开切机保护出口跳闸压板18）切换切机保护交流电压QK的运行方式19）投入切机保护出口跳闸压板20）切换220kV故障录波器运行方式21）拉开2630（2650）母联开关22）断开2630（2650）母联开关储能电源（按工作票要求）23）拉开2630（2650）母联开关两侧刀闸24）取下2630（2650）母联开关两侧刀闸操作保险25）取下2630（2650）母联开关信号、保护、操作保险26）断开停电母线PT二次空气小开关及取下二次保险27）拉开停电母线PT刀闸28）断开220kV刀闸操作总电源开关29）根据工作票要求做临时安全措施30）调整模拟图5.4.3.4 220KV某段母线送电，恢复双母线运行的操作原则：1）拉开接地刀闸，拆除临时安全措施2）查220KV母差投入运行正常3）投入220kV刀闸操作总电源开关4）合上待送电母线PT刀闸5）合上待送母线PT二次空气小开关，装上二次保险6）装上2630（2650）母联开关储能保险7）装上2630（2650）母联开关操作、保护、信号保险8）投入2630（2650）母联开关非全相保护9）投入2630（2650）母联开关长充电保护3LP压板10）投入220kV母差跳2630（2650）母联开关压板11）合上2630（2650）母联开关两侧刀闸12）合上2630（2650）母联开关（充电用KK把手）13）断开2630（2650）母联开关长充电保护3LP压板14）切换220kV故障录波器运行方式15）查2500（2600）分段开关所属一次回路无异常16）送上2500（2600）分段开关空压机（储能）电源17）装上2500（2600）分段开关操作、保护、信号保险18）投入2500（2600）开关非全相保护19）投入220kV母差保护跳2500（2600）开关压板20）合上2500（2600）分段开关两侧刀闸21）合上2500（2600）分段开关（合环）22）投入Ⅰ、Ⅱ（Ⅲ、Ⅳ）段母差内联压板23）取下2630（2650）母联开关信号、操作、保护保险24）投入Ⅰ、Ⅱ（Ⅲ、Ⅳ）段母线PT二次电压并列“BK”开关25）合上所有待合母线侧刀闸26）检查所有待合母线侧刀闸二次切换正常27）拉开所有待拉母线侧刀闸28）检查所有待拉母线侧刀闸二次切换正常29）断开Ⅰ、Ⅱ（Ⅲ、Ⅳ）段母线PT二次电压并列“BK”开关30）装上2630（2650）母联开关操作、保护、信号保险31）断开Ⅰ、Ⅱ（Ⅲ、Ⅳ）段母差内联压板32）断开220kV刀闸操作总电源开关33）调整模拟图5.4.3.5 220kV旁路开关代线路开关运行的操作原则：1）查旁路开关保护定值、重合闸方式符合所代线路开关运行方式要求2）拉开旁路开关转冷备用3）将旁路开关调至与所带线路开关在同一母线运行4）查旁路开关保护投入正确5）投入旁路开关代线路开关在切机保护盘上的电流端子6）根据调令：将所代线路901方向高频、11高频闭锁保护由跳闸改为停用7）投入220kV刀闸操作总电源开关8）合上线路开关的旁路刀闸9）查220kV母差跳旁路开关压板投入10）查旁路开关启动失灵保护压板投入11）同期合上旁路开关（合环）12）拉开线路开关（解环）13）将切机保护盘上所带线路开关保护重动继电器压板QP由“本盘”切至“旁路”位置14）断开线路开关空压机（储能）电源（按工作票要求）15）拉开线路开关线路侧刀闸16）拉开线路开关母线侧刀闸17）取下线路开关所属刀闸的交流操作保险18）断开220kV刀闸操作总电源开关19）将所代线路开关在切机盘上的电流端子退出并短接（CT回路无工作时不退）20）断开所代线路开关启动失灵保护压板21）断开220kV母差跳所代线路开关压板22）取下所代线路开关信号、保护、操作保险23）将所代线路11高频闭锁投入旁路“信号”位置24）11高频闭锁通道检查25）将所代线路11高频闭锁投入旁路“跳闸”位置26）根据工作票要求合上线路开关两侧接地刀闸并做临时安全措施27）调整模拟图5.4.3.6 220kV线路开关送电带本线路运行的操作原则：1）拉开线路开关两侧接地刀闸，拆除临时安全措施2）投入线路开关保护3）装上线路开关操作、保护、信号保险4）投入220kV刀闸操作总电源开关5）装上线路开关所属刀闸的操作保险6）投入线路开关启动失灵保护压板7）投入220kV母差跳线路开关压板8）投入线路开关在切机保护盘上的电流端子9）送上线路开关空压机（储能）电源10）合上线路开关母线侧刀闸11）合上线路开关线路侧刀闸12）根据调令：将所代线路的11高频闭锁保护由旁路“跳闸”改为“停用”位置13）同期合上线路开关（合环）14）拉开旁路开关（解环）15）拉开线路开关的旁路刀闸16）将切机保护盘上所代线路开关保护重动继电器压板QP由“旁路”切至“本线”位置17）将旁路开关在切机保护盘上的电源端子退出并短接18）将线路开关11高频闭锁保护投入“本线”信号位置19）11高频闭锁通道检查20）将线路开关11高频闭锁保护投入“本线”跳闸位置21）将线路开关901方向高频保护启用接信号22）901方向高频通道检查23）将线路开关901方向高频保护由信号改接跳闸24）将旁路开关调至220kV Ⅰ（Ⅲ段）母线运行25）停用旁路开关重合闸26）合上旁路开关27）断开220kV刀闸操作总电源开关28）调整模拟图5.4.3.7 220kVⅠ（Ⅱ）段母线PT停电操作原则：1）查2630开关及两侧刀闸均在合闸状态2）投入ⅠⅡ段母线PT二次电压并列“BK”开关3）查ⅠⅡ段母线PT二次电压并列“ZJ、ZJˊ、ZJ1”动作4）“220kVⅠⅡ段母线电压切换”光字牌亮5）投入220kV刀闸操作总电源开关6）断开待停电母线PT二次空气小开关，取下二次保险7）查“220kVⅠ（Ⅱ）段母线电压消失”光字牌亮8）拉开待停电母线PT刀闸9）断开220kV刀闸操作总电源开关10）按工作票要求合上已停电母线PT侧接地刀闸并做临时安全措施11）调整模拟图5.4.3.8 220kVⅠ（Ⅱ）段母线PT送电操作原则：1）拉开停电母线PT侧接地刀闸，拆除临时安全措施2）投入220kV刀闸操作总电源开关3）合上待送电母线PT刀闸4）合上待送电母线PT二次空气小开关，装上二次保险5）查“220kVⅠ（Ⅱ）段母线电压消失”光字牌熄灭6）断开Ⅰ、Ⅱ段母线PT二次电压并列“BK”开关7）查Ⅰ、Ⅱ段母线PＴ二次电压“ZJ、ZJˊ、ZJ1”失电返回8）断开220kV刀闸操作总电源开关9）调整模拟图5.4.3.9 220kV Ⅲ（Ⅳ）段母线PT停电操作原则：1）查2650开关及两侧刀闸均在合闸状态2）投入Ⅲ、Ⅳ段母线PT二次电压并列“BK”开关3）查Ⅲ、Ⅳ段母线PT二次电压并列“QJ1、QJ2、QJ3”动作4）“220kV Ⅲ、Ⅳ段母线PT切换”光字牌亮5）投入220kV刀闸操作总电源开关6）断开待停电母线PT二次空气小开关，取下二次保险7）拉开待停电母线PT刀闸8）断开220kV刀闸操作总电源开关9）按工作票要求合上已停电母线PT侧接地刀闸并做临时安全措施10）调整模拟图5.4.3.10 220kV Ⅲ（Ⅳ）段母线PT送电操作原则：1）拉开停电母线PT侧接地刀闸，拆除临时安全措施2）投入220kV刀闸操作总电源开关3）合上待送电母线PT刀闸4）合上待送电母线PT二次空气小开关，装上二次保险5）断开Ⅲ、Ⅳ段母线PT二次电压并列“BK”开关6）查Ⅲ、Ⅳ段母线PＴ二次电压“QJ1、QJ2、QJ3”失电返回7）“220kV Ⅲ、Ⅳ段母线PT切换”光字牌熄灭8）断开220kV刀闸操作总电源开关9）调整模拟图5.5 配电装置的异常运行和事故处理5.5.1 母线、刀闸及开关异常运行和事故处理5.5.1.1 母线、刀闸及开关过热5.5.1.1.1现象：1）母线、刀闸及开关发热处变色。2）试温片熔化，温度超过规定。5.5.1.1.2处理：1）降低负荷电流。2）倒换备用设备，联系检修人员处理。3）如暂时不能停电者，应加强监视，加强通风冷却。5.5.1.2 带负荷拉、合刀闸的处理：1）如刀闸已拉开则严禁再合上。2）如刀闸误合后，在任何情况下，不允许再将该刀闸拉开，而必须将刀闸所属的开关拉开后再拉开刀闸。5.5.1.3 开关拒绝跳闸的处理：1）更换操作、保护保险。2）恢复、调整直流电源。3）用事故按钮或就地跳闸按钮重新操作一次。4）将负荷降至最低值，手动打跳闸机构的铁芯。5）转移负荷，设法用上一级开关先断开，再处理本开关。6）改变系统一次接线，用上一级或母联开关先断开。7）汇报上级调度，联系检修人员处理。8）操作机构失灵拒绝跳闸的开关禁止投入运行。5.5.1.4 开关拒绝合闸的处理：1）更换操作、合闸保险。2）恢复、调整直流电源。3）拉开开关两侧刀闸或6kV小车开关在试验位置作传动试验，以区别故障点分别处理。4）更换6kV备用小车开关或倒备用设备运行。5）通知检修人员处理。5.5.1.5 开关油位过高或过低的处理：1）开关油位过低应加油，过高应放油。2）运行中开关明显大量漏油使油位看不见，甚至可能低于消弧室时，应采取下列措施：立即断开该开关操作、保护电源，并在其操作把手上挂“禁止操作”标示牌。转接负荷或改变系统一次接线，用上一级开关先断开，再处理本开关。5.5.1.6 开关发生下列故障之一者，应立即停电，切断开关各侧电源：1）套管有严重损坏和放电现象。2）不停电不能解救的人身触电。3）接点或进、出线引线接头熔化。4）冒烟着火或受灾害威胁必须停电者。5）油开关严重漏油，油位不见或内部有异常声响。6）真空开关出现真空损坏的丝丝声。7）SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号。8）液压机构突然失压到零，5.5.1.7 220kV母线分段开关、母联开关自动跳闸后，应注意系统潮流分布，并报告上级值班调度员。必须对跳闸开关做传动试验，查明跳闸原因并消除后，才能恢复运行。5.5.1.8 线路开关非全相运行的处理：110kV、220kV线路开关严禁非全相运行。若发生开关二相跳闸、一相运行时，应立即自行拉开运行的一相开关。若发生开关二相运行时，应立即将该开关再手动合闸恢复三相运行，如无法恢复三相运行时，应立即将该线路开关拉开。事后应迅速报告上级值班调度员。5.5.1.9 110kV线路开关跳闸5.5.1.9.1现象:1）警铃响,喇叭叫，跳闸开关操作把手闪光。2）跳闸开关有功、无功、电流表指示到零。3）941微机保护动作跳闸指示灯、光字牌亮，液晶显示器、打印机显示、打印有关跳闸信息。5.5.1.9.2 110kV联络线线路开关跳闸时的处理原则:若重合成功，现场值班人员，应立即将保护、重合闸动作、开关跳闸情况报告中调值班调度员。若重合闸未动作或动作不成功，现场值班人员，应立即将保护、重合闸动作、开关跳闸情况报告中调值班调度员，并按中调调度员的命令进行处理。双电源线路开关跳闸后，开关两侧均有电压或线路来电后，且开关同期装置完好时，现场值班人员无须等待中调值班调度员的指令可立即恢复同期并列，然后报告中调值班调度员。5.5.1.9.3 110kV馈供线路开关跳闸时的处理原则:若重合成功，现场值班人员，应立即将保护、重合闸动作、开关跳闸情况报告中调值班调度员。重合闸投入,应该动作而未动作，现场值班人员可以不待中调值班调度员的指令立即强送一次(有特殊情况、单机容量在200MW及以上大型机组所在母线除外)。未投重合闸、重合闸动作不成功，现场值班人员应立即将保护、重合闸动作、开关跳闸情况报告中调值班调度员，并按中调调度员的命令进行处理。5.5.1.9.4 对线路送电时，应防止非同期合闸。5.5.1.9.5线路开关跳闸后或重合闸动作后，在未采取有效安全措施前，禁止对开关的操作机构、操作回路、继电保护进行内部检查。5.5.1.10 220kV线路开关跳闸5.5.1.10.1 现象:1）警铃响,喇叭叫，跳闸开关操作把手闪光。2）跳闸开关有功、无功、电流表指示到零。3）11、901微机保护动作跳闸指示灯、光字牌亮，液晶显示器、打印机显示、打印有关跳闸信息。5.5.1.10.2 处理原则:1）投单相重合闸的开关,单相跳闸重合成功时，现场值班人员应立即将保护动作、开关跳闸等情况报告省调值班调度员2）投入或退出单相重合闸的开关跳闸后，现场值班人员应立即将保护动作、开关跳闸等情况报告省调值班调度员，并按其调度命令进行处理。3）单机容量为200MW机组所在母线的线路开关发生故障跳闸，一般不允许强送电。5.5.1.11 110kV、220kV母线无电压5.5.1.11.1 现象：1）警铃响,喇叭叫，跳闸开关操作把手闪光。2）故障母线上所有连接的开关表计指示到零，母线电压表、周波表指示到零。3）“母差保护”动作信号掉牌，“掉牌未复归”光字牌亮。4）故障点有声、光信号等。5）该母线所供厂用电失去。5.5.1.11.2 处理：1）立即拉开故障母线上未跳闸的开关，复归跳闸开关控制把手。2）迅速恢复受影响机组的厂用电；维持直流母线电压在正常允许范围内。3）检查保护动作情况。4）对故障（失电）母线进行全面检查，查明故障点或根据保护跳闸情况查明母线无电压原因，并报告上级值班调度员。5）不允许对故障母线不经检查即强行送电，以防事故扩大。6）找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后应迅速对停电母线恢复送电。有条件时应首先考虑利用跳闸机组对失压母线零起升压或利用外来电源对停电母线送电。联络线要防止非同期合闸。7）找到故障点但不能迅速隔离，若系双母线中的一组母线故障时，应迅速对故障母线上各元件检查，确无故障后，冷倒至运行母线并恢复送电。8）经过检查找不到故障点时，应利用本厂机组对故障母线进行零起升压，零起升压范围可扩大至线路刀闸的开关侧。如条件不允许则利用外来电源对故障母线进行试送电。不允许用本厂电源对故障母线试充电。9）双母线中一组母线故障，用发电机对故障母线进行零起升压时；或用外来电源对故障母线试送电时；或用外来电源对已隔离故障点的母线先送电时，均需注意母差保护的运行方式，220kV母差保护的内联压板应在断开状态，其保护的运行方式不变。5.5.2 厂用电系统异常运行和事故处理5.5.2.1 在无合闸电源情况下，禁止使用机械杠杆或就地手动合闸的方法起动动力。5.5.2.2 若6kV小车开关有一相没有断开，手动打闸也无效，可直接拉小车开关断开电源，但必须是在无接地情况下。若两相或三相没有断开，且手动打闸也无效，必须用上一级开关断开电源。5.5.2.3 因保护动作，开关拒跳，造成母线电压消失，应立即拉开该开关后恢复母线电源，对该设备一、二次进行检查处理。5.5.2.4 发现开关存在不允许分闸的缺陷时，应用上一级开关断开电源。5.5.2.5 发现小车开关单相或两相合闸，应立即断开，更换备用小车开关，并联系检修人员处理。5.5.2.6 运行中发现厂用开关机械部分不良及一次有严重过热，应立即倒换备用辅机或倒换备用电源，对开关停电处理。5.5.2.7 6kV 电压系统铁磁谐振：5.5.2.7.1 现象：1）三相对地电压均有升高且数值一致。2）电压表指示来回摆动。3）“6kV母线接地”光字牌可能亮。5.5.2.7.2 处理：1）退出谐振母线上的电动机低电压保护。2）联系机炉开（停）不重要的电动机。3）合上或拉开谐振母线上所连接的线路或变压器开关。4）如经以上处理不能恢复正常，断开谐振母线段“BZT”开关。5）若低电压保护动作，6kV母线电压消失，按厂用电中断处理。6）在处理操作中，应穿绝缘靴或戴绝缘手套。5.5.2.8 6kV系统单相接地5.5.2.8.1 现象：1）警铃响，“6kV母线接地”光字牌亮，信号掉牌。2）接地故障时，接地相电压降低或到零，其它两相对地电压升高或到线电压。5.5.2.8.2 处理：1）询问机炉是否由于起动6kV电机所致。2）对6kV系统进行全面检查，是否有明显的接地点。3）将6kV母线分别倒至备用电源，以确定故障母线。4）用深井线的“接地检查按钮”检查接地点是否在深井线路上。（在重合闸投入的情况下）5）停用接地母线上的低压变压器或补水变，确定是否6kV侧接地。6）短时停下接地母线上的次要辅机或倒换备用辅机。7）短时停运接地母线段的辅机直至试停母线。8）检查出接地点以后，迅速隔离。如无法隔离，则应将未接地段母线倒至备用电源接代。9）单相接地运行的最长允许时间不得超过两小时。10）严禁用钳形电流表测量接地故障网络的工作电流和零序电流。进入接地故障范围内应穿绝缘靴，接触设备外壳时应戴绝缘手套。5.5.2.9 厂用电中断5.5.2.9.1 现象:1）警铃响,喇叭叫，跳闸开关操作把手闪光。2）故障母线上所有连接的开关表计指示到零，母线电压表指示到零。3）有关保护动作信号掉牌，“掉牌未复归”光字牌亮。4）故障点有声、光信号等。5.5.2.9.2 处理：1）在备用电源具备自投入的条件下，厂用母线由于工作电源跳闸而失电，应首先查明备用电源是否自投过。若未自投，可手动强送备用开关一次，若信号表明动作未成，又无任何保护动作信号，为保证机组设备的安全，必须时可抢合一次，其它情况则不得强送，必须进一步检查失压母线和备用电源开关，确证一切正常后，方可送电。2）无备用电源的厂用母线，由于工作电源开关跳闸而失电，在无任何保护动作的情况下，为保证设备安全，必须时可利用工作电源开关强送一次，否则应查明原因方可送电（停运机组厂用母线跳闸失电除外）。3）正常运行中，#01（#02）高备变或#01低备变带运行机组厂用电时，若运行机组的厂用母线失电，在无任何保护动作的情况下可利用备用电源开关强送一次。强送前要先投入“BZT”开关。否则应查明原因方可送电。（停运机组厂用母线跳闸失电除外）4）在#01（#02）高备变或#01低备变处于空载热备用状态，且备用电源具备自投入条件的情况下，若厂用母线工作电源跳闸，同时高（低）备变的高压侧开关亦跳闸，无论是何种保护动作均不得强送，必须全面检查备用变压器本体，备用段母线及跳闸的工作段母线等有关部分，确认无故障后，方可对备用变、备用段充电。5）若在#01（#02）高备变或#01低备变处于联动热备用状态，在备用电源具备自投入条件的情况下，若厂用母线工作电源跳闸，备用变高压侧开关联动自投不成功，则应检查备用变保护是否动作。若保护已动作，即使是后备保护动作，也不得强送。若保护未动作，必要时可对备用变强送一次。6）400V母线失压后，应首先设法保证机炉热工电源，并将连接该母线的有关车间盘及其它负荷倒至正常母线上运行。7）如母线失电是由某一元件故障开关拒跳引起，则应断开该元件开关后，将母线上所有连接的元件（包括PT）全部断开后，对母线测量绝缘检查确无问题，恢复对母线送电。8）如母线有明显故障点，则应断开母线上所连接的全部元件，做好抢修的安全措施。5.5.3 互感器的异常运行和事故处理5.5.3.1 当互感器出现有下列现象之一时，应立即停用：1）高压侧保险连续熔断2次。2）互感器内部有放电声或其它声音。3）产生焦糊味，冒烟或起火。4）导线和外壳之间有严重放电。5）由于漏油看不见油位。5.5.3.2 一般情况下，不准使用刀闸或取下保险等办法，拉开有故障的互感器。在有高压保险的PT回路中可使用刀闸断开故障的PT，但必须首先确证高压保险已有两相熔断。5.5.3.3 当互感器着火时，应立即将故障互感器退出运行，然后用二氧化碳、四氯化碳、1211灭火器灭火。5.5.3.4 当互感器或其二次回路发生故障而使仪表指示异常时，应尽可能根据其它仪表的指示，对设备进行监视，并尽可能不改变设备的运行方式和参数，查明原因，迅速消除故障。5.5.3.5 110kV、220kV电压互感器发生异常情况可能发展成故障时，处理原则如下：1）不得用近控的方法就地操作该电压互感器的高压刀闸。2）不得将该电压互感器的二次侧与正常运行的电压互感器二次侧进行并列。3）不得将该电压互感器所在母线的母差保护停用或将110kV母差改为单母差方式、220kV母差投入内联压板。4）该电压互感器高压闸刀可以远控操作时，可用高压刀闸进行隔离。否则应拉开该电压互感器所在母线的电源和线路开关，然后再隔离故障的电压互感器。5.5.3.6 110kV、220kV母线电压互感器二次空气开关跳闸5.5.3.6.1 现象：1）与该PT在同一母线上的开关有功、无功电力表指示到零。2）母线电压表、周波表指示不正常。3）故障录波器动作、光字牌亮、信号掉牌。4）高备变“BZT回路故障”光字牌亮。5）有关保护“电压回路断线”“交流电压消失”等光字牌亮。6）“母线电压消失”光字牌亮5.5.3.6.2 处理：1）立即退出该PT所带有电压元件的保护和故障录波器。2）立即送上PT二次空气小开关，必要时应测量其绝缘。3）如PT二次空气小开关连续脱扣2次，则必须查明原因排除故障后方可送电。4）PT二次空气小开关合上正常后，投入所退出的保护和故障录波器。5.5.3.7 6kV、400V电压互感器断线5.5.3.7.1 现象：1）“交流电压回路断线”光字牌亮，警铃响。2）电压表、有功表、电度表指示失常。3）如高压侧保险熔断，还会有“××段母线接地”信号发出，但正常相电压指示不升高，故障相电压指示降低或到“0”。4）如低压侧N相上的击穿保险瞬间击穿或短路，B相二次保险熔断。5）如果有二相高压或低压保险同时熔断，在“BZT”投入情况下，工作电源开关跳闸。5.5.3.7.2 处理：1）立即断开相应母线的“BZT”开关。2）立即断开相应母线厂用电动机低电压保护直流电源和出口压板。3）如果工作电源开关跳闸，应按厂用电中断处理原则进行处理。4）如果PT一次保险熔断，应将PT停用，小车拉出仓外，测量绝缘正常后，更换一次保险，重新恢复送电。5）如果二次保险熔断应重新更换，恢复送电。6）如果Ｎ相击穿保险损坏，则联系检修更换。7）如PT一、二次保险连续熔断2次，则应查明原因，方可送电。8）如果PT内部故障，则应将该PT停电检修。5.5.3.8 电流互感器开路5.5.3.8.1 现象：1）开路的CT有异常声音。2）表用CT开路，电流表指示减少到零并摆动。有、无功表指示降低，电能表指示转速下降。3）保护用CT开路，差动保护不平衡电流增大，“CT断线”光字牌亮。4）有关保护“电流回路断线”光字牌亮。5）CT开路点有火花、放电声和焦臭味。5.5.3.8.2 处理：1）适当降低负荷电流以减少开路高电压。2）立即对CT所带的负荷回路进行检查。3）若判明是保护用CT开路，应立即脱离有关保护。4）尽快找到开路点，有条件者在开路点前侧端子排上将开路点短路（由检修人员进行）。5）若CT外部开路无法短路或CT内部开路，应停电处理。6）进行上述工作，应按“安规”中有关规定执行，做好安全措施。在CT开路期间，不得使用低压电表或低压测电笔对该回路进行测量，必要时应按高压设备带电测量的规定进行。5.5.4 电缆的异常运行和事故处理5.5.4.1 除事故情况外，只有在紧急情况下（如转移负荷），并取得总工程师的许可后，方可使电缆过负荷运行。5.5.4.2 在事故情况下，电缆允许短时过负荷，但应遵守下列过负荷规定：1）1kV及以下者，只允许过负荷10%，且连续运行不超过两小时。2）6kV只允许过负荷15%，且连读续运行时间不超过两小时。5.5.4.3 在紧急事故时，电缆过负荷不得超过规定时间，过负荷规定时间终了后，应立即恢复其正常负荷。5.5.4.4 对于间歇过负荷，必须在前一次过负荷10至12小时后才允许再次过负荷。5.5.4.5 发生下列情况时，必须用开关切断电源：1）电缆绝缘击穿接地放电。2）电缆外皮破裂或有过热冒烟现象。5.5.4.6 电力电缆着火应立即切断电源，然后再用四氯化碳、二氧化碳、1211灭火器进行灭火。5.5.4.7 发现电缆头漏油应加强监视，转移负荷，停电处理。6 125MW机组电动机运行规程6.1 电动机的启动6.1.1 电动机启动前的检查6.1.1.1电动机启动前的检查项目如下：1）电动机的检修工作票应收回或终结，一、二次回路接线完好。2）电动机及所带的设备上应无人工作，其周围应无杂物和遗留物件。3）继电保护装置投入正确。4）电动机外壳接地线及各部螺丝紧固，靠背轮应接好，防护罩应完整牢固，所带动的设备应处于准备启动状态。5）轴承和起动装置中的油位、油色应正常，轴承壳顶盖应封闭严密。轴承如系强制润滑及用水冷却者，则应先将油系统及水系统设入运行。6）起动装置应在起动位置。7）直流电动机，应注意检查整流子表面是否良好，电刷接触是否紧密。8）电动机空气冷却器的水系统或风冷系统应投入运行。9）尽可能设法盘动转子，以检查定子与转子无磨擦，机械部分无卡涩现象。还应检查无反转现象，如有应设法停止反转。10）检查联锁开关位置正确，电气、热工仪表完整正确。11）检查变频器各部完好。6.1.1.2 电动机线圈绝缘电阻的规定：1）检修后的电动机送电前或发现电动机有进水、受潮现象及电动机故障跳闸后,均应摇测绝缘电阻值。2）6kV电动机应使用1000V或2500V摇表测量绝缘电阻,其值不应低于6MΩ。3）400V及以下电动机应使用500V摇表测量绝缘电阻,其值不应低于0.5MΩ。4）直流电动机应使用500V摇表测量绝缘电阻,其值不应低于0.5MΩ。5）高压电动机定子线圈绝缘电阻的吸收比R60″/R15″应不低于1.3 。6）若电动机绝缘电阻值不符合上述规定，应进行烘燥处理。7）禁止对电动机的变频器摇测绝缘。6.1.1.3 备用中的电动机，应定期测量绝缘电阻值：1）测量#1机备用电动机绝缘电阻为每月1、11、21日，小夜班进行。2）测量#2机备用电动机绝缘电阻为每月3、13、23日，小夜班进行。3）测量#3机备用电动机绝缘电阻为每月5、15、25日，小夜班进行。4）测量#4机备用电动机绝缘电阻为每月7、17、27日，小夜班进行。5）测量其它备用电动机绝缘电阻为每月9、19、29日，小夜班进行。6）测量电动机绝缘电阻前应进行验电、放电，特别对使用真空开关的电动机，测量绝缘电阻前，应对并联的电容器进行充分的放电。6.1.2 电动机的启动6.1.2.1 6kV电动机、400V 100kＷ以上的电动机及直流电动机,正常启动前应联系电气运行值班人员，并征得其同意。6.1.2.2 对远方操作合闸的电动机,应由负责电动机运行的人员进行外部检查后，通知远方操作者，说明电动机已准备好，才可启动。启动电动机时,机组运行人员应按电流表(如有电流表时)监视启动过程,负责检查电动机的值班人员应留在电动机旁，直到电动机升到额定转速且无异常为止。起动结束后，应检查电动机的电流是否超过额定值，发生疑问时应对电动机本身进行复查。6.1.2.3 正常情况下鼠笼式转子的电动机，允许在冷状态下起动２次，每次间隔时间不得小于５分钟；在热状态下启动１次。只有在处理事故时以及起动时间不超过２－３秒的电动机，可以多起动一次。当进行动平衡试验时，起动的间隔时间为：200kW以下的电动机不应小于0.5小时。200kW-500kW的电动机不应小于1小时。500kW以上的电动机不应小于2小时。注：电动机停运后，安装地点的温度在25℃以上时，３小时以内为热状态，3小时以外为冷状态。温度在25℃以下时，1.5小时以内为热状态，1.5小时以外为冷状态。6.1.2.4 电动机开关拒绝合闸时，应查明原因。严禁不经操作控制按钮、控制开关而进行手动合闸。6.1.2.5 每台机所属6kV、400V各段母线上运行的电动机，应尽可能负荷分配均匀。重要辅机电动机尽量避免运行在同一母线上。6.1.2.6 电动机的启动程序：1）6kV电动机：将小车开关摇至“试验”位置，插上二次插头，再将小车开关摇至“工作”位置装上储能、操作保险。低压电动机：按规定数值装上电源保险，合上电源刀闸。直流操作的电动机按规定数值装上合闸（储能）、操作电源保险。检查电气回路良好。2）将电动机“远方/就地”切换开关切至“远方”位置。3）在微机操作面板上点击搣启动攠按钮,电动机图符变红色。4）对于用控制开关或控制按钮合闸的电动机，将控制开关转到搣合闸攠位置或按搣合闸攠按钮，绿灯熄灭，红灯亮，电动机起动。5）检查电流正常，电动机转动正常。6）投入联锁开关。6.1.2.7 电动机在启动时发生下列情况应立即拉开开关或按事故按钮,停止电动机的运行：1）发生需要立即停用电动机的人身事故。2）合闸时电动机不转或瞬时转动后又停转。3）合闸后电动机有异常声音，且转速较平常慢。4）合闸后电流甚大，迟迟不返回者（确认表计不卡）。5）合闸后电动机内冒烟，伴有焦臭味或有火星冒出者。6）直流电动机整流子冒环火，启动电流大，迟迟不返回者。7）电动机或其拖动的机械部分强烈振动。8）开关跳跃，保护动作，保险熔断。6.1.2.8 电动机启动后应检查下列情况：1）电动机确已启动，运行情况良好，无异常音响，转向正确。2）电流稳定，不大于额定值。3）电动机振动不超过6.2.1.3的规定。4）油环转动灵活，电动机所带机械部分均良好。5）联锁开关投入正确。6.2 电动机的运行及维护6.2.1 电动机的正常运行6.2.1.1 电动机在额定冷却空气温度时，可按制造厂铭牌规定的额定参数运行。6.2.1.2 电动机线圈和铁芯的最高监视温度，在任何运行方式下均不应超过表1规定值。表1 电动机线圈和铁芯最高监视温度值
A E B F
绕组线圈 95℃ 100℃ 105℃ 115℃
铁芯 105℃ 110℃ 115℃ 130℃
集电环 100℃ 105℃ 115℃ 120℃
电动机轴承的最高温度，应遵守下列规定：1）对于滑动轴承不得超过80℃。2）对于滚动轴承不得超过100℃。6.2.1.3 电动机振动不得超过表2规定的数值。轴瓦电动机轴向游动量不得超过3mm。表2 电动机振动最大允许值
额定转速(转/分) 3000 1500 1000 750及以下
振动值(mm) 0.05 0.085 0.10 0.12
6.2.1.4 电动机可以在额定电压变动-5％至+10％的范围内运行，其额定出力不变。为保证电动机正常启动，电压最低不应低于额定电压的90％。电动机在额定出力时，相间电压的不平衡值不得超过5％，相电流不平衡值不得不得超过10％，不对称运行时任何一相电流不得超过额定值。6.2.1.5 由于部分辅机电动机加装变频器，因此应注意以下几点：1）运行中要对变频器进行检查。2）测量电机和电缆绝缘时，应将变频器隔离，不得对变频器测量绝缘。3）变频器停电后，至少要等待五分钟，待中间电路电容放电完毕后再进行工作，否则有可能引起触电。4）变频器送电后要检查交流操作电源小开关合上，操作电源、风扇电源保险装上良好。5）变频器运行中不得取下操作保险，否则将引起变频器跳闸。6.2.2 电动机运行中的检查6.2.2.1 电动机运行中的检查内容如下：1）电流表指示稳定，不超过允许值，如超过允许值则应进行调整、检查，并报告值班负责人，根据其指示采取措施。2）检查轴承的润滑及温度是否正常。对油环式润滑的轴承，应注意油环转动是否灵活，轴承箱内的油是否充满到油面计所指示的位置，要防止假油位。对强制润滑的轴承，应检查其油系统和冷却系统运行是否正常。3）电动机无异常声音。4）电动机各部分的温度不超过规定值，无冒烟、焦味、过热等现象。5）直流电动机电刷集电环无冒烟、跳动、过热、破裂、引线断列等现象，电刷长度不小于20mm，否则应更换，防尘罩底部应封闭严密。6）电动机外壳接地良好，底脚螺丝无松动，断裂现象。电缆头无渗油、漏油、过热烧坏现象。7）注意电动机及其周围的温度。电动机附近应清洁无杂物，禁止堆放易燃物。8）对带有空气冷却器的电动机，应检查冷却水门在开启位置，水流正常，内部无结露等。9）检查变频器柜内风扇运行正常，各部位无过热等异常现象。6.2.2.2 备用中的电动机的检查项目按启动前的检查项目进行。6.2.2.3 有关值班人员应按时记录电动机表计的读数，对电动机的启动、停止时间及次数应作记录，发现异常现象均需详细记录，并及时通知电气人员。6.3 电动机的停运6.3.1 电动机停运操作程序：1）切除联锁开关。2）将负荷降到最小。3）在微机动力操作面板上点击搣停止攠按钮，电机图符变绿色。4）对于用控制开关或按钮控制的电动机，将控制开关转到搣分闸攠位置，或按搣停止攠按钮，开关跳闸，电流表指示到零，红灯熄灭，绿灯亮，电动机停转。5）取下操作、储能保险，将小车开关摇至搣试验攠位置，或拉开电动机电源刀闸，取下电源保险。6.3.2 电动机停运后，如需在电动机上工作，应合上小车开关下侧接地刀闸并按《安规》的要求做好相应的安全措施。6.4 电动机的异常运行和事故处理6.4.1 电动机发生故障时,应迅速报告值班负责人,并立即通知电气运行人员。 6.4.2 电动机在运行中发生以下情况之一者，应立即停止运行：1）发生需要立即停止电动机的人身事故。2）电动机所带动的机械严重损坏。3）电动机或电缆头冒烟起火或一相断线运行。4）轴承发生异常音响，并强烈振动，轴承损坏。5）电动机内部有强烈磨擦声。6）直流电动机整流子发生严重环火。7）发现威胁电动机安全运行的水淹、火灾等。6.4.3 在下列情况下，对于重要的厂用电动机,可先启动备用电动机，然后停止故障电动机：1）在电动机中发现有有不正常的声音或绝缘有烧焦的气味。2）电动机内部或启动调节装置内出现火花或冒烟。3）定子电流超过正常运行的数值。4）出现强烈的振动。5）密闭式冷却电动机的冷却水系统发生故障。6）轴承温度不允许的升高。7）转子鼠笼条断裂，定子电流发生周期性摆动。8）电动机电缆引线严重过热和漏油。9）电动机开关控制和保护回路发生故障需要排除。6.4.4 重要的厂用电动机失去电压或电压下降低于额定电压的70％时，在一分钟的时间内，禁止值班人员手动切断厂用电动机。若工作电动机故障，备用电动机未联锁自起动，如判明母线无故障，允许将备用电动机启动一次。6.4.5 下列电动机为重要电动机：高压电动机：给水泵、循环水泵、吸风机、送风机、排粉机、备用励磁机。低压电动机：凝结水泵、射水泵、发电机水冷泵、抗燃油泵、交、直流油泵、调速油泵、点火油泵、空气予热器、给粉电源、主变冷却器电源。6.4.6 电动机着火，应立即断开电源，然后用四氯化碳、二氧化碳、1211灭火器灭火。如无电气设备专用灭火器时，则应在电动机电源切断后用水灭火。电动机用水灭火时，应防止冷却不均匀，而使电动机大轴变形。禁止将大股水流向电动机浇灌，应用喷射散开的雾状水珠灭火。6.4.7 电动机开关自动跳闸后的处理：6.4.7.1 应迅速启动备用电动机。6.4.7.2重要电动机开关跳闸而没有备用电动机或不能迅速启动备用电动机，允许对已跳闸的电动机强送一次，但6.4.2所述情况除外。严禁在开关柜就地合闸或手动合闸。6.4.7.3 断开跳闸电动机电源，然后检查：1）机械部分有无故障。2）对电动机电源开关（接触器）进行详细检查。3）对保护装置（继电保护、电源保险、热继电器）和联锁装置进行检查。4）是否因过载启动，且启动时间过长引起过流保护动作。5）测量电动机（包括电缆）绝缘电阻，经外部检查，如未发现异常情况可再启动一次（对热偶继电器尚应手动复归一下热元件接点），如有异常，则应消除异常后，方允许再启动。6.4.8 电动机启动时，将开关合闸后，电动机不转动而只发出响声，或者不能达到正常的转速, 电流表指针较长时间不返回。6.4.8.1 可能原因：1）定子回路一相断线（熔断器一相熔断、开关、刀闸、电缆一相接触不良、定子线圈一相断开）。2）转子回路断线或接触不良。3）电动机或所带的机械被卡住。4）定子线圈接线错误（三角形接线误接为星形接线，绕组接线接反等）。6.4.8.2 处理：应立即拉开电源开关（接触器）或按下“事故”按钮，然后根据上述现象，查明原因。可先检查电源保险是否熔断，如熔断时应予更换，并测量绝缘电阻或直流电阻是否合格，检查变频器是否正常，确认故障消除后，才能启动。6.4.9 电动机起动时或运行中,从电动机内出现火花或冒烟，有焦臭味。6.4.9.1 可能原因：1）由于中心不正或轴承损坏，使定子和转子相碰（扫膛）；2）电动机定子线圈相间短路或接地故障。3）鼠笼式转子的铜（铝）条断裂或接触不良。6.4.9.2 处理：立即停止电动机，拉开电源开关，通知电气检修人员检查处理。6.4.10 运行中的电动机，声音突然发生变化，电流上升或下降至零。6.4.10.1 可能原因：1）定子回路中一相断线。2）系统电压下降。3）绕组匝间短路。4）被带动的机械故障。5）过负荷。6.4.10.2 处理：1）若是系统电压下降所致，应联系电气值班人员迅速调整厂用母线电压,如较长时间电压下降会由低电压保护切除一部分电动机（如交流接触器低压释放，ＤＺ10 型自动空气开关也会低压脱扣）。电压恢复后,可将此类电动机重新启动。2）若非系统电压下降，而判明是其它原因所致，则应启动备用电动机后，立即停止该电动机进行检查处理。6.4.11 运行中的电动机，定子电流发生周期性的摆动。6.4.11.1 可能原因：1）鼠笼式转子线卷内部损坏或转子铜（铝）条损坏、断裂、开焊。2）机械负荷发生不均匀的变化。6.4.11.2 处理：1）如属机械负荷不均匀变化应进行调整。2）启动备用电动机，停止故障电动机，通知电气检修人员处理。3）如无备用电动机，则应对故障电动机加强监视，如摆动幅度愈来愈大，则应停止故障电动机。6.4.12 电动机不正常的发热，但定子电流未超出正常的范围。6.4.12.1 可能原因:1）风道堵塞，风扇损坏。2）周围的空气流通不畅，进风温度过高。3）空气冷却器系统故障或冷却水量太小或中断。6.4.12.2 处理：1）适当降低电动机负荷。2）恢复空冷器冷却水至正常值，保持电动机周围空气流通，降低进风温度。3）若发热不严重,且无备用电动机者,应经检修鉴定可以运行,并加强监视。4）如采取措施无效，温度继续升高超过额定值，则应启动备用电动机后，停运该电动机，联系检修处理。6.4.13 电动机发生剧烈振动。6.4.13.1 可能原因：1）电动机和所带动机械中心不一致。2）机组转动部分失去平衡。3）转动部分与静止部分磨擦。4）轴承损坏或轴颈磨损。5）联轴器及其联接装置损坏。6）所带动的机械损坏。7）鼠笼式转子端环有裂纹或与铜（铝）条接触不良。8）电动机转子铁芯损坏或松动，转轴弯曲或开裂。9）底脚螺丝松动，轴承、端盖松动。10）电动机定、转子间间隙不均匀，超过规定值。6.4.13.2 处理：降低电动机负荷，视振动是否降低或消失，无效时，启动备用电动机，停止该电动机运行，联系检修处理。6.4.14 电动机轴承过热、温度升高6.4.14.1 可能原因：1）供油不足（如强制润滑的电动机，油泵有毛病，滤油器或冷却器堵塞。轴瓦上的油槽堵塞或被磨平，进油箱油面过低；油环润滑的电动机，油环卡住或旋转缓慢，轴承箱内油面过低等)；滚动轴承油脂不足或太多。2）油质不清洁，油太浓，油中有水，油种用错。3）传动皮带拉得过紧，轴承盖盖得过紧，轴瓦面刮得不好，轴承的间隙太小（一般发生在安装或检修以后）。4）电动机轴或轴承倾斜。5）中心不正或弹性联轴器的凸齿工作不均匀。6）滚动轴承内部磨损。7）轴承有电流通过，轴颈磨蚀不光，轴瓦含金熔解等。8）转子不在磁场中心，引起轴向窜动，轴承敲击或轴承挤压。6.4.14.2 处理：1）用温度计检查轴承温度。2）检查轴承油位及油质是否合格，不符合规定则应设法加油或换油。3）如轴承损坏、安装、调整不当，应倒换备用电动机，停电进行检查处理。4）若发热不严重,且无备用电动机者,应经检修鉴定可以运行,并加强监视。6.4.15 直流电动机整流子和电刷冒火。6.4.15.1 可能原因：电刷研磨不良或磨短；电刷在刷盒内卡住，电刷压力不均匀；整流子或电刷表面有污垢，整流子表面不圆，电刷及引线连线松动，电刷牌号不对，位置不对等。6.4.15.2 处理：1）更换电刷，清理整流子表面。2）启动备用电动机，停止故障电动机。3）联系检修处理。6.4.16 电动机启动时开关合不上的处理。1）检查开关绿灯是否燃亮，检查操作、合闸电源保险是否熔断。如熔断应进行更换。2）检查开关机构是否正常，二次插头接触是否良好，如接触不好，应进行处理。3）检查合闸回路是否断线，控制开关是否良好。4）检查联锁开关是否投入正确，联锁回路是否正常。5）检查热继电器是否动作，如动作，应复归，检查合闸接触器是否卡住。6）检查开关机构是否正常，辅助接点是否接触良好。7）检查合闸线卷是否断线，铁芯是否卡住。8）如属开关机构有问题，应更换小车开关或联系检修处理。6.4.17 电动机开关拉不开的处理。1）检查“远方/就地”切换开关是否在“远方”位置。2）检查红灯是否燃亮，如燃亮可用开关柜“分闸”按钮或“事故”按钮试停。3）如红灯不亮应检查辅助接点、二次插头、操作保险。若保险熔断应进行更换，若二次插头接触不好应进行处理。4）经上述处理无效时应对于6KV开关：则应手打开关机构跳闸铁芯（但不得抬小车把手）使开关跳闸；对LG开关，则应用机构箱“分闸”按钮进行分闸。此时应注意人身安全。对于400V开关：DW10空气开关，在400开关室盘后，手动打跳闸铁芯。梅兰日兰开关，应将操作机构切至“manu”位置，手按机构“分闸”按钮进行就地分闸。DZ10空气开关，向下按分、合把手使开关跳闸。直流操作的交流接触器，可按下跳闸继电器TJ后，用绝缘物将接触器衔铁撬开。对用按钮就地操作的交流接触器，可按住跳闸按钮后，用绝缘物将接触器衔铁撬开。当该路刀闸上灭弧罩完好，操作把手与刀闸之间有隔板隔开时，可迅速拉开该路刀闸以断开电源。但对于30kW以上的电动机应设法拉开上一级电源开关将其停下。

万仁电气 · 发表于 2008-4-10 14:22:00

137.5机组锅炉运行规程
QG/XZC-02.3002-2002
1 范围本规程是137.5MW机组锅炉及主要辅助设备的启动、运行、维护、事故分析与处理、锅炉试验等技术规定，适用于徐州发电厂＃1～4机组锅炉。2 引用标准SD 118-84 　125MW机组锅炉运行规程DL 612-1996 电力工业锅炉压力容器监察规程DL　5011-92 电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）DL/T610-1996 200MW级锅炉运行导则GB10184-88 电站锅炉性能试验规程（82）水电技字第24号发电厂厂用电动机运行规程（80）水电技字第26号电力工业技术管理法规（试行）电安生[1994]227号安全工作规程（热力和机械部分）3 锅炉设备特性和规范本锅炉是与 137.5MW汽轮发电机组配套的超高压、一次中间再热、自然循环锅炉。3.1 锅炉简况3.1.1 锅炉铭牌
本厂编号＃1炉＃2炉＃3炉＃4炉
锅炉型号 SG50410—M型
制造厂家上海锅炉厂
厂家编号 400—23 400—24 400—33 400—34
额定蒸发量 400t/h
安装日期 1977年4月 1977年12月 1978年12月 1979年4月
投产日期 1977年12月31日 1978年12月18日 1979年7月25日 1979年12月15日
增容改造 2000.11 2001.12 2001.4 1999.9
备注控制系统为GKS-9000分散控制系统
3.1.2 锅炉型式: SG50410-M型、单汽包、自然循环、具有中间再热、悬吊式、露天锅炉。3.1.3 汽包及内部装置: 汽包内正常水位为汽包中心线下150㎜处（即零水位），汽包内部的汽水分离主要采用两次分离。一次分离元件为旋风子，共46只；二次分离元件为均汽孔板，布置在顶部。饱和蒸汽的穿孔速度为1.33m/s。汽包内还装有给水清洗装置，以50％的给水作为清洗水。3.1.4 炉膛炉膛深8357㎜，宽9600㎜，四周用Φ60×6的鳍片管焊成膜式水冷壁，整个水冷壁分成14个循环回路，前后墙各4个，两侧墙各3个，后墙折焰角由水冷壁构成。3.1.5 喷燃器本锅炉为负压燃烧，燃烧器一次风喷嘴出口形状为矩形，出口截面已固定。3.1.6 过热器3.1.6.1 采用辐射、对流式过热器。蒸汽流程为：汽包→炉顶棚过热器→后墙包覆过热器→两侧墙包覆过热器→前屏过热器→一级喷水减温器→后屏过热器→二级喷水减温器→对流过热器→集汽联箱，然后分两侧引出。3.1.6.2 炉膛上部前面布置有前屏过热器8片，为全辐射过热器，炉膛上部中间布置有后屏过热器14片，在后屏过热器的进出口分别布置有Ⅰ、Ⅱ级喷水减温器，Ⅰ级减温是保护后屏过热器防止管壁超温，Ⅱ级减温是保证主蒸汽出口温度符合要求。3.1.6.3 在折焰角上方布置对流过热器。3.1.7 再热器3.1.7.1 再热器布置在进口烟温为747℃的尾部烟井中，蛇形管作垂直于锅炉前墙的纵向逆流，顺列布置，分上、下二组。3.1.7.2 整个再热器的重量通过省煤器出口联箱上的悬吊管吊在炉顶上，在再热器进汽管上设有事故喷水装置，但不是再热汽温调温的主要手段，而是在采取其它调节措施之后作为辅助细调节和在有超温危险的情况下应急使用。3.1.8 省煤器省煤器为非沸腾式，出口水温为293℃，布置在尾部烟井中，蛇形管作垂直于锅炉前墙的纵向、错列、逆流布置。3.1.9 空气预热器3.1.9.1 本锅炉采用二台回转式空气预热器，＃1、2炉预热器转子直径为6300㎜，＃3、4炉空气预热器转子直径为6200㎜，传热元件为波形板，二台空气预热器沿锅炉宽度方向并列布置，中心距为8500㎜。＃2、3、4炉前置热管空气预热器3.1.9.2 密封装置采用可调结构，在运行中调整间隙，减少漏风率。3.1.10 钢架本锅炉的钢架与厂房分开，成为单独的悬吊结构，除空气预热器和除渣设备外，其余各部组件均悬吊在炉顶钢架上。全部重量由四根大梁承受。3.1.11 炉墙本锅炉采用轻型敷管式炉墙，由于炉膛采用膜式水冷壁，密封性较好。因此，炉墙只需敷设一层绝热材料，炉顶过热器和尾部过热器是光管密排，采用管式炉墙，省煤器部分采用柜架式炉墙。3.1.12 除尘及除灰设备3.1.12.1 锅炉采用文丘利水膜除尘。3.1.12.2 本炉采用固态排渣，粗破碎。3.2 设计规范3.2.1 主要设计参数：
序号项目单位设计数据备注
1 额定蒸发量 t/h 400
2 再热蒸汽量 t/h 330
3 汽包工作压力（表压） MPa 15.2
4 过热器出口蒸汽压力（表压） MPa 13.72
5 过热器出口蒸汽温度 ℃ 545
6 再热器入口蒸汽压力（表压） MPa 2.5
7 再热器出口蒸汽压力（表压） MPa 2.35
8 再热器入口蒸汽温度 ℃ 335
9 再热器出口蒸汽温度 ℃ 545（原555）
10 给水温度 ℃ 235
11 冷风温度 ℃ 20
12 热风温度 ℃ 280
12 排烟温度 ℃ 120
13 锅炉效率 % 92.34
14 过热器系统压降 MPa 0.99
15 烟气阻力 kPa 2.03
16 空气阻力 kPa 2.94
17 锅炉水压试验时水容积 m3 150
3.2.2 主要承压部件及受热面3.2.2.1 汽包内径及壁厚 1600×80㎜长度全长/筒身13730/11929㎜中心线标高 40200㎜汽包水位计零位汽包中心线下150㎜旋风子 46只（前24只、后22只）工作水容积～10 m3设计温度 350℃3.2.2.2 水冷壁型式膜式水冷壁受热面积 1369.8 ㎡管数前后墙2×120根（后墙分叉管44根）两侧墙2×98根外径及壁厚 Φ60×6 ㎜材质 20G3.2.2.3 过热器型式辐射、对流式总受热面积 2393.5 ㎡ 3.2.2.4 再热器
名称低温段中温段高温段进口管出口管
外径及壁厚㎜ 42×3.5 42×3.5 42×3.5 406.4×10 457.2×17.5
钢材 20G 12Cr1MoV 垂直段T-7 水平蛇形管T91 St45.8 10CrMo910
管数:排×根 104×5 104×5 104×5 2 根 2 根
进口温度 335℃
出口温度 545℃
计算壁温 633℃
允许壁温 580℃
总受热面积㎡ 4160
型式水平式
3.2.2.5 过热器
名称顶棚及后包覆过热器前屏过热器后屏过热器对流过热器
受热面(㎡) 258.6 292.8 计算受热面积684.6 793.1 1049
管(屏)数两侧2×133根顶棚211根 8屏21根屏高×宽1000×1830㎜ 14屏13根屏高×宽9500×2480㎜ 104排3根/排
外径及壁厚 Φ38×4 Φ38×4 Φ38×5 Φ38×5
钢材 20G 12Cr1MoV短管路∏11 12Cr1MoV短管路∏11 T91穿墙管:钢研102
进口汽温℃ 344 348 385 473
出口汽温℃ 348 386 474 545
计算管壁温 528℃ 594℃
允许管壁温 520℃ 570℃
3.2.2.6 省煤器型式非沸腾式总受热面积 5244.2㎡（包括鳍片）有效受热面积 5012.2 ㎡管排数由原来的光管改为直鳍片管，管排由207排减少到155排，低温段加高200㎜，每片增2个弯头（鳍片）。外径及壁厚 Φ32×4㎜(悬吊管Φ42×5㎜)钢材 20G进/出口水温 235/293℃3.2.2.7 空气预热器型式回转式（受热面转动）受热面积 21100 ㎡/台台数 2台转子直径＃1、2炉6300㎜＃3、4炉6200㎜受热面高度＃1、2炉/＃3、4炉 2.09/1.9m进/出口风温 20/280℃转速 2.03转/分3.2.2.8 减温器(1) 过热器减温器型式混合式数量 Ⅰ级2个、Ⅱ级2个减温水源取自汽机高加前安装位置 Ⅰ级布置在后屏进口Ⅱ级布置在后屏出口(2) 再热器减温器型式混合式数量 2个减温水源给水泵抽头减温水压调速泵7.8MPa安装位置再热器进口母管3.2.2.9 管道系统
名称管（根）数外径及壁厚（㎜）钢材
主蒸汽管道 2 Φ273×45 10CrMo910
再热蒸汽管道进口 2出口 2 出口Φ406.4×10进口Φ457.2×17.5 进口St45.8出口10CrMo910
给水管道主给水 1 Φ323×3020G
旁路 1 Φ133×12.510CrMo910
下降管 4 Φ419×36 20G
3.2.3 燃烧设备3.2.3.1 炉膛容积 1871m3宽度 9600㎜深度 8357㎜高度 31951㎜3.2.3.2 喷燃器型式直流式布置型式炉膛四角，共三层每层4只
其中：上层为普通直流煤粉燃烧器；中层为煤粉浓缩预热燃烧器；下层为煤粉直接点火燃烧器；＃1炉均为带旋转导叶的可摆动式燃烧器
数量 12只几何切圆＃1、2炉全对冲布置＃3、4炉Φ600㎜3.2.3.3 燃油器主油嘴型式机械压力雾化布置位置二次风喷口内
其中：＃2、＃3炉在下二次风喷口内；
＃1、＃4炉在中下、下层二次喷口内
数量＃2、＃3炉：4只
＃1、＃4炉：4只
出力 0.8t/h只设计全投出力 30％额定负荷点火型式高能点火注：＃1炉增装油枪蒸汽吹扫系统；＃3炉增装油枪压缩空气吹扫系统3.2.3.4 煤粉直接点火燃烧器油嘴型式机械压力雾化布置位置下层一次风喷嘴内数量４只出力 0.3t/h只点火型式电弧花点火注：＃1炉已拆除，仅保留四只小油枪安装在下层一次风喷口上部周界风内3.2.3.5 原煤仓数量 2只容积 218 m3下煤管双曲线型（13 m3）3.2.3.6 煤粉仓数量 1只容积 277 m3内壁结构钢筋混凝土（倾斜59°）3.2.3.7 粗粉分离器型式ＨＷ4000-00Ⅱ型轴向分离数量２只直径 4000㎜3.2.3.8 细粉分离器型式防爆离心式数量２只直径 3000㎜3.2.3.9 烟囱数量 2座（两台炉合用一座）尺寸高180000㎜、出口直径5500㎜3.2.4 扩容器3.2.4.1 连排Ⅰ级扩容器型号ＰＬ－5.5Φ1500㎜工作压力 0.687MPa工作温度 300℃容积 5.5 m33.2.4.2 连排Ⅱ级扩容器型号 I.O-1工作压力 0.18MPa工作温度 250℃容积 1 m33.2.4.3 定排扩容器工作压力 0.147MPa工作温度 110℃容积 7.5m33.2.5 送风机液偶器型号ＹＯＴＣ－800输入功率 550kＷ输入转速 985r/min调速范围 0.25～0.97额定滑差 ≤３％总效率 96％3.2.6 吸风机液力偶合器型号ＹＯＴＣ－1000输入功率 700kＷ输入转速 740r/min调速范围 0.3～0.97额定滑差 ≤３％总效率 96％3.2.7 安全门
项目名称型式安装位置数量口径每只排汽量t/h 备注
汽包蝶簧式过热器出口集汽箱 2只 70 115 汽包安全门带辅助气源,其脉冲点来自汽包；过热器安全门为纯弹簧式
过热器 2只
再热器进口蝶簧式再热器进口管道 2只 110 53.5再热器进口安全门带辅助气源
出口蝶簧式再热器出口联箱 4只 110 50.4再热器出口安全门带辅助气源
3.3 燃料特性 3.3.1 燃煤特性
类别项目符号单位徐州混煤青山泉煤权台煤西山煤
燃煤成分收到基碳 Car % 52.22
收到基氢 Har % 3.59
收到基氧 Oar % 8.09
收到基氮 Nar % 1.12
收到基硫 Sar % 0.53
收到基水分 Mar % 8 8 8 5.5
空气干燥基水分 Mad %
空气干燥基灰分 Aad % 26.45 29.46 19.38 19
干燥无灰基挥发分 Vdaf % 37.79 45.5 36.1 16
收到基低位发热量 Qar,net,p kJ/㎏ 20021.3 19539.8 22424.5 26376.8
可磨性系数 K －
燃煤特性结渣指数－－
冲刷磨损指数－－
粘污指数－－
燃尽指数－－
着火指数－－
灰的特性灰熔点 DT ℃ 1230-1450
ST ℃ 1420-1500
FT ℃ 1500以上
3.3.2 燃油特性
类别项目符号单位＃0柴油农用柴油
燃油成分收到基碳 Car % 84.41 85.64
收到基氢 Har % 13.98 13.04
收到基氮 Nar %
收到基氧 Oar % 1.57 0.50
收到基硫 Sar % 0.04 0.69
收到基水分 Mar % 微微
收到基灰分 Aad %
收到基低位发热量 Qar,net,p kJ/㎏ 46159.7 45006.1
物理化学特征密度駗㎏/m硙
动力粘度鐌 Pa穧s
凝固点－ ℃
闪点－ ℃
机械杂质－ %
3.3.3 煤粉规范：徐州混煤Ｒ90＝18～23％Ｒ200＝2～3％煤粉水份不小于原煤固有水份的50％掺烧西山煤及其它煤种：Ｒ90≤20％3.4 锅炉热力特性3.4.1 徐州混煤热力计算表:
锅炉设计效率Ysj 92.34％对流过热器工质流速Vgz 13.3m/s
燃料消耗量 B 61.59t/h 对流过热器吸热量Qd 1523kJ/㎏
计算燃料消耗量Bg 60.66t/h 再热器工质温度(进口/出口) 335/555℃
冷风温度 tlf 20℃ 再热器烟温(进口/出口 ) 745/495℃
热风温度 trf 280℃ 再热器烟速Vy 12.5m/s
排烟温度ＱPy 120℃ 再热器工质流速Ｖzg 23.3m/s
一级喷水量Ｄjw 4.1t/h 再热器吸热量Ｑz 23.3 m/s
二级喷水量Ｄjw 1.0t/h 省煤器烟温进口/出口 495/325℃
炉膛出口温度ＱLcy 1112℃ 省煤器工质温度进口/出口 235/293℃
后屏过热器烟温(进口/出口) 1112/966℃ 省煤器吸热量Ｑsm 1805kJ/㎏
后屏过热器工质温度(进口/出口) 383/474℃ 省煤器烟速Vy 7.9m/s
后屏过热器烟速Vy 6.3 m/s 预热器烟温(进口/出口) 324/120℃
后屏过热器工质流速Vgz 17.8 m/s 预热器工质温度进口/出口 20/280℃
后屏过热器吸热量Ｑd/Ｑf 1486/631kJ/㎏预热器烟速Vy 10.3m/s
对流过热器烟温(进口/出口) 966/781℃ 预热器工质流速Vgz 8.6 m/s
对流过热器工质温度(进口/出口) 473/555℃ 预热器吸热量Ｑky 2219kJ/㎏
对流过热器烟速Vy 11.9m/s
3.5 锅炉机组热热控系统（GKS-9000）3.5.1 GKS-9000系统投用日期
锅炉编号＃1炉＃2炉＃3炉＃4炉
投用日期 2001.1 2002.2 2001.6 1999.10
装置提供单位美国MOORE公司提供板件，南瑞公司负责硬件配套、软件开发、组态
3.5.2 控制系统简介3.5.2.1 控制装置选用美国MOORE公司提供的高级过程自动控制系统（Advanced Process And Control System 简称APACS），由南瑞公司负责硬件配套和软件开发、组态，组成的系统命名为GKS-9000分散控制系统。3.5.2.2 分散控制系统实现对机组的运行监视和生产过程的自动控制，所有显示、控制、操作、保护、联锁功能由该控制系统（Distributed Control System 简称DCS）来完成。3.5.3 系统组成3.5.3.1 GKS-9000分散控制系统由三个操作员站，一个工程师站以及六个过程处理单元（DAS站、MCS1站、MCS2站、SCS1站、SCS2站、ETS）组成，它们通过冗余的高速令牌总线网Modulbus连接起来，并提供以太网的接口。3.5.3.2 数据采集系统（Data Acquisition System,简称DAS）：采用数字计算机对机组的运行参数进行测量，对测量的结果进行处理、记录、显示和报警，对机组的运行情况进行计算和分析，并提出运行指导的监视系统。3.5.3.3 模拟量控制系统（Modulating Control System，简称MCS）：是对锅炉、汽轮机及其辅助运行参数自动总称。 3.5.3.4 顺序控制系统（Sequence Control System，简称SCS）：是对辅机及辅助系统，按照运行规定的顺序实现启动或停止过程的自动控制系统。3.5.3.5 汽机保护和事故顺序记录--——ETS3.5.4 操作员站的主要功能3.5.4.1 显示功能：可实现系统图、模拟图、成组画面、趋势图及报警信息等的显示，所显示的数据每回更新一次。3.5.4.2 操作功能：通过鼠标对对象进行操作，包括输出控制命令、修改定值、参数整定、选择自动/手动控制方式及报警确认等。控制指令确认后，可在1秒钟内执行，操作结果可在3秒钟内显示在CRT上。3.6 辅机规范3.6.1 辅机机械部分规范
名称型号台数容量㎡/h 压头介质温度℃
引风机 Y4-73-11NO28D 2 455000 3.93kPa 200
送风机 G4-73-11NO20D 2 262000 5.26kPa 20
排粉机（＃1、4炉） 7-29-12-NO17D 2 81200 9.8kPa 70/120
排粉机（＃2、3炉） M5-36-12NO17.5D 2 89353 10.485kPa 70/120
空压机 4L-20/8 4 20m3/min 0.79MPa 大气温度
磨润滑油泵 CB2-125 2 150L/min 0.29MPa 25-30
给粉机(＃1炉) ZGF-9型 12 3-9t/h 70
给粉机(＃2、3炉) GF-9型 12 3-9t/h 70
给粉机(＃4炉) DX-2y 12 2-6t/h 70
冷却风机大气温度
3.6.2 各辅机电动机规范
名称容量（kW）电压（V）电流（A）转速r/min
引风机电动机 700 6000 81.5 730
送风机电动机＃1、2/3、4炉 780/550 6000 88/64 985
排粉机电动机＃12/其它 680/500 6000 78/57.5 1450
磨煤机电动机 475（2台） 6000 58 740
预热器电动机 11 380 24 970
预热器齿轮油泵电动机 0.025 380 0.15 1300
预热器L-50齿轮箱电动机 7.5 380 18 750
预热器稀油站油泵电动机 5.5 380 11.7 1450
给粉机电动机＃1、2、3/4炉 3.0/2.2 380 6.49/4.39 1430
磨煤机油泵电动机 3 380 6.5 1430
给煤机电动机 5.5 380 11.7 1450
安全门空压机电动机 5.5 380 11 2920
绞龙电动＃1/＃2 22（2台） 380 42/43 1470
3.6.3 除尘除灰设备3.6.3.1 泵
项目型号数量流量m3/h 扬程m
灰浆泵 IZ 300-250-744 3 1200 84
冲灰泵 DK400-11 3 390 103
除尘泵 8BA-12/IS200-150-315 4/4 280/400 29.1/32
捞渣机 LLZ5型螺旋式 8 5 t/h 3.9r/min
碎渣机 SZD/DGS-830型单辊 4/4 20～60 t/h 31 r/min
3.6.3.2 电机
项目型号容量kW 电压V 电流A 转速r/min
灰浆泵电机 JS214S4-6 560 6000 66.5 985
冲灰泵电机 JS136-4 220 6000 26 1470
除尘泵电机 Y225S-4/Y250M-4 40/55 380 76/102.5 1470/1480
捞渣机电机 Y132S-4 5.5 380 11.6 1440
碎渣机电机 Y132M-1 7.5 380 15.4 1440
3.6.3.3 炉底关断门型号 LC-Ⅲ型系统流量 25 L/min系统压力 10～15 MPa工作介质液压油工作温度 10～50℃油泵型号 CB25齿轮油泵电机功率 4 kW3.6.3.4 除尘器型式文丘里水膜式数量 4台除尘效率 ≥94%烟气阻力 1300 Pa3.6.4 磨煤机型式 DZM380/550低速双锥筒式磨数量 2台转筒容积 43.7m3钢球装载量 50～55t筒内钢球充满系数 0.23～0.26公称出力 25～32t/h(按BTN可磨系数1，煤粉细度Ｒ90＝8％时计算)计算出力 41.1t/h(按徐州混煤计算)转速～18转/分润滑油系统强制油循环3.6.5 给煤机型式皮带式数量 2台出力 100t/h宽度 800㎜长度 3100㎜3.6.6 绞龙型号ＧＸ－400×56.5－Ｃ1×Ｂ1×Ｍ2数量 2台(两炉合用一台)长度 56.5m直径 400㎜3.6.7 空气预热器稀油站3.6.7.1 油泵型式ＣＢＥ－70 ＸＹＺ－16出力 4.2m3/h3.6.7.2 冷却器冷却面积 4㎡工作压力 0.59 MPa 3.6.7.3 过滤器面积 67 ㎡工作压力 0.39 MPa3.6.8 空气预热器变速箱油泵型式 JWY B081－４3.6.9 一次风速测量仪自动扫尘器型号 SFⅢ型数量 2台压缩机：型号 LD2550容积 50 L压力 0.8 MPa进气量 2.17 L/min3.7 锅炉保护及联锁3.7.1 超压保护3.7.1.1 过热器向空排汽门自动：过热器向空排汽门自动投入，当主汽压力升高至14.0MPa时，过热器向空排汽门自动开启，当主汽压力降至13.3MPa时，过热器向空排汽门自动关闭；3.7.1.2 再热器向空排汽门自动：再热器向空排汽门自动投入，当再热汽出口压力升高至2.6MPa时，相应的再热器向空排汽门自动开启，当再热器出口降至2.2MPa，再热器向空排汽门自动关闭。3.7.2 安全门定值3.7.2.1 主汽安全门：
类别＃1（汽包）＃2（主汽）＃3（主汽）＃4（汽包）单位
机械定值 14.4 14.1 14.1 14.4 MPa
电气定值 16.4 / / 16.0 MPa
电气回座 14.8 / / 14.4 MPa
3.7.2.2 再热器安全门：再热器进口安全门启座值为2.75MPa，回座值为2.5MPa；再热器出口安全门启座值为2.60MPa，回座值为2.3MPa。再热器安全门的电气、机械定值相同。 3.7.3 汽包水位保护汽包水位保护投入时，当汽包两侧电接水位均高至＋50㎜同时，“DCS”内水位高一值报警；当汽包两侧电接点水位计均高至＋150㎜时，“DCS”内水位高二值报警；且当汽包水位高一值报警信号存在时，自动开启事故放水门，当水位高一值、高二值报警信号均消失时，自动关闭事故放水门。当汽包两侧电接点水位计均高至＋250㎜时，“DCS”内水位高三值报警；且当汽包水位高一值、高二值报警信号同时存在时，“DCS”系统发出停炉信号，锅炉灭火保护“FSSS”系统“MFT”动作，紧急停炉，首次跳闸原因为“汽包水位高”。汽包水位保护投入时，当汽包两侧电接水位均低至－50㎜同时，“DCS”内水位低一值报警；当汽包两侧电接点水位计均低至－150㎜时，“DCS”内水位低二值报警；当汽包两侧电接点水位计均低至－250㎜时，“DCS”内水位低三值报警；且当汽包水位低一值、低二值报警信号同时存在时，“DCS”系统发出停炉信号，锅炉灭火保护“FSSS”系统“MFT”动作，紧急停炉，首次跳闸原因为“汽包水位低”。3.7.4 磨煤机保护3.7.4.1 当磨煤机油泵联锁投入时，单台油泵运行，运行油泵停不下来；运行泵跳闸，备用油泵自启。3.7.4.2 当油压低一值（0.10MPa）时，备用油泵自启。3.7.4.3 当润滑油压低于一值（0.10MPa）时，低油压报警，光字牌亮，磨煤机开关合不上。3.7.4.4 当润滑油压低二值（0.08MPa）时，跳闸相应运行的磨煤机。3.7.5 安全门空气压缩机保护当空气压缩机联锁投入时，若储气罐内气压降至0.3MPa，则自动投入相应的空压机运行。气压高至0.6MPa运行中空压机自动停止。3.7.6 预热器稀油泵站保护当预热器稀油泵联锁投入时，运行中的稀油泵跳闸则备用泵自启；运行泵出口油压低于0.12MPa时备用油泵自启。3.7.7 燃油泵联锁保护3.7.7.1 当燃油泵转换开关（ZK）切至就地时，不论联锁开关(LK)切至（运行、备用、试验）哪个位置，对应的燃油泵均只能在就地开、停。3.7.7.2 当转换开关（ZK）切至远方时，不论联锁开关(LK)切至（运行、备用、试验）哪个位置，对应的燃油泵均只能在远方开、停。当燃油泵联锁开关（LK）切至“工作”位置、切换开关(ZK)切至远方时，对应的燃油泵指定为“工作”燃油泵。“DCS”系统炉前燃油系统画面内，三台燃油泵由运行人员任选一台，被选中燃油泵变为红色，所选择的燃油泵必须始终跟踪被指定为“工作”状态的燃油泵，当事故处理程序动作自动投油助燃时，自启该燃油泵；若此前已有燃油泵在运行，“DCS”系统则不再启动燃油泵，直接进行投油。3.7.7.3 当联锁开关（LK）切至“备用”状态时，对应的燃油泵切换开关(ZK)切至远方同时,该燃油泵被指定为“备用”泵，当在“工作”位置运行的燃油泵跳闸，则该燃油泵自启；当“工作”泵与“备用”泵的联锁位置不对应时，联锁（LK）将失去功能。3.7.7.4 运行中应将三台泵的联锁开关（LK）分别切至“工作”、“备用”、“试验”位置，不得同时将任意两台泵指定为“工作”泵或“备用”泵；定期切换时必须将燃油泵的联锁开关切至相应位置。3.7.7.5 “DCS”系统内只有启动燃油泵功能，无闭锁功能和停泵功能。当在炉前燃油系统画面内启动燃油泵时，画面上有燃油泵运行状态显示，控制屏上对应的燃油泵合闸指示灯亮，因无闭锁功能其它炉均能停掉该台燃油泵。正常情况下不使用该方式启动燃油泵，事故处理自启燃油泵时，必须及时将控制屏上自启的燃油泵开关合闸一次，“本炉某燃油泵投入”光字牌亮，闭锁功能有效。3.7.7.6 控制屏上燃油泵控制开关具有启、停燃油泵和闭锁功能，正常情况下应使用该方式启动燃油泵，合上燃油泵开关时，对应泵的合闸指示灯亮及“本炉某燃油泵投入”光字牌亮，同时闭锁，其它炉均停不掉该台燃油泵。当本炉不用油时，应及时将该燃油泵开关切至分闸位置，“本炉某燃油泵投入”光字牌灭，合闸指示灯灭；若合闸指示灯不灭，则表示其它炉正在用油。3.7.7.7 燃油泵运行规定① 各台炉根据需要可随时启、停燃油泵，正常情况下一律使用控制屏上燃油泵控制开关，事故自启燃油泵或用油前已有燃油泵在运行，必须将对应泵的控制开关置于“合闸”状态，用油结束，应将对应泵的控制开关置于“分闸”状态；启、停燃油泵邻炉之间不需要相互联系。② 三台燃油泵正常情况下，每月一日早班切换一次，由燃油泵值班工负责切换，并由＃6机单元长将三台燃油泵的状态及时通知各炉司炉及值长、单元长，并分别作好记录，每班都要做记录交接班。③ 当运行的燃油泵跳闸，备用燃油泵自启后，用油炉必须将自启的燃油泵屏上控制开关置“合闸”状态，将跳闸的燃油泵控制开关置于“分闸”状态。同时，用油炉要立即通知燃油泵值班工将自启的燃油泵联锁开关LK切至“工作”位置，将能备用的燃油泵切至“备用”位置，由＃6机组单元长将燃油泵情况及时通知有关人员。3.7.7.8 运行中注意事项① 三台燃油泵没设就地事故按钮，当需要紧急停止燃油泵运行时，需将就地切换开关(ZK)切至“就地”位置，就地停掉燃油泵。② 各炉用油，要及时通知燃油泵值班工或＃6机组单元长，并报知投用油枪数量，以便燃油值班工掌握油位。③ 各炉每班要记录交接燃油泵状态，有不清楚的，要及时联系＃6机组单元长，确保记录正确。④ 当本炉不用油时，要确保“本炉某燃油泵投入”光字牌不亮，即本炉各燃油泵控制开关在“分闸”位置。⑤ 正常运行中，＃1、8炉的燃油再循环门要微开，有油流动声即可，当＃1或＃8炉检修时，再循环门分别有＃2或＃7炉开启，依次类推。此项工作由值长负责安排。⑥ 当用油量较大时，燃油泵值班工要加强检查，防止燃油泵超电流运行。同时由值长负责协调调整燃油再循环门，直至关闭。如燃油泵电流仍达额定电流，可增开一台燃油泵，若燃油母管压力偏高，值长应指定一台炉开启炉前燃油再循环门将管压力调整至正常值。同时要加强对燃油系统的检查，一旦用油量小时，值长要联系停掉一台燃油泵。燃油泵全部停止运行，仍要微开燃油再循环门。⑦ 正常情况下，本炉燃油压力高、低只准使用本炉燃油调整门调整，禁止使用再循环门或回油门来调整油压。⑧ 当本炉“燃油压力高”报警时，要及时通知燃油泵值班工或＃6机组单元长，防止用油量小而运行二台燃油泵；当本炉“燃油压力低”报警时，应汇报值长，通知各炉检查炉前燃油系统回油门及再循环门，通知燃油泵值班工检查燃油系统并作出相应的处理。3.7.8 给粉组合电源联锁当给粉组合电源联锁投入时，若运行的组合电源开关跳闸，则相应的备用电源自投。3.7.9 低电压保护3.7.9.1 当6000V厂用母线电压降至70％时，0.5秒跳磨煤机。3.7.9.2 当6000V厂用母线电压降至52％时，9秒跳送风机。3.7.10 受控设备挂牌“禁操”保护“SCS”中所有受控设备均可挂牌“禁操”，当设备或按钮挂牌后，此时即使用计算机对设备进行了操作，其指令也发不出去(包括自动指令)。3.7.11 后备硬操“手动紧急停炉”保护当“DCS”系统全部故障时，按下控制屏上后备硬操“手动紧急停炉”按钮，能够不经“DCS”系统通过硬硬接线直接跳闸所有运行中的排粉机，并向“DCS”系统发出排粉机跳闸指令，实现紧急停炉。3.7.12 锅炉“停机即停炉”保护当“停机即停炉”保护投入时，如汽机发生事故造成主汽门关闭，则保护动作，锅炉按紧急停炉处理。请参阅“灭火保护”（3.9.2）一节。3.8 自动、程控装置整台机组采用美国MOORE公司APACS系统硬件和软件组成的GKS-9000分散控制系统，实现对机组的运行监视和生产过程的自动控制。由三个操作员站、一个工程师站以及六个过程处理单元（数据采集站─DAS站；模拟量控制1站─MCS1站；模拟量控制2站─MCS2站；顺序控制1站─SCS1站；顺序控制2站─SCS2站；汽机保护和事件顺序记录站─ETS站）组成。3.8.1 数据采集系统“DAS”在整个分散控制系统中完成对机组的开环监视，对运行中的输入输出信号进行巡回检测、收集和处理，具有事故追忆、报警、记录等功能。3.8.2 顺序控制系统“SCS”对主要辅机的启停或投切采用顺序控制。3.8.2.1 制粉系统顺序控制；3.8.2.2 炉前燃油顺序控制；3.8.2.3 一次风顺序控制；3.8.2.4 二次风顺序控制；3.8.2.5 安全门控制；3.8.2.6 定排系统程序控制；3.8.2.7 本体吹灰顺序控制；3.8.2.8 事故处理顺序控制。3.8.3 机组协调控制系统“CCS”主要完成机组安全运行的自动调节。它有以下功能：3.8.3.1 负荷指令和协调控制；3.8.3.2 燃料控制；3.8.3.3 主蒸汽、再热蒸汽温度控制；3.8.3.4 炉膛负压控制；3.8.3.5 给水自动控制；3.8.3.6 一次风自动控制；3.8.3.7 二次风自动控制；3.8.3.8 磨煤机出口温度控制；3.8.3.9 磨煤机润滑油压自动控制；3.8.3.10 风量控制；3.8.3.11 浓稀相风门自动控制；3.8.3.12 事故处理自动。3.9 主要辅机的联锁及灭火保护3.9.1 锅炉辅机联锁3.9.1.1 当运行中的两台吸风机事故停机时或只有一台运行而事故停机时，联锁跳闸运行中的送风机、排粉机、给粉机、磨煤机（其相应的冷风门打开，热风门关闭）、给煤机，关闭燃油总门。3.9.1.2 当运行中的两台送风机事故停机时或只有一台运行而事故停机时，联锁跳闸运行中的排粉机、给粉机、磨煤机（其相应的冷风门打开，热风门关闭）、给煤机，关闭燃油总门。3.9.1.3 当运行中的排粉机事故停机时，联锁跳闸相应的给粉机、磨煤机（其相应的冷风门打开，热风门关闭）、给煤机。3.9.1.4 当运行中磨煤机事故停机时，联锁跳闸相应的给煤机，磨煤机冷风门打开，热风门关闭。 3.9.2 锅炉灭火保护“FSSS”系统3.9.2.1 当锅炉灭火保护投入,发生下列情况之一时，发出“MFT”跳闸信号：① 吸风机均停；② 送风机均停；③ 手动“MFT”跳闸；④ 手动“紧急停炉”硬按钮；⑤ 炉膛压力+1.5kPa；⑥ 炉膛压力-1.5kPa；⑦ 失去燃料；⑧ 全炉膛无火焰；⑨ 汽包水位+250㎜（汽包水位保投入时）；⑩ 汽包水位-250㎜（汽包水位保投入时）；⑪ 汽机主汽门关闭（“停机即停炉”保护投入）。3.9.2.2 当发生“MFT”动作时，跳闸运行中的排粉机、给粉机、磨煤机、给煤机；切断直接点火燃烧器高能点火装置电源；关闭燃油总调门及燃油快关门；关闭各油枪电磁阀；切断其它各油枪点火枪电源、油枪点火枪均自动退出（点火装置内部实现）；关闭制粉系统＃3、＃6、＃8、＃10、＃11风门；关过热器减温水总门，关甲一、二级减温水调整门，关乙一、二级减温水调整门，关事故喷水门调整门；关＃1～＃4 一次风门；上层二次风门关至10%、中上、中下层二次风门关至50%。“MFT”信号不消失，以上设备均处于强制状态。3.9.2.3 发生“MFT”跳闸后，当满下列条件时：① 排粉机均停；② 给粉机均停；③ 燃油快关阀关；④ 无锅炉跳闸指令；⑤ 各层火检3/4无火；⑥ 有吸、送风机运行，且送风机勺管开度大于30%。自动进入清扫程序，“正在清扫”指示灯亮，5分钟后“清扫完成”指示灯亮，“MFT”指示灯灭。3.9.2.4 清扫过程中,若清扫条件不满足,清扫立即中断,“MFT”灯仍亮，所有动作设备均仍被强制，当清扫条件再次满足时，方能自动进入清扫程序，但清扫时间重新计时,吹扫完成后，方能解除强制；否则，只有联系热工人员在工程师站“复归”，“清扫完成”灯亮，“MFT”信号消失，立即解除所有被强制的设备。3.9.3 锅炉联锁示意图：

4 锅炉的启动4.1 检修后的试验验收4.1.1 试验验收所必须具备条件：4.1.1.1 机组大、中、小修试验前，锅炉、电气、热控公司必须提供所有设备、系统变动的设备异动报告。4.1.1.2 全部检修工作结束，所有工作票全部终结。4.1.1.3 为检修工作而采取的临时安全措施应全部拆除并恢复原状，现场整齐、清洁，各通道畅通无阻，保温及照明完整、良好。4.1.1.4 锅炉本体，辅机及风、烟道等设备完整，内部无杂物。4.1.1.5 管道、阀门连接良好，并有符合《电力工业技术管理法规》所规定的漆色标志。4.1.1.6 表盘上各仪表配置齐全、完整、好用，并有可靠的事故照明，声、光报警信号良好。4.1.1.7 “DCS”系统能正常投入使用。4.1.2 运行人员必须参加设备验收工作。试转验收过程中，必须对设备、系统进行认真的检查和试验，并将试转的详细情况记入运行日志。4.1.3 在验收中若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，应及时做好记录，检修人员必须在投运之前予以消除。4.2 启动前的试验锅炉大、中、小修后或停用较长时间，应对主要辅机、各阀门挡板、热工保护、辅机联锁、事故按钮、程控装置等全部进行试验。试验良好，验收合格后，方可正式投入运行。4.2.1 各阀门、风门、挡板试验4.2.1.1 联系热工送各伺服机电源，将各有关仪表、“DCS”系统投入运行。4.2.1.2 逐一试验各电动门、调整门、风门、调节挡板全开全关良好，开度方向指示正确，全程开度与实际位置相符，动作灵活。4.2.2 磨煤机保护及油泵联锁试验4.2.2.1 联系电气将磨煤机开关送至试验位置，磨煤机油泵送电。4.2.2.2 联系热控保护人员、电气继电保护人员到现场参加试验。4.2.2.3 检查磨煤机润滑油系统应处于启动前位置。4.2.2.4 启动＃1磨油泵，调整供油压力至正常值（0.12MPa～0.15MPa），投入联锁，停＃1磨油泵应停不掉；解除联锁，停止＃1磨油泵；开启＃2磨油泵，油压正常后投入联锁，停＃2磨油泵应停不掉。4.2.2.5 缓慢开大再循环门，当供油压力降至0.10MPa时，低油压报警，＃1磨油泵应自启。4.2.2.6 解除联锁，停止＃2磨油泵，缓慢关小再循环门，将供油压力调至正常值。4.2.2.7 投入联锁，缓慢开大再循环门，当供油压力降至0.10MPa时，低油压报警，＃2磨油泵应自启。4.2.2.8 解除联锁，停止＃2磨油泵，保留＃1磨油泵运行，供油压力保持在0.10MPa，合＃1、2磨煤机开关应合不上。4.2.2.9 缓慢关小再循环门，将供油压力调至正常值，合上＃1、2磨煤机开关应均正常。4.2.2.10 缓慢开大再循环门，当供油压力降至0.08MPa时，＃1、2磨煤机开关应均跳闸。4.2.2.11 全部试验完毕，缓慢关小再循环门，将油压调至正常值，停止磨油泵运行。4.2.3 预热器稀油泵站联锁保护试验4.2.3.1 联系电气将空预器稀油泵送电。4.2.3.2 联系热控保护人员、电气继电保护人员到现场参加试验。4.2.3.3 检查空预器稀油站油系统应处于启动前位置。4.2.3.4 开启＃1稀油泵，调整供油压力在0.12MPa～0.15MPa之间，投入联锁，＃1稀油泵停不掉；解除联锁，停止＃1稀油泵；4.2.3.5 开启＃2稀油泵，供油压力正常后投入联锁，＃2稀油泵停不掉；4.2.3.6 调整再循环门，当供油压力降至0.12MPa时，＃1稀油泵自启；4.2.3.7 解除联锁，停止＃2稀油泵，将供油压力调整至0.12MPa以上；4.2.3.8 投入联锁，调整供油压力，当油压力降至0.12MPa时，＃2稀油泵自启；4.2.3.9 解除联锁，停止＃2稀油泵，将油压调整至正常，停止＃1稀油泵运行。4.2.4 燃油泵联锁试验4.2.4.1 燃油系统处于启动前位置；4.2.4.2 将＃21燃油泵转换开关（ZK）切至就地，＃21燃油泵就地启、停应正常，远方应无法操作＃21燃油泵。4.2.4.3 将＃21燃油泵转换开关（ZK）切至远方时，＃21燃油泵各控制室内启、停均应正常，就地不能操作。4.2.4.4 将＃21燃油泵联锁开关（LK）切至“工作”位置时，试验＃21燃油泵就地、远方均可正常启、停。4.2.4.5 用同样方法(4.2.4.2～4.2.4.4 )试验＃22、＃23燃油泵。4.2.4.6 将＃21燃油泵联锁开关（LK）至“备用”状态时，将＃22燃油泵切换开关(ZK)切至远方，开启＃22燃油泵，在就地将＃22燃油泵切换开关(ZK) 切至就地，＃22燃油泵停止，＃21燃油泵自启，停止＃21燃油泵。4.2.4.7 用同样方法（4.2.4.6）试验＃22、＃23燃油泵。4.2.4.8 将画面切至炉前燃油系统，启动＃21燃油泵，画面内＃21燃油泵变为“红色”，控制屏上＃21燃油泵合闸指示灯亮；再在屏上将＃21燃油泵开关合闸一次，“本炉某燃油泵投入”光字牌亮，语音报警，联系邻炉停＃21燃油泵应停不掉；联系邻炉在屏上将＃21燃油泵开关合上，分开本炉屏上＃21燃油泵开关，“本炉某燃油泵投入”光字牌灭，屏上合闸指示灯不应灭，联系邻炉停止＃21燃油泵应正常。4.2.4.9 用同样方法（4.2.4.8）试验＃22、＃23燃油泵。4.2.4.10 试验完毕，应将三台燃油泵转换开关（ZK）切至“远方”位置，将联锁开关（LK）分别置于“工作”、“备用”、“试验”位置。4.2.5 点火装置试验4.2.5.1 电弧枪、油枪、电磁阀、燃油系统及炉膛内部检修工作全部结束。4.2.5.2 关闭燃油小室内各燃油门及所有油枪隔绝门。4.2.5.3 联系热工送上点火控制箱电源。4.2.5.4 煤粉直接点火燃烧器点火装置试验：① 就地合上电弧枪开关，电压指示在2～5kV之间，电流指示在80～120mA之间，电弧花氖泡闪光。② 从炉膛观察孔实际观察电弧花情况发火正常，并发出“哒哒...”声音。③ 合上电磁阀开关，电磁阀发出“咔达”声音，断开电磁阀开关同样发出“咔达”声音，电磁阀启闭正常。④ 远方操作试验同上。4.2.5.5 油枪程控点火装置试验：(1) 就地操作控制试验：① 将切换开关切至就地位置，推进油枪，推进点火枪，油枪、点火枪到位后指示灯均亮；② 按点火按钮，指示灯亮，炉膛内发出“啪、啪”响声并能看至电弧光；停止点火，退出点火枪，到位后绿灯亮；③ 开启油枪电磁阀，红灯亮，关闭油枪电磁阀，绿灯亮；④ 开启油枪吹扫阀，红灯亮，关闭吹扫阀，绿灯亮；⑤ 退出油枪，到位后绿灯亮；⑥ 试验正常，将切换开关置于“远方”位置，各角均按上述步骤进行直至结束。(2) 远方操作试验：① 油枪程序启、停控制：将画面切至炉前燃油系统，双击油枪程启按钮，油枪、点火枪自动进入，到位后点火器点火，同时开油枪电磁阀阀，30秒后点火枪自动退回；30秒内无火检信号则关阀油电磁阀，开吹扫阀吹扫20秒后吹扫阀自动关闭；双击油枪程序停止按钮，自动关油枪电磁阀，开吹扫阀吹扫20秒后自动关吹扫阀，退回油枪。② 油枪启、停点操：同就地操作③ 油枪层操：上层、下层大油枪和小油枪均设有层启，当点击任一层层启按钮时，顺序自动开启处于“工作”状态的燃油泵、开启燃油快关阀和燃油总调门，自动投入该层油枪；层启过程中，如需停止层启，可点动层启复归按钮，立即终止程序执行。④ 试验结束，所有设备均置“停止”或“关闭”状态4.2.6 给粉组合电源联锁试验4.2.6.1 将画面切至一次风，检查＃1～12给粉机应在停止状态，解除4LK、5LK联锁。4.2.6.2 合上＃11给粉组合电源，投入4LK联锁。联系电气运行人员就地拉掉＃11给粉组合电源开关，＃12给粉组合电源自动投入。再就地拉掉＃12给粉组合电源开关，＃11给粉组合电源自动投入。4.2.6.3 用同样方法分别试另一侧（＃21、22）给粉组合电源。4.2.6.4 试验完毕，解除4LK、5LK联锁，停掉所有给粉组合电源。4.2.7 锅炉联锁试验4.2.7.1 联系电气、热工及有关人员到现场进行试验。4.2.7.2 将吸风机、送风机、排粉机、磨煤机电源至试验位置，给粉组合电源送电；联系热控人员送上热控电源，给粉机变频器上电（进口开关合上，出口开关拉掉），有关仪表送电，“DCS”系统投入运行。4.2.7.3 投入磨煤机润滑油系统，并使油压正常。4.2.7.4 将画面切至锅炉总联锁，投入LK、 1LK、2LK联锁，依次合上＃1、2吸风机、送风机、排粉机、磨煤机、给煤机、给粉机组合电源开关、＃1-12给粉机，开启磨入口热风门，关闭冷风门，开启燃油快关阀及燃油总调门。4.2.7.5 停止＃-1吸风机，各辅机应正常，再合上＃1吸风机，停止＃-2吸风机、各辅机应正常，再停止＃-1吸风机，送风机、排粉机、给粉机、磨煤机、给煤机依次全部跳闸，热风门关闭，冷风门开启，燃油快关阀及燃油总调门关闭。4.2.7.6 重复4.2.7.4步骤，停止＃-1送风机，各辅机应正常，再合上＃1送风机，停止＃2送风机、各辅机应正常，再停止＃-1送风机，排粉机及以下各辅机依次全部跳闸，热风门关闭，冷风门开启，燃油快关阀及燃油总调门关闭。4.2.7.7 再依次合上＃-1、-2送风机、排粉机、磨煤机、给煤机、＃1-12给粉机，开启磨入口热风门，关闭冷风门，开启燃油快关阀及燃油总调门。先停止＃1排粉机，＃1排粉机所对应的给粉机、磨煤机、给煤机依次跳闸，磨入口热风门关闭，冷风门开启，其它设备应均正常；然后合上＃1排粉机及所对应的给粉机、磨煤机、给煤机，开启磨入口热风门，关闭冷风门，再停止＃2排粉机，＃2排粉机所对应的给粉机、磨煤机、给煤机依次跳闸，磨入口热风门关闭，冷风门开启，其它设备应均正常。4.2.7.8 联锁试验结束，对全部动力进行就地事故按钮跳闸试验。4.2.8 锅炉灭火保护静态试验4.2.8.1 联系电气、热工及有关人员到现场进行试验。4.2.8.2 电弧枪、油枪、电磁阀、燃油系统及炉膛内部检修工作全部结束。4.2.8.3 关闭燃油小室内各燃油门及所有油枪隔绝门。4.2.8.4 联系热工送上点火控制箱电源。4.2.8.5 将吸风机、送风机、排粉机、磨煤机电源至试验位置，给粉组合电源送电；联系热控人员送上热控电源，给粉机变频器上电（进口开关合上，出口开关拉掉），有关仪表送电，“DCS”系统投入运行。4.2.8.6 投入磨煤机润滑油系统，并使油压正常。4.2.8.7 解除灭火保护，热工人员复归“MFT”，依次合上＃1、2吸风机、送风机、排粉机、磨煤机、给煤机、给粉机组合电源，开启＃1-12一次风门及各层二次风门，启动＃1-4给粉机，开启＃1、＃2制粉系统＃3、6、8、10、11风门，开启燃油总调门及燃油快关电动门，开启油枪电磁阀及点火枪，开启减温水总电动门及一、二级减温水和事故喷水调整门；联系热工保护人员送上火焰信号，投入灭火保护。4.2.8.8 停掉炉膛火焰信号，立即发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“全炉膛失去火焰”，跳闸运行中的排粉机、给粉机、磨煤机、给煤机；切断直接点火燃烧器高能点火装置电源；关闭燃油总调门及燃油快关门；关闭各油枪电磁阀；切断其它各油枪点火枪电源、油枪点火枪均自动退出（点火装置内部实现）；关闭制粉系统＃3、＃6、＃8、＃10、＃11风门；关过热器减温水总门，关甲一、二级减温水调整门，关乙一、二级减温水调整门，关事故喷水门调整门；关＃1～＃4 一次风门；上层二次风门关至10%、中上、中下层二次风门关至50%。4.2.8.9 按4.2.8.7操作。停掉运行中的给粉机并关闭燃油快关阀，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“失去燃料”，跳闸结果同4.2.8.8。4.2.8.10 按4.2.8.7操作。热工人员将炉膛压力信号升至＋1.0kPa时，炉膛压力高至＋1.0kPa光字牌报警，将炉膛压力信号升至＋1.5kPa时，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“炉膛压力高”，跳闸结果同4.2.8.8。4.2.8.11 按4.2.8.7操作。热工人员将炉膛压力信号降至-1.0kPa时，炉膛压力低至-1.0kPa光字牌报警，将炉膛压力信号降至-1.5kPa时，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“炉膛压力低”，跳闸结果同上4.2.8.8。4.2.8.12 按4.2.8.7操作。停止＃1送风机，各设备应正常，再合上＃1送风机，停止＃2送风机，各设备应正常，再停止＃1送风机，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“两台送风机均停”，跳闸结果同4.2.8.8。4.2.8.13 按4.2.8.7操作。停止＃1吸风机，各设备应正常，再合上＃1吸风机，停止＃2吸风机，各设备应正常，再停止＃1吸风机，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“两台吸风机均停”，跳闸结果同4.2.8.8。 4.2.8.14 按4.2.8.7操作。投入汽包水位保护，热工人员将汽包水位计注水至“高一、二、三值”信号均发出时，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“汽包水位高”，跳闸结果同4.2.8.8。4.2.8.15 按4.2.8.7操作。投入汽包水位保护，热工人员将汽包水位计放水至“低一、二、三值”信号均发出时，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“汽包水位低”，跳闸结果同4.2.8.8。4.2.8.16 按4.2.8.7操作。在灭火保护画面，双击“手动MFT”按钮并确认，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“手动MFT停炉”，跳闸结果同4.2.8.8。4.2.8.17 按4.2.8.7操作。在控制屏按下后备手动“紧急停炉”硬按钮，排粉机应跳闸，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“手动紧急停炉硬按钮停炉”，跳闸结果同4.2.8.8。4.2.8.18 按4.2.8.7操作。在机组大联锁画面，投入“停机就停炉”保护，当“汽机主汽门关闭”信号发生时，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“汽机主汽门关闭”，跳闸结果同4.2.8.8。4.2.8.19 当排粉机均停、给粉机均停、燃油快关阀关、无锅炉跳闸指令、各层火检3/4无火、有吸送风机运行且送风机勺管开度大于30%灯亮时，自动进入清扫程序，“正在清扫”指示灯亮，5分钟后“清扫完成”指示灯亮，“MFT”指示灯灭。灭火保护试验结束，应做好相应记录。4.2.8.20 试验结束后，各辅机开关应在停止位置，并作好记录。4.2.9 汽包水位保护试验4.2.9.1 锅炉汽包水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位保护不完善严禁启动；在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校验。用注水方法进行高水位保护试验、用排污放水方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动试验。4.2.9.2 试验应具备的条件：（1）汽包水位保护系统的承压部件应参加锅炉的水压，检查泄露情况，确保阀门无泄漏，设备良好。（2）热工确保系统接线正确，软件组态正确。（3）锅炉事故放水门、排粉机开关正常。制粉系统各风门操作正常，燃油快关电动门、燃油总门操作正常，（4） “FSSS”灭火保护功能正常。（5）语音报警功能正常投用4.2.9.3 系统冷态试验：由热工人员负责对测量筒进行注水冷态试验。（1）注水前，甲、乙侧汽包水位电极测量筒无水，液位监控仪低三值、低二值、低一值应动作，“DCS”显示汽包水位低三值、低二值、低一值报警。首先投入灭火保护系统，再投入汽包水位保护，“FSSS”灭火保护应动作，首次跳闸原因为“汽包水位低”。（2）甲、乙侧汽包水位电极测量筒同时注水至-250㎜以上，液位监控仪低三值应消失。低二值、低一值应动作，“DCS”显示汽包水位低二值、低一值报警。投用“FSSS”系统，再投用汽包水位保护，“FSSS”灭火保护不应动作。（3）继续注水至-150㎜以上，液位监控仪低二值应消失。低一值应动作，“DCS”显示汽包水位低一值报警。灭火保护不应动作。（4）继续注水至-50㎜以上，液位监控仪低一值应消失。“DCS”显示汽包水位低一值报警消失。灭火保护不应动作。（5）继续注水至+50㎜，液位监控仪高一值应动作。“DCS”显示汽包水位高一值报警。灭火保护不应动作。（6）继续注水至+150㎜，液位监控仪高二值应动作。“DCS”显示汽包水位高二值报警。灭火保护不应动作。锅炉事故放水门应自动开启。（7）继续注水至+250㎜，液位监控仪高三值应动作。“DCS”显示汽包水位高三值报警。灭火保护应动作。首次跳闸原因为“汽包水位高”。（8）甲、乙侧汽包水位电极测量筒同时放水至+250㎜以下，液位监控仪高三值应消失。“DCS”显示汽包水位高三值报警应消失。投入灭火保护系统，再投用汽包水位保护，灭火保护不应动作。（9）继续放水至+150㎜以下，液位监控仪高二值应消失。“DCS”显示汽包水位高二值报警应消失，灭火保护不应动作。（10）继续放水至+50㎜以下，液位监控仪高一值应消失。“DCS”显示汽包水位高一值报警应消失，灭火保护不应动作。锅炉事故放水门应自动关闭。（11）继续放水至-50㎜以下，液位监控仪低一值应动作。“DCS”应显示汽包水位低一值报警。（12）继续放水至-150㎜以下，液位监控仪低二值应动作。“DCS”应显示汽包水位低二值报警。（13）继续放水至-250㎜以下，液位监控仪低三值应动作。“DCS”应显示汽包水位低三值报警。灭火保护应动作，首次跳闸原因为“汽包水位低”。4.2.9.4 甲、乙侧汽包水位电极测量筒放水完毕，结束试验。4.3 锅炉水压试验4.3.1 锅炉大、中、小修后或局部受热面检修后，必须进行水压试验。4.3.1.1 水压试验由运行人员负责进水和升压操作，检修人员负责做防止试验时安全门动作措施和设备检查。4.3.1.2 水压试验压力：工作压力试验为汽包工作压力15.2 MPa；超压水压试验按《电力工业锅炉监察规程》的有关规定执行，其试验压力为汽包工作压力的1.25倍即19.0 MPa；再热器工作压力试验为其进口压力2.6 MPa,超压试验压力为其工作压力的1.5倍即3.9 MPa。4.3.1.3 一般只做工作压力试验。工作压力试验除大、中、小修按规定进行外，其它情况下根据检修人员的要求进行；超压试验应严格控制试验次数。4.3.1.4 水压试验必须由总工程师或总工程师指定的专人在现场担任总指挥。4.3.2 试验的范围水压试验范围包括锅炉全部承压部件，即从炉侧给水管的入口，直至蒸汽的出口沿途整个设备系统，但汽包水位计、安全阀不参加超压试验。再热器进行水压试验时，从汽轮机高压缸的排汽管、再热器到中压缸主汽阀前为止。4.3.3 超水压试验的必要条件：具有下列情况之一者可进行超压试验：4.3.3.1 在役的锅炉经二个大修期时；4.3.3.2 新装锅炉投运时；4.3.3.3 锅炉停用一年以上需要恢复运行时；4.3.3.4 水冷壁更换总数达到50%时；4.3.3.5 过热器、再热器、省煤器成组拆除或更换时；4.3.3.6 汽包、水冷壁联箱、过热器联箱、省煤器联箱、再热器联箱更换时；4.3.3.7 锅炉承压部件进行较大面积焊补修理时；4.3.3.8 根据运行情况对设备安全可靠性有怀疑时。4.3.4 水压试验操作的组织措施4.3.4.1 锅炉水压试验的所有操作均由当值值长全面指挥。4.3.4.2 水压试验的升压操作由当班司炉负责，其他任何人不得代替操作。4.3.4.3 升压操作的监护由当班单元长担任。4.3.4.4 试验过程中由机、炉运行专业人员担任技术监督和技术指导。4.3.4.5 升压过程的所有操作必须经监护人认可。4.3.4.6 水压试验的一切命令由试验总指挥发布。4.3.5 水压试验的准备和要求：4.3.5.1 值长应通知化学，准备足够合格的除盐水，通知汽机除氧器进水加热至70～90℃。汽机应做好水压试验的隔离措施。4.3.5.2 试验压力以汽包就地标准压力表指示为准，热工人员将两块汽包压力表更换为精度0.2级的标准表，量程为试验压力的1.5～3.0倍。4.3.5.3 联系、配合热工人员将汽包、过热器、再热器、给水等压力表、汽包壁温表、给水温度表和电接点水位计投入，特别是汽包压力表要校验合格。4.3.5.4 锅炉水压试验时的环境温度一般应在5℃以上，否则应有可靠的防寒防冻措施。升压时汽包下壁温度必须大于30℃4.3.5.5 锅炉工作压力试验，其试验压力为15.2MPa，由检修人员负责做好防止安全门在15.2MPa以下动作的隔绝措施；锅炉超压试验，其试验压力为19.0MPa，由检修人员负责做好防止安全门在19.0MPa以下动作的隔绝措施。4.3.6 进水前的检查4.3.6.1 定期排污系统所有一次门关闭。4.3.6.2 过热器系统所有一次门关闭，再热器系统所有疏水门全部打开，再热器向空排汽门自动解除后开启。4.3.6.3 锅炉汽包水位保护解除，事故放水一、二次门远方操作灵活并置于关闭位置。4.3.6.4 连续排污系统一次门及连扩器进汽门关闭、连扩器疏水门全部打开。4.3.6.5 省煤器疏水一次门关闭；给水系统、减温水系统所有疏水门关闭；过热器反冲洗系统一次门关闭。4.3.6.6 给水系统、过热器减温水系统、再热器减温水系统所有阀门关闭。4.3.6.7 汽水取样一次门、汽包加药一次门关闭。4.3.6.8 汽水系统所有压力表一次门打门；汽水系统压力、流量测量一次打开。4.3.6.9 锅炉汽、水系统所有空气门打开；过热器向空排汽门自动解除，远方操作灵活并置于开启位置。4.3.6.10 检查锅炉汽包电接点水位计、双色云母水位计投入。4.3.6.11 检查汽包、过热器、再热器、给水系统压力表、给水温度表、汽包壁温表应投入。4.3.7 锅炉进水4.3.7.1 当除氧器水温达到70～90℃时,联系汽机启动给水泵，经给水旁路向锅炉进水，并注意控制进水速度。4.3.7.2 进水时间要求夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。4.3.7.3 当汽包水位进至+250㎜时，应关闭给水旁路，改经过热器系统减温器进水。4.3.7.4 当汽水系统各空气门向外冒水时关闭各空气门。4.3.7.5 当过热器向空排汽门冒水时，关闭过热器向空排汽门，并注意控制压力变化，调整给水压力。4.3.8 水压试验的升压操作4.3.8.1 升压前必须全面检查汽包壁温及各压力表应指示正常；当汽包下壁温度低于30℃时，应开启水冷壁下联箱排污门,采取放水换水措施，提高汽包下壁温度。4.3.8.2 当汽包下壁温度大于30℃、接到升压命令时，操作人员、监护人员到位后，即可开始升压。4.3.8.3 应指定一台操作员站作为升压操作专用，其它操作员站未经许可，不得进行与升压有关的设备的任何操作。4.3.8.4 只准使用一级或二级减温水调整门进行升压，无特殊情况不准直接使用给水系统升压，用减温水调整门控制升压速度，给水泵转速调整给水压力。升压速度为每分钟不大于0.3MPa。4.3.8.5 升压过程中若发现给水压力异常升高，升压速度无法控制时，应立即采取措施，关闭减温水总门，若锅炉压力超过试验压力，应迅速打开事故放水门或向空排汽门紧急泄压。恢复正常后，再进行补水升压。4.3.8.6 升压期间减温水调门开度、给水泵勺管开度只准使用点操方式，不准使用数值输出指令方式操作。4.3.8.7 汽包就地装有精度为0.2级的压力表，当压力升至1.0MPa时，将集控室压力表指示与就地压力表核对，发现差值过大，应查明原因后再继续升压。4.3.8.8 当压力升至某一数值,检修人员需要进行检查时，应进行稳压，待检查结束接到升压命令时再继续升压。4.3.8.9 当压力升至15.2MPa时应稳压。若进行工作压力试验，检修人员进行全面检查；若进行超压试验，应将汽包所有水位计解列，然后再谨慎缓慢地将压力升至19.0MPa。4.3.8.10 压力保持5min后，再缓慢将压力降至15.2MPa并稳定，降压速度为每分钟不大于0.5MPa；检修人员进行全面检查；运行人员投入汽包所有水位计。4.3.8.11 检查结束，关闭过热器系统疏水二次门、省煤器疏水二次门，打开其相应一次门；关闭连排直放门，打开连排一次门；打开汽包加药一次门、汽水取样一次门。进行各二次门及门前管道水压试验。4.3.8.12 接值长水压结束通知后，关闭各减温水电动门、调整门，将给水泵勺管逐渐降至“0”，联系汽机停给水泵，锅炉自然泄压。4.3.8.13 水压试验验收标准：从停止给水泵、关闭锅炉进水门开始计时，5分钟内锅炉压力下降值不超过0.5MPa为合格。 4.3.8.14 当压力降至14.0MPa以下时，检修人员必须将安全门恢复至工作状态，水压试验即告结束。4.3.8.15 锅炉放水，听候值长通知。4.3.9 再热器水压试验锅炉大修后再热器应做水压试验，其试验方法如下：4.3.9.1 在汽机高压缸出口和中压缸入口加堵板（汽机缸温应低于100℃），关闭再热器系统疏水门，开启再热器空气门及向空排汽门。联系汽机关闭中压主汽门及低压旁路有关阀门，其门后疏水门开启。4.3.9.2 检修人员做好防止再热器安全门动作的隔绝措施。4.3.9.3 应有可靠的紧急泄压措施，并交由运行人员掌握。4.3.9.4 热工人员投入再热器进出口压力表及有关仪表。4.3.9.5 给水系统，减温水系统所有阀门均应严密关闭。 4.3.9.6 联系汽机启动给水泵，开启中间抽头，用再热器事故喷水向再热器内进水，当再热器空气门、向空排汽门向外溢水时即关闭，并注意压力上升。4.3.9.7 继续用再热器事故喷水调整门进行升压，控制升压速度每分钟不大于0.3MPa 。当压力升至2.6MPa时稳定，检修人员进行全面检查；若进行超水压试验，应缓慢将压力升至3.9MPa维持5分钟，再将压力降至2.6MPa稳定，检修人员检查，待检查完毕后，关闭再热器事故喷水调整门及手动隔绝门，停止给水泵。4.3.9.8 水压试验验收标准：从停止给水泵、关闭锅炉进水门开始计时，5分钟内再热器压力下降值不超过0.25 MPa为合格。4.3.9.9 用再热器疏水门降压，降压速度每分钟不超过0.5MPa 。当压力降至零时，开启再热器空气门、向空排汽门，开启再热器疏水门进行再热器放水，并通知汽机开启有关疏水门，水压试验即告结束。4.3.9.10 检修人员必须将所有安全门恢复至工作状态，再热器进出口管道堵板拆除。4.4 过热器反冲洗4.4.1 为了冲洗过热器的积盐，一般在机组大修后化学清洗或水压试验结束即进行反冲洗，机组中修或小修应根据化学要求进行。4.4.2 冲洗准备：4.4.2.1 锅炉本体验收合格。4.4.2.2 汽机给水系统应具备供水条件，值长应通知化学准备足够合格的除盐水，通知汽机除氧器进水加热至70～90℃，并按照水压试验要求做好隔离措施。4.4.3 冲洗操作：4.4.3.1 关闭各进水门，开启过热器反冲洗二次门、汽包、过热器空气门；4.4.3.2 开启定期总门及所有排污门、大直径下降管放水门；4.4.3.3 启动给水泵，开启过热器反冲洗一次门，当过热器、汽包空气门冒水时应分别给予关闭，关闭反冲洗一次门，停止放水，浸泡过热器；4.4.3.4 半小时后，全开过热器反冲洗一次门，将给水压力提高至15.0～16.0MPa以大流量进行反冲洗，但不允许汽包起压，在进行冲洗时应以事故放水门控制汽包水位；4.4.3.5 冲洗次数和时间根据化学化验结果决定。4.4.3.6 冲洗结束，关闭反冲洗一、二次，并做好隔绝措施。4.5 辅机试运行及有关动态试验4.5.1 辅机试运行4.5.1.1 主要辅机检修后，必须经过试运行以验证其工作的可靠性，试运行期间设备状态良好、运行稳定，试运行结束经验收合格后，方可正式移交，转入正常运行状态。4.5.1.2 吸风机、送风机、排粉机、预热器的连续试运行时间不得少于２小时，磨煤机带钢球试转不超过５分钟，其它辅机连续试运行时间不得少于1小时。4.5.1.3 辅机试运行应具备的条件：（1）转动机械试运行时，应严格遵守《电业安全工作规程》的有关规定。（2）辅机及其它电气设备检修完毕，工作票已经终结，检修人员已撤离现场，接到检修负责人试转申请单。（3）锅炉风、烟系统和制粉系统工作应全部结束，各风门、挡板及传动机构都已试验合格。（4）电动机外观完整，绝缘合格，接地线良好，并经空转电动机合格且转向正确。（5）巡测装置、程控装置、保护装置及联锁装置经试验可正常投入。（6） “DCS”系统能正常投入，操作、监视、控制功能均正常。（7）检查各辅机应符合启动前的要求:① 现场清洁，照明充足。② 联轴器结合良好，保护罩完整，紧固螺丝无松动。③ 轴承油位计完整，刻度正确，油质合格，油量充足。润滑油系统油压、油温符合规定，油箱油位在絵以上。④ 轴承、电动机、油系统的冷却装置良好，冷却水量充足，回水畅通。电动机空气冷却风道无堵塞现象。⑤ 电动机接地线良好，绝缘合格，事故按钮完整。⑥ 各风门、挡板处于启动前的状态。⑦ 各仪表保护和程控装置齐全、完整。⑧ 各辅机电源已送上。4.5.1.4 辅机试运行注意事项（1）辅机试运行，有关的检修负责人必须到现场，设备启动应征得检修人员同意。运行人员负责试转操作和运行参数监视，检修人员负责设备就地检查、维护和安全可靠监视。（2）各辅机的启动，应在最小负荷下进行，严密监视启动电流和启动电流在最大值持续时间并作好记录。（3）吸、送风机启动前必须先开启偶合器风冷器。（4）风机试运行时，应进行最大负荷的试验且电流不得超过额定值，保持正常炉膛负压。（5）给粉机、给煤机、绞龙不应带负荷试转，要预先将入口插板关闭严密。（6）磨煤机试转时，初次试转时筒体内不应加钢球，试转正常后方可加钢球。4.5.1.5 主要辅机的启动(1) 调出二次风门画面，选线操作，分别开启＃1～4三次风门和＃1～16二次风门。(2) 调出吸、送、预顺控画面启动空气预热器① ＃1、2炉空预器点操启动的允许条件是：对应的齿轮油泵已开启；＃3、4炉空预器点操启动的允许条件是：对应的齿轮油泵已启动且有一稀油泵启动。② 双击空预器启动按钮，分别启动＃1、2空气预热器，并开启烟气挡板。
启动吸风机
① 吸风机启动的允许条件是：勺管位置小于10%。② 双击吸风机启动按钮并确认，分别启动＃1、2吸风机，注意电流应正常，调整勺管开度，注意转速及炉膛负压变化。
启动送风机
① 送风机启动的允许条件是：勺管位置小于10%。② 双击送风机启动按钮并确认，分别启动＃1、2送风机，注意电流应正常并调整勺管开度，注意转速及二次风压变化，保持炉膛负压在-50～-100Pa，开启联络风门。(3) 调出一次风画面，分别开启＃1～12一次风门和周界风风门。(4) 分别调出＃1、2制粉系统画面① 排粉机启动的允许条件是：制粉系统＃3、＃6、＃8、＃10、＃11风门开度均小于10%并且对应的一次风门至少有4只开度大于50%。② 双击排粉机启动按钮并确认，分别启动＃1、2排粉机，注意电流应正常，开启近路＃10风门，调整＃8、9风门，逐渐提高一次风压至1.8 kPa左右,注意不得超额定电流。(5) 调出一次风画面① 给粉机启动的允许条件是：相应一次风门开度大于20%。② 给粉机切至单操，检查确认给粉机档板必须在关闭状态。③ 合上＃11、22给粉组合电源；分别启动＃1～12给粉机，调整至正常转速，检查正常后应停止运行。(6) 分别调出＃1、2制粉系统画面① 磨煤机启动的允许条件是：必须满足无油压低一值信号② 启动＃１、２磨煤机，运行正常后停止运行（时间不超过5分钟）。(7) ① 给煤机启动的允许条件是：调节器指令输出小于10%。② 分别启动＃１、２给煤机(煤仓下煤插管插死)，检查正常后停止运行。(8) 调出制粉系统画面，启动绞龙，检查正常后停止运行。4.5.1.6 吸风机、送风机、排粉机、空预器试运行结束，若进行冷态空气动力场试验，应按试验大纲要求调整到相应工况，进行冷态空气动力场试验；否则，应先停止排粉机，通风5分钟，方可停止送风机和吸风机。4.5.1.7 热备用锅炉严禁吹洗煤粉管道。4.5.2 炉膛和烟道漏风试验4.5.2.1 正压试验法正压试验法是用送风机向炉膛和烟风道内充压，燃烧室内保持正压值在50Pa～100Pa，在送风机入口处撒入白粉或放烟幕，如有缝隙和不严密处，则白粉或烟会从中逸出，发现后及时堵塞。4.5.2.2 负压试验法负压试验法是用引风机将炉膛和烟风道形成负压，燃烧室保持负压值在150Pa～100Pa，用蜡烛等办法靠近接缝等处进行查找，如有不严之处及时堵塞。4.5.3 锅炉灭火保护动态试验每运行间隔3年时间应进行动态试验。4.5.3.1 动态试验是通过锅炉运行工况的调整，达到“MFT”动作的现场整套灭火保护的闭环试验，试验时应制定切实可行的现场试验措施，并报上级批准后执行。4.5.3.2 动态试验包括以下内容：（1）火焰丧失“MFT”动作试验。（2）炉膛压力超过规定值“MFT”动作试验。（3）手动“MFT”动作试验。4.5.3.3 在诸多“MFT”动作条件中, 至少进行一项闭环试验，其余各项可断开保护断电器电源，开环运行。4.5.3.4 动态的试验结果必须满足以下三个条件，否则应查找原因重新试验。（1）一次检测部分所组成的逻辑关系正确，动作数值合格；（2）接受“MFT”动作指令的设备，动作及时、联锁关系正确；（3）声光报警信号、指示信号、打印记录、首次跳闸原因记忆正确，炉膛吹扫、锅炉点火等动作顺序无误。 4.6 锅炉安全门的校验4.6.1 锅炉大修或安全门检修后，必须进行安全门的校验。为防止安全门的阀芯和阀座粘住，在运行中应定期进行电磁开关的启闭试验和主安全门的排汽试验，以保证锅炉设备的安全。4.6.2 汽包和过热器控制安全门的整定值为额定工作压力的1.05倍；汽包、过热器的工作安全门的整定值为其工作压力的1.08倍。再热器安全门整定值为工作压力的1.10倍。4.6.3 安全门校验可单独启动锅炉进行，也可带负荷校验。4.6.4 安全门的校验顺序：一般先校再热器安全门、再校汽包和过热器安全门；先进行机械定值校验、然后再进行自动和手操试验。4.6.5 不带负荷单独校验安全门时锅炉启动的安全注意事项：4.6.5.1 锅炉点火前必须联系汽机值班人员做好安全工作，防止汽水进入汽轮机内；4.6.5.2 锅炉单独启动的饱和蒸汽温度上升速度不大于60℃/h，瞬间不大于2℃/min ；4.6.5.3 启动过程中，应严格监视过热器、再热器管壁不超温，控制过热器出口烟温不高于500℃；4.6.5.4 校验安全门时应有技术领导人员现场监视。4.6.5.5 联络工具应可靠，升压前应试验良好。4.6.6 校验安全门操作组织措施4.6.6.1 锅炉安全门校验所有运行操作均由当值值长全面负责指挥，根据就地指挥的要求发出升压、稳压、降压命令。4.6.6.2 整个校验过程中升压、稳压、降压操作由指定的司炉负责，并指定当班一名司机负责配合，其它任何人员不得代替操作。4.6.6.3 校验过程的操作监护由指定的当班单元长担任。4.6.6.4 机、炉运行专业技术人员负责校验过程的技术监督和指导工作。4.6.6.5 升压过程所有操作必须经监护人认可后方可操作。4.6.6.6 锅炉公司必须指定一名就地指挥负责与集控室联系。4.6.6.7 校验期间向空排汽二道门由就地控制，升压、稳压、降压以就地开、关或调整向空排汽二道门为主；运行人员调整燃烧预以配合。4.6.6.8 安全门校验必须由总工程师或总工程师指定的专人在现场担任总指挥。4.6.7 锅炉本体及燃烧系统检查：4.6.7.1 检查燃烧室内部，并明确以下各点：看火孔、人孔门、除焦门、放灰门、检查门、防爆门等良好并关闭严密。燃烧室内部无焦渣和杂物，水冷壁管外形正常，喷燃器无损坏、无堵塞现象，受热面清洁，一、二、三次风周界风角度应符合要求。4.6.7.2 检查风道、烟道及制粉系统管道完整，各风门挡板是否正确，传动装置是否完好，开关是否灵活，开度指示是否正确，并处于关闭位置。4.6.7.3 吸、送风机、排粉机及给粉机全部检查完好，具备启动条件。4.6.7.4 燃油系统经充油打压试验全部完好，点火系统正常。4.6.7.5 粉仓具备进粉条件，通过邻炉将粉仓粉位送至3米。4.6.7.6 出渣、冲灰、除尘系统处于备用状态。4.6.7.7 本体和汽水管道及风、烟道的支吊架完整。4.6.7.8 炉顶遮盖板及炉墙外敷铁皮应完整无损，各露天装置的汽水管道外铁皮罩包扎完好，各阀门管道已保温，各伺服机、电动机的防雨罩齐全完好。4.6.7.9 所有楼梯、栏杆完整，通道畅通，无杂物堆积。4.6.7.10 检查汽包，联箱等处膨胀指示器位置正确。4.6.7.11 炉内确已无人停留。4.6.8 锅炉进水前的检查：4.6.8.1 定期排污系统所有阀门均关闭。4.6.8.2 给水、减温水系统各阀门及疏水门均关闭。4.6.8.3 过热器集箱疏水门开启，其它疏水门均关闭。再热器疏水门关闭。4.6.8.4 省煤器放水一、二次门均关闭。省煤器再循环门关闭。过热器反冲洗一、二次门关闭。4.6.8.5 事故放水一、二次门远方开关灵活并置于关闭位置。4.6.8.6 连续排污一次门及连扩器进汽门均关闭，连扩器疏水电动调整、手动隔绝门开启。4.6.8.7 汽、水取样一次门、汽包加药一次门关闭。4.6.8.8 汽水系统空气门开启。4.6.8.9 两侧汽包就地电接点水位计、双色云母水位计投入，各汽包水位计平衡容器投入。4.6.8.10 安全门用压缩空气压力不小于0.3MPa。4.6.8.11 汽水系统所有压力、流量测量一次门开启。4.6.8.12 过热器、再热器向空排汽一次门远方开关灵活并置于开启位置，二次门在就地控制开关灵活并置于开启位置（二次门由检修人员负责操作）。4.6.8.13 联系热工人员投入锅炉机组所有表计。4.6.8.14 联系汽机人员做好校验安全门的所有隔离措施，同时投入高压旁路系统。4.6.8.15 将过热器、再热器向空排汽门自动解除。4.6.8.16 校验期间暂不校验的安全门，由检修人员做好防止误动的措施。4.6.9 锅炉进水：4.6.9.1 当汽机除氧器水温达到70～90℃时，联系汽机启动给水泵，向锅炉进水；同时通知化学加药，用给水旁路调整门或给水泵控制进水速度。4.6.9.2 进至点火水位时间的要求：夏季不少于2小时，冬季不少于4 小时。4.6.9.3 当汽包水位进至-50㎜时停止进水，关闭给水旁路，停止给水泵运行。4.6.10 点火升压：4.6.10.1 先启动两台予热器，启动吸、送风机，投入LK、1LK、2LK联锁，调整吸、送风量，保持炉膛负压，进行炉膛通风5分钟，调整二次风压，相应二次风门开至点火位置。4.6.10.2 开启下层给粉机大挡板。4.6.10.3 开启下层排粉机直接点火燃烧器所对应的四只一次风门（其余关闭），关闭对应制粉系统所有风门，启动下层排粉机，用近路风调整一次风压至1.8～2.3kPa。保持炉膛负压20～40Pa。4.6.10.4 接值长令，锅炉点火，启动燃油泵，开启燃油系统总门及电动快关阀，经燃油流量计用油；4.6.10.5 先点燃四只小油枪，并到就地鉴定确认着火良好，将给粉机同操器输出调至零，可投入相应一只给粉机运行，根据着火情况调整给粉机转速至最佳着火转速，并经常到就地检查着火情况。根据压力、温度上升情况，决定投入下一只给粉机，每半小时后对角切换给粉机一次。4.6.10.6 若无煤粉直接点火燃烧器，应先点燃下层两只大油枪，调整二次风，保证着火稳定燃烧正常；半小时后，切换另外两只大油枪；当过热器烟温达350℃、热风温度150℃以上时，且燃烧良好，方可启动＃2排粉机投粉。注意控制升压速度。4.6.10.7 过热器、再热器出口联箱就地压力表（事先由热工人员）换成标准表，整个校验期间以就地表为准，锅炉起压后，由检修专人负责监视，要经常同集控室内压力表相对照，找出读数差值。4.6.10.8 当压力升至0.1MPa时，关闭过热器系统的疏水门、空气门、向空排汽门。4.6.10.9 升压速度控制每分钟不大于0.1MPa；升温速度每分钟不大于1.5℃。且整个升压过程中，要保持汽压、汽温均匀地上升。4.6.10.10 当汽包压力升至0.5MPa时，联系检修人员热紧螺丝。4.6.10.11 在升压过程中，要密切监视汽包上、下壁温差，控制汽包上、下壁温差不大于50℃，若大于50℃，应及时采取定排系统排污，同时降低升压、升温速度。同时，要严格监视过热器、再热器管壁不超温，控制高温过热器后烟温不超过500℃。4.6.10.12 应指定一台操作员站作为升压操作专用，其它操作员站未经许可，不得进行与升压有关的任何操作。4.6.11 再热器安全门校验4.6.11.1 再热器的升压、降压用汽机高旁调整门和再热器向空排汽门共同调节；正常情况下，锅炉主汽压力应保持稳定在3.0MPa左右；当压力无法控制时，锅炉可以切、投给粉机从燃烧上给予配合。4.6.11.2 压力达2.0MPa时，应稳压并同就地联系，校对上、下压力表差值；接到就地指挥的升压命令时再进行缓慢升压。此时，调节给粉机转速只准使用点操方式增加转速，且需经监护人的同意，不准使用数值输出指令方式操作。4.6.11.3 高旁调整门的操作方法：升压时，高旁调整门开度每次增加1%，并注意再热器的压力变化；高旁调整门的操作面板应始终处于打开状态，只准使用点操，不准使用数值输出方式。降压时，高旁调整门开度每次可减小5%。4.6.11.4 压力升至安全门动作定值而不动作时，就地应立即开启再热器向空排汽门；汽机运行人员应及时关小高旁调整门降压；锅炉应切除运行中给粉机。4.6.11.5 值长应根据就地指挥的要求及时发出升压、降压、稳压的操作的命令，运行人员操作应缓慢，精力要集中。4.6.11.6 当安全门机械定值校验结束，再热器压力应维持在2.2MPa,再进行电气手操校验，最后进行电气自动动作校验。4.6.11.7 当再热器安全门全部校验结束，通知汽机关闭高压旁路，继续升压、升温，准备校验主汽安全门。4.6.11.8 当再热器压力降至0.2MPa时，开启再热器向空排汽门。4.6.12 锅炉主安全门校验4.6.12.1 锅炉升压、稳压、降压由就地开关过热器向空排汽门控制，司炉调整燃烧给予配合。4.6.12.2 按规定的升温升压速度进行升压，当压力达到12.0MPa时应稳定；接到值长继续升压的命令后再进行升压。4.6.12.3 校验过程中，应经常同就地联系，确定上、下表计读数差值。继续升压时，速度要均匀，并密切做好上、下联系工作。此时操作给粉机只准点操，每次转速只准增加1%，且必须经监护人同意。4.6.12.4 达到安全门定值而没动作时，检修应立即就地开启向空排汽门降压，同时运行人员应停运部分给粉机；当压力升到16.5MPa时应立即采取措施降压,如降压无效时，应紧急停炉。4.6.12.5 当所有安全门机械定值全部校验结束后，应维持主汽压力在12.5MPa，分别进行手操和自动回路校验，全部校验结束，接值长令锅炉可熄火，关闭有关阀门，使其自然冷却降压。4.6.13 安全门全部校验结束后，所有安全门的卡板应取下，全部恢复正常状态；并将安全门的校验结果记录在有关的记录簿内。4.7 锅炉起动前的检查4.7.1 启动前下列各项装置必须试验合格：4.7.1.1 电机拉合闸、事故按钮；4.7.1.2 各种联锁装置；4.7.1.3 各项保护；4.7.1.4 灯光信号及报警装置；4.7.1.5 程控装置；4.7.1.6 电动门（或挡板）远方开关；4.7.1.7 点火装置；4.7.1.8 灭火保护装置；4.7.1.9 锅炉水压、安全阀调试、炉膛和烟道漏风。4.7.2 启动前的检查大、中、小修后的锅炉启动前，工作票应全部注销，应进行启动前的检查和准备，所有工作应全部结束并经验收合格，锅炉机组启动应在值长的指挥下进行，启动前联系燃料、汽机、电气、化学、热工等单位做好启动前的准备工作。司炉接到单元长的点火操作命令后，应组织本炉人员进行下列设备系统的检查：4.7.3 锅炉本体检查：4.7.3.1 检查燃烧室内部，并明确以下各点：看火孔、人孔门、除焦门、放灰门、检查门、防爆门等良好。燃烧室内部无焦渣和杂物，水冷壁管外形正常，喷燃器无损坏、无堵塞现象，受热面清洁，一、二、三次风周界风角度应符合要求。4.7.3.2 检查风道和烟道挡板是否正确，传动装置是否完好，开关是否灵活，开度指示是否正确，对某些挡板关闭严密性及开关方向如有疑问，应联系检修校对处理，检查处理完毕后，应处于关闭位置。4.7.3.3 本体和汽水管道及风、烟道的支吊架完整。4.7.3.4 炉顶遮盖板及炉墙外敷铁皮应完整无损，各露天装置的汽水管道外铁皮罩包扎完好，各阀门管道已保温，各伺服机、电动机的防雨罩齐全完好。4.7.3.5 表盘及现场全部表计可投入使用。4.7.3.6 燃油系统各阀门、油嘴良好，整个油系统不漏油，油温正常。4.7.3.7 所有楼梯、栏杆完整，通道畅通，无杂物堆积。4.7.3.8 检查汽包，联箱等处膨胀指示器位置正确。4.7.3.9 炉内确已无人停留。4.7.4 燃烧系统：（1）磨煤机进口调整门（＃3）关（2）磨煤机进口冷风门（＃4）开（3）排粉机入口风门（＃6）关（4）排粉机近路调整门（＃8）关（5）排粉机近路冷风门（＃9）关（6）排粉机近路隔绝门（＃10）关（7）排粉机出口乏气再循环门（＃11）关（8）送风机勺管　关（9）送风机出口联络门开（10）下煤斗插管关（11）粗粉分离器折向门开（40～50%）（12）排粉机出口＃1～12一次风挡板关（13）给粉机下粉挡板　关（14）绞龙下粉挡板　关（15）二次风挡板＃1～16 关（16）预热器进口烟气挡板开（17）引风机勺管关关4.7.5 汽水系统：（1）主给水隔绝门（＃1）关（2）给水旁路隔绝门（＃2）关（3）给水旁路调整门（＃3）关（4）总给水隔绝门（＃4）关（5）给水流量表一次门开（6）给水管道压力表一次门开（7）省煤器再循环门（炉内有水开，无水关）（8）主给水空气门进水前：开冒水时：关（9）汽包空气门进水前：开进水结束：关（10）汽包两侧安全门压力开关一次门开（11）炉水加药门开（12）汽包就地压力表一次门开（13）汽包压力变送器（调节）一次门开（14）汽包压力变送器（调节）各平衡门开（15）汽包双波纹水位计汽水一次门开（16）汽包电接点水位计汽水一次门开（17）汽包电接点水位计放水门关（18）汽包电接点水位计与下降管联通门开（19）汽包双色云母水位计一、二次门开（20）汽包双色云母水位计放水门关（21）炉顶过热器联箱空气门关（22）前屏进口联箱空气门关（23）过热器向空排汽门开（24）过热器集汽箱空气门关（25）集汽箱就地压力表一次门开（26）集汽箱低位压力表一次门开（27）集汽箱两侧安全门压力冲量门开（28）再热器进口安全门压力冲量门开（29）再热器进口压力表一次门开（30）再热器出口向空排汽门关（31）再热器出口联箱安全门压力冲量门开（32）主蒸汽减温水总门关（33）主蒸汽一级减温水一次门关（34）主蒸汽一级减温水调整门关（35）主蒸汽一级减温水二次门开（36）主蒸汽一级减温水流量表一次门开（37）主蒸汽二级减温水一次门关（38）主蒸汽二级减温水调整门关（39）主蒸汽二级减温水二次门开（40）主蒸汽二级减温水流量表一次门开（41）过热器反冲洗一、二次门关（42）再热器事故喷水流量一次门开（43）再热器事故喷水一次门关（44）再热器喷水调整门关（45）再热器事故喷水二次门开4.7.6 疏放水系统：（1）汽包连续排污一次门开（2）汽包连续排污调整门关（3）连续排污直放门开（4）连续排污直放总门开（5）连排扩容器进汽门关（6）连排扩容器疏水隔绝门开（7）连排扩容器疏水调整门开（8）连排扩容器压力表一次门开（9）连排扩容器水位计汽、水门开（10）连排扩容器水位计放水门关（11）事故放水一、二次门关（12）给水操作台所有疏水门关（13）省煤器出口联箱疏水一、二次门关（14） ∏型联箱两侧疏水一、二次门关（15）过热集汽联箱疏水一、二次门关（16）再热器进口两侧疏水一、二次门关（17）事故喷水两侧反冲洗一、二次门关（18）水冷壁下联箱排污门（14只）关（19）下降管排污门（4只）关（20）定期排污单元节流门（4只）关（21）定期排污单元直放门（4只）关（22）定排总门关（23）定排母管疏水门关（24）疏放水总门开4.7.7 炉前燃油系统：（1）油枪所有手动隔绝门、旁路门关（2）燃油总门及燃油快关阀关（3）所有油枪电磁阀关（4）进、回油总隔绝门开（5）燃油流量计旁路门关（6）燃油流量计进出口门开（7）进油隔绝门（一、二道门）开（8）炉前燃油系统回油门关（9）再循环油门调（10）燃油压力表、变送器一次门开（11）油枪吹扫手动隔绝门、电磁阀关（12）吹扫汽（气）源进汽（气）门关（13）吹扫系统疏水门开4.7.8 电机检查4.7.8.1 无人工作，电动机周围无杂物。4.7.8.2 接线和地线完整，底脚螺丝齐全、牢固。4.7.8.3 靠背轮联接牢固，防护罩装好。4.7.8.4 事故按钮好用且防护罩完好。4.7.8.5 防雨罩齐全、牢固。4.7.8.6 容量在10kW以上的电机若停用超过7天，或停用期间受潮，在启动前电气人员应测量绝缘。4.7.9 制粉系统检查4.7.9.1 在启动制粉系统以前，必须做好全面检查及准备工作，工作现场应清洁，有充足的照明，禁止在即将启动的制粉系统上进行检修及焊接工作（如需要在该设备上进行焊接工作，必须采取必要的安全措施）。4.7.9.2 对煤粉管道及各部件应符合下列要求：（1）各设备及周围不准堆积煤粉，杂物及其它易燃物品。（2）制粉系统各部件，煤粉管道和空气管道上无积粉自燃现象。（3）磨煤机出口无积煤、积粉、钢球等杂物。（4）所有挡板灵活，传动装置牢固完整，标志明确，挡板的开关方向及位置与标志一致，遥控装置动作正确，各风门挡板置于所需位置。（5）各锁气器关闭严密；动作灵活。（6）所有防爆门应严密，引出管及防雨设备完整牢固。（7）各检查门关闭严密，管道保温良好，所有煤粉管道的支吊架完整牢固。（8）煤粉仓内的粉标装置应完整，动作灵活，指示正确，并能提高到适当位置，以防被煤粉压住，吸潮管无堵塞。（9）灭火装置良好，并处于备用状态。4.7.10 工业水系统、冲灰水系统、除尘系统、出渣系统检查4.7.10.1 系统管道连接完整，检修工作结束。4.7.10.2 所有阀门均应在正常投入状态。4.7.10.3 各辅机轴承冷却水畅通，回水正常不外溢。4.7.10.4 冲灰喷嘴畅通。4.8 启动前的准备4.8.1 锅炉经全面检查具备进水条件，水质应经化验合格，方可进水。4.8.2 锅炉进水时应及时通知化学加药。4.8.3 水温应控制在70～90℃，给水温度与汽包下壁金属温度的差值不应超过50℃。4.8.4 进水时间：冬季不少于4小时，其它季节不少于2小时。若进水温度和汽包金属温度接近时，可以适当加快进水速度。4.8.5 若汽包内原来有水应化验，如水质不合格，应将炉水全部放掉，再进合格的水；如经化验合格，可进至或放至正常点火水位（0～50㎜）。4.9 锅炉的冷态启动4.9.1 锅炉大、中、小修后的启动应采取滑参数启动方式，从点火到额定负荷约需要8小时。经检查锅炉已具备启动条件，接到值长命令，即可启动。4.9.2 联系汽机检查下述设备：4.9.2.1 Ⅰ、Ⅱ级旁路隔绝门全开；4.9.2.2 Ⅰ级旁路调整门全开；4.9.2.3 Ⅱ级旁路调整门全开70～80％；4.9.2.4 凝结器真空抽至20kPa（150毫米汞柱）。4.9.3 启动除尘泵，保持各部水压。启动预热器稀油泵,投入空预器油系统，保持油压正常，投入稀油泵联锁；启动齿轮油泵，启动＃1、2预热器。投入锅炉辅机联锁LK、1LK、2LK；启动吸风机、送风机调整炉膛负压在-20～-50kPa，保持预热器出口风压0.50kPa以上，吹扫二、三次风及周界风风道。分别启动＃1、2排粉机，保持排粉风机出口风压在2.50kPa以上，逐个吹扫一次风管3分钟，吹扫结束，降低一次风压；若使用煤粉直接点火燃烧器点火，应停掉＃1排粉机；若使用大油枪点火，＃1、2排粉机应全部停掉；若无特殊情况，必须使用煤粉直接点火燃烧器点火。4.9.4 对燃油系统进行全面检查，符合启动条件时，启动燃油泵，将油压控制在2.45MPa,油温保持在25～30℃。4.9.5 锅炉点火4.9.5.1 若使用煤粉直接点火燃烧器, 先点燃小油枪，确认燃烧良好,方可将＃2排粉机一次风压调整到1.8～2.0kPa投粉；开启相应的二次风挡板至适当位置，适当增加引、送风量，保持炉膛负压在-20～-50Pa，此时应经常检查着火情况；为使受热面受热均匀，30分钟后切换另外两只直接点火燃烧器；然后根据压力上升情况，逐步增投煤粉直接点火燃烧器。4.9.5.2 若无煤粉直接点火燃烧器，应先点燃下层两只大油枪，调整二次风，保证着火稳定、燃烧正常；半小时后，增投另外两只大油枪；当过热器烟温达350℃、热风温度150℃以上时，且燃烧良好，方可启动＃2排粉机投粉，注意控制升压速度。4.9.5.3 如本炉粉仓内无粉，邻炉又无法送粉时，可采用燃油制粉。必须满足下列条件，方可启动制粉系统：（1）空气预热器出口风温150℃；（2）过热器后烟温达350℃；（3）确认燃烧情况良好。4.9.5.4 启动制粉系统乏气排入炉膛应注意：（1）操作要缓慢，一次风应对角投入。（2）确认燃烧良好后，再增投乏气。（3）随炉膛温度、预热器出口风温的升高，同时各部烟温正常时，再增加磨煤机出力。（4）燃油制粉时应加强对炉膛负压、烟温、烟压、火焰指示等表计的监视，同时应经常检查除尘器排灰口，排烟颜色及煤粉细度等情况，若发现异常，立即停止制粉。4.9.6 待粉仓粉位至1米以上，则可对角投入煤粉燃烧器，其方法如下：4.9.6.1 调整排粉机出口总风压在2.1kPa左右。4.9.6.2 调整二次风挡板，适当增加吸、送风量，注意氧量变化。4.9.6.3 启动给粉机于低转速，开启给粉机下粉挡板，此时应注意调整吸、送风量和炉膛负压，检查着火情况，监视一次风压及风压变化情况。4.9.6.4 严格控制各给粉下粉量，若汽压上升快，应降低给粉机转速并联系汽机适当开大Ⅱ级旁路。4.9.7 及时通知出灰人员，投入锅炉出渣系统。4.9.8 进行定期排污，使各部受热均匀。4.9.9 视水位情况，联系汽机启动给水泵，进水前应关闭省煤器再循环门。4.9.10 启动过程中饱和温度上升速度为60℃/小时，瞬间不大于2℃/分钟。同时应监视汽包上、下壁温差不超过50℃，若超过可采取下述措施：4.9.10.1 降慢升压速度；4.9.10.2 适当开大Ⅱ级旁路；4.9.10.3 加强定排（定排操作方法见5.5.6）。4.9.11 锅炉起压后，及时通知化学人员进行炉水和蒸汽品质监督、化验。4.9.12 当汽压升到0.1MPa～0.3MPa冲洗汽包水位计，其方法如下：4.9.12.1 开放水门，使汽水管、云母板共同得到冲洗。4.9.12.2 关闭汽门，冲水管路。4.9.12.3 开汽门、关水门，冲汽管及云母板。4.9.12.4 开水门、关放水门（带小球的汽、水门，在开启该门时，应缓慢进行，以防堵塞）。在关闭放水门后，水位应很快上升，水面应有轻微波动，如水位计上升缓慢，则表示有堵塞现象，应再冲洗。冲洗时操作要缓慢，脸勿正对水位计，并带手套，不准将汽、水门同时关闭，以免冷却太快而损坏云母板。冲洗后，应与其它水位计对照。4.9.13 当汽压升至0.3～0.5MPa时，应进行定期排污，并通知检修人员紧螺丝，如需要紧汽包人孔门螺丝时，可将汽包下壁温度上升到150℃左右，然后再热紧汽包人孔门螺丝。4.9.14 汽压升至0.6～1.0MPa时，通知热工人员冲洗仪表管路。4.9.15 检查各部分膨胀指示器，并做记录，如发现异常现象，应查明原因，处理正常后可继续升压。4.9.16 当汽压升至1.2～1.5MPa、主蒸汽温度达260～280℃，再热蒸汽温度200℃以上（主蒸汽、再热蒸汽温度在对应蒸汽压力下应有50℃以上的过热度），且保持主蒸汽和再热蒸汽两侧温差均不超过17℃；汽、水品质经化验合格；汇报值长，联系汽机冲转，此时应注意控制锅炉水位。4.9.17 汽机转冲转至并列约需75分钟，在汽机冲转阶段，可调整锅炉燃烧或Ⅰ、Ⅱ级旁路，保持汽压稳定，并注意调整减温水和事故喷水流量，将一、二次汽温逐渐升至350℃。4.9.18 机组并入电网后，通知汽机及时关闭Ⅰ、Ⅱ级旁路。按汽机滑参数启动升负荷曲线控制升压速度，控制温升率1～1.5℃，主蒸汽温升率瞬间不超过2℃/分钟，再热蒸汽温升率瞬间不超过3℃/分钟。10分钟将机组负荷带至15MW，稳定60分钟。4.9.19 当锅炉主汽流量小于30%额定流量时，给水流量、蒸汽流量及汽包水位指示稳定且单冲量给水自动条件满足，若有必要，可投入给水单冲量自动，即给水副阀投入自动。此时，给水泵勺管在软操状态，应注意调整给水压力，保持相对稳定。4.9.20 适当增加风量，保持炉膛负压，逐渐增加下层给粉机数量及出力，将机组负荷出力升至25MW稳定30分钟。4.9.21 机组负荷升至40MW时，若火检信号正常，联系热控人员投入灭火保护。根据情况及时切换给水管路；升负荷过程中，升压升温速度应均匀稳定，适当调整Ⅰ、Ⅱ级减温水量。4.9.22 逐渐增投火嘴，适当增加风量，保持炉膛负压，将机组负荷升至60MW，稳定60分钟。检查各相关参数稳定、相应偏差在合格范围内且给水三冲量自动条件满足，应及时投入三冲量给水自动，即给水泵勺管投入自动；若水位稳定，应及时投入汽包水位保护。4.9.23 及时启动另一台排粉机；根据粉仓粉位情况，启动另一套制粉系统；逐只增投火嘴升负荷，适当增加风量，保持炉膛负压；按照机组升负荷曲线控制升负荷速度，机组暖机结束，负荷从60MW升至137.5MW，时间应不少于60分钟。4.9.24 当机组负荷逐渐升至80MW时，检查各参数应正常。应保持安全门压缩空气储气罐压力，投入安全门自动；投入过热器、再热器向空排汽门自动；若燃烧稳定，可停止油枪运行；投入机组大联锁保护；检查吸、送风自动控制回路参数、炉膛负压、氧量等正常，应及时投入吸、送风自动。4.9.24.1 引风自动系统的投入(1) 符合下列条件，可投引风回路自动：① 炉控画面上该回路名称未显红色。② “FACEPLATE组”中该回路未出现红色1、2、3、4报警。③ 引风勺管手操器在自动。(2) 如果炉控画面上某回路名称显红色，则该回路自动条件不满足，在“FACEPLATE组”中该回路框将给出1、2、3、4共四种报警，包含以下内容：报警1：炉膛压力变送器全坏。报警2：炉膛压力偏差大。报警3：执行器故障。报警4：引风机未运行，或引风伺放故障。4.9.24.2 送风自动系统的投入(1) 符合下列条件，可投送风回路自动：① 炉控画面上该回路名称未显红色。② “FACEPLATE组”中该回路未出现红色1、2、3、4报警。③ 送风勺管手操器在自动。(2) 如果炉控画面上某回路名称显红色，则该回路自动条件不满足，在“FACEPLATE组”中该回路框将给出1、2、3、4共四种报警，包含以下内容：报警1：风量变送器全坏。报警2：风量偏差大。报警3：执行器故障。报警4：引风未投自动，或送风伺放故障，或主汽流量小于40%。(3) 有一台送风机投入自动且氧量偏差小于3%，可投氧量校正自动。4.9.24.3 燃料自动系统的投入(1) 符合下列现象，可投燃料主控和各层给粉机自动：① 炉控画面上该回路名称未显红色。

万仁电气 · 发表于 2008-4-10 14:23:41

137.5机组锅炉运行规程
QG/XZC-02.3002-2002
1 范围本规程是137.5MW机组锅炉及主要辅助设备的启动、运行、维护、事故分析与处理、锅炉试验等技术规定，适用于徐州发电厂＃1～4机组锅炉。2 引用标准SD 118-84 　125MW机组锅炉运行规程DL 612-1996 电力工业锅炉压力容器监察规程DL　5011-92 电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）DL/T610-1996 200MW级锅炉运行导则GB10184-88 电站锅炉性能试验规程（82）水电技字第24号发电厂厂用电动机运行规程（80）水电技字第26号电力工业技术管理法规（试行）电安生[1994]227号安全工作规程（热力和机械部分）3 锅炉设备特性和规范本锅炉是与 137.5MW汽轮发电机组配套的超高压、一次中间再热、自然循环锅炉。3.1 锅炉简况3.1.1 锅炉铭牌
本厂编号＃1炉＃2炉＃3炉＃4炉
锅炉型号 SG50410—M型
制造厂家上海锅炉厂
厂家编号 400—23 400—24 400—33 400—34
额定蒸发量 400t/h
安装日期 1977年4月 1977年12月 1978年12月 1979年4月
投产日期 1977年12月31日 1978年12月18日 1979年7月25日 1979年12月15日
增容改造 2000.11 2001.12 2001.4 1999.9
备注控制系统为GKS-9000分散控制系统
3.1.2 锅炉型式: SG50410-M型、单汽包、自然循环、具有中间再热、悬吊式、露天锅炉。3.1.3 汽包及内部装置: 汽包内正常水位为汽包中心线下150㎜处（即零水位），汽包内部的汽水分离主要采用两次分离。一次分离元件为旋风子，共46只；二次分离元件为均汽孔板，布置在顶部。饱和蒸汽的穿孔速度为1.33m/s。汽包内还装有给水清洗装置，以50％的给水作为清洗水。3.1.4 炉膛炉膛深8357㎜，宽9600㎜，四周用Φ60×6的鳍片管焊成膜式水冷壁，整个水冷壁分成14个循环回路，前后墙各4个，两侧墙各3个，后墙折焰角由水冷壁构成。3.1.5 喷燃器本锅炉为负压燃烧，燃烧器一次风喷嘴出口形状为矩形，出口截面已固定。3.1.6 过热器3.1.6.1 采用辐射、对流式过热器。蒸汽流程为：汽包→炉顶棚过热器→后墙包覆过热器→两侧墙包覆过热器→前屏过热器→一级喷水减温器→后屏过热器→二级喷水减温器→对流过热器→集汽联箱，然后分两侧引出。3.1.6.2 炉膛上部前面布置有前屏过热器8片，为全辐射过热器，炉膛上部中间布置有后屏过热器14片，在后屏过热器的进出口分别布置有Ⅰ、Ⅱ级喷水减温器，Ⅰ级减温是保护后屏过热器防止管壁超温，Ⅱ级减温是保证主蒸汽出口温度符合要求。3.1.6.3 在折焰角上方布置对流过热器。3.1.7 再热器3.1.7.1 再热器布置在进口烟温为747℃的尾部烟井中，蛇形管作垂直于锅炉前墙的纵向逆流，顺列布置，分上、下二组。3.1.7.2 整个再热器的重量通过省煤器出口联箱上的悬吊管吊在炉顶上，在再热器进汽管上设有事故喷水装置，但不是再热汽温调温的主要手段，而是在采取其它调节措施之后作为辅助细调节和在有超温危险的情况下应急使用。3.1.8 省煤器省煤器为非沸腾式，出口水温为293℃，布置在尾部烟井中，蛇形管作垂直于锅炉前墙的纵向、错列、逆流布置。3.1.9 空气预热器3.1.9.1 本锅炉采用二台回转式空气预热器，＃1、2炉预热器转子直径为6300㎜，＃3、4炉空气预热器转子直径为6200㎜，传热元件为波形板，二台空气预热器沿锅炉宽度方向并列布置，中心距为8500㎜。＃2、3、4炉前置热管空气预热器3.1.9.2 密封装置采用可调结构，在运行中调整间隙，减少漏风率。3.1.10 钢架本锅炉的钢架与厂房分开，成为单独的悬吊结构，除空气预热器和除渣设备外，其余各部组件均悬吊在炉顶钢架上。全部重量由四根大梁承受。3.1.11 炉墙本锅炉采用轻型敷管式炉墙，由于炉膛采用膜式水冷壁，密封性较好。因此，炉墙只需敷设一层绝热材料，炉顶过热器和尾部过热器是光管密排，采用管式炉墙，省煤器部分采用柜架式炉墙。3.1.12 除尘及除灰设备3.1.12.1 锅炉采用文丘利水膜除尘。3.1.12.2 本炉采用固态排渣，粗破碎。3.2 设计规范3.2.1 主要设计参数：
序号项目单位设计数据备注
1 额定蒸发量 t/h 400
2 再热蒸汽量 t/h 330
3 汽包工作压力（表压） MPa 15.2
4 过热器出口蒸汽压力（表压） MPa 13.72
5 过热器出口蒸汽温度 ℃ 545
6 再热器入口蒸汽压力（表压） MPa 2.5
7 再热器出口蒸汽压力（表压） MPa 2.35
8 再热器入口蒸汽温度 ℃ 335
9 再热器出口蒸汽温度 ℃ 545（原555）
10 给水温度 ℃ 235
11 冷风温度 ℃ 20
12 热风温度 ℃ 280
12 排烟温度 ℃ 120
13 锅炉效率 % 92.34
14 过热器系统压降 MPa 0.99
15 烟气阻力 kPa 2.03
16 空气阻力 kPa 2.94
17 锅炉水压试验时水容积 m3 150
3.2.2 主要承压部件及受热面3.2.2.1 汽包内径及壁厚 1600×80㎜长度全长/筒身13730/11929㎜中心线标高 40200㎜汽包水位计零位汽包中心线下150㎜旋风子 46只（前24只、后22只）工作水容积～10 m3设计温度 350℃3.2.2.2 水冷壁型式膜式水冷壁受热面积 1369.8 ㎡管数前后墙2×120根（后墙分叉管44根）两侧墙2×98根外径及壁厚 Φ60×6 ㎜材质 20G3.2.2.3 过热器型式辐射、对流式总受热面积 2393.5 ㎡ 3.2.2.4 再热器
名称低温段中温段高温段进口管出口管
外径及壁厚㎜ 42×3.5 42×3.5 42×3.5 406.4×10 457.2×17.5
钢材 20G 12Cr1MoV 垂直段T-7 水平蛇形管T91 St45.8 10CrMo910
管数:排×根 104×5 104×5 104×5 2 根 2 根
进口温度 335℃
出口温度 545℃
计算壁温 633℃
允许壁温 580℃
总受热面积㎡ 4160
型式水平式
3.2.2.5 过热器
名称顶棚及后包覆过热器前屏过热器后屏过热器对流过热器
受热面(㎡) 258.6 292.8 计算受热面积684.6 793.1 1049
管(屏)数两侧2×133根顶棚211根 8屏21根屏高×宽1000×1830㎜ 14屏13根屏高×宽9500×2480㎜ 104排3根/排
外径及壁厚 Φ38×4 Φ38×4 Φ38×5 Φ38×5
钢材 20G 12Cr1MoV短管路∏11 12Cr1MoV短管路∏11 T91穿墙管:钢研102
进口汽温℃ 344 348 385 473
出口汽温℃ 348 386 474 545
计算管壁温 528℃ 594℃
允许管壁温 520℃ 570℃
3.2.2.6 省煤器型式非沸腾式总受热面积 5244.2㎡（包括鳍片）有效受热面积 5012.2 ㎡管排数由原来的光管改为直鳍片管，管排由207排减少到155排，低温段加高200㎜，每片增2个弯头（鳍片）。外径及壁厚 Φ32×4㎜(悬吊管Φ42×5㎜)钢材 20G进/出口水温 235/293℃3.2.2.7 空气预热器型式回转式（受热面转动）受热面积 21100 ㎡/台台数 2台转子直径＃1、2炉6300㎜＃3、4炉6200㎜受热面高度＃1、2炉/＃3、4炉 2.09/1.9m进/出口风温 20/280℃转速 2.03转/分3.2.2.8 减温器(1) 过热器减温器型式混合式数量 Ⅰ级2个、Ⅱ级2个减温水源取自汽机高加前安装位置 Ⅰ级布置在后屏进口Ⅱ级布置在后屏出口(2) 再热器减温器型式混合式数量 2个减温水源给水泵抽头减温水压调速泵7.8MPa安装位置再热器进口母管3.2.2.9 管道系统
名称管（根）数外径及壁厚（㎜）钢材
主蒸汽管道 2 Φ273×45 10CrMo910
再热蒸汽管道进口 2出口 2 出口Φ406.4×10进口Φ457.2×17.5 进口St45.8出口10CrMo910
给水管道主给水 1 Φ323×3020G
旁路 1 Φ133×12.510CrMo910
下降管 4 Φ419×36 20G
3.2.3 燃烧设备3.2.3.1 炉膛容积 1871m3宽度 9600㎜深度 8357㎜高度 31951㎜3.2.3.2 喷燃器型式直流式布置型式炉膛四角，共三层每层4只
其中：上层为普通直流煤粉燃烧器；中层为煤粉浓缩预热燃烧器；下层为煤粉直接点火燃烧器；＃1炉均为带旋转导叶的可摆动式燃烧器
数量 12只几何切圆＃1、2炉全对冲布置＃3、4炉Φ600㎜3.2.3.3 燃油器主油嘴型式机械压力雾化布置位置二次风喷口内
其中：＃2、＃3炉在下二次风喷口内；
＃1、＃4炉在中下、下层二次喷口内
数量＃2、＃3炉：4只
＃1、＃4炉：4只
出力 0.8t/h只设计全投出力 30％额定负荷点火型式高能点火注：＃1炉增装油枪蒸汽吹扫系统；＃3炉增装油枪压缩空气吹扫系统3.2.3.4 煤粉直接点火燃烧器油嘴型式机械压力雾化布置位置下层一次风喷嘴内数量４只出力 0.3t/h只点火型式电弧花点火注：＃1炉已拆除，仅保留四只小油枪安装在下层一次风喷口上部周界风内3.2.3.5 原煤仓数量 2只容积 218 m3下煤管双曲线型（13 m3）3.2.3.6 煤粉仓数量 1只容积 277 m3内壁结构钢筋混凝土（倾斜59°）3.2.3.7 粗粉分离器型式ＨＷ4000-00Ⅱ型轴向分离数量２只直径 4000㎜3.2.3.8 细粉分离器型式防爆离心式数量２只直径 3000㎜3.2.3.9 烟囱数量 2座（两台炉合用一座）尺寸高180000㎜、出口直径5500㎜3.2.4 扩容器3.2.4.1 连排Ⅰ级扩容器型号ＰＬ－5.5Φ1500㎜工作压力 0.687MPa工作温度 300℃容积 5.5 m33.2.4.2 连排Ⅱ级扩容器型号 I.O-1工作压力 0.18MPa工作温度 250℃容积 1 m33.2.4.3 定排扩容器工作压力 0.147MPa工作温度 110℃容积 7.5m33.2.5 送风机液偶器型号ＹＯＴＣ－800输入功率 550kＷ输入转速 985r/min调速范围 0.25～0.97额定滑差 ≤３％总效率 96％3.2.6 吸风机液力偶合器型号ＹＯＴＣ－1000输入功率 700kＷ输入转速 740r/min调速范围 0.3～0.97额定滑差 ≤３％总效率 96％3.2.7 安全门
项目名称型式安装位置数量口径每只排汽量t/h 备注
汽包蝶簧式过热器出口集汽箱 2只 70 115 汽包安全门带辅助气源,其脉冲点来自汽包；过热器安全门为纯弹簧式
过热器 2只
再热器进口蝶簧式再热器进口管道 2只 110 53.5再热器进口安全门带辅助气源
出口蝶簧式再热器出口联箱 4只 110 50.4再热器出口安全门带辅助气源
3.3 燃料特性 3.3.1 燃煤特性
类别项目符号单位徐州混煤青山泉煤权台煤西山煤
燃煤成分收到基碳 Car % 52.22
收到基氢 Har % 3.59
收到基氧 Oar % 8.09
收到基氮 Nar % 1.12
收到基硫 Sar % 0.53
收到基水分 Mar % 8 8 8 5.5
空气干燥基水分 Mad %
空气干燥基灰分 Aad % 26.45 29.46 19.38 19
干燥无灰基挥发分 Vdaf % 37.79 45.5 36.1 16
收到基低位发热量 Qar,net,p kJ/㎏ 20021.3 19539.8 22424.5 26376.8
可磨性系数 K －
燃煤特性结渣指数－－
冲刷磨损指数－－
粘污指数－－
燃尽指数－－
着火指数－－
灰的特性灰熔点 DT ℃ 1230-1450
ST ℃ 1420-1500
FT ℃ 1500以上
3.3.2 燃油特性
类别项目符号单位＃0柴油农用柴油
燃油成分收到基碳 Car % 84.41 85.64
收到基氢 Har % 13.98 13.04
收到基氮 Nar %
收到基氧 Oar % 1.57 0.50
收到基硫 Sar % 0.04 0.69
收到基水分 Mar % 微微
收到基灰分 Aad %
收到基低位发热量 Qar,net,p kJ/㎏ 46159.7 45006.1
物理化学特征密度駗㎏/m硙
动力粘度鐌 Pa穧s
凝固点－ ℃
闪点－ ℃
机械杂质－ %
3.3.3 煤粉规范：徐州混煤Ｒ90＝18～23％Ｒ200＝2～3％煤粉水份不小于原煤固有水份的50％掺烧西山煤及其它煤种：Ｒ90≤20％3.4 锅炉热力特性3.4.1 徐州混煤热力计算表:
锅炉设计效率Ysj 92.34％对流过热器工质流速Vgz 13.3m/s
燃料消耗量 B 61.59t/h 对流过热器吸热量Qd 1523kJ/㎏
计算燃料消耗量Bg 60.66t/h 再热器工质温度(进口/出口) 335/555℃
冷风温度 tlf 20℃ 再热器烟温(进口/出口 ) 745/495℃
热风温度 trf 280℃ 再热器烟速Vy 12.5m/s
排烟温度ＱPy 120℃ 再热器工质流速Ｖzg 23.3m/s
一级喷水量Ｄjw 4.1t/h 再热器吸热量Ｑz 23.3 m/s
二级喷水量Ｄjw 1.0t/h 省煤器烟温进口/出口 495/325℃
炉膛出口温度ＱLcy 1112℃ 省煤器工质温度进口/出口 235/293℃
后屏过热器烟温(进口/出口) 1112/966℃ 省煤器吸热量Ｑsm 1805kJ/㎏
后屏过热器工质温度(进口/出口) 383/474℃ 省煤器烟速Vy 7.9m/s
后屏过热器烟速Vy 6.3 m/s 预热器烟温(进口/出口) 324/120℃
后屏过热器工质流速Vgz 17.8 m/s 预热器工质温度进口/出口 20/280℃
后屏过热器吸热量Ｑd/Ｑf 1486/631kJ/㎏预热器烟速Vy 10.3m/s
对流过热器烟温(进口/出口) 966/781℃ 预热器工质流速Vgz 8.6 m/s
对流过热器工质温度(进口/出口) 473/555℃ 预热器吸热量Ｑky 2219kJ/㎏
对流过热器烟速Vy 11.9m/s
3.5 锅炉机组热热控系统（GKS-9000）3.5.1 GKS-9000系统投用日期
锅炉编号＃1炉＃2炉＃3炉＃4炉
投用日期 2001.1 2002.2 2001.6 1999.10
装置提供单位美国MOORE公司提供板件，南瑞公司负责硬件配套、软件开发、组态
3.5.2 控制系统简介3.5.2.1 控制装置选用美国MOORE公司提供的高级过程自动控制系统（Advanced Process And Control System 简称APACS），由南瑞公司负责硬件配套和软件开发、组态，组成的系统命名为GKS-9000分散控制系统。3.5.2.2 分散控制系统实现对机组的运行监视和生产过程的自动控制，所有显示、控制、操作、保护、联锁功能由该控制系统（Distributed Control System 简称DCS）来完成。3.5.3 系统组成3.5.3.1 GKS-9000分散控制系统由三个操作员站，一个工程师站以及六个过程处理单元（DAS站、MCS1站、MCS2站、SCS1站、SCS2站、ETS）组成，它们通过冗余的高速令牌总线网Modulbus连接起来，并提供以太网的接口。3.5.3.2 数据采集系统（Data Acquisition System,简称DAS）：采用数字计算机对机组的运行参数进行测量，对测量的结果进行处理、记录、显示和报警，对机组的运行情况进行计算和分析，并提出运行指导的监视系统。3.5.3.3 模拟量控制系统（Modulating Control System，简称MCS）：是对锅炉、汽轮机及其辅助运行参数自动总称。 3.5.3.4 顺序控制系统（Sequence Control System，简称SCS）：是对辅机及辅助系统，按照运行规定的顺序实现启动或停止过程的自动控制系统。3.5.3.5 汽机保护和事故顺序记录--——ETS3.5.4 操作员站的主要功能3.5.4.1 显示功能：可实现系统图、模拟图、成组画面、趋势图及报警信息等的显示，所显示的数据每回更新一次。3.5.4.2 操作功能：通过鼠标对对象进行操作，包括输出控制命令、修改定值、参数整定、选择自动/手动控制方式及报警确认等。控制指令确认后，可在1秒钟内执行，操作结果可在3秒钟内显示在CRT上。3.6 辅机规范3.6.1 辅机机械部分规范
名称型号台数容量㎡/h 压头介质温度℃
引风机 Y4-73-11NO28D 2 455000 3.93kPa 200
送风机 G4-73-11NO20D 2 262000 5.26kPa 20
排粉机（＃1、4炉） 7-29-12-NO17D 2 81200 9.8kPa 70/120
排粉机（＃2、3炉） M5-36-12NO17.5D 2 89353 10.485kPa 70/120
空压机 4L-20/8 4 20m3/min 0.79MPa 大气温度
磨润滑油泵 CB2-125 2 150L/min 0.29MPa 25-30
给粉机(＃1炉) ZGF-9型 12 3-9t/h 70
给粉机(＃2、3炉) GF-9型 12 3-9t/h 70
给粉机(＃4炉) DX-2y 12 2-6t/h 70
冷却风机大气温度
3.6.2 各辅机电动机规范
名称容量（kW）电压（V）电流（A）转速r/min
引风机电动机 700 6000 81.5 730
送风机电动机＃1、2/3、4炉 780/550 6000 88/64 985
排粉机电动机＃12/其它 680/500 6000 78/57.5 1450
磨煤机电动机 475（2台） 6000 58 740
预热器电动机 11 380 24 970
预热器齿轮油泵电动机 0.025 380 0.15 1300
预热器L-50齿轮箱电动机 7.5 380 18 750
预热器稀油站油泵电动机 5.5 380 11.7 1450
给粉机电动机＃1、2、3/4炉 3.0/2.2 380 6.49/4.39 1430
磨煤机油泵电动机 3 380 6.5 1430
给煤机电动机 5.5 380 11.7 1450
安全门空压机电动机 5.5 380 11 2920
绞龙电动＃1/＃2 22（2台） 380 42/43 1470
3.6.3 除尘除灰设备3.6.3.1 泵
项目型号数量流量m3/h 扬程m
灰浆泵 IZ 300-250-744 3 1200 84
冲灰泵 DK400-11 3 390 103
除尘泵 8BA-12/IS200-150-315 4/4 280/400 29.1/32
捞渣机 LLZ5型螺旋式 8 5 t/h 3.9r/min
碎渣机 SZD/DGS-830型单辊 4/4 20～60 t/h 31 r/min
3.6.3.2 电机
项目型号容量kW 电压V 电流A 转速r/min
灰浆泵电机 JS214S4-6 560 6000 66.5 985
冲灰泵电机 JS136-4 220 6000 26 1470
除尘泵电机 Y225S-4/Y250M-4 40/55 380 76/102.5 1470/1480
捞渣机电机 Y132S-4 5.5 380 11.6 1440
碎渣机电机 Y132M-1 7.5 380 15.4 1440
3.6.3.3 炉底关断门型号 LC-Ⅲ型系统流量 25 L/min系统压力 10～15 MPa工作介质液压油工作温度 10～50℃油泵型号 CB25齿轮油泵电机功率 4 kW3.6.3.4 除尘器型式文丘里水膜式数量 4台除尘效率 ≥94%烟气阻力 1300 Pa3.6.4 磨煤机型式 DZM380/550低速双锥筒式磨数量 2台转筒容积 43.7m3钢球装载量 50～55t筒内钢球充满系数 0.23～0.26公称出力 25～32t/h(按BTN可磨系数1，煤粉细度Ｒ90＝8％时计算)计算出力 41.1t/h(按徐州混煤计算)转速～18转/分润滑油系统强制油循环3.6.5 给煤机型式皮带式数量 2台出力 100t/h宽度 800㎜长度 3100㎜3.6.6 绞龙型号ＧＸ－400×56.5－Ｃ1×Ｂ1×Ｍ2数量 2台(两炉合用一台)长度 56.5m直径 400㎜3.6.7 空气预热器稀油站3.6.7.1 油泵型式ＣＢＥ－70 ＸＹＺ－16出力 4.2m3/h3.6.7.2 冷却器冷却面积 4㎡工作压力 0.59 MPa 3.6.7.3 过滤器面积 67 ㎡工作压力 0.39 MPa3.6.8 空气预热器变速箱油泵型式 JWY B081－４3.6.9 一次风速测量仪自动扫尘器型号 SFⅢ型数量 2台压缩机：型号 LD2550容积 50 L压力 0.8 MPa进气量 2.17 L/min3.7 锅炉保护及联锁3.7.1 超压保护3.7.1.1 过热器向空排汽门自动：过热器向空排汽门自动投入，当主汽压力升高至14.0MPa时，过热器向空排汽门自动开启，当主汽压力降至13.3MPa时，过热器向空排汽门自动关闭；3.7.1.2 再热器向空排汽门自动：再热器向空排汽门自动投入，当再热汽出口压力升高至2.6MPa时，相应的再热器向空排汽门自动开启，当再热器出口降至2.2MPa，再热器向空排汽门自动关闭。3.7.2 安全门定值3.7.2.1 主汽安全门：
类别＃1（汽包）＃2（主汽）＃3（主汽）＃4（汽包）单位
机械定值 14.4 14.1 14.1 14.4 MPa
电气定值 16.4 / / 16.0 MPa
电气回座 14.8 / / 14.4 MPa
3.7.2.2 再热器安全门：再热器进口安全门启座值为2.75MPa，回座值为2.5MPa；再热器出口安全门启座值为2.60MPa，回座值为2.3MPa。再热器安全门的电气、机械定值相同。 3.7.3 汽包水位保护汽包水位保护投入时，当汽包两侧电接水位均高至＋50㎜同时，“DCS”内水位高一值报警；当汽包两侧电接点水位计均高至＋150㎜时，“DCS”内水位高二值报警；且当汽包水位高一值报警信号存在时，自动开启事故放水门，当水位高一值、高二值报警信号均消失时，自动关闭事故放水门。当汽包两侧电接点水位计均高至＋250㎜时，“DCS”内水位高三值报警；且当汽包水位高一值、高二值报警信号同时存在时，“DCS”系统发出停炉信号，锅炉灭火保护“FSSS”系统“MFT”动作，紧急停炉，首次跳闸原因为“汽包水位高”。汽包水位保护投入时，当汽包两侧电接水位均低至－50㎜同时，“DCS”内水位低一值报警；当汽包两侧电接点水位计均低至－150㎜时，“DCS”内水位低二值报警；当汽包两侧电接点水位计均低至－250㎜时，“DCS”内水位低三值报警；且当汽包水位低一值、低二值报警信号同时存在时，“DCS”系统发出停炉信号，锅炉灭火保护“FSSS”系统“MFT”动作，紧急停炉，首次跳闸原因为“汽包水位低”。3.7.4 磨煤机保护3.7.4.1 当磨煤机油泵联锁投入时，单台油泵运行，运行油泵停不下来；运行泵跳闸，备用油泵自启。3.7.4.2 当油压低一值（0.10MPa）时，备用油泵自启。3.7.4.3 当润滑油压低于一值（0.10MPa）时，低油压报警，光字牌亮，磨煤机开关合不上。3.7.4.4 当润滑油压低二值（0.08MPa）时，跳闸相应运行的磨煤机。3.7.5 安全门空气压缩机保护当空气压缩机联锁投入时，若储气罐内气压降至0.3MPa，则自动投入相应的空压机运行。气压高至0.6MPa运行中空压机自动停止。3.7.6 预热器稀油泵站保护当预热器稀油泵联锁投入时，运行中的稀油泵跳闸则备用泵自启；运行泵出口油压低于0.12MPa时备用油泵自启。3.7.7 燃油泵联锁保护3.7.7.1 当燃油泵转换开关（ZK）切至就地时，不论联锁开关(LK)切至（运行、备用、试验）哪个位置，对应的燃油泵均只能在就地开、停。3.7.7.2 当转换开关（ZK）切至远方时，不论联锁开关(LK)切至（运行、备用、试验）哪个位置，对应的燃油泵均只能在远方开、停。当燃油泵联锁开关（LK）切至“工作”位置、切换开关(ZK)切至远方时，对应的燃油泵指定为“工作”燃油泵。“DCS”系统炉前燃油系统画面内，三台燃油泵由运行人员任选一台，被选中燃油泵变为红色，所选择的燃油泵必须始终跟踪被指定为“工作”状态的燃油泵，当事故处理程序动作自动投油助燃时，自启该燃油泵；若此前已有燃油泵在运行，“DCS”系统则不再启动燃油泵，直接进行投油。3.7.7.3 当联锁开关（LK）切至“备用”状态时，对应的燃油泵切换开关(ZK)切至远方同时,该燃油泵被指定为“备用”泵，当在“工作”位置运行的燃油泵跳闸，则该燃油泵自启；当“工作”泵与“备用”泵的联锁位置不对应时，联锁（LK）将失去功能。3.7.7.4 运行中应将三台泵的联锁开关（LK）分别切至“工作”、“备用”、“试验”位置，不得同时将任意两台泵指定为“工作”泵或“备用”泵；定期切换时必须将燃油泵的联锁开关切至相应位置。3.7.7.5 “DCS”系统内只有启动燃油泵功能，无闭锁功能和停泵功能。当在炉前燃油系统画面内启动燃油泵时，画面上有燃油泵运行状态显示，控制屏上对应的燃油泵合闸指示灯亮，因无闭锁功能其它炉均能停掉该台燃油泵。正常情况下不使用该方式启动燃油泵，事故处理自启燃油泵时，必须及时将控制屏上自启的燃油泵开关合闸一次，“本炉某燃油泵投入”光字牌亮，闭锁功能有效。3.7.7.6 控制屏上燃油泵控制开关具有启、停燃油泵和闭锁功能，正常情况下应使用该方式启动燃油泵，合上燃油泵开关时，对应泵的合闸指示灯亮及“本炉某燃油泵投入”光字牌亮，同时闭锁，其它炉均停不掉该台燃油泵。当本炉不用油时，应及时将该燃油泵开关切至分闸位置，“本炉某燃油泵投入”光字牌灭，合闸指示灯灭；若合闸指示灯不灭，则表示其它炉正在用油。3.7.7.7 燃油泵运行规定① 各台炉根据需要可随时启、停燃油泵，正常情况下一律使用控制屏上燃油泵控制开关，事故自启燃油泵或用油前已有燃油泵在运行，必须将对应泵的控制开关置于“合闸”状态，用油结束，应将对应泵的控制开关置于“分闸”状态；启、停燃油泵邻炉之间不需要相互联系。② 三台燃油泵正常情况下，每月一日早班切换一次，由燃油泵值班工负责切换，并由＃6机单元长将三台燃油泵的状态及时通知各炉司炉及值长、单元长，并分别作好记录，每班都要做记录交接班。③ 当运行的燃油泵跳闸，备用燃油泵自启后，用油炉必须将自启的燃油泵屏上控制开关置“合闸”状态，将跳闸的燃油泵控制开关置于“分闸”状态。同时，用油炉要立即通知燃油泵值班工将自启的燃油泵联锁开关LK切至“工作”位置，将能备用的燃油泵切至“备用”位置，由＃6机组单元长将燃油泵情况及时通知有关人员。3.7.7.8 运行中注意事项① 三台燃油泵没设就地事故按钮，当需要紧急停止燃油泵运行时，需将就地切换开关(ZK)切至“就地”位置，就地停掉燃油泵。② 各炉用油，要及时通知燃油泵值班工或＃6机组单元长，并报知投用油枪数量，以便燃油值班工掌握油位。③ 各炉每班要记录交接燃油泵状态，有不清楚的，要及时联系＃6机组单元长，确保记录正确。④ 当本炉不用油时，要确保“本炉某燃油泵投入”光字牌不亮，即本炉各燃油泵控制开关在“分闸”位置。⑤ 正常运行中，＃1、8炉的燃油再循环门要微开，有油流动声即可，当＃1或＃8炉检修时，再循环门分别有＃2或＃7炉开启，依次类推。此项工作由值长负责安排。⑥ 当用油量较大时，燃油泵值班工要加强检查，防止燃油泵超电流运行。同时由值长负责协调调整燃油再循环门，直至关闭。如燃油泵电流仍达额定电流，可增开一台燃油泵，若燃油母管压力偏高，值长应指定一台炉开启炉前燃油再循环门将管压力调整至正常值。同时要加强对燃油系统的检查，一旦用油量小时，值长要联系停掉一台燃油泵。燃油泵全部停止运行，仍要微开燃油再循环门。⑦ 正常情况下，本炉燃油压力高、低只准使用本炉燃油调整门调整，禁止使用再循环门或回油门来调整油压。⑧ 当本炉“燃油压力高”报警时，要及时通知燃油泵值班工或＃6机组单元长，防止用油量小而运行二台燃油泵；当本炉“燃油压力低”报警时，应汇报值长，通知各炉检查炉前燃油系统回油门及再循环门，通知燃油泵值班工检查燃油系统并作出相应的处理。3.7.8 给粉组合电源联锁当给粉组合电源联锁投入时，若运行的组合电源开关跳闸，则相应的备用电源自投。3.7.9 低电压保护3.7.9.1 当6000V厂用母线电压降至70％时，0.5秒跳磨煤机。3.7.9.2 当6000V厂用母线电压降至52％时，9秒跳送风机。3.7.10 受控设备挂牌“禁操”保护“SCS”中所有受控设备均可挂牌“禁操”，当设备或按钮挂牌后，此时即使用计算机对设备进行了操作，其指令也发不出去(包括自动指令)。3.7.11 后备硬操“手动紧急停炉”保护当“DCS”系统全部故障时，按下控制屏上后备硬操“手动紧急停炉”按钮，能够不经“DCS”系统通过硬硬接线直接跳闸所有运行中的排粉机，并向“DCS”系统发出排粉机跳闸指令，实现紧急停炉。3.7.12 锅炉“停机即停炉”保护当“停机即停炉”保护投入时，如汽机发生事故造成主汽门关闭，则保护动作，锅炉按紧急停炉处理。请参阅“灭火保护”（3.9.2）一节。3.8 自动、程控装置整台机组采用美国MOORE公司APACS系统硬件和软件组成的GKS-9000分散控制系统，实现对机组的运行监视和生产过程的自动控制。由三个操作员站、一个工程师站以及六个过程处理单元（数据采集站─DAS站；模拟量控制1站─MCS1站；模拟量控制2站─MCS2站；顺序控制1站─SCS1站；顺序控制2站─SCS2站；汽机保护和事件顺序记录站─ETS站）组成。3.8.1 数据采集系统“DAS”在整个分散控制系统中完成对机组的开环监视，对运行中的输入输出信号进行巡回检测、收集和处理，具有事故追忆、报警、记录等功能。3.8.2 顺序控制系统“SCS”对主要辅机的启停或投切采用顺序控制。3.8.2.1 制粉系统顺序控制；3.8.2.2 炉前燃油顺序控制；3.8.2.3 一次风顺序控制；3.8.2.4 二次风顺序控制；3.8.2.5 安全门控制；3.8.2.6 定排系统程序控制；3.8.2.7 本体吹灰顺序控制；3.8.2.8 事故处理顺序控制。3.8.3 机组协调控制系统“CCS”主要完成机组安全运行的自动调节。它有以下功能：3.8.3.1 负荷指令和协调控制；3.8.3.2 燃料控制；3.8.3.3 主蒸汽、再热蒸汽温度控制；3.8.3.4 炉膛负压控制；3.8.3.5 给水自动控制；3.8.3.6 一次风自动控制；3.8.3.7 二次风自动控制；3.8.3.8 磨煤机出口温度控制；3.8.3.9 磨煤机润滑油压自动控制；3.8.3.10 风量控制；3.8.3.11 浓稀相风门自动控制；3.8.3.12 事故处理自动。3.9 主要辅机的联锁及灭火保护3.9.1 锅炉辅机联锁3.9.1.1 当运行中的两台吸风机事故停机时或只有一台运行而事故停机时，联锁跳闸运行中的送风机、排粉机、给粉机、磨煤机（其相应的冷风门打开，热风门关闭）、给煤机，关闭燃油总门。3.9.1.2 当运行中的两台送风机事故停机时或只有一台运行而事故停机时，联锁跳闸运行中的排粉机、给粉机、磨煤机（其相应的冷风门打开，热风门关闭）、给煤机，关闭燃油总门。3.9.1.3 当运行中的排粉机事故停机时，联锁跳闸相应的给粉机、磨煤机（其相应的冷风门打开，热风门关闭）、给煤机。3.9.1.4 当运行中磨煤机事故停机时，联锁跳闸相应的给煤机，磨煤机冷风门打开，热风门关闭。 3.9.2 锅炉灭火保护“FSSS”系统3.9.2.1 当锅炉灭火保护投入,发生下列情况之一时，发出“MFT”跳闸信号：① 吸风机均停；② 送风机均停；③ 手动“MFT”跳闸；④ 手动“紧急停炉”硬按钮；⑤ 炉膛压力+1.5kPa；⑥ 炉膛压力-1.5kPa；⑦ 失去燃料；⑧ 全炉膛无火焰；⑨ 汽包水位+250㎜（汽包水位保投入时）；⑩ 汽包水位-250㎜（汽包水位保投入时）；⑪ 汽机主汽门关闭（“停机即停炉”保护投入）。3.9.2.2 当发生“MFT”动作时，跳闸运行中的排粉机、给粉机、磨煤机、给煤机；切断直接点火燃烧器高能点火装置电源；关闭燃油总调门及燃油快关门；关闭各油枪电磁阀；切断其它各油枪点火枪电源、油枪点火枪均自动退出（点火装置内部实现）；关闭制粉系统＃3、＃6、＃8、＃10、＃11风门；关过热器减温水总门，关甲一、二级减温水调整门，关乙一、二级减温水调整门，关事故喷水门调整门；关＃1～＃4 一次风门；上层二次风门关至10%、中上、中下层二次风门关至50%。“MFT”信号不消失，以上设备均处于强制状态。3.9.2.3 发生“MFT”跳闸后，当满下列条件时：① 排粉机均停；② 给粉机均停；③ 燃油快关阀关；④ 无锅炉跳闸指令；⑤ 各层火检3/4无火；⑥ 有吸、送风机运行，且送风机勺管开度大于30%。自动进入清扫程序，“正在清扫”指示灯亮，5分钟后“清扫完成”指示灯亮，“MFT”指示灯灭。3.9.2.4 清扫过程中,若清扫条件不满足,清扫立即中断,“MFT”灯仍亮，所有动作设备均仍被强制，当清扫条件再次满足时，方能自动进入清扫程序，但清扫时间重新计时,吹扫完成后，方能解除强制；否则，只有联系热工人员在工程师站“复归”，“清扫完成”灯亮，“MFT”信号消失，立即解除所有被强制的设备。3.9.3 锅炉联锁示意图：

4 锅炉的启动4.1 检修后的试验验收4.1.1 试验验收所必须具备条件：4.1.1.1 机组大、中、小修试验前，锅炉、电气、热控公司必须提供所有设备、系统变动的设备异动报告。4.1.1.2 全部检修工作结束，所有工作票全部终结。4.1.1.3 为检修工作而采取的临时安全措施应全部拆除并恢复原状，现场整齐、清洁，各通道畅通无阻，保温及照明完整、良好。4.1.1.4 锅炉本体，辅机及风、烟道等设备完整，内部无杂物。4.1.1.5 管道、阀门连接良好，并有符合《电力工业技术管理法规》所规定的漆色标志。4.1.1.6 表盘上各仪表配置齐全、完整、好用，并有可靠的事故照明，声、光报警信号良好。4.1.1.7 “DCS”系统能正常投入使用。4.1.2 运行人员必须参加设备验收工作。试转验收过程中，必须对设备、系统进行认真的检查和试验，并将试转的详细情况记入运行日志。4.1.3 在验收中若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，应及时做好记录，检修人员必须在投运之前予以消除。4.2 启动前的试验锅炉大、中、小修后或停用较长时间，应对主要辅机、各阀门挡板、热工保护、辅机联锁、事故按钮、程控装置等全部进行试验。试验良好，验收合格后，方可正式投入运行。4.2.1 各阀门、风门、挡板试验4.2.1.1 联系热工送各伺服机电源，将各有关仪表、“DCS”系统投入运行。4.2.1.2 逐一试验各电动门、调整门、风门、调节挡板全开全关良好，开度方向指示正确，全程开度与实际位置相符，动作灵活。4.2.2 磨煤机保护及油泵联锁试验4.2.2.1 联系电气将磨煤机开关送至试验位置，磨煤机油泵送电。4.2.2.2 联系热控保护人员、电气继电保护人员到现场参加试验。4.2.2.3 检查磨煤机润滑油系统应处于启动前位置。4.2.2.4 启动＃1磨油泵，调整供油压力至正常值（0.12MPa～0.15MPa），投入联锁，停＃1磨油泵应停不掉；解除联锁，停止＃1磨油泵；开启＃2磨油泵，油压正常后投入联锁，停＃2磨油泵应停不掉。4.2.2.5 缓慢开大再循环门，当供油压力降至0.10MPa时，低油压报警，＃1磨油泵应自启。4.2.2.6 解除联锁，停止＃2磨油泵，缓慢关小再循环门，将供油压力调至正常值。4.2.2.7 投入联锁，缓慢开大再循环门，当供油压力降至0.10MPa时，低油压报警，＃2磨油泵应自启。4.2.2.8 解除联锁，停止＃2磨油泵，保留＃1磨油泵运行，供油压力保持在0.10MPa，合＃1、2磨煤机开关应合不上。4.2.2.9 缓慢关小再循环门，将供油压力调至正常值，合上＃1、2磨煤机开关应均正常。4.2.2.10 缓慢开大再循环门，当供油压力降至0.08MPa时，＃1、2磨煤机开关应均跳闸。4.2.2.11 全部试验完毕，缓慢关小再循环门，将油压调至正常值，停止磨油泵运行。4.2.3 预热器稀油泵站联锁保护试验4.2.3.1 联系电气将空预器稀油泵送电。4.2.3.2 联系热控保护人员、电气继电保护人员到现场参加试验。4.2.3.3 检查空预器稀油站油系统应处于启动前位置。4.2.3.4 开启＃1稀油泵，调整供油压力在0.12MPa～0.15MPa之间，投入联锁，＃1稀油泵停不掉；解除联锁，停止＃1稀油泵；4.2.3.5 开启＃2稀油泵，供油压力正常后投入联锁，＃2稀油泵停不掉；4.2.3.6 调整再循环门，当供油压力降至0.12MPa时，＃1稀油泵自启；4.2.3.7 解除联锁，停止＃2稀油泵，将供油压力调整至0.12MPa以上；4.2.3.8 投入联锁，调整供油压力，当油压力降至0.12MPa时，＃2稀油泵自启；4.2.3.9 解除联锁，停止＃2稀油泵，将油压调整至正常，停止＃1稀油泵运行。4.2.4 燃油泵联锁试验4.2.4.1 燃油系统处于启动前位置；4.2.4.2 将＃21燃油泵转换开关（ZK）切至就地，＃21燃油泵就地启、停应正常，远方应无法操作＃21燃油泵。4.2.4.3 将＃21燃油泵转换开关（ZK）切至远方时，＃21燃油泵各控制室内启、停均应正常，就地不能操作。4.2.4.4 将＃21燃油泵联锁开关（LK）切至“工作”位置时，试验＃21燃油泵就地、远方均可正常启、停。4.2.4.5 用同样方法(4.2.4.2～4.2.4.4 )试验＃22、＃23燃油泵。4.2.4.6 将＃21燃油泵联锁开关（LK）至“备用”状态时，将＃22燃油泵切换开关(ZK)切至远方，开启＃22燃油泵，在就地将＃22燃油泵切换开关(ZK) 切至就地，＃22燃油泵停止，＃21燃油泵自启，停止＃21燃油泵。4.2.4.7 用同样方法（4.2.4.6）试验＃22、＃23燃油泵。4.2.4.8 将画面切至炉前燃油系统，启动＃21燃油泵，画面内＃21燃油泵变为“红色”，控制屏上＃21燃油泵合闸指示灯亮；再在屏上将＃21燃油泵开关合闸一次，“本炉某燃油泵投入”光字牌亮，语音报警，联系邻炉停＃21燃油泵应停不掉；联系邻炉在屏上将＃21燃油泵开关合上，分开本炉屏上＃21燃油泵开关，“本炉某燃油泵投入”光字牌灭，屏上合闸指示灯不应灭，联系邻炉停止＃21燃油泵应正常。4.2.4.9 用同样方法（4.2.4.8）试验＃22、＃23燃油泵。4.2.4.10 试验完毕，应将三台燃油泵转换开关（ZK）切至“远方”位置，将联锁开关（LK）分别置于“工作”、“备用”、“试验”位置。4.2.5 点火装置试验4.2.5.1 电弧枪、油枪、电磁阀、燃油系统及炉膛内部检修工作全部结束。4.2.5.2 关闭燃油小室内各燃油门及所有油枪隔绝门。4.2.5.3 联系热工送上点火控制箱电源。4.2.5.4 煤粉直接点火燃烧器点火装置试验：① 就地合上电弧枪开关，电压指示在2～5kV之间，电流指示在80～120mA之间，电弧花氖泡闪光。② 从炉膛观察孔实际观察电弧花情况发火正常，并发出“哒哒...”声音。③ 合上电磁阀开关，电磁阀发出“咔达”声音，断开电磁阀开关同样发出“咔达”声音，电磁阀启闭正常。④ 远方操作试验同上。4.2.5.5 油枪程控点火装置试验：(1) 就地操作控制试验：① 将切换开关切至就地位置，推进油枪，推进点火枪，油枪、点火枪到位后指示灯均亮；② 按点火按钮，指示灯亮，炉膛内发出“啪、啪”响声并能看至电弧光；停止点火，退出点火枪，到位后绿灯亮；③ 开启油枪电磁阀，红灯亮，关闭油枪电磁阀，绿灯亮；④ 开启油枪吹扫阀，红灯亮，关闭吹扫阀，绿灯亮；⑤ 退出油枪，到位后绿灯亮；⑥ 试验正常，将切换开关置于“远方”位置，各角均按上述步骤进行直至结束。(2) 远方操作试验：① 油枪程序启、停控制：将画面切至炉前燃油系统，双击油枪程启按钮，油枪、点火枪自动进入，到位后点火器点火，同时开油枪电磁阀阀，30秒后点火枪自动退回；30秒内无火检信号则关阀油电磁阀，开吹扫阀吹扫20秒后吹扫阀自动关闭；双击油枪程序停止按钮，自动关油枪电磁阀，开吹扫阀吹扫20秒后自动关吹扫阀，退回油枪。② 油枪启、停点操：同就地操作③ 油枪层操：上层、下层大油枪和小油枪均设有层启，当点击任一层层启按钮时，顺序自动开启处于“工作”状态的燃油泵、开启燃油快关阀和燃油总调门，自动投入该层油枪；层启过程中，如需停止层启，可点动层启复归按钮，立即终止程序执行。④ 试验结束，所有设备均置“停止”或“关闭”状态4.2.6 给粉组合电源联锁试验4.2.6.1 将画面切至一次风，检查＃1～12给粉机应在停止状态，解除4LK、5LK联锁。4.2.6.2 合上＃11给粉组合电源，投入4LK联锁。联系电气运行人员就地拉掉＃11给粉组合电源开关，＃12给粉组合电源自动投入。再就地拉掉＃12给粉组合电源开关，＃11给粉组合电源自动投入。4.2.6.3 用同样方法分别试另一侧（＃21、22）给粉组合电源。4.2.6.4 试验完毕，解除4LK、5LK联锁，停掉所有给粉组合电源。4.2.7 锅炉联锁试验4.2.7.1 联系电气、热工及有关人员到现场进行试验。4.2.7.2 将吸风机、送风机、排粉机、磨煤机电源至试验位置，给粉组合电源送电；联系热控人员送上热控电源，给粉机变频器上电（进口开关合上，出口开关拉掉），有关仪表送电，“DCS”系统投入运行。4.2.7.3 投入磨煤机润滑油系统，并使油压正常。4.2.7.4 将画面切至锅炉总联锁，投入LK、 1LK、2LK联锁，依次合上＃1、2吸风机、送风机、排粉机、磨煤机、给煤机、给粉机组合电源开关、＃1-12给粉机，开启磨入口热风门，关闭冷风门，开启燃油快关阀及燃油总调门。4.2.7.5 停止＃-1吸风机，各辅机应正常，再合上＃1吸风机，停止＃-2吸风机、各辅机应正常，再停止＃-1吸风机，送风机、排粉机、给粉机、磨煤机、给煤机依次全部跳闸，热风门关闭，冷风门开启，燃油快关阀及燃油总调门关闭。4.2.7.6 重复4.2.7.4步骤，停止＃-1送风机，各辅机应正常，再合上＃1送风机，停止＃2送风机、各辅机应正常，再停止＃-1送风机，排粉机及以下各辅机依次全部跳闸，热风门关闭，冷风门开启，燃油快关阀及燃油总调门关闭。4.2.7.7 再依次合上＃-1、-2送风机、排粉机、磨煤机、给煤机、＃1-12给粉机，开启磨入口热风门，关闭冷风门，开启燃油快关阀及燃油总调门。先停止＃1排粉机，＃1排粉机所对应的给粉机、磨煤机、给煤机依次跳闸，磨入口热风门关闭，冷风门开启，其它设备应均正常；然后合上＃1排粉机及所对应的给粉机、磨煤机、给煤机，开启磨入口热风门，关闭冷风门，再停止＃2排粉机，＃2排粉机所对应的给粉机、磨煤机、给煤机依次跳闸，磨入口热风门关闭，冷风门开启，其它设备应均正常。4.2.7.8 联锁试验结束，对全部动力进行就地事故按钮跳闸试验。4.2.8 锅炉灭火保护静态试验4.2.8.1 联系电气、热工及有关人员到现场进行试验。4.2.8.2 电弧枪、油枪、电磁阀、燃油系统及炉膛内部检修工作全部结束。4.2.8.3 关闭燃油小室内各燃油门及所有油枪隔绝门。4.2.8.4 联系热工送上点火控制箱电源。4.2.8.5 将吸风机、送风机、排粉机、磨煤机电源至试验位置，给粉组合电源送电；联系热控人员送上热控电源，给粉机变频器上电（进口开关合上，出口开关拉掉），有关仪表送电，“DCS”系统投入运行。4.2.8.6 投入磨煤机润滑油系统，并使油压正常。4.2.8.7 解除灭火保护，热工人员复归“MFT”，依次合上＃1、2吸风机、送风机、排粉机、磨煤机、给煤机、给粉机组合电源，开启＃1-12一次风门及各层二次风门，启动＃1-4给粉机，开启＃1、＃2制粉系统＃3、6、8、10、11风门，开启燃油总调门及燃油快关电动门，开启油枪电磁阀及点火枪，开启减温水总电动门及一、二级减温水和事故喷水调整门；联系热工保护人员送上火焰信号，投入灭火保护。4.2.8.8 停掉炉膛火焰信号，立即发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“全炉膛失去火焰”，跳闸运行中的排粉机、给粉机、磨煤机、给煤机；切断直接点火燃烧器高能点火装置电源；关闭燃油总调门及燃油快关门；关闭各油枪电磁阀；切断其它各油枪点火枪电源、油枪点火枪均自动退出（点火装置内部实现）；关闭制粉系统＃3、＃6、＃8、＃10、＃11风门；关过热器减温水总门，关甲一、二级减温水调整门，关乙一、二级减温水调整门，关事故喷水门调整门；关＃1～＃4 一次风门；上层二次风门关至10%、中上、中下层二次风门关至50%。4.2.8.9 按4.2.8.7操作。停掉运行中的给粉机并关闭燃油快关阀，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“失去燃料”，跳闸结果同4.2.8.8。4.2.8.10 按4.2.8.7操作。热工人员将炉膛压力信号升至＋1.0kPa时，炉膛压力高至＋1.0kPa光字牌报警，将炉膛压力信号升至＋1.5kPa时，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“炉膛压力高”，跳闸结果同4.2.8.8。4.2.8.11 按4.2.8.7操作。热工人员将炉膛压力信号降至-1.0kPa时，炉膛压力低至-1.0kPa光字牌报警，将炉膛压力信号降至-1.5kPa时，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“炉膛压力低”，跳闸结果同上4.2.8.8。4.2.8.12 按4.2.8.7操作。停止＃1送风机，各设备应正常，再合上＃1送风机，停止＃2送风机，各设备应正常，再停止＃1送风机，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“两台送风机均停”，跳闸结果同4.2.8.8。4.2.8.13 按4.2.8.7操作。停止＃1吸风机，各设备应正常，再合上＃1吸风机，停止＃2吸风机，各设备应正常，再停止＃1吸风机，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“两台吸风机均停”，跳闸结果同4.2.8.8。 4.2.8.14 按4.2.8.7操作。投入汽包水位保护，热工人员将汽包水位计注水至“高一、二、三值”信号均发出时，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“汽包水位高”，跳闸结果同4.2.8.8。4.2.8.15 按4.2.8.7操作。投入汽包水位保护，热工人员将汽包水位计放水至“低一、二、三值”信号均发出时，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“汽包水位低”，跳闸结果同4.2.8.8。4.2.8.16 按4.2.8.7操作。在灭火保护画面，双击“手动MFT”按钮并确认，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“手动MFT停炉”，跳闸结果同4.2.8.8。4.2.8.17 按4.2.8.7操作。在控制屏按下后备手动“紧急停炉”硬按钮，排粉机应跳闸，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“手动紧急停炉硬按钮停炉”，跳闸结果同4.2.8.8。4.2.8.18 按4.2.8.7操作。在机组大联锁画面，投入“停机就停炉”保护，当“汽机主汽门关闭”信号发生时，发出“MFT”动作信号，光字牌报警，首次跳闸信号为“汽机主汽门关闭”，跳闸结果同4.2.8.8。4.2.8.19 当排粉机均停、给粉机均停、燃油快关阀关、无锅炉跳闸指令、各层火检3/4无火、有吸送风机运行且送风机勺管开度大于30%灯亮时，自动进入清扫程序，“正在清扫”指示灯亮，5分钟后“清扫完成”指示灯亮，“MFT”指示灯灭。灭火保护试验结束，应做好相应记录。4.2.8.20 试验结束后，各辅机开关应在停止位置，并作好记录。4.2.9 汽包水位保护试验4.2.9.1 锅炉汽包水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位保护不完善严禁启动；在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校验。用注水方法进行高水位保护试验、用排污放水方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动试验。4.2.9.2 试验应具备的条件：（1）汽包水位保护系统的承压部件应参加锅炉的水压，检查泄露情况，确保阀门无泄漏，设备良好。（2）热工确保系统接线正确，软件组态正确。（3）锅炉事故放水门、排粉机开关正常。制粉系统各风门操作正常，燃油快关电动门、燃油总门操作正常，（4） “FSSS”灭火保护功能正常。（5）语音报警功能正常投用4.2.9.3 系统冷态试验：由热工人员负责对测量筒进行注水冷态试验。（1）注水前，甲、乙侧汽包水位电极测量筒无水，液位监控仪低三值、低二值、低一值应动作，“DCS”显示汽包水位低三值、低二值、低一值报警。首先投入灭火保护系统，再投入汽包水位保护，“FSSS”灭火保护应动作，首次跳闸原因为“汽包水位低”。（2）甲、乙侧汽包水位电极测量筒同时注水至-250㎜以上，液位监控仪低三值应消失。低二值、低一值应动作，“DCS”显示汽包水位低二值、低一值报警。投用“FSSS”系统，再投用汽包水位保护，“FSSS”灭火保护不应动作。（3）继续注水至-150㎜以上，液位监控仪低二值应消失。低一值应动作，“DCS”显示汽包水位低一值报警。灭火保护不应动作。（4）继续注水至-50㎜以上，液位监控仪低一值应消失。“DCS”显示汽包水位低一值报警消失。灭火保护不应动作。（5）继续注水至+50㎜，液位监控仪高一值应动作。“DCS”显示汽包水位高一值报警。灭火保护不应动作。（6）继续注水至+150㎜，液位监控仪高二值应动作。“DCS”显示汽包水位高二值报警。灭火保护不应动作。锅炉事故放水门应自动开启。（7）继续注水至+250㎜，液位监控仪高三值应动作。“DCS”显示汽包水位高三值报警。灭火保护应动作。首次跳闸原因为“汽包水位高”。（8）甲、乙侧汽包水位电极测量筒同时放水至+250㎜以下，液位监控仪高三值应消失。“DCS”显示汽包水位高三值报警应消失。投入灭火保护系统，再投用汽包水位保护，灭火保护不应动作。（9）继续放水至+150㎜以下，液位监控仪高二值应消失。“DCS”显示汽包水位高二值报警应消失，灭火保护不应动作。（10）继续放水至+50㎜以下，液位监控仪高一值应消失。“DCS”显示汽包水位高一值报警应消失，灭火保护不应动作。锅炉事故放水门应自动关闭。（11）继续放水至-50㎜以下，液位监控仪低一值应动作。“DCS”应显示汽包水位低一值报警。（12）继续放水至-150㎜以下，液位监控仪低二值应动作。“DCS”应显示汽包水位低二值报警。（13）继续放水至-250㎜以下，液位监控仪低三值应动作。“DCS”应显示汽包水位低三值报警。灭火保护应动作，首次跳闸原因为“汽包水位低”。4.2.9.4 甲、乙侧汽包水位电极测量筒放水完毕，结束试验。4.3 锅炉水压试验4.3.1 锅炉大、中、小修后或局部受热面检修后，必须进行水压试验。4.3.1.1 水压试验由运行人员负责进水和升压操作，检修人员负责做防止试验时安全门动作措施和设备检查。4.3.1.2 水压试验压力：工作压力试验为汽包工作压力15.2 MPa；超压水压试验按《电力工业锅炉监察规程》的有关规定执行，其试验压力为汽包工作压力的1.25倍即19.0 MPa；再热器工作压力试验为其进口压力2.6 MPa,超压试验压力为其工作压力的1.5倍即3.9 MPa。4.3.1.3 一般只做工作压力试验。工作压力试验除大、中、小修按规定进行外，其它情况下根据检修人员的要求进行；超压试验应严格控制试验次数。4.3.1.4 水压试验必须由总工程师或总工程师指定的专人在现场担任总指挥。4.3.2 试验的范围水压试验范围包括锅炉全部承压部件，即从炉侧给水管的入口，直至蒸汽的出口沿途整个设备系统，但汽包水位计、安全阀不参加超压试验。再热器进行水压试验时，从汽轮机高压缸的排汽管、再热器到中压缸主汽阀前为止。4.3.3 超水压试验的必要条件：具有下列情况之一者可进行超压试验：4.3.3.1 在役的锅炉经二个大修期时；4.3.3.2 新装锅炉投运时；4.3.3.3 锅炉停用一年以上需要恢复运行时；4.3.3.4 水冷壁更换总数达到50%时；4.3.3.5 过热器、再热器、省煤器成组拆除或更换时；4.3.3.6 汽包、水冷壁联箱、过热器联箱、省煤器联箱、再热器联箱更换时；4.3.3.7 锅炉承压部件进行较大面积焊补修理时；4.3.3.8 根据运行情况对设备安全可靠性有怀疑时。4.3.4 水压试验操作的组织措施4.3.4.1 锅炉水压试验的所有操作均由当值值长全面指挥。4.3.4.2 水压试验的升压操作由当班司炉负责，其他任何人不得代替操作。4.3.4.3 升压操作的监护由当班单元长担任。4.3.4.4 试验过程中由机、炉运行专业人员担任技术监督和技术指导。4.3.4.5 升压过程的所有操作必须经监护人认可。4.3.4.6 水压试验的一切命令由试验总指挥发布。4.3.5 水压试验的准备和要求：4.3.5.1 值长应通知化学，准备足够合格的除盐水，通知汽机除氧器进水加热至70～90℃。汽机应做好水压试验的隔离措施。4.3.5.2 试验压力以汽包就地标准压力表指示为准，热工人员将两块汽包压力表更换为精度0.2级的标准表，量程为试验压力的1.5～3.0倍。4.3.5.3 联系、配合热工人员将汽包、过热器、再热器、给水等压力表、汽包壁温表、给水温度表和电接点水位计投入，特别是汽包压力表要校验合格。4.3.5.4 锅炉水压试验时的环境温度一般应在5℃以上，否则应有可靠的防寒防冻措施。升压时汽包下壁温度必须大于30℃4.3.5.5 锅炉工作压力试验，其试验压力为15.2MPa，由检修人员负责做好防止安全门在15.2MPa以下动作的隔绝措施；锅炉超压试验，其试验压力为19.0MPa，由检修人员负责做好防止安全门在19.0MPa以下动作的隔绝措施。4.3.6 进水前的检查4.3.6.1 定期排污系统所有一次门关闭。4.3.6.2 过热器系统所有一次门关闭，再热器系统所有疏水门全部打开，再热器向空排汽门自动解除后开启。4.3.6.3 锅炉汽包水位保护解除，事故放水一、二次门远方操作灵活并置于关闭位置。4.3.6.4 连续排污系统一次门及连扩器进汽门关闭、连扩器疏水门全部打开。4.3.6.5 省煤器疏水一次门关闭；给水系统、减温水系统所有疏水门关闭；过热器反冲洗系统一次门关闭。4.3.6.6 给水系统、过热器减温水系统、再热器减温水系统所有阀门关闭。4.3.6.7 汽水取样一次门、汽包加药一次门关闭。4.3.6.8 汽水系统所有压力表一次门打门；汽水系统压力、流量测量一次打开。4.3.6.9 锅炉汽、水系统所有空气门打开；过热器向空排汽门自动解除，远方操作灵活并置于开启位置。4.3.6.10 检查锅炉汽包电接点水位计、双色云母水位计投入。4.3.6.11 检查汽包、过热器、再热器、给水系统压力表、给水温度表、汽包壁温表应投入。4.3.7 锅炉进水4.3.7.1 当除氧器水温达到70～90℃时,联系汽机启动给水泵，经给水旁路向锅炉进水，并注意控制进水速度。4.3.7.2 进水时间要求夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。4.3.7.3 当汽包水位进至+250㎜时，应关闭给水旁路，改经过热器系统减温器进水。4.3.7.4 当汽水系统各空气门向外冒水时关闭各空气门。4.3.7.5 当过热器向空排汽门冒水时，关闭过热器向空排汽门，并注意控制压力变化，调整给水压力。4.3.8 水压试验的升压操作4.3.8.1 升压前必须全面检查汽包壁温及各压力表应指示正常；当汽包下壁温度低于30℃时，应开启水冷壁下联箱排污门,采取放水换水措施，提高汽包下壁温度。4.3.8.2 当汽包下壁温度大于30℃、接到升压命令时，操作人员、监护人员到位后，即可开始升压。4.3.8.3 应指定一台操作员站作为升压操作专用，其它操作员站未经许可，不得进行与升压有关的设备的任何操作。4.3.8.4 只准使用一级或二级减温水调整门进行升压，无特殊情况不准直接使用给水系统升压，用减温水调整门控制升压速度，给水泵转速调整给水压力。升压速度为每分钟不大于0.3MPa。4.3.8.5 升压过程中若发现给水压力异常升高，升压速度无法控制时，应立即采取措施，关闭减温水总门，若锅炉压力超过试验压力，应迅速打开事故放水门或向空排汽门紧急泄压。恢复正常后，再进行补水升压。4.3.8.6 升压期间减温水调门开度、给水泵勺管开度只准使用点操方式，不准使用数值输出指令方式操作。4.3.8.7 汽包就地装有精度为0.2级的压力表，当压力升至1.0MPa时，将集控室压力表指示与就地压力表核对，发现差值过大，应查明原因后再继续升压。4.3.8.8 当压力升至某一数值,检修人员需要进行检查时，应进行稳压，待检查结束接到升压命令时再继续升压。4.3.8.9 当压力升至15.2MPa时应稳压。若进行工作压力试验，检修人员进行全面检查；若进行超压试验，应将汽包所有水位计解列，然后再谨慎缓慢地将压力升至19.0MPa。4.3.8.10 压力保持5min后，再缓慢将压力降至15.2MPa并稳定，降压速度为每分钟不大于0.5MPa；检修人员进行全面检查；运行人员投入汽包所有水位计。4.3.8.11 检查结束，关闭过热器系统疏水二次门、省煤器疏水二次门，打开其相应一次门；关闭连排直放门，打开连排一次门；打开汽包加药一次门、汽水取样一次门。进行各二次门及门前管道水压试验。4.3.8.12 接值长水压结束通知后，关闭各减温水电动门、调整门，将给水泵勺管逐渐降至“0”，联系汽机停给水泵，锅炉自然泄压。4.3.8.13 水压试验验收标准：从停止给水泵、关闭锅炉进水门开始计时，5分钟内锅炉压力下降值不超过0.5MPa为合格。 4.3.8.14 当压力降至14.0MPa以下时，检修人员必须将安全门恢复至工作状态，水压试验即告结束。4.3.8.15 锅炉放水，听候值长通知。4.3.9 再热器水压试验锅炉大修后再热器应做水压试验，其试验方法如下：4.3.9.1 在汽机高压缸出口和中压缸入口加堵板（汽机缸温应低于100℃），关闭再热器系统疏水门，开启再热器空气门及向空排汽门。联系汽机关闭中压主汽门及低压旁路有关阀门，其门后疏水门开启。4.3.9.2 检修人员做好防止再热器安全门动作的隔绝措施。4.3.9.3 应有可靠的紧急泄压措施，并交由运行人员掌握。4.3.9.4 热工人员投入再热器进出口压力表及有关仪表。4.3.9.5 给水系统，减温水系统所有阀门均应严密关闭。 4.3.9.6 联系汽机启动给水泵，开启中间抽头，用再热器事故喷水向再热器内进水，当再热器空气门、向空排汽门向外溢水时即关闭，并注意压力上升。4.3.9.7 继续用再热器事故喷水调整门进行升压，控制升压速度每分钟不大于0.3MPa 。当压力升至2.6MPa时稳定，检修人员进行全面检查；若进行超水压试验，应缓慢将压力升至3.9MPa维持5分钟，再将压力降至2.6MPa稳定，检修人员检查，待检查完毕后，关闭再热器事故喷水调整门及手动隔绝门，停止给水泵。4.3.9.8 水压试验验收标准：从停止给水泵、关闭锅炉进水门开始计时，5分钟内再热器压力下降值不超过0.25 MPa为合格。4.3.9.9 用再热器疏水门降压，降压速度每分钟不超过0.5MPa 。当压力降至零时，开启再热器空气门、向空排汽门，开启再热器疏水门进行再热器放水，并通知汽机开启有关疏水门，水压试验即告结束。4.3.9.10 检修人员必须将所有安全门恢复至工作状态，再热器进出口管道堵板拆除。4.4 过热器反冲洗4.4.1 为了冲洗过热器的积盐，一般在机组大修后化学清洗或水压试验结束即进行反冲洗，机组中修或小修应根据化学要求进行。4.4.2 冲洗准备：4.4.2.1 锅炉本体验收合格。4.4.2.2 汽机给水系统应具备供水条件，值长应通知化学准备足够合格的除盐水，通知汽机除氧器进水加热至70～90℃，并按照水压试验要求做好隔离措施。4.4.3 冲洗操作：4.4.3.1 关闭各进水门，开启过热器反冲洗二次门、汽包、过热器空气门；4.4.3.2 开启定期总门及所有排污门、大直径下降管放水门；4.4.3.3 启动给水泵，开启过热器反冲洗一次门，当过热器、汽包空气门冒水时应分别给予关闭，关闭反冲洗一次门，停止放水，浸泡过热器；4.4.3.4 半小时后，全开过热器反冲洗一次门，将给水压力提高至15.0～16.0MPa以大流量进行反冲洗，但不允许汽包起压，在进行冲洗时应以事故放水门控制汽包水位；4.4.3.5 冲洗次数和时间根据化学化验结果决定。4.4.3.6 冲洗结束，关闭反冲洗一、二次，并做好隔绝措施。4.5 辅机试运行及有关动态试验4.5.1 辅机试运行4.5.1.1 主要辅机检修后，必须经过试运行以验证其工作的可靠性，试运行期间设备状态良好、运行稳定，试运行结束经验收合格后，方可正式移交，转入正常运行状态。4.5.1.2 吸风机、送风机、排粉机、预热器的连续试运行时间不得少于２小时，磨煤机带钢球试转不超过５分钟，其它辅机连续试运行时间不得少于1小时。4.5.1.3 辅机试运行应具备的条件：（1）转动机械试运行时，应严格遵守《电业安全工作规程》的有关规定。（2）辅机及其它电气设备检修完毕，工作票已经终结，检修人员已撤离现场，接到检修负责人试转申请单。（3）锅炉风、烟系统和制粉系统工作应全部结束，各风门、挡板及传动机构都已试验合格。（4）电动机外观完整，绝缘合格，接地线良好，并经空转电动机合格且转向正确。（5）巡测装置、程控装置、保护装置及联锁装置经试验可正常投入。（6） “DCS”系统能正常投入，操作、监视、控制功能均正常。（7）检查各辅机应符合启动前的要求:① 现场清洁，照明充足。② 联轴器结合良好，保护罩完整，紧固螺丝无松动。③ 轴承油位计完整，刻度正确，油质合格，油量充足。润滑油系统油压、油温符合规定，油箱油位在絵以上。④ 轴承、电动机、油系统的冷却装置良好，冷却水量充足，回水畅通。电动机空气冷却风道无堵塞现象。⑤ 电动机接地线良好，绝缘合格，事故按钮完整。⑥ 各风门、挡板处于启动前的状态。⑦ 各仪表保护和程控装置齐全、完整。⑧ 各辅机电源已送上。4.5.1.4 辅机试运行注意事项（1）辅机试运行，有关的检修负责人必须到现场，设备启动应征得检修人员同意。运行人员负责试转操作和运行参数监视，检修人员负责设备就地检查、维护和安全可靠监视。（2）各辅机的启动，应在最小负荷下进行，严密监视启动电流和启动电流在最大值持续时间并作好记录。（3）吸、送风机启动前必须先开启偶合器风冷器。（4）风机试运行时，应进行最大负荷的试验且电流不得超过额定值，保持正常炉膛负压。（5）给粉机、给煤机、绞龙不应带负荷试转，要预先将入口插板关闭严密。（6）磨煤机试转时，初次试转时筒体内不应加钢球，试转正常后方可加钢球。4.5.1.5 主要辅机的启动(1) 调出二次风门画面，选线操作，分别开启＃1～4三次风门和＃1～16二次风门。(2) 调出吸、送、预顺控画面启动空气预热器① ＃1、2炉空预器点操启动的允许条件是：对应的齿轮油泵已开启；＃3、4炉空预器点操启动的允许条件是：对应的齿轮油泵已启动且有一稀油泵启动。② 双击空预器启动按钮，分别启动＃1、2空气预热器，并开启烟气挡板。
启动吸风机
① 吸风机启动的允许条件是：勺管位置小于10%。② 双击吸风机启动按钮并确认，分别启动＃1、2吸风机，注意电流应正常，调整勺管开度，注意转速及炉膛负压变化。
启动送风机
① 送风机启动的允许条件是：勺管位置小于10%。② 双击送风机启动按钮并确认，分别启动＃1、2送风机，注意电流应正常并调整勺管开度，注意转速及二次风压变化，保持炉膛负压在-50～-100Pa，开启联络风门。(3) 调出一次风画面，分别开启＃1～12一次风门和周界风风门。(4) 分别调出＃1、2制粉系统画面① 排粉机启动的允许条件是：制粉系统＃3、＃6、＃8、＃10、＃11风门开度均小于10%并且对应的一次风门至少有4只开度大于50%。② 双击排粉机启动按钮并确认，分别启动＃1、2排粉机，注意电流应正常，开启近路＃10风门，调整＃8、9风门，逐渐提高一次风压至1.8 kPa左右,注意不得超额定电流。(5) 调出一次风画面① 给粉机启动的允许条件是：相应一次风门开度大于20%。② 给粉机切至单操，检查确认给粉机档板必须在关闭状态。③ 合上＃11、22给粉组合电源；分别启动＃1～12给粉机，调整至正常转速，检查正常后应停止运行。(6) 分别调出＃1、2制粉系统画面① 磨煤机启动的允许条件是：必须满足无油压低一值信号② 启动＃１、２磨煤机，运行正常后停止运行（时间不超过5分钟）。(7) ① 给煤机启动的允许条件是：调节器指令输出小于10%。② 分别启动＃１、２给煤机(煤仓下煤插管插死)，检查正常后停止运行。(8) 调出制粉系统画面，启动绞龙，检查正常后停止运行。4.5.1.6 吸风机、送风机、排粉机、空预器试运行结束，若进行冷态空气动力场试验，应按试验大纲要求调整到相应工况，进行冷态空气动力场试验；否则，应先停止排粉机，通风5分钟，方可停止送风机和吸风机。4.5.1.7 热备用锅炉严禁吹洗煤粉管道。4.5.2 炉膛和烟道漏风试验4.5.2.1 正压试验法正压试验法是用送风机向炉膛和烟风道内充压，燃烧室内保持正压值在50Pa～100Pa，在送风机入口处撒入白粉或放烟幕，如有缝隙和不严密处，则白粉或烟会从中逸出，发现后及时堵塞。4.5.2.2 负压试验法负压试验法是用引风机将炉膛和烟风道形成负压，燃烧室保持负压值在150Pa～100Pa，用蜡烛等办法靠近接缝等处进行查找，如有不严之处及时堵塞。4.5.3 锅炉灭火保护动态试验每运行间隔3年时间应进行动态试验。4.5.3.1 动态试验是通过锅炉运行工况的调整，达到“MFT”动作的现场整套灭火保护的闭环试验，试验时应制定切实可行的现场试验措施，并报上级批准后执行。4.5.3.2 动态试验包括以下内容：（1）火焰丧失“MFT”动作试验。（2）炉膛压力超过规定值“MFT”动作试验。（3）手动“MFT”动作试验。4.5.3.3 在诸多“MFT”动作条件中, 至少进行一项闭环试验，其余各项可断开保护断电器电源，开环运行。4.5.3.4 动态的试验结果必须满足以下三个条件，否则应查找原因重新试验。（1）一次检测部分所组成的逻辑关系正确，动作数值合格；（2）接受“MFT”动作指令的设备，动作及时、联锁关系正确；（3）声光报警信号、指示信号、打印记录、首次跳闸原因记忆正确，炉膛吹扫、锅炉点火等动作顺序无误。 4.6 锅炉安全门的校验4.6.1 锅炉大修或安全门检修后，必须进行安全门的校验。为防止安全门的阀芯和阀座粘住，在运行中应定期进行电磁开关的启闭试验和主安全门的排汽试验，以保证锅炉设备的安全。4.6.2 汽包和过热器控制安全门的整定值为额定工作压力的1.05倍；汽包、过热器的工作安全门的整定值为其工作压力的1.08倍。再热器安全门整定值为工作压力的1.10倍。4.6.3 安全门校验可单独启动锅炉进行，也可带负荷校验。4.6.4 安全门的校验顺序：一般先校再热器安全门、再校汽包和过热器安全门；先进行机械定值校验、然后再进行自动和手操试验。4.6.5 不带负荷单独校验安全门时锅炉启动的安全注意事项：4.6.5.1 锅炉点火前必须联系汽机值班人员做好安全工作，防止汽水进入汽轮机内；4.6.5.2 锅炉单独启动的饱和蒸汽温度上升速度不大于60℃/h，瞬间不大于2℃/min ；4.6.5.3 启动过程中，应严格监视过热器、再热器管壁不超温，控制过热器出口烟温不高于500℃；4.6.5.4 校验安全门时应有技术领导人员现场监视。4.6.5.5 联络工具应可靠，升压前应试验良好。4.6.6 校验安全门操作组织措施4.6.6.1 锅炉安全门校验所有运行操作均由当值值长全面负责指挥，根据就地指挥的要求发出升压、稳压、降压命令。4.6.6.2 整个校验过程中升压、稳压、降压操作由指定的司炉负责，并指定当班一名司机负责配合，其它任何人员不得代替操作。4.6.6.3 校验过程的操作监护由指定的当班单元长担任。4.6.6.4 机、炉运行专业技术人员负责校验过程的技术监督和指导工作。4.6.6.5 升压过程所有操作必须经监护人认可后方可操作。4.6.6.6 锅炉公司必须指定一名就地指挥负责与集控室联系。4.6.6.7 校验期间向空排汽二道门由就地控制，升压、稳压、降压以就地开、关或调整向空排汽二道门为主；运行人员调整燃烧预以配合。4.6.6.8 安全门校验必须由总工程师或总工程师指定的专人在现场担任总指挥。4.6.7 锅炉本体及燃烧系统检查：4.6.7.1 检查燃烧室内部，并明确以下各点：看火孔、人孔门、除焦门、放灰门、检查门、防爆门等良好并关闭严密。燃烧室内部无焦渣和杂物，水冷壁管外形正常，喷燃器无损坏、无堵塞现象，受热面清洁，一、二、三次风周界风角度应符合要求。4.6.7.2 检查风道、烟道及制粉系统管道完整，各风门挡板是否正确，传动装置是否完好，开关是否灵活，开度指示是否正确，并处于关闭位置。4.6.7.3 吸、送风机、排粉机及给粉机全部检查完好，具备启动条件。4.6.7.4 燃油系统经充油打压试验全部完好，点火系统正常。4.6.7.5 粉仓具备进粉条件，通过邻炉将粉仓粉位送至3米。4.6.7.6 出渣、冲灰、除尘系统处于备用状态。4.6.7.7 本体和汽水管道及风、烟道的支吊架完整。4.6.7.8 炉顶遮盖板及炉墙外敷铁皮应完整无损，各露天装置的汽水管道外铁皮罩包扎完好，各阀门管道已保温，各伺服机、电动机的防雨罩齐全完好。4.6.7.9 所有楼梯、栏杆完整，通道畅通，无杂物堆积。4.6.7.10 检查汽包，联箱等处膨胀指示器位置正确。4.6.7.11 炉内确已无人停留。4.6.8 锅炉进水前的检查：4.6.8.1 定期排污系统所有阀门均关闭。4.6.8.2 给水、减温水系统各阀门及疏水门均关闭。4.6.8.3 过热器集箱疏水门开启，其它疏水门均关闭。再热器疏水门关闭。4.6.8.4 省煤器放水一、二次门均关闭。省煤器再循环门关闭。过热器反冲洗一、二次门关闭。4.6.8.5 事故放水一、二次门远方开关灵活并置于关闭位置。4.6.8.6 连续排污一次门及连扩器进汽门均关闭，连扩器疏水电动调整、手动隔绝门开启。4.6.8.7 汽、水取样一次门、汽包加药一次门关闭。4.6.8.8 汽水系统空气门开启。4.6.8.9 两侧汽包就地电接点水位计、双色云母水位计投入，各汽包水位计平衡容器投入。4.6.8.10 安全门用压缩空气压力不小于0.3MPa。4.6.8.11 汽水系统所有压力、流量测量一次门开启。4.6.8.12 过热器、再热器向空排汽一次门远方开关灵活并置于开启位置，二次门在就地控制开关灵活并置于开启位置（二次门由检修人员负责操作）。4.6.8.13 联系热工人员投入锅炉机组所有表计。4.6.8.14 联系汽机人员做好校验安全门的所有隔离措施，同时投入高压旁路系统。4.6.8.15 将过热器、再热器向空排汽门自动解除。4.6.8.16 校验期间暂不校验的安全门，由检修人员做好防止误动的措施。4.6.9 锅炉进水：4.6.9.1 当汽机除氧器水温达到70～90℃时，联系汽机启动给水泵，向锅炉进水；同时通知化学加药，用给水旁路调整门或给水泵控制进水速度。4.6.9.2 进至点火水位时间的要求：夏季不少于2小时，冬季不少于4 小时。4.6.9.3 当汽包水位进至-50㎜时停止进水，关闭给水旁路，停止给水泵运行。4.6.10 点火升压：4.6.10.1 先启动两台予热器，启动吸、送风机，投入LK、1LK、2LK联锁，调整吸、送风量，保持炉膛负压，进行炉膛通风5分钟，调整二次风压，相应二次风门开至点火位置。4.6.10.2 开启下层给粉机大挡板。4.6.10.3 开启下层排粉机直接点火燃烧器所对应的四只一次风门（其余关闭），关闭对应制粉系统所有风门，启动下层排粉机，用近路风调整一次风压至1.8～2.3kPa。保持炉膛负压20～40Pa。4.6.10.4 接值长令，锅炉点火，启动燃油泵，开启燃油系统总门及电动快关阀，经燃油流量计用油；4.6.10.5 先点燃四只小油枪，并到就地鉴定确认着火良好，将给粉机同操器输出调至零，可投入相应一只给粉机运行，根据着火情况调整给粉机转速至最佳着火转速，并经常到就地检查着火情况。根据压力、温度上升情况，决定投入下一只给粉机，每半小时后对角切换给粉机一次。4.6.10.6 若无煤粉直接点火燃烧器，应先点燃下层两只大油枪，调整二次风，保证着火稳定燃烧正常；半小时后，切换另外两只大油枪；当过热器烟温达350℃、热风温度150℃以上时，且燃烧良好，方可启动＃2排粉机投粉。注意控制升压速度。4.6.10.7 过热器、再热器出口联箱就地压力表（事先由热工人员）换成标准表，整个校验期间以就地表为准，锅炉起压后，由检修专人负责监视，要经常同集控室内压力表相对照，找出读数差值。4.6.10.8 当压力升至0.1MPa时，关闭过热器系统的疏水门、空气门、向空排汽门。4.6.10.9 升压速度控制每分钟不大于0.1MPa；升温速度每分钟不大于1.5℃。且整个升压过程中，要保持汽压、汽温均匀地上升。4.6.10.10 当汽包压力升至0.5MPa时，联系检修人员热紧螺丝。4.6.10.11 在升压过程中，要密切监视汽包上、下壁温差，控制汽包上、下壁温差不大于50℃，若大于50℃，应及时采取定排系统排污，同时降低升压、升温速度。同时，要严格监视过热器、再热器管壁不超温，控制高温过热器后烟温不超过500℃。4.6.10.12 应指定一台操作员站作为升压操作专用，其它操作员站未经许可，不得进行与升压有关的任何操作。4.6.11 再热器安全门校验4.6.11.1 再热器的升压、降压用汽机高旁调整门和再热器向空排汽门共同调节；正常情况下，锅炉主汽压力应保持稳定在3.0MPa左右；当压力无法控制时，锅炉可以切、投给粉机从燃烧上给予配合。4.6.11.2 压力达2.0MPa时，应稳压并同就地联系，校对上、下压力表差值；接到就地指挥的升压命令时再进行缓慢升压。此时，调节给粉机转速只准使用点操方式增加转速，且需经监护人的同意，不准使用数值输出指令方式操作。4.6.11.3 高旁调整门的操作方法：升压时，高旁调整门开度每次增加1%，并注意再热器的压力变化；高旁调整门的操作面板应始终处于打开状态，只准使用点操，不准使用数值输出方式。降压时，高旁调整门开度每次可减小5%。4.6.11.4 压力升至安全门动作定值而不动作时，就地应立即开启再热器向空排汽门；汽机运行人员应及时关小高旁调整门降压；锅炉应切除运行中给粉机。4.6.11.5 值长应根据就地指挥的要求及时发出升压、降压、稳压的操作的命令，运行人员操作应缓慢，精力要集中。4.6.11.6 当安全门机械定值校验结束，再热器压力应维持在2.2MPa,再进行电气手操校验，最后进行电气自动动作校验。4.6.11.7 当再热器安全门全部校验结束，通知汽机关闭高压旁路，继续升压、升温，准备校验主汽安全门。4.6.11.8 当再热器压力降至0.2MPa时，开启再热器向空排汽门。4.6.12 锅炉主安全门校验4.6.12.1 锅炉升压、稳压、降压由就地开关过热器向空排汽门控制，司炉调整燃烧给予配合。4.6.12.2 按规定的升温升压速度进行升压，当压力达到12.0MPa时应稳定；接到值长继续升压的命令后再进行升压。4.6.12.3 校验过程中，应经常同就地联系，确定上、下表计读数差值。继续升压时，速度要均匀，并密切做好上、下联系工作。此时操作给粉机只准点操，每次转速只准增加1%，且必须经监护人同意。4.6.12.4 达到安全门定值而没动作时，检修应立即就地开启向空排汽门降压，同时运行人员应停运部分给粉机；当压力升到16.5MPa时应立即采取措施降压,如降压无效时，应紧急停炉。4.6.12.5 当所有安全门机械定值全部校验结束后，应维持主汽压力在12.5MPa，分别进行手操和自动回路校验，全部校验结束，接值长令锅炉可熄火，关闭有关阀门，使其自然冷却降压。4.6.13 安全门全部校验结束后，所有安全门的卡板应取下，全部恢复正常状态；并将安全门的校验结果记录在有关的记录簿内。4.7 锅炉起动前的检查4.7.1 启动前下列各项装置必须试验合格：4.7.1.1 电机拉合闸、事故按钮；4.7.1.2 各种联锁装置；4.7.1.3 各项保护；4.7.1.4 灯光信号及报警装置；4.7.1.5 程控装置；4.7.1.6 电动门（或挡板）远方开关；4.7.1.7 点火装置；4.7.1.8 灭火保护装置；4.7.1.9 锅炉水压、安全阀调试、炉膛和烟道漏风。4.7.2 启动前的检查大、中、小修后的锅炉启动前，工作票应全部注销，应进行启动前的检查和准备，所有工作应全部结束并经验收合格，锅炉机组启动应在值长的指挥下进行，启动前联系燃料、汽机、电气、化学、热工等单位做好启动前的准备工作。司炉接到单元长的点火操作命令后，应组织本炉人员进行下列设备系统的检查：4.7.3 锅炉本体检查：4.7.3.1 检查燃烧室内部，并明确以下各点：看火孔、人孔门、除焦门、放灰门、检查门、防爆门等良好。燃烧室内部无焦渣和杂物，水冷壁管外形正常，喷燃器无损坏、无堵塞现象，受热面清洁，一、二、三次风周界风角度应符合要求。4.7.3.2 检查风道和烟道挡板是否正确，传动装置是否完好，开关是否灵活，开度指示是否正确，对某些挡板关闭严密性及开关方向如有疑问，应联系检修校对处理，检查处理完毕后，应处于关闭位置。4.7.3.3 本体和汽水管道及风、烟道的支吊架完整。4.7.3.4 炉顶遮盖板及炉墙外敷铁皮应完整无损，各露天装置的汽水管道外铁皮罩包扎完好，各阀门管道已保温，各伺服机、电动机的防雨罩齐全完好。4.7.3.5 表盘及现场全部表计可投入使用。4.7.3.6 燃油系统各阀门、油嘴良好，整个油系统不漏油，油温正常。4.7.3.7 所有楼梯、栏杆完整，通道畅通，无杂物堆积。4.7.3.8 检查汽包，联箱等处膨胀指示器位置正确。4.7.3.9 炉内确已无人停留。4.7.4 燃烧系统：（1）磨煤机进口调整门（＃3）关（2）磨煤机进口冷风门（＃4）开（3）排粉机入口风门（＃6）关（4）排粉机近路调整门（＃8）关（5）排粉机近路冷风门（＃9）关（6）排粉机近路隔绝门（＃10）关（7）排粉机出口乏气再循环门（＃11）关（8）送风机勺管　关（9）送风机出口联络门开（10）下煤斗插管关（11）粗粉分离器折向门开（40～50%）（12）排粉机出口＃1～12一次风挡板关（13）给粉机下粉挡板　关（14）绞龙下粉挡板　关（15）二次风挡板＃1～16 关（16）预热器进口烟气挡板开（17）引风机勺管关关4.7.5 汽水系统：（1）主给水隔绝门（＃1）关（2）给水旁路隔绝门（＃2）关（3）给水旁路调整门（＃3）关（4）总给水隔绝门（＃4）关（5）给水流量表一次门开（6）给水管道压力表一次门开（7）省煤器再循环门（炉内有水开，无水关）（8）主给水空气门进水前：开冒水时：关（9）汽包空气门进水前：开进水结束：关（10）汽包两侧安全门压力开关一次门开（11）炉水加药门开（12）汽包就地压力表一次门开（13）汽包压力变送器（调节）一次门开（14）汽包压力变送器（调节）各平衡门开（15）汽包双波纹水位计汽水一次门开（16）汽包电接点水位计汽水一次门开（17）汽包电接点水位计放水门关（18）汽包电接点水位计与下降管联通门开（19）汽包双色云母水位计一、二次门开（20）汽包双色云母水位计放水门关（21）炉顶过热器联箱空气门关（22）前屏进口联箱空气门关（23）过热器向空排汽门开（24）过热器集汽箱空气门关（25）集汽箱就地压力表一次门开（26）集汽箱低位压力表一次门开（27）集汽箱两侧安全门压力冲量门开（28）再热器进口安全门压力冲量门开（29）再热器进口压力表一次门开（30）再热器出口向空排汽门关（31）再热器出口联箱安全门压力冲量门开（32）主蒸汽减温水总门关（33）主蒸汽一级减温水一次门关（34）主蒸汽一级减温水调整门关（35）主蒸汽一级减温水二次门开（36）主蒸汽一级减温水流量表一次门开（37）主蒸汽二级减温水一次门关（38）主蒸汽二级减温水调整门关（39）主蒸汽二级减温水二次门开（40）主蒸汽二级减温水流量表一次门开（41）过热器反冲洗一、二次门关（42）再热器事故喷水流量一次门开（43）再热器事故喷水一次门关（44）再热器喷水调整门关（45）再热器事故喷水二次门开4.7.6 疏放水系统：（1）汽包连续排污一次门开（2）汽包连续排污调整门关（3）连续排污直放门开（4）连续排污直放总门开（5）连排扩容器进汽门关（6）连排扩容器疏水隔绝门开（7）连排扩容器疏水调整门开（8）连排扩容器压力表一次门开（9）连排扩容器水位计汽、水门开（10）连排扩容器水位计放水门关（11）事故放水一、二次门关（12）给水操作台所有疏水门关（13）省煤器出口联箱疏水一、二次门关（14） ∏型联箱两侧疏水一、二次门关（15）过热集汽联箱疏水一、二次门关（16）再热器进口两侧疏水一、二次门关（17）事故喷水两侧反冲洗一、二次门关（18）水冷壁下联箱排污门（14只）关（19）下降管排污门（4只）关（20）定期排污单元节流门（4只）关（21）定期排污单元直放门（4只）关（22）定排总门关（23）定排母管疏水门关（24）疏放水总门开4.7.7 炉前燃油系统：（1）油枪所有手动隔绝门、旁路门关（2）燃油总门及燃油快关阀关（3）所有油枪电磁阀关（4）进、回油总隔绝门开（5）燃油流量计旁路门关（6）燃油流量计进出口门开（7）进油隔绝门（一、二道门）开（8）炉前燃油系统回油门关（9）再循环油门调（10）燃油压力表、变送器一次门开（11）油枪吹扫手动隔绝门、电磁阀关（12）吹扫汽（气）源进汽（气）门关（13）吹扫系统疏水门开4.7.8 电机检查4.7.8.1 无人工作，电动机周围无杂物。4.7.8.2 接线和地线完整，底脚螺丝齐全、牢固。4.7.8.3 靠背轮联接牢固，防护罩装好。4.7.8.4 事故按钮好用且防护罩完好。4.7.8.5 防雨罩齐全、牢固。4.7.8.6 容量在10kW以上的电机若停用超过7天，或停用期间受潮，在启动前电气人员应测量绝缘。4.7.9 制粉系统检查4.7.9.1 在启动制粉系统以前，必须做好全面检查及准备工作，工作现场应清洁，有充足的照明，禁止在即将启动的制粉系统上进行检修及焊接工作（如需要在该设备上进行焊接工作，必须采取必要的安全措施）。4.7.9.2 对煤粉管道及各部件应符合下列要求：（1）各设备及周围不准堆积煤粉，杂物及其它易燃物品。（2）制粉系统各部件，煤粉管道和空气管道上无积粉自燃现象。（3）磨煤机出口无积煤、积粉、钢球等杂物。（4）所有挡板灵活，传动装置牢固完整，标志明确，挡板的开关方向及位置与标志一致，遥控装置动作正确，各风门挡板置于所需位置。（5）各锁气器关闭严密；动作灵活。（6）所有防爆门应严密，引出管及防雨设备完整牢固。（7）各检查门关闭严密，管道保温良好，所有煤粉管道的支吊架完整牢固。（8）煤粉仓内的粉标装置应完整，动作灵活，指示正确，并能提高到适当位置，以防被煤粉压住，吸潮管无堵塞。（9）灭火装置良好，并处于备用状态。4.7.10 工业水系统、冲灰水系统、除尘系统、出渣系统检查4.7.10.1 系统管道连接完整，检修工作结束。4.7.10.2 所有阀门均应在正常投入状态。4.7.10.3 各辅机轴承冷却水畅通，回水正常不外溢。4.7.10.4 冲灰喷嘴畅通。4.8 启动前的准备4.8.1 锅炉经全面检查具备进水条件，水质应经化验合格，方可进水。4.8.2 锅炉进水时应及时通知化学加药。4.8.3 水温应控制在70～90℃，给水温度与汽包下壁金属温度的差值不应超过50℃。4.8.4 进水时间：冬季不少于4小时，其它季节不少于2小时。若进水温度和汽包金属温度接近时，可以适当加快进水速度。4.8.5 若汽包内原来有水应化验，如水质不合格，应将炉水全部放掉，再进合格的水；如经化验合格，可进至或放至正常点火水位（0～50㎜）。4.9 锅炉的冷态启动4.9.1 锅炉大、中、小修后的启动应采取滑参数启动方式，从点火到额定负荷约需要8小时。经检查锅炉已具备启动条件，接到值长命令，即可启动。4.9.2 联系汽机检查下述设备：4.9.2.1 Ⅰ、Ⅱ级旁路隔绝门全开；4.9.2.2 Ⅰ级旁路调整门全开；4.9.2.3 Ⅱ级旁路调整门全开70～80％；4.9.2.4 凝结器真空抽至20kPa（150毫米汞柱）。4.9.3 启动除尘泵，保持各部水压。启动预热器稀油泵,投入空预器油系统，保持油压正常，投入稀油泵联锁；启动齿轮油泵，启动＃1、2预热器。投入锅炉辅机联锁LK、1LK、2LK；启动吸风机、送风机调整炉膛负压在-20～-50kPa，保持预热器出口风压0.50kPa以上，吹扫二、三次风及周界风风道。分别启动＃1、2排粉机，保持排粉风机出口风压在2.50kPa以上，逐个吹扫一次风管3分钟，吹扫结束，降低一次风压；若使用煤粉直接点火燃烧器点火，应停掉＃1排粉机；若使用大油枪点火，＃1、2排粉机应全部停掉；若无特殊情况，必须使用煤粉直接点火燃烧器点火。4.9.4 对燃油系统进行全面检查，符合启动条件时，启动燃油泵，将油压控制在2.45MPa,油温保持在25～30℃。4.9.5 锅炉点火4.9.5.1 若使用煤粉直接点火燃烧器, 先点燃小油枪，确认燃烧良好,方可将＃2排粉机一次风压调整到1.8～2.0kPa投粉；开启相应的二次风挡板至适当位置，适当增加引、送风量，保持炉膛负压在-20～-50Pa，此时应经常检查着火情况；为使受热面受热均匀，30分钟后切换另外两只直接点火燃烧器；然后根据压力上升情况，逐步增投煤粉直接点火燃烧器。4.9.5.2 若无煤粉直接点火燃烧器，应先点燃下层两只大油枪，调整二次风，保证着火稳定、燃烧正常；半小时后，增投另外两只大油枪；当过热器烟温达350℃、热风温度150℃以上时，且燃烧良好，方可启动＃2排粉机投粉，注意控制升压速度。4.9.5.3 如本炉粉仓内无粉，邻炉又无法送粉时，可采用燃油制粉。必须满足下列条件，方可启动制粉系统：（1）空气预热器出口风温150℃；（2）过热器后烟温达350℃；（3）确认燃烧情况良好。4.9.5.4 启动制粉系统乏气排入炉膛应注意：（1）操作要缓慢，一次风应对角投入。（2）确认燃烧良好后，再增投乏气。（3）随炉膛温度、预热器出口风温的升高，同时各部烟温正常时，再增加磨煤机出力。（4）燃油制粉时应加强对炉膛负压、烟温、烟压、火焰指示等表计的监视，同时应经常检查除尘器排灰口，排烟颜色及煤粉细度等情况，若发现异常，立即停止制粉。4.9.6 待粉仓粉位至1米以上，则可对角投入煤粉燃烧器，其方法如下：4.9.6.1 调整排粉机出口总风压在2.1kPa左右。4.9.6.2 调整二次风挡板，适当增加吸、送风量，注意氧量变化。4.9.6.3 启动给粉机于低转速，开启给粉机下粉挡板，此时应注意调整吸、送风量和炉膛负压，检查着火情况，监视一次风压及风压变化情况。4.9.6.4 严格控制各给粉下粉量，若汽压上升快，应降低给粉机转速并联系汽机适当开大Ⅱ级旁路。4.9.7 及时通知出灰人员，投入锅炉出渣系统。4.9.8 进行定期排污，使各部受热均匀。4.9.9 视水位情况，联系汽机启动给水泵，进水前应关闭省煤器再循环门。4.9.10 启动过程中饱和温度上升速度为60℃/小时，瞬间不大于2℃/分钟。同时应监视汽包上、下壁温差不超过50℃，若超过可采取下述措施：4.9.10.1 降慢升压速度；4.9.10.2 适当开大Ⅱ级旁路；4.9.10.3 加强定排（定排操作方法见5.5.6）。4.9.11 锅炉起压后，及时通知化学人员进行炉水和蒸汽品质监督、化验。4.9.12 当汽压升到0.1MPa～0.3MPa冲洗汽包水位计，其方法如下：4.9.12.1 开放水门，使汽水管、云母板共同得到冲洗。4.9.12.2 关闭汽门，冲水管路。4.9.12.3 开汽门、关水门，冲汽管及云母板。4.9.12.4 开水门、关放水门（带小球的汽、水门，在开启该门时，应缓慢进行，以防堵塞）。在关闭放水门后，水位应很快上升，水面应有轻微波动，如水位计上升缓慢，则表示有堵塞现象，应再冲洗。冲洗时操作要缓慢，脸勿正对水位计，并带手套，不准将汽、水门同时关闭，以免冷却太快而损坏云母板。冲洗后，应与其它水位计对照。4.9.13 当汽压升至0.3～0.5MPa时，应进行定期排污，并通知检修人员紧螺丝，如需要紧汽包人孔门螺丝时，可将汽包下壁温度上升到150℃左右，然后再热紧汽包人孔门螺丝。4.9.14 汽压升至0.6～1.0MPa时，通知热工人员冲洗仪表管路。4.9.15 检查各部分膨胀指示器，并做记录，如发现异常现象，应查明原因，处理正常后可继续升压。4.9.16 当汽压升至1.2～1.5MPa、主蒸汽温度达260～280℃，再热蒸汽温度200℃以上（主蒸汽、再热蒸汽温度在对应蒸汽压力下应有50℃以上的过热度），且保持主蒸汽和再热蒸汽两侧温差均不超过17℃；汽、水品质经化验合格；汇报值长，联系汽机冲转，此时应注意控制锅炉水位。4.9.17 汽机转冲转至并列约需75分钟，在汽机冲转阶段，可调整锅炉燃烧或Ⅰ、Ⅱ级旁路，保持汽压稳定，并注意调整减温水和事故喷水流量，将一、二次汽温逐渐升至350℃。4.9.18 机组并入电网后，通知汽机及时关闭Ⅰ、Ⅱ级旁路。按汽机滑参数启动升负荷曲线控制升压速度，控制温升率1～1.5℃，主蒸汽温升率瞬间不超过2℃/分钟，再热蒸汽温升率瞬间不超过3℃/分钟。10分钟将机组负荷带至15MW，稳定60分钟。4.9.19 当锅炉主汽流量小于30%额定流量时，给水流量、蒸汽流量及汽包水位指示稳定且单冲量给水自动条件满足，若有必要，可投入给水单冲量自动，即给水副阀投入自动。此时，给水泵勺管在软操状态，应注意调整给水压力，保持相对稳定。4.9.20 适当增加风量，保持炉膛负压，逐渐增加下层给粉机数量及出力，将机组负荷出力升至25MW稳定30分钟。4.9.21 机组负荷升至40MW时，若火检信号正常，联系热控人员投入灭火保护。根据情况及时切换给水管路；升负荷过程中，升压升温速度应均匀稳定，适当调整Ⅰ、Ⅱ级减温水量。4.9.22 逐渐增投火嘴，适当增加风量，保持炉膛负压，将机组负荷升至60MW，稳定60分钟。检查各相关参数稳定、相应偏差在合格范围内且给水三冲量自动条件满足，应及时投入三冲量给水自动，即给水泵勺管投入自动；若水位稳定，应及时投入汽包水位保护。4.9.23 及时启动另一台排粉机；根据粉仓粉位情况，启动另一套制粉系统；逐只增投火嘴升负荷，适当增加风量，保持炉膛负压；按照机组升负荷曲线控制升负荷速度，机组暖机结束，负荷从60MW升至137.5MW，时间应不少于60分钟。4.9.24 当机组负荷逐渐升至80MW时，检查各参数应正常。应保持安全门压缩空气储气罐压力，投入安全门自动；投入过热器、再热器向空排汽门自动；若燃烧稳定，可停止油枪运行；投入机组大联锁保护；检查吸、送风自动控制回路参数、炉膛负压、氧量等正常，应及时投入吸、送风自动。4.9.24.1 引风自动系统的投入(1) 符合下列条件，可投引风回路自动：① 炉控画面上该回路名称未显红色。② “FACEPLATE组”中该回路未出现红色1、2、3、4报警。③ 引风勺管手操器在自动。(2) 如果炉控画面上某回路名称显红色，则该回路自动条件不满足，在“FACEPLATE组”中该回路框将给出1、2、3、4共四种报警，包含以下内容：报警1：炉膛压力变送器全坏。报警2：炉膛压力偏差大。报警3：执行器故障。报警4：引风机未运行，或引风伺放故障。4.9.24.2 送风自动系统的投入(1) 符合下列条件，可投送风回路自动：① 炉控画面上该回路名称未显红色。② “FACEPLATE组”中该回路未出现红色1、2、3、4报警。③ 送风勺管手操器在自动。(2) 如果炉控画面上某回路名称显红色，则该回路自动条件不满足，在“FACEPLATE组”中该回路框将给出1、2、3、4共四种报警，包含以下内容：报警1：风量变送器全坏。报警2：风量偏差大。报警3：执行器故障。报警4：引风未投自动，或送风伺放故障，或主汽流量小于40%。(3) 有一台送风机投入自动且氧量偏差小于3%，可投氧量校正自动。4.9.24.3 燃料自动系统的投入(1) 符合下列现象，可投燃料主控和各层给粉机自动：① 炉控画面上该回路名称未显红色。

小刀手 · 发表于 2008-4-10 14:28:45

学习学习学习学习
辛苦了辛苦了辛苦了

njwpp · 发表于 2008-4-16 22:21:33

太全面了，谢谢，经常来看看

vincent1192 · 发表于 2008-8-20 02:33:53

东西真多啊
也正式我需要的
谢谢了

tomorrow8679 · 发表于 2010-10-6 15:52:57

wzliniam · 发表于 2011-12-26 16:29:42

学习了

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