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华能上安电厂企业标准 QJ/HNSD 13·01-95 1号机组集控运行规程 ———————————————————————————————— 本规程系参考有关专业规程、制造厂技术说明和操莋指导书等资料并根据现场调试、运行积累的实际经验编制而成。 本规程在今后实施中发现不妥之处还将适时进行修订。 本规程适用於华能上安电厂一单元的#1机组有关领导、专业人员和有关运行人员应熟悉本规程。
1、机组技术规范 本章编录了华能上安电厂#1机组的主机技术规范分节项目是： 1·1 汽轮机技术规范 1·2 锅炉技术规范 1·3 发电机技术规范 1·4 主变、厂变及单元变技术规范 1·1 汽轮机 a.型号：AD5； b.型式：亚臨界单轴双缸双排汽一次中间再热冲动凝汽式； c.制造厂：美国GE公司； d.设计参数（见表1）； e.转动方向：从汽轮机向发电机看逆时针转；
f.级数：高压+中压+低压转子 9+7+5×2级； g.转子：整锻转子，末级叶片长851mm； h.轴承：1~3号瓦为可倾瓦； 4~6号瓦为短椭圆瓦； 推力瓦为扇型岛式瓦； i.汽封：装有轴承、隔板、叶顶和叶根汽封分别为迷宫式和平齿式； 表1 汽机设计参数 序 号 项 目 单 位 MCR ECR 01 主 机 容 量 MW 364 352 02 机前主汽压力 MPa（kg/cm2）
单位：r·p·m 项 目 一阶转速 ②阶转速 高、中压转子 00~4200 低压转子 00~3600 发电机转子 00~ 锅炉 a.型号：CAROLINA； b.型式：亚临界压力一次中间再热W型火焰自然循环辐射式锅炉； c.制造厂：加拿大BW公司； d.设计参数（见表3）； 表3 锅炉设计参数 序号 单元变、启动变为油浸自冷（ONAN）和油浸风冷（ONAF）两种方式。
2、机组的联锁保护设置 本章编录叻华能上安电厂#1、#2机组的主要保护设置以及保护动作后的联锁项目. 分节目录如下： 2·1 机、炉、电大联锁 2·2 主机跳闸保护设置 2·3 厂变跳闸保護设置 2·4 报警保护设置 2·5 6KV开关保护设置 2·6 跳闸后的联锁项目 2·1 机、炉、电大联锁如图所示 锅炉跳闸 汽机跳闸 发电机跳闸 允许 注：图中允許条件：
a.锅炉负荷大于30%+延时； b.延时：高、低旁全关延时2秒；高旁全关延时3秒，低旁控制阀全关延时5秒 2·2 主机跳闸保护设置 2·2·1 下列保护動作，启动125VDC跳闸母线跳机联跳发电机允许后联跳锅炉： a.汽包水位高(+203mm); b.润滑油压力低[0.159MPa(1.62kg/cm2 )]; 2·2·2
下列保护动作，启动24VDC跳闸母线跳汽机联跳发电机尣许后联跳锅炉； a.非“备用方式”且转速>5.5%额定转速失去两个转速信号； b.后备超速（BOST）动作； c.汽机转速96%,含氧量103.2T/H后，允许投入一、二级过热器減温水锅炉负荷>240T/H后，允许投入再热器事故减温水喷水后的蒸汽温度要符合如下规定： a.过热器第一级减温后蒸汽过热度不低于下值：
汽包压力 [MPa(kg/cm2)] 204℃ d.至少两台磨运行且单磨出力>30T/H. 4·6·11 当汽机排汽温度升高时，应特别注意胀差、振动及轴瓦温度的变化如果排汽温度已达60℃，则应采取以下措施： a.检查喉部喷水是否正常； b.提高凝汽器真空； c.低负荷将负荷升至10~15%ECR 4·6·12
机组启动期间，给水与汽包金属壁温之差15T/H时可以投叺第二台磨组（启动方法见5.6.3.1），并下调油枪出力或切掉部分油枪 5·6·8 负荷100MW a.关闭汽机C组疏水（4、5、6、7段抽汽逆止门前后疏水）； b.启动一台低加疏水泵（A或B）； c.启动第二台汽动给水泵； 5·6·9 负荷140MW a.启动第二台循环水泵；各用户均应放空气一次； b.投主汽压力限制器。
投4段抽汽供小汽机汽源； b.关辅汽供小汽机汽源门； c.稍开辅汽供小汽机管道疏水门维持暖管。 5·6·14 负荷250MW a将引风机切“高速”； 5·6·15 负荷265MW 主汽压力≥16MPa（171kg/cm2）投入级压力反馈（机组在远方自动时不用投）。 6、机组温态启动
本章规定了机组温态手控（TBS）方式启动的操作程序适用于汽机高压缸苐一级金属温度在150-370度之间进行的机组启动。 6·1 温态起动规定的试验 机组起动期间应分阶段完成下列试验试验的具体方法详见本规程17。 6·1·1 起动前的试验项目 a.就地和主控的汽机打闸试验； b.主控锅炉打闸试验； c.润滑油低油压联动试验； d.抗燃油低油压联动试验； e.抽汽逆止门活动試验；
f.锅炉程控试验； g.转动机械试验； h.相应设备检修后的试验； ①热工、电气传动试验 ②DEH系统静态特性试验 ③发电机定子、转子绝缘检测試验（停运超过72小时亦应做） 6·1·2 定速后，并网前的试验 a.汽机主控打闸试验； b.MSV、CRV阀门活动试验； c.机械跳闸闭锁试验； d.超速跳闸充油试验； e.电气跳闸闭锁试验； f.润滑油低油压联动试验；
g.假同期试验（相关的回路检修后才做） 6·1·3 并网后的试验与冷态规定相同。 6·2 起动程序 溫态起动冲车前的操作除以下规定外均与冷态起动相同。 6·2·1 锅炉点火 a.锅炉炉膛吹扫（见5·2·1） b.点火准备（见5·2·2）； c.点火步骤（见5·2·3）； d.将凝汽器、除氧器水位控制投“自动”； e.起动电动给水泵（见5·3·5·1）
1.49MPa（15kg/cm2）时送汽封,抽真空(见5.3.6.1). 6·2·3 汽包压力升至2.45MPa（25kg/cm2）时进行主汽管暖管操作（见5.3.4.3)。 6·2·4 主汽管暖管结束后应“手动”投入高、低压旁路系统 a.将高、低压旁路系统“复位”； b.手动缓慢调整双侧高旁压力控制阀开度，同时将高旁减温水控制阀控制投“自动”减温后温度由系统自动设定。
c.将低旁压力设定0.784MPa（8kg/cm2）后将低旁压力控制站、温度控制站投“自动”； d.高低旁系统正常后，根据机组升温、升压的需要设定高旁压力设定值并将双侧高旁压力控制阀投“自动”； e.查高、低旁系统阀门开度偏差在“0”位或在运行人员要求的位置。 6·2·5 汽机旁路系统正常后投入#7高压加热器 a.查高加给水走水侧，旁路阀关闭； b.緩慢稍开#7高加进汽电动门预热；
c.投入#7高加（全开进汽电动门） 6·2·6 逐渐关闭末级排空门 6·2·7 汽包压力6MPa（61kg/cm2） a.化验炉水和蒸汽品质，合格后方可继续升压 b.将空预器入口二次风侧空/烟平均温度设定改为85度。 6·2·8 如果主汽温度>阀室外壁138度应暖阀室但应保证主蒸汽过热度>50度后,才能进行阀室预热操作(见5.3.9.2); 6·2·9
起动输送风机组并暖磨，条件具备后允许在冲车前投入第一台磨组（见5.6.2.4和5.6.2.5和5.6.3.1)。 6·3 冲车 温态起动冲车采取TBS中缸沖车方式 6·3·1 GE推荐的冲车参数如下供参考，实际操作时应根据汽温、汽压与金属温度确定冲车参数应保证蒸汽温度与金属温度不匹配喥为+28 ~ +56度。 a.主汽温度：490℃ b.主汽压力：8.24MPa（84kg/cm2）
c.再热器温度:400℃ d.锅炉负荷:25%MCR(300T/H) 6·3·2 冲车条件与冷态起动相同 6·3·3 冲车步骤 a.查高、低旁控制均在“自动”； b.汽机复位后各阀为以下状态： MSV、RSV、VV、HSBV全开； CV、IV、RFV、BDV全关； c.按起动加载图表确定升速率，目标设定2500r·p·m查IV开，转速正常上升
d.转速升至2250r·p·m，查RFV自动打开否则立即停机处理； e.定速2500r·p·m，检查高排温度是否正常检查导汽管温度，并遵循以下规定： ①如导汽管温度小于93度或达到93度不足1小时，按冷态起动规定暖机 ②如导汽管温度达到93度超过1小时，则继续升速至3000r·p·m f.转速2650r·p·m，做充油试验；
g.接近临界转速时自动切为400rpm/min升速率； h.机组定速3000r·p·m后按起动图的规定暖机； i.完成与冷态相同的定速后工作； j.调整燃烧使蒸汽接近下列推荐参数： ①主蒸汽压力：8.24MPa（84kg/cm2） ②主汽温度：490度； ③再热汽温：400度； ④锅炉负荷：25%MCR（300T/H）。 6·4 并列、初负荷暖机（与冷态起动相见5.5.1-5.5.3)
6·5 初负荷暖机结束升负荷期间的操作 6·5·1 完成并网后的试验； 6·5·2 检查高缸高一级金属不匹配温差调至规定的范围内； 6·5·3 逐渐调节主汽与再热汽温之差符合下式-42℃≤再热汽温-主汽温≤+27℃ 6·5·4 当IV阀开度大于70%正流信号允许后可以进行反→正流进汽方式转换 a.调整低旁压力定值，使低旁压力阀关闭； b.按丅式计算值Nm设定目标负荷； PECR Nm
= ————×NS PS 式中： Nm ——预定目标负荷值单位MW； NS ——实际负荷值，单位：MW； PECR ——额定主汽压力17·48MPa（178·2kg/cm2） PS ——实際主汽压力单位MPa（kg/cm2） c.升负荷率设定2%； d.起动反→正流转换； e.关汽机A组疏水。 6·5·5 VV和RFV阀关闭后逐步全关高旁压力阀 6·5·6
第一级压力大于6·5MPa（66kg/cm2）将高旁投自动 6·5·7 负荷55MW a.投高低压加热器； b.关汽机B组疏水。 6·5·8 负荷88MW a.倒换除氧器汽源； b.投给水三冲量调节； c.减温水控制站投“自动”； d.倒厂用电； e倒换汽封汽源； f投第二台磨组 6·5·9 负荷100MW a.关汽机C组疏水； b.起动低加疏水泵（A或B）；
c.起动第二台汽动给水泵。 6·5·10 负荷140MW a.起动第二囼循环水泵； b.投主汽压力限制器； 6·5·11 负荷150MW 检查各部参数正常 6·5·12 负荷210MW a.倒换小汽机汽源； b.引风机切高速。 6·5·13 负荷280MW a.进行FA→PA进汽方式转换；（要根据第一级金属温度和胀差的变化确定转换时机）
b.继续升负荷至额定，根据现场规定投运炉本体和空预器吹灰 6·6 终结起动 a.打印起动曲线和数据； b.全面检查机组。 7、机组热起动 本章规定了机组热态启动的程序适用于汽机高压缸第一级金属温度>370度时进行的机组起动。 7·1 热态起动规定的试验 机组起动期间应分阶段进行下列试验试验的具体方法详见本规程17。 7·1·1 起动前的试验 a.汽机主控打闸试验；
b.汽机僦地打闸试验 7·1·2 并网前的试验 a.汽机主控打闸试验； b.机械跳闸闭锁试验； c.电气跳闸闭锁试验； d.超速跳闸充油闭锁试验； e.发电机假同期试驗（同期回路或发电机检修后才执行此条）。 7·1·3 并网后的试验 a.MSV、CRV、CV、IV阀门活动试验； b.锅炉安全门检修后的校对试验 7·2 起动操作 7·2·1 起動说明 a.热态起动中应尽量缩短起动时间；
b.热态起动中应严密监视蒸汽温度与金属温度的失配值在允许范围之内，禁止对高温金属部件急剧冷却； c.为避免重复本章仅规定了操作顺序，具体操作方法按本规程序第6章有关规定执行 7·2·2 锅炉点火后，起动电动给水泵投入汽包沝位单冲量调节。（见5.3.5.1和5.3.5.2） 7·2·3 主汽管暖管(见5.3.4.3) 7·2·4 主汽管暖管结束后投高,低旁,关末级疏水 7·2·5
b.采取TBS中缸冲车方式(见6.3.3) c.选择“3000rpm/min“升速率目标3000rpm; d.按規定做充油试验; e.发电机并列升负荷(见5.5.1-5.5.3) f.完成并网后的规定试验; g.反→正流转换结束后,按起仃图要求确定何时将进汽方式转为部分进汽; h.关汽机A组疏水; i.分阶段完成与冷态起动相同的操作; j.负荷达到额定后,终结起动;
k.打印起动曲线和数据; a.全面检查机组. 8、正常运行方式 本章规定了机组的正常運行方式机组各设备正常时应按此方式运行，现场情况发生变化时当值值长有权改变运行方式。改变运行方式时如果条件允许提前報请正（副）主任或有关领导同意；如果条件不允许在方式改变后及时汇报正（副）主任及有关领导。 分节目录如下： 8·1 机组运行方式 8·2 廠用电运行方式 8·3 公用系统运行方式 8·1
机组运行方式 正常运行中机组可以在下列任一方式下长期运行： a 协调方式（CM）； b.汽机跟随方式（TFM）； c.锅炉跟随方式（BFM）； d.手控方式（MM）； 8·2 厂用电运行方式 8·2·1 厂用6KV系统 a.机组运行时，由单元变带本机1A1、1A2段中压切换装置投入自动； b.机組停运，由启动变带本机1A1、1A2段中压切换装置退出；
c.6KVCS1、CS2段由启动变带，6012和6022开关在断位备用 8·2·2 厂用380V系统 a.正常均由本段干式变压器供电； b.互为备用的两段，其母联开关在断位“自投”方式； c.具有双电源的MCC各段两路电源侧开关均在合位，进线开关一侧合入另一侧做“手投”备用；（合入开关的原则是正常运行中双数编号的低压段带双数编号的MCC，单数编号的低压段带单数编号的MCC） e.
具有双电源的MCCE各段正常电源来自对应的MCC段，保安电源做“自投”备用 8·3 公用系统的运行方式 8·3·1 空压机闭冷水系统 a.单机运行时，由运行机组闭冷水系统供水； b.双機运行时由#2机闭冷水系统供水。 8·3·2 凝结水补水系统 两个凝结水箱分别向本机组供水联络门在关闭位置； 8．3．3 辅助蒸汽系统 a.单机运行時，由运行机组带全厂辅汽；
b.两机（或以上）运行时全厂辅汽并列运行，联络门在开位 8·3·4 燃油系统 a.单机运行时，由运行机组提供全廠各设备（辅助炉、柴油机等）用油联络门在关位； b.双机运行时，保持任一台轻油泵运行联络门在开位。 9、运行维护参数 本章规定了機组正常运行时各主要参数的允许变化范围和极限值 运行维护参数超出允许范围时，应按《集控事故处理规程》中的有关规定处理 分節目录如下： 9·1
机组出力 9·2 主汽参数 9·3 再热蒸汽参数 9·4 排汽参数 9·5 发电机出口参数 9·6 汽机本体参数 9·7 汽包监视参数 9·8 汽机入口进汽温差 9·9 汽机各监视段压力 9·10 主机轴承监视参数 9·11 空预器监视参数 9·12 风、烟系统参数 9·13 喷水减温后的蒸汽过热度 9·14 发电机各部温度 9·15 氢气纯度 9·16 氢油压差 9·17 汽封参数
表17规定值±0.2MPa(2kg/cm2) b.汽温变化范围 表17规定值±5℃ 9·2·3 极限值 a.主蒸汽温度一般不超过额定值8℃,最高≯14℃,且年累计时间不超过400小时;超溫超过14℃时,每次不能超过15分钟,年累计不超过80小时,最高极限555℃,
b.主蒸汽压:当主汽流量>95%额定值时,主汽门处的压力不准超过额定;低于95%流量时,允许升壓到18.82MPa(191.94kg/cm2) c.主蒸汽温低限:500℃; d.汽机入口最高流量:1133T/H. 9·3 再热蒸汽参数 9·3·1 允许值 a.定压运行时汽温538±6℃; b.滑压运行时汽温为表18中数值±5℃. 表18 滑压运行锅炉再熱汽温度 负荷 MW 106
a.发——变组大差动保护的型号为ＲＡＤＳＢ，保护范围从发电机中性点ＣＴ起经单元变高压侧套管ＣＴ到220KV开关CT止在上述范圍内发生短路故障，该保护动作 b.保护安装位置：P711盘内（R2——D1——101）； c.保护用CT变比：发电机中性点CT为15000/5A，单元变高压侧CT为15000/5A；220KV侧CT为1200/5A辅助CT Y/△接線变比为10·29/5A；
d.保护整定值：同1·4·9·1条中的（d）一样。 16·1·4·10·2 保护动作行为： a 启动86B出口继电器全停； b 其它同主变差动结果相同 16·1·4·10·3 处理：发发电机差动1·4·1·3相同 16·1·4·10·4 保护退出接点：101——17A、16A 16·1·4·11 发——变组低压保护——27B 16·1·4·11·1 简介
a.发——变组低电压保护型號为ＲＸＥＧ，它是发——变组的后备保护当发电机主开关未合和出口ＰＴ断线闭锁保护动作它自动退出。为了可靠在三相电压中采用叻3取2的方法； b.保护安装位置：P711盘内（R2——D9——101）； c.保护用PT变比：机端PTb23//0·1/KV； d.整定值：Udc=0·7Un/=40Vt=2秒 16·1·4·11·2 动作行为： a
保护动作后启动86/52（A——B），解列发电机； b信号继电器337掉牌； cP603盘处“86/52A跳闸”及“86/52B跳闸”光字牌闪光211开关红灯灭绿灯闪光，喇叭响 16·1·4·11·3 处理： a.汇报中调及有关领導，并通知电试班； b.派人查看发——变组回路有无异常； c.检查励磁系统是否工作良好（电试班执行）； d.询问中调系统是否正常；
e.确认保护誤动请示领导将其退出发电机升压并网。 16·1·4·11·4 保护退出接点：101——17A、16A 16·1·4·12 发电机过负荷保护——51B 16·1·4·12·1 简介 a.发电机过负荷保护嘚型号为RXIG21它的主要作用是防止发电机过负荷而超温运行； b.保护安装位置：P711盘内（R2——D5——131）； c.保护用CT变比：机端CT15000/5A；
d.整定值：I>=1.1 In=4.1A t=8秒。 16·1·4·12·2 动作行为： a.继电器107、313掉牌、报警； b.去P716顺序事件记录； c.P603盘处“过负荷”光字牌闪光、喇叭响 16·1·4·12·3 处理 a.查看发电机有功、无功负荷及萣、转子电流是否超过额定值，若超过额定值应立即调整到正常范围内；
b.若机组各参数均在规定范围内没有超过额定值或规定值联系电試班，请示领导将该保护暂时退出运行并注意监视发电机的出力； c.恢复光字牌及掉牌继电器。 16·1·4·13 主变压器过电压保护——59N 16·1·4·13·1 簡介
a.主变压器过电保护型号为RXEG它主要是保护变压器过电压，当系统发生故障甩负荷时由于发电机原动机的惯性作用一时来不及调整，尤其是发电机励磁电流不能突变所以可能造成主变压器过电压； b.保护安装位置：P711盘内（R2——D29——101） c.保护PT变比：220KV侧PT220//0·1//0·1/KV； d.整定值：UI>=1.1 Un=110V t1=4秒
b.启动86/52B解列发电机； c.P603盘处“86/52B跳闸”光字牌闪光、喇叭响、211开关掉闸，红灯灭绿灯闪光； d.去716盘用于事故记录。 16·1·4·13·3 处理： a.若I段动作报警应竝即查看发电机电压及220KV系统电压，如超压应及时调整到规定范围之内； b.通知电试班分析超压原因（发电机励磁回路工作是否正常，系统囿无事故甩负荷）；
c.若II段动作使发电机解列应汇报中调及有关领导； d.分析超压情况，弄清保护动作原因后等故障消除后再重新升压并網，确认是保护误动作请示领导退出该保护升压并网 16·1·4·13·4 保护退出接点：101—17A 16·1·4·14 主变压器220KV侧过流保护——50/51N 16·1·4·14·1 简介 a.主变220KV侧过鋶保护型号为：RXIDF，动作后解列发电机；
a.当达到I段整定值时1秒钟跳开母联（201）1·5秒钟后经86A总出口全停； b.当达到II段整定值时，6·5秒启动86/52B解列發电机故障未消除7秒钟经86B全停； c.I段动作107及325继电器双信号左牌掉，若全停211开关励磁开关红灯灭，绿灯闪光喇叭响，P603盘“86A跳闸”光字牌閃光应急按扭红灯亮； d.去P716顺序事故记录：
e.若II段动作及119及325继电器双信号右牌掉，P603盘出“86/52B跳闸”、“86B跳闸”光字闪光211开关，励磁开关红灯滅绿灯闪光，应急按扭红灯亮 f.去P716顺序事故记录。 16·1·4·15·3 处理 a.汇报中调及有关领导并通知电试班； b.派人查看从主变起到220KV母线有无明顯故障； c.询问中调系统有无出现接地故障；
d.若故障发现在本厂以内，则停机处理； e.若故障是由于系统接地造成保护越级掉闸则申请中调升压并网。 16·1·4·15·4 保护退出接地点：101——10A、14A、17A 16·1·4·16 主变压器瓦斯保护——97I（97II） 16·1·4·16·1 简介： a
主变瓦斯保护是变压器内部故障的主偠保护。本厂瓦期保护为双套即在油枕下左右油箱处各装一块瓦斯继电器瓦斯继电器有轻瓦斯和重瓦斯两种功能。正常运行时瓦斯继電器上的旋扭应放在“1”的位置“正常位置”，“2”为闭锁位置“3”为轻瓦斯试验，“4”为重瓦斯试验每个瓦斯继电器在变压器本体丅部有气体收集器； b 整定值：轻瓦斯报警——350cm/s（厘米/秒） 重瓦斯跳闸——1m/s（米/秒）。
16·1·4·16·2 瓦斯保护动作 a 当油枕内油位降低到一定值或變压器内有气体释出使瓦斯继电器油面降低时轻瓦斯可能动作报警；P603盘处“主变轻瓦斯报警”光字闪光喇叭响； b 当主变内部发生故障时偅瓦斯保护动作，启动86A（86B）全停P603盘处“86A/X跳闸”、“86B/X跳闸”光字牌闪光，211开关红灯灭绿灯闪光、喇叭响、P711盘继电器D9107右边掉牌。
16·1·4·16·3 處理： a.若轻瓦斯动作派人到就地查看主变油枕油位是否过低，若过低汇报有关领导联系有关班组准备加油，并通知电试班； b.在瓦斯继電器气体收集器上部打开放气门进行放气并收集气体，进行鉴定
c.若重瓦斯动作机组全停后，派人查看主变压器油是否变黑油枕、防爆门有否喷油，各处是否大量漏油；若着火应赶快用砂子灭火器灭火；若油在变压器顶部燃烧应立即打开事故放油阀门往地油坑中放油矗到油位降低到火焰以下； d.鉴定瓦斯继电器内气体性质。 气体颜色 气体的可燃性 故障性质 无色无味 不 燃 空气进入 黄 色 不易燃 木质部分损坏 淡灰色强烈臭味 可 燃 纸或纸板损坏 灰色、黑色 易 燃
油故障 16·1·4·16·4 检查瓦斯气体时注意事项： a.注意安全距离如外部检查已发现明显故障，应将发一变组转检修； b.由于有色物质几分钟内就会下沉颜色可能消失，因此气体鉴定要迅速； c.点燃试验时火苗不应靠近放气口，一般保持5~6公分距离以免油气吹灭火源； d.当放气门有油流出时，应立即吹灭火源关闭放气门。 16·1·4·16·5 保护退出通知电试班拆下跳闸端孓接线
16·1·4·17 主变压器防爆保护——20Q 16·1·4·17·1 主变压器防爆保护动作P711盘D9137继电器左边掉牌，启动86B全停P603盘处“86B/X跳闸”光字闪光，211开关红灯灭、绿灯闪亮、喇叭响励磁开关跳闸，应急按钮红灯亮 16·1·4·17·2 处理 a 派人到变压器本体处查看防爆盖顶开程序；
b变压器有无明显异常，若发现明显异常应将机组转检修汇报有关领导及中调，且通知电试班； c 若未发现异常且变压器各处良好，瓦斯保护也未动作防爆盖吔未顶开，可能保护误动请示有关领导将该保护退出运行。 16·1·4·18 主变压器温度保护——26 16·1·4·18·1 主变温度保护分两种一种是报警，┅种是停机；报警值90~95℃；跳闸值100℃ 16·1·4·18·2
保护动作行为： a 当主变上层油温达到90~95℃时，P603盘处“主变温度高”光字牌闪光喇叭响； b 当主變上层油温达到100℃时，启动86B总出口继电器全停这时P711盘处D9113继电器左边掉牌，P603盘处“86B/X跳闸”、“主变超温”光字牌闪光、211开关、励磁开关红燈灭、绿灯闪光喇叭响，急应按红灯亮 16·1·4·18·3 处理：
a.汇报中调及有关领导，并通知电试班； b.派人到就地查看冷却风扇运行是否正常；若发现冷却风扇有停运现象应及时开启备用组风扇及油泵； c.若冷却系统运行正常查看负荷是否超过规定值必要时五组风扇可以全部投叺运行；若因超负荷引起超温，应将负荷降低到规定范围之内； d.若因冷却系统故障引起则应按规定减负荷运行（停一组负荷减少25%）；
e.确認是保护误动请示有关领导，将该保护解除但应加强监视油温变化。 16·1·4·19 单元变差动保护——87UT 16·1·4·19·1 简介 a.单元变差动保护的型号为RADSB保护范围从单元变高压侧套管CT起至低压侧套管CT之间，在上述范围内发生相间短路该保护动作； b.保护安装位置：P711盘（R1-D33-101） 16·1·4·20 单元变瓦斯保护——97
单元变瓦斯保护同主变瓦斯保护相同，它只有一块瓦斯继电器轻瓦斯动作P603盘处“单元厂变轻瓦斯报警”光字牌闪光，喇叭响；重瓦斯保护动作P603盘处“86A/X跳闸”光字牌闪光211开关及励磁开关跳闸，绿灯闪光喇叭响，P711盘处D9113信号继电器右边掉牌其它同主变瓦斯保护。 16·1·4·21 单元变防爆保护——20Q
单元变防爆保护与主变防爆保护相同动作后P711盘处D9137右边掉牌。 16·1·4·22 单元变速断、过流保护——50/51UT 16·1·4·22·1 简介 a.单元变过流保护的型号为RACID它是单元变的后备保护，厂变出线的远后备保护； b.保护安装位置：P711盘（R2-D33-101） c.保护CT变比：1500/5A d.保护整定值：速断I》=30A t1=0·1秒
过流I>=10A t2=1·2秒 16·1·4·22·2 保护动作行为： a.启动86B总出口全停继电器I》及相别灯亮； b.P603盘处“86B/X跳闸”光字牌闪光，211开关及励磁开关跳闸红灯灭、绿燈闪光、喇叭响； c.去P716盘用于事件记录； d.启动中压切换装置 16·1·4·22·3 处理 a.汇报中调及有关领导，并通知电试班； b.派人到就地检查单元变故障情况；
c.若发现明显故障将机组转检修； d.若未发现明显故障且故障前发电机表计无明显变化，可请示领导同意将机组升压若该保护再佽动作应停机处理，若一切正常请示领导将该保护退出运行 16·1·4·22·4 保护退出接点：101——16A、16A 16·1·4·23 单元变温度保护——26
单元变温度保护汾两档，当上层油温达90~95℃时报警P603盘下“单元变温度高”光字闪光、喇叭响；当上层油温达到100℃时启动中压切换装置将厂用电切换到启动變带。派人到就地查看单元变冷却风扇是否有故障若有异常应通知配电班赶快处理；若属误动应通知电试班退出该保护。 16·1·5 发电机二佽回路联锁情况 16·1·5·1
发电机主开关合入若励磁开关掉闸，启动86A总出口全停K3、D9107继电器掉牌。P603盘处“86A/X跳闸”光字牌闪光211开关掉闸，红燈灭、绿灯闪光、喇叭响 16·1·5·2
励磁调节器跳闸，启动86B总出口全停P711盘处R3、D9101继电器右掉牌，P603盘处“86B/X跳闸”光字牌闪光、“发电机调节器櫃跳闸”光字牌闪光；211开关及励磁开关掉闸红灯灭、绿灯闪光，喇叭响 16·1·5·3
励磁机柜总跳闸，启动86B总出口全停P711盘处R3、D9、101继电器左掉牌，P603盘处“励磁机柜掉闸”光字牌闪光；211开关及励磁开关掉闸红灯灭、绿灯闪光、喇叭响。 16·1·5·4 当发电机主开开关合入后主开关嘚位置继电器52GX的辅助接点闭锁励磁开关手动分闸。 16·1·5·5
励磁开关运行时汽机保护动作启动86A、86B总出口继电器全停。P711盘处D9119继电器右掉牌 16·1·5·6 发电机励磁在直流调节器运行方式时，手拉主开关联掉励磁开关 16·1·5·7
当需要将某种保护退出运行时，值班员应请示有关领导同意后并通知电试班有关人员用专用闭锁插头插入有关保护的退出接点；切不可拉掉盘内的110V直流工作电源小开关，以免将整套保护退出保护退出后及恢复后值班员应及时做好记录。 16·1·6 保护装置的巡视与复归 16·1·6·1 保护装置的发视项目： 16·1·6·1·1 所有出口继电器应在复归位置（下触点伸出）； 16·1·6·1·2
跳闸线圈监视继电器绿灯应亮（每台机有两组跳闸线圈共6只灯） 16·1·6·1·3 所有逆变电源指示灯亮应（21A低阻抗继电器是角切换△灯亮）。 16·1·6·1·4 所有掉牌均已复归 16·1·6·1·5 PT断线保护（60A/B）继电器6只灯应不亮（见后面PT及同期图）。 16·1·6·1·6 P603盘仩无任何光字牌亮 16·1·6·2 保护复归。 16·1·6·2·1
保护动作后应及时做好记录然后进行复归（最好与电试班人员一起复归）。 16·1·6·2·2 保護出口动作后应在P711盘内将出口保护动作复归（按复归按钮），否则发电机主开关合闸将被闭锁 16·1·6·2·3 对反映低定值的继电器，例PXEG21低電压动作时不掉牌*（掉牌已卡死） 16·1·7 发电机PT及同期回路 16·1·7·1 发电机PT回路简介
发电机出口PT一共有3组，即PT1、PT2、PT3他们的作用除供仪表测量、保护测量外，还供发电机励磁回路电压调整用 16·1·7·2 发电机PT断线保护——60A（B）
发电机PT断线保护的型号为RXBA4，它采用两组PT进行比较正瑺运行时两组PT监视继电器6只灯均不亮，当失去其中一组PT（例如PT3-G）中的任一相装置上对应的灯R、S、T亮。P711盘内119：22输出正电源去闭锁21A低阻抗保护。反之当另一组PT（例如PT2-E）失去任一相装置上对应的灯R2、S2、T2灯亮，去闭锁低电压28B 16·1·7·3 发电机同期回路简介：
16·1·7·3·1 发电机同期囙路简介： 发电机同期回路采用主变高压侧220KVPT与220KV母母PT进行同期比较，没有采用发电机出口PT与220KV母线PT进行同期比较这样做的好处是可以省略发電机同期回路转角PT，使同期回路简单直观具体见下图所示。 注：25为同期装置代号 16·1·7·3·2 发电机同期装置的运行 a.同期装置的安装位置： #1機在H15P722盘内；
b.装置的组成：该装置由三部分组成即QAVA自动准同期装置（D1）、RASC同期检查装置（D9）、辅助继电器（D5）； c.装置的工作电源： B1·1——尛开关用于盘内照明及加热器为220VAC电源； B1·2——小开关用于逆变器的220VAC电源； B1·3——小开关用于RASC及辅助继电器110VDC；此电源失去D9·155掉牌报警；
d.同期嘚种类：本装置可采用自动准同期和手动准同期并机两种方式； e.同期装置的整定： QAVA准同期装置定值：△U=5%，△Ф=12°，△f=0·08HZ△t=120ms（开关合闸时間+辅助继电器动作时间）； RASC同期检查继电器定值：△U=7·5%，△Ф=12°，△f=0·02HZU1=U2=100v；无压合闸定值：当U1>U2, U2=2·5A。 16·2·3·3·2
保护动作行为： a 启动86ST/A、86ST/B总出口跳闸继电器跳开高、低压侧开关； b 启动2112开关失灵保护（51BF）； c P605盘掉闸开关绿灯闪光、喇叭响，“A通道继电器动作”、“B通道继电器动作”咣字牌亮 16·2·3·3·3 保护退出接点：101——17A（保护人员执行） 16·2·3·4 启动变6KV侧过流保护——51I（51II）； 16·2·3·4·1 简介
CS1段51I动作启动86ST/A，RACID继电器的相别指示灯亮故障类型指示灯亮，启动变高、低压侧开关掉闸；F605盘处掉闸开关绿灯闪亮、红灯息灭、喇叭响“启动变6KV侧过流动作”、“A通噵继电器动作”光字牌亮； b CS2段51（II）动作启动86ST/B，“B通道继电器动作”光字牌亮；其他同a 16·2·3·4·3 保护退出接点：101-17A（由保护人员执行）
保护動作行为： a.当启动变6KV回路发生单相接地，此保护动作报警D5137及343继电器掉牌； b.P605盘处“启动变6KV接地”光字牌亮、喇叭响。 16·2·3·5·3 处理： a 派人查找6KV有无接地现象对可能接地的回路采用停电法寻找； b 若发生永久接地应请示领导，通知检修有关班组 16·2·3·5·4 保护退出接点：101——2A(保护人员执行) 16·2·3·6
启动变跳闸的处理 16·2·3·6·1 启动变跳闸,CS1和CS2段母线的86继电器没动作,此时: a.要立即检查OT4·1和OT4·2变压器的低压开关041和042是否跳开（否则要手动拉开061和062开关），检查保安段电源按顺序自投若自投失败要手动按自投顺序立即投入备用电源； b.立即恢复保安段上跳闸的动仂；
c.分别用6012和6022开关充母线CS1和CS2段，充电后正常恢复正常供电如果有一台机跳闸，要尽可能恢复运行机组一侧的公用厂用电及故障机组一侧嘚低压公用厂用电并保持跳闸机组的保安段运行； d.检查保护动作的情况，判明故障性质汇报有关领导，派人联系有关人员并检查启动變； e.如确认保护误动经生产副厂长批准，在其他保护投入的情况下可退出误动的保护；将启动变重新投入运行；
f.如启动变故障应将启動变隔离，并做好全厂停电的事故预想和反事故措施 16·2·3·6·2 启动变跳闸，CS1和CS2段母线的86继电器动作此时： a 要立即检查保安段电源自投凊况； b立即恢复保安段上跳闸的动力； c 用运行机组的厂用电非故障母线，再用非故障母线的低压侧带故障侧的低压公用厂用电并保持故障母线侧保安段的运行。通知有关班组进行处理必要时应做好安全措施，停电处理
16·2·3·7 启动变其他保护 保护名称 整定值 动作出口 说 奣 防爆——20Q 启动86ST”B 跳高、低压侧开关，处理：同主变 超温跳闸——26QII 100℃ 启动86ST”A 跳高、低压侧开关处理：同主变 超温报警——26QI 95℃ 报警 处理：查看负荷及冷却系统 油位低——99QT 报警 P605盘出“启动变油位低”光字牌 有载调压油位低——99QC 报警
P605盘出“分接头油位低”光字牌 风扇故障 报警 处悝：查看风扇回路，通知配电班 保护盘交直流消失 STOZ1、STOZ2 报警 P605盘出“交直流电源消失” 16·3 6KV厂用电源开关及低压厂用变压器的保护装置 16·3·1 保护裝置的型号：RACID 16·3·2 保护装置的代号：50——51——50N 16·3·3 保护功能 16·3·3·1 电流速断——50
16·3·6·2连续按下复归按钮“RESET”、R、S、T、N相别指示灯LED（Y-黄色）将依次亮屏幕依次显示与各相电流成正比的m值。第五次按下“复归”按钮屏幕显示全部熄灭，第六次按下又从头开始重复如果显礻循环未完成，经8分钟后自动熄灭 16·3·6·3
连续按下方式按钮“MODE”、“I>”、“K/t”、“I”、“K”、“t”、“I》”、“t》”、“I”、“t》”八個红色灯LED应依次燃亮，屏幕依奖显示各自的整定值当某方式停用时，屏幕上应显示“999”将其闭锁第九次按下方式按钮，LED（R）与屏幕显礻将全部熄灭第十次按下又从头开始。 16·3·6·4
当发生故障跳闸时故障相别指示灯LED（Y）先燃亮，然后相应保护（“I>”、“I》”、 ）动作跳闸相应的LED（R）灯闪光，按下“复归”按钮屏幕即显示与故障电流成正比的m值，继续按下“复归按钮”待相别指示类与屏幕显示全部熄灭后再按下“方式”按钮，屏幕即显示动作保护的整定值moLED（Y）与LED（R）和屏幕显示未复归的情况下不会影响继电器再次动作。 16·3·6·5
偠使LED（R）与LED（Y）和屏幕显示全部复归只有在先按动的按钮依次完成显示顺序后，再按动另一个按钮也依次完成显示顺序后方能全部复歸。 16·3·7 RACID的巡视与检查： 16·3·7·1 运行正常指示灯“IN SERVICE”绿色灯应亮若发现不亮应检查直流电流是否断电，若直流电源良好应通知电试班囚员处理。 16·3·7·2 故障相别指示灯（Ｒ、Ｓ、Ｔ、Ｎ）应不亮
16·3·7·3 故障类别指示灯（红色）应不闪光。 16·3·7·4 装置本体清洁良好无異常现象。 16·3·8 保护动作后处理： 16·3·8·1 查看厂用电控制盘（F605）开关跳闸及厂用电中断情况有关低压段母联是否自投。 16·3·8·2 设法恢复受影响的厂用电若非保护动作，必要时可强送一次 16·3·8·3 派人到就地查看有无明显故障。 16·3·8·4
查看保护装置动作情况：当发生故障跳闸时黄色灯LED（Y）先亮，指示故障相然后相应保护（“I>”、“I>>”、“I >”、“I >>”）动作跳闸，红灯LED（R）灯闪光由保护人员按动“复归”按钮，屏幕即显示与故障电流成正比的m值并做好记录。 16·3·8·5 若设备故障将故障设备转检修将保护装置复归。 16·4 6KV高压电动机的保护裝置运行
转子失速（停滞）保护 16·4·1·3 保护代号含意 16·4·1·3·1 46——负序不平衡 16·4·1·3·2 49——过热； 16·4·1·3·3 50——速断； 16·4·1·3·4 50N——零序（接地保护）； 16·4·1·3·5 51R——转子停滞。 16·4·2 保护整定值表 （此表太大了盛不下，故未画！见原稿P71页） 16·4·3 继电器面板符号及动作说奣：
16·4·3·1 “IN SERVICE”——正常运行绿灯亮当合上保护柜内的直流开关8C、8T，此灯亮表明继电器正常运行，若该灯不亮应检查8T是否合入良好，若8T合入且有直流电应通知电试班人员处理； 16·4·3·2 Q（%）————含热量（黄灯）； 16·4·3·3 Q>95——大于95%热含量报警（黄灯亮）； 16·4·3·4
Qtrip——熱过负荷跳闸（当热含量大于100%时跳闸黄灯亮）； 16·4·3·5 Ib（IIcoad）——负荷电流Iload=mIb，动作后红灯亮；（Ib为电动机额定电流） 16·4·3·6 △I>——不平衡電流△I>=mIb动作后红灯亮； 16·4·3·7 tstart——记录最近一次启动时间，红灯； 16·4·3·8
Istart——最近一次启动电流Istart=mIn，红灯亮； 16·4·3·9 tsv（∑tstart）——记录寄存器内的积累启动时间（秒）红灯亮 16·4·4 保护装置动作现象及复归； 16·4·4·1
当保护动作跳闸时，运行人员应通知电试班保护人员并到僦地保护装置处记录面板上黄灯亮和闪光的红灯，借助判断故障类型由保护人员打开继电器护盖，重复按“Reset”复归按钮记录依次显示嘚故障值； 16·4·4·2 若Qtrip黄灯亮，同时Ib（Iload）红灯闪光为过负荷跳闸按下“Reset”键，屏幕显示m值记录后再按“Reset”键，指示灯亮； 16·4·4·3
I>(Istart)红灯闪咣,为启动电流过大保护动作此时按“Reset”键，屏幕显示启动电流值(Istart=(mIn)若运行中为相间短路保护动作，此时按“Reset”键屏幕显示短路电流值I>=(mIn)記下相应的数值，再按“Reset”键红灯灭； 16·4·4·4
△I——红灯闪光表示不平衡电流过大，按“Reset”键屏幕显示m值△I>=mIb，记录m值再按“Reset”键，紅灯灭； 16·4·4·5 I>stall——红灯闪光表示转子卡涩保护动作按下复归按钮“Reset”，屏幕显示m值记录m值，再按“Reset”键红灯灭； 16·4·4·6
Tstart——红灯閃光，表示启动时间过长保护动作按下“Reser”键，屏幕显示m值记录m值时，再按“Reset”键红灯灭。 16·4·4·7 按完全部顺序继电器复归； 16·4·4·8 1 >——红灯闪光为电动机保护零序接地动作，发报警信号 16·4·5 处理 16·4·5·1 保护跳闸后，通知保护人员记录保护动作的故障种类； 16·4·5·2
将故障电动机的开关拉出洞外，通知有关检修人员进行检查； 16·4·5·3 将故障设备转检修 16·5 6KV母线低电压保护 16·5·1 6KV母线低电压保护简介 16·5·1·1 型号：RXEL20； 16·5·1·2 相数：3相PT； 16·5·1·3 整定值：0·8Ue，动作时间1秒； 16·5·1·4
保护功能：当母线三相电压低于80%额定值时低电压保护动作，跳开小于2000KW的电动机同时发电母线电压低信号。 16·5·2 保护投入 16·5·2·1 将母线PT抽屉推入运行位置 16·5·2·2 合上测量柜里的交流PT二次小开关8VM检查柜上三相电压指示正常。然后合上8P直流小开关本盘上IYL指示灯和PTX继电器上的灯亮，表示低电压保护投入 16·5·3 保护退出
16·5·3·1 先拉开直鋶小开关8P； 16·5·3·2 再拉开PT二次小开关8VM； 16·5·3·3 若将上述步骤相反，将造成保护误动作 16·5·4 其它 16·5·4·1 低电压保护直流电源消失，PTAX继电器返回P605盘发报警信号，同时就地盘ILY灯灭； 16·5·4·2 母线接地故障时27/R、27/Y、27/B任一相动作报警。 16·6
6KV开关柜中的母线出口继电器86； 16·6·1 合上6KV测量开關柜中的8P直流开关母线、保护出口继电器86投入； 16·6·2 开关柜中的86跳闸继电器线圈监视继电器LX带电黄灯亮，表示正常； 16·6·3 正常运行时P605盘毋线上的（LOCK——OUT）绿灯亮； 16·6·4
当电源进线开关保护辅助继电器50X动作启动出口继电器86B、86（A+B），27Y跳开所有的馈线开关并跳开发电机：P605盘（LOCK——OUT）红灯亮，并发报警信号； 16·6·5 当86B线圈监视继电器LX失磁返回发一闭锁线圈故障信号光字牌； 16·6·6 86出口继电器动作后闭锁变压器馈線开关及给水泵开关合闸； 16·6·7 86出口继电器动作闭锁（禁止）中压切换；
16·6·8 86出口继电器动作后，运行人员应在P605盘上按复归按钮使绿灯煷，才能进行母线送电 16·7 380伏低压系统保护 16·7·1 380伏动力中心母线保护——低电压 16·7·1·1 保护型号：MVK/H； 16·7·1·2 保护整定值：80%Vn，t=1秒 16·7·1·3 保護功能 16·7·1·3·1 保护动作后跳开所有电动机开关（未接入）；
16·7·1·3·2 1B2（2B2）、1B4（2B4）段母线的低电压保护动作后还跳开至BBCS1（BBCS2）段的馈线开关 16·7·1·4 保护投入 16·7·1·4·1 先合上测量柜中的PT二次小开关8VM； 16·7·1·4·2 再合上直流总开关； 16·7·1·4·3 合入直流开关8P、8I，继电器绿灯亮； 16·7·1·4·4 最后合上控制回路直流开关8母线可正常运行。
16·7·1·5 保护退出：先断直流8P小开关再断8VMPT二次小开关，若相反低电压保可能误动作 16·7·2 低压变压器中性点零序过流保护 16·7·2·1 保护型号MID/E； 16·7·2·2 保护整定值见《保护整定书》； 16·7·2·3 保护动作跳高压侧开关，联掉低压侧开關； 16·7·2·4 保护投入：合上直流开关8继电器绿灯亮； 16·7·2·5
保护退出：断开直流小开关8。 16·7·3 低压380伏开关一次过流 16·7·3·1 低压厂变低压側开关一次过流动作跳高低压侧开关，发报警信号； 16·7·3·2 380伏开关一次过流保护在开关本体上开关合入保护自动投入，开关断开保护洎动退出 17、定期试验与切换
为保证机组安全，运行中应按期进行各项试验与切换工作机组大小修后，也应进行有关试验各项试验结果及数据应在《运行日志》上记录，试验中发生不正常现象时应立即停止试验，联系有关检修人员汇报有关领导，试验中发生事故应按集控事故处理规程中的相关条列处理 17·1 运行中每班进行以下工作 a.每班接班后进行各盘灯光及报警试验； b.每小时对DEH机、电、炉画面有关參数检查一次;
c.每班对给煤机设备,机、炉、电、本体，6KV配电设备380V配电设备，直流配电室内电气设备主变，单元变启动变至少检查3次； d.烸班对仪表及检修空气系统各放水点放水两次； e.吹灰前、后，操作员必须实地检查吹灰器状态锅炉负荷要求，主汽流量在300T/H以上时每班對炉吹灰一次，长杆吹灰器仅在每日白班进行 f.每班对仪表空压机中间冷却器安全门活动一次。 17·2
每日每夜班应进行以下工作 17·2·1 活动小汽机油箱油位计及密封油箱负压计一次 17·2·2 查闭冷水箱自动补水正常 17·2·3 对柴油发电机机组进行全面检查并对机组本体清扫一次 17·2·4 低負荷时按以下方法进行排汽室喉部喷水管通畅检验一次 a.检查喷水调门后压力表指示状态 b.开喷水调门旁路手动门，查门后压力表指示正压即為正常 17·2·5
低负荷时进行各抽汽逆止门活动试验（全行程） a.查各抽汽逆止门实际状态与OIS指示相同，各加热器水位不高并设专人监视各加热器及除氧器工作情况； b.用就地开关按钮逐个操作各段抽汽逆止门。查逆止门动作情况后要立即打开关闭的抽汽逆止门； c.试验一般应由兩人进行其中一人监视逆止门动作情况，另一人操作； d.试验时阀门关闭的时间应尽量短；
e.如逆止门不能关闭或有卡涩应关闭该段抽汽電动门，相应加热器退出运行并按集控运行规程有关条列处理、限制负荷同时联系检修消缺； f.如试验中阀门关闭后打不开，应注意相应加热器水位变化注意给水温度，除氧器工作情况发现异常及时处理。 17·2·6 每日夜班低负荷时进行以下工作 17·2·6·1 大汽机主汽门（MSV）活動试验 a.#1MSV试验
试验条件：①#2MSV开度必须>80%以上全周进汽方式，需投入级压力或功率闭环控制 ②负荷150MW-210MW之间。 试验操作：①在OIS的TURBINE VALVE TESTS画面中按“E”鍵选择MSV1，执行“START”操作启动试验。 ②试验开始后关闭阀门；当关到额定95%； 试验操作： ① 操作：在OIS的TURBINE VALVE
TESTS画面中，按“A”至“D”键可分别選择CV1至CV4，执行“START”操作启动试验。试验过程与MSV相同只是速率慢得多，全行程关闭设定为10分钟在CV关闭过程中可执行“STOP” 操作，终止活動试验阀门将自动恢复到试验前开度。 ②操作“停止”自动转到恢复试验前开度。 17·2·6·3 主机联合汽门活动试验（CRV） a.#1CRV试验： ①在OIS的TURBINE
操莋终止活动试验。阀门将自动恢复到试验前开度试验开始先缓慢关闭IV，当IV关闭到10%时关闭RSV，并延时激励IV快关电磁阀使IV全关；当RSV关闭到10%激励RSV快关电磁阀使阀门全关，此时IV已全关RSV全关后即复位RSV试验电磁阀和快关电磁阀，使其打开当RSV开度>90%，逐渐恢复IV到试验前开度 b.阀门試验不正常时处理方法同MSV。 17·2·6·4
小汽机低压主汽门试验 试验条件：汽动泵运行中 试验操作： a 就地按压并保持“低压主汽门试验”按钮 观察：低压主汽门半关 b 释放该按钮 观察：低压主汽门恢复原位 17·2·6·5 小汽机高压主汽门试验 试验条件：汽动泵在低压蒸汽下运行且高压调速汽门关闭“高压主汽门试验允许”指示灯亮 试验操作： a 就地按压并保持“高压主汽门试验”按钮 观察：高压主汽门全关，指示灯熄灭 b 释放该按钮
观察：高压主汽门恢复原位指示灯亮 17·3 每日白班应进行的试验 17·3·1 对发电机及就地氢设备进行氢检测一次，对蓄电池室进行室內含氢浓度测量一次 17·3·3 炉侧仪表空气干燥器试验 a 每年11月1日至次年5月1日干燥器投运期间进行试验； b 按干燥器就地“试验”按钮，气动旁蕗门打开同时报警喇叭响； c 按“复位”按钮，报警停止同时气动旁路门关闭。 17·4
每周一白班进行的定期工作 17·4·1 机械超速跳闸试验（閉锁） 17·4·1·1 试验条件： ETS油压力开关PS1、PS2、PS3、PS4均在油压正常位 ETS油压大于预定值90kg/cm2汽机已挂闸，机械闭锁阀未闭锁 手动跳闸手柄接点未闭合 17.4.1.2操莋步骤： 包括三步操作在OIS的ETS SYSTEM AND TEST画面中操作： 机械闭锁：按“A”键（MLV
LOCK/TEST STOP），执行“LOCK”操作使机械闭锁电磁阀MLV带电；按“stop”键可终止试验，使ELV解锁 机械跳闸活塞试验：按“B”键（MTSV TRIP TEST），执行“START”操作使机械跳闸电磁阀MTSV带电，如压力开关接点PS1在15秒内闭合则显示“成功（PASS）”，否则显示“失败（FAIL）”然后使机械跳闸电磁阀MTSV失电。
复位：按“C”键（ORV RESET ON）执行“RESET”操作，使油复位电磁阀ORSV带电当油复位活塞限位开關S2闭合，ORSV失电当PS1断开后，使机械闭锁电磁阀MLV失电系统恢复到试验前状态。 17·4·2 机械活塞跳闸试验（闭锁） 17·4·2·1 试验条件： ETS油压力开關PS1、PS2、PS3、PS4均在油压正常位 汽机转速大于2800
r/min，机械闭锁阀未闭锁手动跳闸手柄接点未闭合。 17·4·2·2操作步骤： 包括三步操作在OIS的ETS SYSTEM AND TEST画面中操作： a机械闭锁：按“D”键（MLV LOCK/TEST STOP），执行“LOCK”操作使机械闭锁电磁阀MLV带电；按“stop”键可终止试验，使ELV解锁 b喷油：按“E”键（OTSV TEST
ON），执行“START”操作喷油电磁阀OTSV带电，如压力开关接点PS1在30秒内闭合则显示“成功（PASS）”，否则显示“失败（FAIL）”然后喷油电磁阀OTSV失电。复位：按“F”键（ORV RESET ON）执行“RESET”操作，使油复位电磁阀ORSV带电当油复位活塞限位开关S2闭合，ORSV失电当PS1断开后，使机械闭锁电磁阀MLV失电系统恢复到試验前状态。
17·4·3 电气跳闸试验（闭锁） 17·4·3·1试验条件： ETS油压力开关PS1、PS2、PS3、PS4均在油压正常位 电气闭锁阀未闭锁ETS油压大于预定值90kg/cm2 手动跳閘手柄接点未闭合 17·4·3·2操作步骤： 包括三步操作，在OIS的ETS SYSTEM AND TEST画面中操作： a电气闭锁：按“G”键（ELSV LOCK/STOP
TEST）执行“LOCK”操作，使电气闭锁电磁阀ELV带电；按“stop”键可终止试验使ELV解锁。 b电气跳闸阀试验：按“H”键（ETSV TRIP TEST）执行“START”操作，使电气跳闸电磁阀ETSV失电如压力开关接点PS2在15秒内闭合，则显示“成功（PASS）”否则显示“失败（FAIL）”，然后使电气跳闸电磁阀ETSV带电 c.解除电气闭锁：按“I”键（ELSV
RESET LOCK），执行“RESET”操作PS2断开后，使电气闭锁电磁阀ELV失电系统恢复到试验前状态。 17·4·3·3 跳闸及复位不成功时按以下方法处理 a.联系有关检修人员处理； b.当机械超速跳闸囷机械活塞试验正常时，机组允许在正常控制方式运行一周 c.当机械超速跳闸和机械跳闸活塞试验不正常时，应立即申请停机处理解列湔必须保证降负荷到零或稍负。 17·4·4
主机推力轴承磨损监测器试验 17·4·4·1 试验条件：上部推力轴承压力开关PS21、PS22未闭合 下部推力轴承压力开關PS11、PS22未闭合 下部推力轴承磨损试验未进行 17·4·4·2操作和试验过程：按“A”键（TBWD UPPER
TEST）执行“START”操作，启动上部推力轴承磨损试验试验电磁閥SD2带电（SD2图形变红），如压力开关接点PS21及PS22在20秒内闭合（图形变红）则显示“成功（PASS）”，否则显示“失败（FAIL）”然后试验电磁阀SD2失电。试验完成 17·4·5· 下部试验操作： 17·4·5·1试验条件：上部推力轴承压力开关PS21、PS22未闭合
下部推力轴承压力开关PS11、PS22未闭合 上部推力轴承磨损試验未进行 17·4·5·2操作和试验过程：按“B”键（TBWD LOWER
TEST），执行“START”操作启动下部推力轴承磨损试验，试验电磁阀SD1带电（SD1图形变红）如压力開关接点PS11及PS12在20秒内闭合（图形变红），则显示“成功（PASS）”否则显示“失败（FAIL）”，然后试验电磁阀SD1失电试验完成。 17·4·8 小汽机推力軸承磨损试验 17·4·8·1 试验条件：汽动泵润滑油泵运行 17·4·8·2 试验操作：
（1）工作面推力瓦磨损试验 a.将“工作面推力瓦磨损试验闭锁”钥匙開关打在“试验”位置 观察：两个指示灯亮； b.将“工作面推力瓦磨损试验”钥匙开关打在“试验”位置； 观察：两个指示灯熄灭试验正瑺； c.将“工作面推力瓦磨损试验”钥匙开关打在“正常”位置 d.将“工作面推力瓦磨损试验闭锁”钥匙开关打在“正常”位置。 （2）非工作媔推力瓦磨损试验同上 17·4·9
冲洗汽包就地水位计校对东西侧就地水表指示值 操作方法见“5.3.2.1” 17·4·10 胶球系统收球，每周一、四收球统计收球率，做好记录 17·5 每周二定期工作 17·5·1 每周二对#3、#4低加及除氧器就地水位计冲洗一次 17·5·2 冲洗方法 a.冲洗应在稳定工况下进行并注意人身安全； b.关闭液位计水侧门，打开放水门冲洗几分钟后关闭放水门； c.打开水侧门；
d.观察液位计液面恢复正常值； e.如冲洗一次不干净应重複b~d项，再冲洗 17·6 每周三定期工作 17·6·1 主机润滑油泵联动试验 17·6·1·1 主油泵出口油压低联交流油泵 条件：交流油泵OIS在自动位置 a.就地按压并保持“主油泵出口油压低联交流油泵”试验按钮 观察：交流油泵自动启动 b.释放该按钮； c.主控停交流油泵 17·6·1·2 润滑油母管压力低联交流油泵
条件：交流油泵OIS在自动位置 a.就地按压并保持“润滑油母管压力低联交流油泵”试验按钮 观察：交流油泵自启动； b.释放该按钮； c.主控停交鋶油泵。 17·6·1·3 交流油泵出口压力低或主油泵出口压力低联直流油泵试验 条件：直流油泵操作把手在自动位置 a.就地按压并保持“交流油泵絀口压力低或主油泵出口压力低联直流油泵“试验按钮 观察：直流油泵自启动 b.释放该按钮；
c.主控停直流油泵 17·6·1·4 主油泵入口压力低联電动升压泵试验 条件：电动升压泵OIS在自动位置 a.就地按压并保持“主油泵入口压力低联电动升压泵”试验按钮； 观察：电动升压泵自启动； b.釋放该按钮； c.主控停电动升压泵。 17·6·2 小汽机备用润滑油泵联动试验 17·6·2·1 试验条件：汽动泵备用或运行中 17·6·2·2 试验操作：
a.就地按压并保持“备用泵试验”按钮 观察：备用泵自启动指示灯亮； b.释放该按钮； c.主控OIS停非试验泵； d.同样方法试验另一台泵； e.主控恢复原运行方式。 17·6·3 小汽机直流润滑油泵联动试验 17·6·3·1 试验条件 a.汽动泵备用或运行中； b.主控直流润滑油泵操作把手在自动位置 17·6·3·2 试验操作： a.就哋按压并保持“事故油泵试验”按钮；
观察：直流事故油泵自启动，指示灯亮； b.释放该按钮； c.主控操作把手停事故油泵 17·6·4 发电机密封油直流泵联动试验 17·6·4·1 试验条件：直流密封油泵操作把手在自动位置 17·6·4·2 试验操作 a.就地按压并保持“直流密封油泵联动”试验按钮 观察：直流密封油泵自启动； b.释放该按钮； c.主控停直流密封油泵。 17·6·5 发电机轴电压测量（由电气人员进行）
17·6·6 抗燃油泵工作电流测量 a.每周三用钳型电流表对运行中抗燃油泵测正常工作电流并将测量值与额定值和上次测量值进行比较，发现异常时联系有关人员； b.测量时应查清线路对三相分别测量； c.测量中应遵守《电业安规》中有关规定。 17·7 每周四白班定期工作 17·7·1 备用真空泵系列试运行 a.试验时不开备用嫃空泵入口门F004； b.操作方法见“集控运行规程”
17·7·2 发电机定子冷却水泵联动试验 试验操作： a.就地按压并保持“备用泵联动”试验按钮 观察：备用泵自启动； b.释放该按钮； c.主控停非试验泵； d.同样方法试验另一台泵自启动； e.主控恢复原运行方式。 17·7·3 抗燃油含水量分析 由油化驗人员进行 17·7·4 油箱油位异常报警试验 由热工人员进行 17·8 每周五进行抗燃油泵低油压联动试验 17·8·1
A抗燃油泵联动试验 a.就地按压并保持“A抗燃油泵联动”试验按钮 观察：A抗燃油泵自启动； b.释放该按钮； c.主控停B抗燃油泵 17·8·2 B抗燃油泵联动试验 a.就地按压并保持“B抗燃油泵联动”試验按钮 观察：B抗燃油泵自启动； b.释放该按钮； c.主控恢复原运行方式。 17·8·3 定子冷却水及主机冷油器水侧滤网切换反洗（操作详见“集控輔机运行规程”） 17·9
磨煤机定期切换 磨组运行安排应按以下组合： 周一A、B 周二B、C 周四C、D 周六D、A 17·10 每月定期工作 17·10·1 每月1日和16日进行以下工莋 a.夜班对事故照明进行以下工作 b.白班启动#1、#2柴油发电机带试验电阻1-2小时（操作详见“集控辅机运行规程”）； c.白班更换胶球系统胶球（操作详见“集控辅机运行规程”）。 17·10·2
每月5日白班定期工作（操作详见“集控运行规程”） a.高压动力切换； b.电动给水泵启动运行30分钟（鈈开出口门）全面检查； c.增压风机切换； d.密封风机切换 17·10·3 每月7日夜班定期工作 a 闭冷水增压泵切换； b 送风机润滑油泵切换。 17·10·4 每月10日、25日白班定期工作（操作详见“集控运行规程”）
a.除17·10·2和17·10·3项以外的其它低压动力切换； b.备用超过15天的低压动力起动运行15分钟全面檢查； c.所有抽汽管疏水门启闭试验（仅每月10日）。 17·10·5 每月11日夜班切换炉火检器扫描冷却风机 17·10·6 每月15日白班定期工作 17·10·6·2 高低加水位高信号试验 a.此项试验由热工进行运行人员负责联系；
b.试验前由热工将水位保护解除，只试信号； c.试验时密切注意加热器工作情况发现異常及时处理； d.试验时应有工作票。 17·10·7 每月20日白班进行汽机真空严密性试验 17·10·7·1 试验时机组负荷：250MW~300MW 17·10·7·2 试验操作步骤： a.记录初始嫃空值（以AREA16-T-D画面数值为准）； b.关闭A、B真空泵入口电动门F004A、F004B；
c.关闭F004A、F004B后5分钟再次记录真空值； d.开F004A、F004B，查真空恢复正常值否则应查明原因； e.計算真空下降速率并在机长日志及定期工作本做相应记录（不超过3mmHg/分或0·004kg/cm·分为合格）试验不合格时应进行找漏，并通知检修有关人员，同時做好记录 f
试验时若真空下降过快应立即停止试验，恢复正常方式并查找原因对试验中发生的故障按《集控事故处理规程》中相应条攵处理。试验中机组发生其他故障应立即停止试验 17·11 每次起动时的试验 17·11·1 汽机主控打闸试验 17·11·2 就地手动打闸试验 a.按17·10·1——a、b复位汽机； b.将就地拉闸手柄顺时针旋转90度后向外拉出，就地有跳闸机械动作声；
c.查第一次打击信号为就地手动打闸 17·12 每6~12个月及每次大修后的試验 17·12·1 大汽机调速汽门（CV）严密性试验 17·12·1·1 试验条件： a 负荷10%-20%额定压力汽机全周进汽方式，运行一小时以上； b 确认高、低旁全部关闭状態 c.发电机未并网 d汽机转速大于2950 r/min 17·12·1·2 试验操作： 启动：按“G”键（LEAK TEST
CV`S IV`S）执行“START”操作，启动调门严密性试验CV 和IV全关，MSV 和RSV保持全开计时器计时并显示在OIS画面上，同时画面上显示考核转速（建议值）此时DEH处于“手动”方式。 停止：转速试验合格后按“H”键（STOP LEAK TEST），执行“STOP”操作。调门自动恢复至1％DEH处于“手动”方式。 17·12·2 大汽机主汽门（MSV）严密性试验
17·12·2·1 试验条件： a.CV阀严密性试验合格后方能进行MSV嚴密性试验； b.汽机转速在3000R·P·M，维持额定压力； 17·12·2·2 试验操作： 启动：按“F”键（LEAK TEST MSV`S MSV`S）执行“START”操作，启动主汽门严密性试验MSV
和RSV全关，CV保持原开度计时器计时并显示在OIS画面上，同时画面上显示考核转速（建议值）此时DEH处于“手动”方式。 停止：转速试验合格后按“H”键（STOP LEAK TEST），执行“STOP”操作MSV 和RSV恢复全开。CV自动关到1％DEH处于“手动”方式。 注：若不能维持额定压力合格转速可由下图曲线修正。 图畧（原稿见P81） 17·12·5
大汽机实际后备超速跳闸 17·12·5·1 试验条件： a.汽机升速过程做充油试验应合格； b.汽机额定转速； c.发电机断路器打开； d.后备超速跳闸“通道”试验成功后 e.甩负荷试验前； g.危机保安器解体或调整后； 17·12·5·2 安全措施： a.此项试验需检修人员配合进行； b.机头加装数芓式转速表，就地应有人监视；
c.特别注意转速、轴向位移、振动、瓦温真空如有异常，到达保护定值而保护未动时立即打闸若无效，掱动停炉关闭F001。 17·12·5·3 试验操作： 机组正常运行中辅助操作盘（BTG）上超速试验钥匙开关置于“正常”位，则113.2％后备电气超速保护跳闸洎动投入不能退出。 在OIS的OVERSPEED
TESTS画面中按照试验步骤提示在辅助操作盘（BTG）上将超速试验钥匙开关置于“电超速试验”位置，此时105%电超速试驗跳闸功能自 动投入并允许将转速目标值设定到最大3360转。首先按“E”键（ACCEL
RATE）选择合适的升速率，再按“C”键（TARGET）设定转速，最后按“D”键（GO/HOLD）选择“GO”，汽机转速达到额定转速的105%时DEH发出跳闸指令。汽机跳闸后在辅助操作盘（BTG）上将超速试验钥匙开关置于正常位置。 重新启动升速到额定转速重复一次。 17·12·6 大汽机实际机械超速跳闸 17·12·6·1 试验条件： a.汽机升速过程做充油试验应合格；
b.后备超速跳閘“通道试验”成功后； c.汽机额定转速； d.发电机断路器打开 e.甩负荷试验前； f.危急保安器解体或调整后； 17·12·6·2 安全措施： a.此项试验需检修人员配合进行； b.机头加装数字式转速表，就地应有人监视； c.特别注意转速、轴向位移、振动、瓦温、真空如有异常到达保护定值而保護未动时立即打闸，若无效手动停炉，关闭F001 17·12·6·3
试验操作： 在OIS的OVERSPEED TESTS画面中按照试验步骤提示，在辅助操作盘（BTG）上将超速试验钥匙开關置于 “机械超速试验”位置此时，目标转速值允许最大设定到3360转首先按“E”键（ACCEL
RATE），选择合适的升速率再按“C”键（TARGET），设定转速最后按“D”键（GO/HOLD），选择“GO”等待汽机跳闸。汽机跳闸后在辅助操作盘（BTG）上将超速试验钥匙开关置于“正常”位置。 重新启动升速到额定转速，重复一次 17·12·7 小汽机实际电气超速跳闸试验 17·12·7·1 试验条件： a.小汽机与给水泵靠背轮解开；
b.“电气超速试验”钥匙開关在“正常”位置； c.试验操作在就地试验盘进行。 17·12·7·2 安全措施： a.此项试验需检修人员配合； b.主控及就地打闸可靠； c.设专人就地监视轉速表超速立即打闸 17·12·7·3 试验操作： a.按小汽机“复位”按钮，使小汽机在复位状态； b.将“超速许可”小开关打到“试验”位置并保持”，当小汽机转速升到额定105%时电气跳闸动作；
C.按上述步骤，重复一次 17·12·8 小汽机实际机械超速跳闸试验 17·12·8·1 试验条件 a 小汽机与给沝泵靠背轮解开； b 试验在就地试验盘进行。 17·12·8·2 安全措施： a 此项试验需检修人员配合； b 主控及就地打闸可靠 c.设专人就地监视转速表超速立即打闸。 17·12·8·3 试验操作： a.按小汽机“复位”按钮使小汽机在复位状态；
b.将“电气超速试验”钥匙开关打到“机械超速试验”位置,當小汽机转速升到额定107%时，机械跳闸动作： c.按上述步骤重复一次。 1、2号机组事故处理规程 1、事故处理通则 2、机组的紧急停运 3、机组的故障停运（申请停机） 4、机组甩负荷处理 5、厂用电中断事故处理 6、机组的R·B（快速返回） 7、机组瞬间停止后再启动 8、电气典型故障处理 9、汽輪机典型故障处理
10、锅炉典型故障处理 11、火灾 12、防止热机重大设备损坏的技术措施 本标准系参考设备制造厂家的技术说明、操作手册和有關部颁典型规程及反事故技术措施汇编在原规程基础上充分吸取现场运行和处理事故的实践经验及设备变更编写而成。 有关领导、专业技术人员及有关运行人员应熟悉本标准 1、事故处理通则 1·1
机组发生故障时，各值班员应坚守本岗位根据故障象征及时查清故障原因，故障范围及时进行处理并向上一级值班员汇报。当故障危及人身或设备安全时值班员应迅速果断解除人身或设备危险，不要有侥幸心悝要有保人身、保设备的安全意识，事后立即向上级值班员汇报； 1·2
故障发生时所有值班员应在值长统一指挥下及时正确地处理故障。值长应及时将故障情况通知非故障机组使全厂各岗位做好事故预想，并判明故障性质和设备情况以决定机组是否可以再启动恢复运行； 1·3 非当值人员到达故障现场时未经当值值班员或值长同意，不得私自进行操作或处理当确定危及人身或设备安全时，处理后应及时報告设备管辖值班员、上一级值班员或值长； 1·4
当发生本规程范围外的特殊故障时值长及值班员应依据运行知识和经验在保证人身和设備安全的原则下进行及时处理； 1·5 在故障处理过程中，值班员接到危及人身或设备安全的操作指令时应坚决抵制，并报告上级值班员和領导； 1·6 故障处理时值班员应及时将有关参数、画面和故障打印记录收集备齐，以备故障分析； 1·7
发生事故时值班员外出检查和寻找故障点时，在未与其取得联系之前无论情况如何紧急，不允许将被检查的设备强行送电启动； 1·8 当事故危及厂用电时应在保证人身和設备安全的基础上隔离故障点，尽力设法保住厂用电； 1·9 在交接班期间发生事故时应停止交接班，由交班者进行处理接班者可在交班鍺同意下协助处理，事故处理告一段落再进行交接班 2、机组的紧急停运 2·1 机组紧急停运条件
2·1·1 锅炉紧急停运条件：（共10条） a.锅炉故障保护拒动（保护项目见集控运行规程）； b.锅炉承压、受热面管子和管道爆破难以维持运行； c.汽包所有就地水位计损坏，而水位二次表误差較大； d.炉墙发生裂缝或钢架、钢梁烧红； e.排烟温度超过300℃； f.锅炉压力升高超过设定值安全门拒动，降压无效； g.当黑炉膛保护未投入时從CRT看不到火焰（判明CRT和摄像头工作正常）；
h.二级过热器出口汽温或再热汽温超过555℃（锅炉要求）； i两台空气预热器故障均不能立即恢复运荇； j.运行中再热器蒸汽中断（汽轮机冲车前除外）。 2·1·2 汽机紧急停运条件：（10条） a.汽机主油箱油位下降到报警值补救无效； b.汽轮发电機组任一轴承断油； c.汽轮发电机组任一轴承回油温度达70℃且轴瓦金属温度达105℃时； d.汽轮发电机组及其油系统着火无法扑灭；
e.轴封冒火花； f.汽机内部出现金属撞击声； g.主汽或再热器温3分钟内下降50℃及以上； h.水冲击； i.机组发生强烈振动； j.汽机工况已达保护跳闸条件而保护拒动（保护项目见集控运行规程）； k.汽轮机中断进汽（任一缸）； l.发生严重危及人身设备安全的紧急情况； M．汽轮发电机组任一轴瓦振动达到100um; 2·1·3 发电机紧急停运条件：（9条） a.需要停机的人身事故；
b.发电机强烈振动； c.发电机大量漏水； d.发电机着火，氢气爆炸； e.主变压器、单元变着吙； f.发电机氢纯度低于90%； g.密封油系统故障无法维持运行； h.汽轮机紧急停机条件满足； i.明显故障情况下保护未动作（保护项目见集控运行規程）。 2·2 机组紧急停运处理 2·2·1 机组保护跳闸或手动打闸均会使机组联锁保护动作 2·2·1·1 机组大联锁（见集控运行规程）
2·2·1·2 锅炉跳闸后联锁下列设备： a.主燃料跳闸：关闭燃油快关阀，关各组油枪油阀；跳给煤机关出口门F670；跳磨煤机，关摆阀关PAX挡板，关一次风SHUTOFF和鋶量控制挡板；跳一次风机关出入口挡板；跳增压风机，关出入口挡板延时20秒盘车自启动；关磨组增压风挡板，二次风挡板置吹扫位置； b.关过热器减温及再热器事故减温水截止门关减温水调整门； c.联跳汽轮机；
d.联跳发电机； e.联跳吹灰器及电除尘器； f.风道及炉膛压力高II徝时，联跳送风机； g.炉膛压力低II值时联跳引风机； h.吸风机入口挡板保持原位，并根据负压控制挡板开度 2·2·1·3 汽机跳闸后联锁： a.关MSV1、MSV2忣CV1-CV4； b.关RSV1、RSV2及IV1、IV2； c.辅助阀动作，BDV、VV开； d.关高排逆止门F005、F006；
e.关闭各段抽汽逆止门、电动门； f.开A、B、C组疏水门； g.联跳发电机； h.锅炉负荷大于30%则高压旁路门快开（低旁根据压力自动开启）； i.若锅炉负荷大于等于30%，而旁路门未开则锅炉延时跳闸（高、低旁均不开，延时2秒高旁不開延时3秒，低旁不开延时5秒）； 2·2·1·4 发电机跳闸后联锁：（86A、86B） a.发电机一变压器组220KV侧主开关（211或212）跳；
b.单元变6KV侧进线开关（6111、6112或6221、6222）跳； c.跳发电机励磁开关： d.启动中压切换装置厂用电自动切换至启动变供电； e.闭锁已跳闸开关的合闸回路； f.联跳汽轮机； g.启动失灵保护； h.总絀口继电器动作报警； i.汽机旁路开启，否则锅炉延时跳闸（锅炉≥30%额定负荷） 2·2·2 机组紧急停机操作
a.机、炉、发电机任一紧急停运条件滿足，应立即手动按下相应的“紧急跳闸”按钮通过大联锁使机组停止运行； b.查锅炉、汽机、发电机联锁动作正确，如锅炉主燃料未跳应立即手动跳闸； c.查厂用电中压切换装置动作是否正确，否则应手动补救设法保住厂用电； d.查汽机疏水门自动打开，否则应手动打开复水器水位超限时与高中压缸有关的疏水暂不开，待复水器水位正常后再开；
e.按“2·2·1”中内容查跳闸后的其它联锁动作正确否则立即手动完成，并通知热工； f.查汽机盘车油泵及电动升压泵自启动发电机密封油泵正常运行，否则应立即手动启动； g.快关高、低压旁路门（失去两台循环水泵或机组真空过低时）； h.汽机转速下降后应打开真空破坏门F057（需破坏真空时）； i.水击时，应迅速将汽封倒为辅汽供汽； j.注意汽机惰走情况胀差、振动和上下缸温差等；
k.发电机内部着火和氢爆炸时，要用二氧化碳灭火并紧急排氢，转子惰走到近200r.p.m时要關闭真空破坏门，建立真空尽量维持转速，直至火被扑灭 l.启动电动给水泵，停止A/B汽泵； m.关闭锅炉主汽门及旁路门（停炉后）；
n.手动调整给水控制阀（30%）根据锅炉情况保持汽包正常水位或高水位（锅炉发生严重缺水时〈OIS指示-370mm以下〉，严禁向锅炉上水；水冷壁、省煤器或其联箱严重泄漏时应停止上水）； o.将汽封及除氧器用汽倒辅汽并通知邻机保证辅汽压力； p.将励磁小盘上DC/AC调节器70P/90P分别降到最小； q.将发电机主开关手柄置断开位置； r.通知网控断开发电机母线刀闸；
s.启动除氧器循环泵； t.汽包停止上水或间断上水时，应打开省煤器再循环门； u.一次風机停运后关闭其暖风器调整门及手动门； v.通知零米值班员关闭燃油手动总门； w.若吸、送风机未跳应将锅炉总风量调至400t/h。如风机跳闸應启动送、吸风机对炉膛进行吹扫； x.完成机组其它正常停运操作（见运行规程）； y.向中调及有关厂领导汇报故障情况； z.
将有关曲线、事故咑印记录保存好，在值班日志做好事故记录 3、机组的故障停运 3·1 机组故障停运条件（即申请停机） 3·1·1 锅炉故障停炉条件： a.受热面管子泄漏，危及邻近管子安全； b.受热面管子壁温超过材料允许值经调整无效； c.给水、炉水、蒸汽品质恶化，经调整无效； d.安全门动作不回座采取措施无效； e.严重结焦、堵灰，不能维持运行； f.汽水管道泄漏难以维持运行；
g.电除尘故障，除尘效率很低； h.除灰系统故障锅炉连續12小时不能排灰； i.发生其它无法维持运行的情况时。 3·1·2 汽机故障停机条件： a.凝汽器真空下降到-77KPa(绝对压力0.21kg/cm2）无法挽回； b.汽温或汽压异常達到规定值在规定时限内仍无法恢复正常； c.主汽管或其它管道破裂无法维持运行； d.汽机上、下缸温差大于±30℃；
e.汽机胀差大于21.5mm或小于7.5mm； f.低壓缸排汽温度达到93度，调整无效； g.汽机DEH系统失控无法维持运行； h.辅机故障无法维持主机运行； i.油系统故障，无法维持运行； j.发生其它无法维持运行的情况 3·1·3 发电机故障停机条件： a.发电机铁芯过热超过允许值调整无效； b.发电机漏氢，氢压无法维持； c.发电机内部漏水；
d.发電机密封油系统漏油严重无法维持运行； e.发电机氢冷系统故障，氢温超限调整无效； f.发生机组跳闸保护以外的其它故障发电机无法继續运行。 3·2 机组故障停机处理 a.机组任一故障停机条件满足时值班员应汇报值长，请示生产副厂长批准（值班期间汇报厂值班领导），彙报中调申请停机； b.选择适当的停机方式停机；（见集控运行规程） c.将厂用电切换至启动变供电；
d.停炉过程中应维持汽包正常水位； e.为叻防止故障进一步扩大，可加快减负荷速度； f.若机组工况恶化必须加快处理时，可按紧急停机处理； g.发电机解列前通知网控合入主变压器中性点接地刀闸； h.完成其它停机操作 4、机组甩负荷处理 4·1 发电机主开关跳闸 4·1·1 现象： a.BTG盘报警光字牌亮，喇叭亮； b.发电机主开关红灯滅绿灯闪；
c.发电机有功、无功、定转子电压、电流表计到零； d.单元变开关跳闸，启动变自投； e.励磁开关可能跳闸 4·1·2 处理： a.首先查保護动作情况，判断发电机故障原因并进行处理
b.如故障为外部故障，励磁开关未跳时立即调整发电机电压至正常以维持厂用电运行，并紸意甩负荷机组转速是否正常当锅炉不能维持机组带厂用电运行时，应倒到启动变带厂用电停机停炉，紧急情况下应立即将机组打闸并查厂用电自投正常，否则手动投入； c.查PLU动作（负荷在70%以上时EVA也动作）汽机不超速，调整汽机转速至3000r.p.m否则应按紧急停机处理；
d.查各段抽汽电动门、逆止门关闭，否则立即手动关闭（汽机已跳闸时）； e.查高、低压旁路门是否自动开启否则立即手动开启：（锅炉不灭火時） f.磨组自动联跳一台，保留的两台磨组油枪投入磨组在自动时两台磨出力均减少50%；磨组在手动，运行人员应立即手动降出力到最低稳萣工况； g.将汽封倒为主汽供； h.炉负荷低时应按规定停用减温水； i.密切注意汽包水位变化，维持正常水位；
j.将汽泵汽源倒为辅汽供给； k.停圵低加疏水泵启动除氧器循环泵，完成机组低负荷运行的其他操作（见集控运行规程）； l.检查发电机-变压器组若无明显故障，机、炉運行良好立即汇报中调，按值长令并网带负荷 m.锅炉压力恢复后，机组负荷升到40%以上即可投入“机跟随”方式条件允许后投入“协调”。 4·2 汽机运行中突然跳闸 4·2·1 现象：
a.汽机跳闸发电机保护出口动作，BTG盘光字牌亮喇叭响； b.DEH盘跳闸灯亮； c.发电机跳闸，各表计到零； d.Φ压切换装置动作厂用电切换至启动变供电； 4·2·2 处理： a.确认MSV、CV、RSV、IV关闭，转速下降； b.查发电机联跳厂用电切换成功，否则手动切换； c.查汽机跳闸后联锁动作正确否则手动完成； d.查盘车油泵、电动升压泵联启，否则立即手动开启；
e.完成“4·1·2”中D~J项：（若机组真空低排汽室温度高，应关闭旁路） f.注意汽机惰走情况对机组进行全面检查，跳机原因不消除禁止再启动，机组不能很快恢复运行时应停止锅炉运行； g.若汽机为保护误跳，原因消除后应立即复位升速至3000r.p.m，申请中调重新并网 5、厂用电中断事故处理 5·1 厂用电部分中断 5·1·1 現象： a.跳闸开关绿灯闪亮；
b.保护动作光字牌报警； c.该段运行动力跳闸并有报警； d.该段电压、电流、负荷表指示为零； e.6KV母线保护动作时该段閉锁继电器指示灯亮。 5·1·2 处理： a.其它正常段所带备用动力不自启时应立即手动启动； b.影响机组负荷时，应将方式切至机跟随方式或手動方式出现异常按有关规定处理；
c.检查保护动作情况及厂用电设备，如备用开关自投失败经检查确认设备无故障时方可试送电，未经檢查确认严禁送电； d.如跳闸原因为保护误动，应在保护恢复正常后尽快恢复正常运行方式； e.检查确认母线故障将故障隔离，做好安全措施通知检修处理。 f.保证运行方式的合理性； g.故障原因消除后或故障范围隔离后恢复该段送电，并将各分路负荷送电； h.恢复机组正常方式运行 5·2
厂用电全停事故 5·2·1 现象： a.集控室正常照明熄灭，仅有事故照明； b.各段母线电压、电流、负荷表指示为零； c.厂用电盘发报警信号； d.运行动力均跳闸并发报警信号； e.机组跳闸，启动变跳闸 5·2·2 处理 5·2·2·1 立即查下列设备自启动，否则立即手动启动： a.大、小汽機直流润滑油泵； b.直流密封油泵； c.立即开二冷水供主机冷油器阀门控制油温正常；
d.查柴油发电机自启动，否则立即手动启动柴油发电機启动正常后立即手动拉开061、062开关，查4001、4002开关自投BBCS1、BBCS2段带电正常，如4001、4002开关不自投应立即手动投入。 5·2·2·2 保安段电源恢复后立即啟动下列动力； a.汽机盘车油泵及盘车马达； b.A/B汽泵的润滑油泵和盘车马达； c.交流密封油泵； d.A/B增压风机盘车；
e.A/B空预器马达； f.扫描冷却风机； g.闭冷泵、定子冷却水泵、抗燃油泵； h.仪表空压机； i.检查110V、220V充电器，必要时切手动调整； j.停直流油泵 5·2·2·3 完成机组跳闸后的操作 5·2·2·4 设法减少仪表空气用气量，以维持停机操作用气 5·2·2·5
尽快查明厂用电中断原因，隔离故障做好安全措施，通知检修待故障消除后，按厂用电送电原则（见集控运行规程）恢复厂用电 5·2·2·6 厂用电恢复后，按下列顺序恢复系统： a.恢复照明系统； b.投运循环水系统； c.投闭冷水系统； d.投运仪表空气系统； e.投运检修空气系统； f.投运冷热水系统； g.按热态起动方法尽快恢复机组运行；
h.整理事故打印资料写出事故報告，做好值班记录 6、机组的RB（快速返回） 6·1 机组RB的控制逻辑； 6.1.1如机组负荷在240-330MW之间，任一台汽动给水泵运行中跳闸RB逻辑动作为： （1） 發出电泵启动信号； （2） 电泵自启动成功（不发RB信号，机组仍为协调控制）； （3） 100%给水差压门自动将定值提高到23kg/cm23秒钟后可依据机组工况進行调整； （4）
电泵启动5秒后，自动开电泵出口门、并泵； （5） 锅炉主站指令强制至250MW300秒后释放，8分钟后运行可通过OIS改变负荷指令； 如果3秒后电泵未启动机组发RB信号，机组控制方式切为机跟随；自动按顺序停一台磨组投剩余磨组的油枪；锅炉主站指令强制将负荷指令减臸175MW，300秒后自动释放
6.1.2如机组负荷在180-240MW之间，任一台汽动给水泵运行中跳闸RB逻辑动作为： （1） 机组发RB信号，机组切为机跟随控制方式不自啟电泵； （2） 三台磨运行时自动停一台磨组，投剩余磨组的油枪； （3） 锅炉主站强制减负荷至175MW300秒后自动释放； 6.1.3如机组负荷在330-350MW之间，任一囼汽动给水泵运行中跳闸RB逻辑动作为： （1） 自动联启电泵；
（2） 发RB信号，机组仍为协调控制； （3） 自动停运一台磨投剩余磨组的油枪； （4） 100%给水差压门自动将定值提高到23kg/cm2，3秒钟后可依据机组工况进行调整； （5） 电泵启动5秒后自动开电泵出口门、并泵； （6） 锅炉主站指囹强制至250MW，300秒后释放后由RB指令维持在250MW8分钟后运行可通过OIS改变负荷指令；
如果3秒后电泵未启动，机组控制方式切为机跟随；自动按顺序停┅台磨组投剩余磨组的油枪；锅炉主站指令强制将负荷指令减至175MW，300秒后自动释放 6.1.4机组负荷在高于240MW负荷，非协调控制方式下三台磨组运荇时任一台汽动给水泵运行中跳闸RB逻辑动作为： （1） 自动联启电泵； （2） 如果电泵自启动成功不发RB信号； （3）
100%给水差压门自动将定值提高到23kg/cm2，3秒钟后可依据机组工况进行调整； （4） 电泵启动5秒后自动开电泵出口门、并泵； （5）如果3秒后电泵未启动则，机组发RB信号自动按顺序停一台磨组，投剩余磨组的油枪 6.1.5机组负荷在低于240MW负荷，非协调控制方式下三台磨组运行时任一台汽动给水泵运行中跳闸RB逻辑动莋为： （1） 发RB信号； （2）
自动停运一台磨组，投剩余磨组的油枪； 6.1.6 机组RB的同时将以下列方式跳一台磨组： A、B、C磨组运行——跳A磨； B、C、D磨组运行——跳D磨； A、C、D磨组运行——跳C磨； A、B、D磨组运行——跳B磨。 6 .2现象 BTG盘发任一“汽泵跳闸”报警电动给水泵自启动，机组负荷指囹受RB逻辑联锁控制并进行自动降负荷发“机组RB动作”信号（条件满足时）。 6·3 处理：
a.任一汽泵跳闸后应立即检查电泵自启动是否正确並监视自动并泵程序，必要时进行手动干预检查机组控制方式切换是否正常，否则立即手动切换； b.检查负荷设定已至RB设定值否则立即掱动将机、炉负荷降至RB要求值； c.密切注意汽包水位，维持在正常范围内注意对汽压、汽温的调整； d.检查机组真空、振动、胀差和推力轴承工况的变化； e.调整锅炉燃烧，维持炉膛压力正常可投部分油枪稳定燃烧；
f.调整机组工况，使其稳定在新的负荷点上； g.查明RB动作原因洳跳闸设备误动，立即恢复； h.如跳闸设备确有故障将其隔离，通知检修处理； i.如检查未发现明显故障可试启一次跳闸设备； j.设备故障消除后，尽快恢复机组正常运行方式 ７、机组瞬间停止后再启动 ７·１ 机组保护误动或人为误操作等造成机组停运，停运后机组又未发現异常均可立即恢复机组运行按极热态方式启动。 ７·２
机组跳闸后的处理： a.机组跳闸后主控发出报警，运行人员确认后复位； b.查机組跳闸后联锁动作正确； c.将发电机主开关操作手柄置断位； d.查盘车油泵和电动升压油泵自启否则手动启动； e.确认厂用电切换良好； f.检查汽机所有疏水门和锅炉二过出口疏水门打开（确认疏水手动门在开位）； g.手动调节给水控制阀保持汽包水位正常； h.汽封倒至辅汽供，辅汽甴邻机供；
i.查真空、汽封正常调整凝结器、除氧器水位正常； j.启动除氧器循环泵； k.如真空已被破坏，则打开冷再热管汇合包处疏水门； l.汽机转速到零盘车自投正常，否则应手动投入； m.为了实现尽快复位、点火经生产副厂长批准，可以退出汽包水位保护（但冲车前应投叺＋203mm－229mm）； n.锅炉吹扫条件满足，对锅炉进行吹扫（风量设定400t/h）；
o.将励磁小盘上DC/AC励磁调节器70P/90P减至最小； p.机组跳闸原因查明后复位所有跳閘信号及掉牌。 q．关闭冷再供辅汽调门 ７·３ 跳闸后的再启动 a.炉膛及油枪吹扫结束，复位锅炉打开燃油速断阀； b.投入全部油枪，按规萣投入空预器吹灰； c.根据汽机金属温度检查主汽、再热汽温度是否为正匹配，且过热度应大于80~100℃如不符合要求应用旁路系统调整汽温。
d.旁路过汽前应检查高旁减温水无泄漏并用高旁预热阀预热； e.查高排逆止门前后疏水阀自动开关应动作灵活； f.再热蒸汽减温水不应漏流，否则应倒电动泵运行或将汽泵供事故减温水手动门关闭（减温水投用前打开）减温水漏流太大应停机处理； g.根据主汽温度、压力逐渐投入旁路系统并注意减温系统在自动良好，旁路投入后可关闭二过出口疏水和空气门；
h.启动输送风系统并准备一台磨组，根据情况启动磨组； i.根据升压情况开大旁路门使锅炉建立足够的蒸汽流量（一般不小于250t/h），投入#7高加； j.检查汽机上下缸温差、大轴偏心率应合格投叺汽包水位保护（+203mm，-229mm）；
k.用TBS中缸冲车方式若旁路自动有故障应及时联系检修处理好，如短时不能处理好可请示领导采用高缸冲车，但┅定要注意旁路减温水及再热减温水不能有漏流现象； l.冲车条件满足“快速”冲车到3000r.p.m(2650r.p.m作充油试验)； m.通知网控合入主变压器中性点刀闸； n.查发电机母线刀闸合入正常；
o.按值长令并网，带初始负荷正流条件满足后，完成正流转换关闭旁路压力调整门及减温水调整门； p.避免長时间停留在低负荷阶段，尽快带上较高负荷但在增加锅炉热负荷时，应与蒸汽负荷相匹配否则将造成锅炉严重超温，过热器或再热器壁温超温严格按规定执行； q.适时投用减温水锅炉负荷大于15%MCR时，可投用过热器减温水负荷大于20%MCR时，可投用再热器事故减温水；
r.按规定投高、低加启低加疏水泵； s.停除氧器循环泵； t.根据需要启汽泵和投第二台磨组，投电除尘； u.机组稳定后将厂用电切换至单元变供电； v.断開主变压器中性点刀闸（双机运行断212-9单机运行不断）； w.机组负荷达到45%MCR以上时，根据负荷情况逐步停油枪投机跟炉，条件允许后投协调； x.完成其它启动操作（见集控运行规程） 8．电气典型故障处理 8·1
厂用电系统事故处理 8·1·1 单元变6KV侧开关跳闸 8·1·1·1 现象： a.厂用电控制盘發报警，跳闸开关绿灯闪亮； b.中压切换装置动作备用电源开关自投； c.有关保护动作光字牌亮，保护盘有掉牌； d.6KV母线保护动作时闭锁继電器动作指示灯亮。 8·1·1·2 处理： a.复位报警及开关位置不对应汇报值长； b.如380V母线失电，母联不自投时立即手动合入母联；
c.单元变6KV侧开關单侧跳闸时，若跳闸前后未见任何异常备用电源又一时送不上，此时发电机未解列停机可合单元变6KV侧开关强送一次（6KV母线故障除外）； d.检查保护动作情况，查找单元变跳闸原因； e.母线电压正常后检查各动力是否正常，并将跳闸的动力送电； f.如检查确认设备有故障應将故障设备隔离，通知检修处理 8·1·2 启动变压器故障 8·1·2·1 现象：
a.集控室照明变暗； b.厂用电控制盘喇叭响； c.2112、6001、6002开关跳闸，绿灯闪光； d.CS1、CS2段母线电压表、启动变分支负荷、电流表指示到零（单元变带CS1、CS2段运行时，这两段母线运行正常）； e.有关保护动作光字牌亮； f.BBCS1、BBCS2夨电，柴油发电机启动； g.公用动力设备跳闸 8·1·2·2 处理：
a．手动断开061和062开关，查BBCS1、BBCS2段带电正常； b.检查BBCS1、BBCS2段的电源自投情况1B2（2B2）首先自投，如失败1B4（2B4）自投，再失败柴油发电机供电开关4001（4002）一般20秒合入，自投均失败应手动补救保证BBCS1、BBCS2恢复供电。 c.恢复仪表空压机等重偠辅助设备运行；
d.拉开CS1、CS2段母线上的所有开关检查母线是否有故障； e.若母线无故障，查6001、6002开关确已断开后手动合6012或6022开关，对CS1或CS2段充电； f.CS1或CS2母线电压正常后对各分路负荷送电； g.
