规程填空总结

1、1. 公司1030MW超超临界锅炉是上海锅炉厂有限公司采用AlstomPower公司BoilerGmbH（以下简称APBG公司）的技术，型号为SG-3049/28.25-M548。本锅炉为超超临界压力参数变压运行螺旋管圈直流锅炉，单炉膛塔式布置形式、一次中间再热、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊构造、露天布置。锅炉燃用煤种为烟煤。炉后尾部布置两台三分仓容克式空气预热器2. 锅炉上部沿着烟气流动方向依次分别布置有一级过热器、三级过热器、二级再热器、二级过热器、一级再热器、省煤器。共计48 只直流式燃烧器分12 层布置于炉膛下部四角（每两个煤粉喷嘴为一层），在炉膛中呈四角切圆方式燃烧,

2、六层燃油喷嘴，24 支油枪。3. 过热器汽温通过煤水比调节和两级喷水来控制。再热器汽温采用燃烧器摆动调节，一级再热器进口连接管道上设置事故喷水，一级再热器出口连接管道设置有微量喷水作为辅助调节。4. 锅炉吹灰器有蒸汽吹灰器和水力吹灰器两种形式。蒸汽吹灰器：炉膛部分布置有64 台墙式吹灰器，锅炉上部区域内布置84 台长行程伸缩式吹灰器和12 台半伸缩式吹灰器，每台预热器烟气进口端布置一只伸缩式吹灰器；水力吹灰器：炉膛燃烧器区域布置二层共8 台水力吹灰器。5. 公司1030MW机组汽轮机是上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术设计制造的1030MW超超临界汽轮发电机组，汽轮机型式是超超临界、一次中间

3、再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽。6. 本机组总体型式为单轴四缸四排汽，所采用的积木块是西门子公司开发的最大功率可达到1100MW等级的HMN型积木块组合，由一个单流圆筒型H30高压缸，一个双流M30中压缸，两个N30双流低压缸串联布置7. 组成汽轮机的通流部分由高压、中压和低压三部分组成，共设64级，均为反动级。高压部分14级。中压部分为双向分流式，每一分流为13级，共26级。低压部分为两缸双向分流式，每一分流为6级，共24级。8. 机组不设调节级，采用全周进汽、全程滑压运行的方式（30至满负荷），9. 发电机为上海汽轮发电机有限公司引进德国西门子公司技术生产的THDF1

4、25/67型三相同步汽轮发电机。发电机额定容量1112MVA，发电机最大连续输出功率1031.233MW（额定条件且发电机冷却器冷却水温33），发电机输出额定功率1000MW（额定条件且发电机冷却器冷却水温38），发电机最大输出功率1052.435MW。励磁方式采用ABB公司UNTRAL-6000机端自并励静态励磁系统，结构上采用双微机并联冗余容错结构，两套微机构成的双自动通道从输入到输出各个环节均完全独立工作，每一自动通道中还设有手动控制环节。通道间相互备用、相互闭锁、相互通讯、相互切换。当一个自动通道故障后，自动切换至备用自动通道，两自动通道均故障后，切至手动控制环节。通道故障后，可以将故

5、障通道拆出检修，检修结束后再将该通道投入，在切除和投入过程中，发电机工况不受影响, 额定励磁电压Ufn445 V额定励磁电流Ifn5887 A稳态负序电流 I26进相运行能力功率因数超前0.95 MW10.11. 主变采用天威保变3380MVA单相变压器，型号为DFP-380000/500，接线组别YNd11,冷却方式为强迫油循环风冷12. 1030MW超超临界压力型 号:N1030-27/600/600（TC4F）型 式:超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、凝汽式汽轮机,. 额定功率1030MW最大功率1060.61MW, 高压缸排汽温度:364.5配汽方式:全周

6、进汽+补汽阀额定给水温度（出力保证工况）295.7低压末级叶片高度1146MM, 最高允许排汽温度: 90报警110跳机13. 允许电网周率波动: 47.551.5Hz不破坏真空惰走时间90min破坏真空惰走时间60min（部分真空破坏）超速脱扣转速3300r/min最大运行背压28kPaA汽机报警背压20kPaA汽机脱扣背压30kPaA最大持续允许负荷（背压0.028MPa（a）时）kW最大允许排汽压力（额定负荷时）28kPaA盘车转速60r/min允许盘车停止时汽缸最高温度15014. 低压叶片寿命期内不超过两小时的转速低于：2850r/min；高于3090r/min. 发电机拖动为防止汽

7、机某些部件温度超限，发电机拖动运行不能超过1min；若汽机保护引起跳闸，发电机拖动运行时间要限制在4s内运行15. 汽轮机排汽缸喷水量15 t/h 盘车转速液压马达60 r/min16. 高、低旁油站额定油压18MP, 给水泵汽轮机允许最高背压值33.6KP17. 主变500kV侧、干式变400V侧中性点接地方式为直接接地，启动变中性点直接接地18. 厂高变运行中当负荷达到70或上层油温达到85时，4组风扇自动启动，当负荷小于40及上层油温小于40时，风扇自动停止运行。19. 本机组的高压加热为卧式、双流程、U型管、表面式加热器，每台高压均具有蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段三个区段。20. 锅

8、炉的设计煤种为彬长大佛寺矿煤，校核煤种为晋北烟煤，21. 干燥无灰基挥发分Vdaf设计煤种33.01校核煤种27.3022. 收到基固定碳FCar 设计煤种47校核煤种48.8323. 水冷壁型式: 上部垂直管,下部螺旋管圈24. 启动循环泵电机的形式: 水浸式电机循环泵, 大气扩容式容积:105 m3过热器总水容积225,6 m3再热器总水容积568 m325. 一级过热器499二级过热器557三级过热器60526. 额定功率:送风机3000KW一次风机4000KW引风机6450K W27. 单台安全阀最大排气量900866KG/H28. 吹灰器辅助汽源：锅炉本体吹灰器汽源：第一级再热器进口

9、集箱, 空气预热器吹灰器汽源：第二级再热器进口集箱29. 发电机临界转速（一阶）720 r/min临界转速（二阶）2100r/min30. SF6 气体含水量（运行/验收试验）300/150 ppm（有电弧气室）500/250 ppm（无电弧气室）SF6 气体额定压力（20、表压）0.6 MPa31. 柴油发电机励磁方式：PMG永磁机32. 在额定氢压下，定子冷却水系统正常运行，一组氢冷器停用时发电机最大安全运行负荷为75额定负荷33. 主蒸汽流量大于30BMCR或分离器压力大于18Mpa，或过、再热器疏水的过热度大于5K，过、再热器的疏水门自动关。当空气预热器进口烟气温度小于150，允许停空

10、气预热器。炉膛内烟温低于50后，可停用火检冷却风机。34.35. 高压旁路喷水关断阀快关逻辑（或）：高旁阀位反馈2，高旁至再热器温度小于高旁排汽饱和温度10度36. 低旁快关逻辑：凝汽器真空低，高压凝汽器温度80度，低压凝汽器温度80度，低旁阀喷水压力1.8MPa，凝汽器热井水位900mm37. 做500kV开关保护、控制回路传动试验时，必须确保三相开关两侧刀闸均已断开，并断开其启动失灵保护压板。38. 汽机转子金属温度小于100时，可以停用盘车。39. 电动机试转时间以各轴承温升达到稳定（15分钟内温度升小于1），并且定子绕组温升应在限额之内，试运时间应连续运转至少4小时，且轴承温度稳定。4

11、0. 按国家标准：一次系统超压试验压力为锅炉额定蒸汽压力的 1.25 倍并且不小于额定参数时省煤器进口水压的1.1倍。二次系统超压试验压力为1.5倍再热器设计压力41. 锅炉在停炉、冷却过程中必须严格控制汽水分离器、过热器出口集箱内外壁温差不超过容许范围（30）。如发现该两处的内外壁温差超过允许范围时应减缓冷却速度42. 高压缸疏水阀自动开：汽机疏水子环投入且以下任一条件满足i. 负荷70MW时高压缸中部上、下半汽缸温度坏ii. 负荷70MW，高压缸中部上、下半汽缸温度测点正常任一温度300iii. 高压缸中部上、下半汽缸温度无故障300b) 自动关：以下所有条件满足i. 没有自动开条件ii.

12、 汽机疏水子环投入.以下任一条件满足1. 负荷120MW时高压缸中部上、下半汽缸温度均坏2. 负荷120MW时高压缸中部上、下半汽缸温度测点正常任一温度3003. 高压缸中部上、下半汽缸温度无故障均300锅炉启动循环泵过冷水补水电动门自动开：（或）A） 以下条件都满足（与），延时10Sa） 锅炉启动循环泵过冷水补水子环投入b） 汽水分离器压力对应下的饱和温度和锅炉分疏箱壁温的温差小于20Kc） 锅炉启动循环泵出口流量大于14kg/sB） 锅炉炉水循环顺控子组启动第5步C） 以下条件都满足（与），延时10Sa） 汽水分离器压力对应下的饱和温度和锅炉分疏箱壁温的温差小于20Kb） 锅炉启动循环泵运

13、行2） 自动关：（或）A） 锅炉启动循环泵过冷水补水子环投入，锅炉启动循环泵出口流量小于14kg/s（取反），延时1秒B） 锅炉启动循环泵过冷水补水子环投入，汽水分离器压力对应下的饱和温度和锅炉分疏箱壁温的温差大于35K，延时1秒C） 锅炉炉水循环顺控子组停运第7步3） 保护关：（与）延时10秒A） 分疏箱水位箱水位19.5mB） 汽泵不在运行3.1.2 汽轮发电机组冲转、并网3.1.2.1 汽轮机冲转前应检查下列条件已具备：1） 机组所有系统和设备运行正常，不存在禁止机组启动或并网的条件。2） 汽轮发电机组在盘车状态，连续盘车时间不少于2h4h。3） 盘车时，转子偏心度、轴向位移、缸胀等指示

14、正常，转子弯曲指示度值与原始值的差值不大于0.02mm。汽缸内无动、静摩擦等异常声音。4） 高压外缸及中压缸上下壁温差50；高压内缸上下壁温差35。5） 高/中压主汽门、调门、补汽门和高排逆止门处于关闭位置。6） 确认汽轮机防进水的各蒸汽、抽汽管道及本体的疏水门动作正常、无卡涩。机组各疏水已充分疏尽。7） 主机润滑油、EH油系统运行正常。主机润滑油滤网后油压大于0.5MPa，主机润滑油滤网前油温大于37，EH油压力在16MPa左右。8） 凝汽器压力符合限制曲线的要求，不大于13KPa。9） 高旁处于“【A3】”方式，低旁处于“点火”运行方式。10） 确认氢气纯度大于98，氢压在0.46MPa0

15、.48MPa，定子冷却水流量约120t/h，定冷水冷却器和氢气冷却器等闭冷水侧控制投入自动。油氢差压在0.08MPa0.12MPa之间。11） 启动参数应满足变量温度准则即X准则。冷态启动典型冲转参数为：主汽压力8.5MPa，主汽温度400，再热汽压力1.2MPa，再热温度380。12） 汽水品质合格，尤其是蒸汽品质在调门开启前必须满足汽轮机冲转前的蒸汽品质要求，否则汽轮机自启动顺控子组不会走步。13） 汽轮机启动过程中，锅炉应维持燃烧（包括燃料量）和蒸汽参数稳定。第20步：调门开启前等待蒸汽品质合格，检查确认汽轮机冲转条件A） 汽轮机冲转条件满足：a） X4准则满足（高压主汽门前汽温主汽压对

16、应饱和温度）；b） X5准则满足（高压主汽门前汽温高压转子平均温度）；c） X6准则满足（中压主汽门前管温度中压转子平均温度）；d） 高压叶片温度保护正常（保护未动作）；e） 汽机润滑供油（包括顶轴油）系统投运，润滑油冷却器出口润滑油温度37；f） 主蒸汽压力控制器不超限；g） 启动装置TAB62；h） 汽机转速正常（不在临界转速区）；i） 高/中压主汽门开（旁通条件：汽轮发电机组转速960r/min）；j） 第3次检查确认汽轮机辅助系统运行正常（条件同第8步）；k） 蒸汽品质子回路（SLC）释放；l） 高压主汽门前蒸汽温度360；m） 高/低压凝汽器背压20kPa（a）；n） 高压外缸上、下

17、缸壁温差+30K并-30K；o） 中压外缸上、下缸壁温差30K并-30K；p） 主/再热蒸汽过热度30K；q） 高压蒸汽温度裕度过热度30K。朱蒸汽温度的调整通过调节燃料与给水的比例，控制分离器出口汽温为基本调节，并以减温水作为辅助调节来完成。分离器出口汽温是分离器压力的函数，分离器出口汽温应保持微过热，当分离器出口汽温过热度较小时，应适当调整煤水比例，控制主蒸汽温度正常直流锅炉的焓值控制是锅炉燃料控制和给水控制之间的一个主修正量，焓值由汽水分离器出口压力和一级过热器入口温度计算得出，并以对应燃料量下减温水的偏差量作为辅助比较量，焓值控制在锅炉进入直流状态才起调节作用。3.1.2.2 焓值控制

18、的机理1） 当水冷壁出口蒸汽温度达到高二值的时候，焓值设定点将立即减少到最小焓值设定点，然后在15分钟内线性增加到正常焓值设定点，焓值变化相应作用调节给水。2） 当水冷壁出口温度达到高一值或过热器减温水达到对应燃料量下的上限时，焓值设定值将快速降低，相应动作增加给水，直到参数达到正常范围。3） 当过热器减温水达到对应锅炉主控指令的下限时，焓值设定值将慢慢上升，修正减少给水量，以保证最小减温水量。当过热器减温水量与设计值有偏差的时候，焓值将自动缓慢修正，以保证减温水量与目标值偏差在允许的范围内3.1.2.3 为保证焓值控制平稳，对燃料的控制也应平稳，当锅炉燃料量5分钟之内变化大于8的时候，焓值控

19、制将自动闭锁增或减，此时应注意主蒸汽温度、减温水开度以及水冷壁出口温度，防止超温或者温度突降现象。3.1.2.4 注意控制锅炉燃烧率不在干湿态转换区间波动，防止出现控制紊乱。当锅炉主控指令、汽水分离器压力、水冷壁出口集箱蒸汽温度、过热器减温水总流量任一出现故障的时候，焓值设定值将停止变化，此时应注意燃料和给水的匹配调节1） 锅炉停炉后，高旁控制转为D方式，保持高低压旁路一定开度，对锅炉主蒸汽及再热蒸汽系统进行降压，降压速率不大于0.3MPa/min，当压力降至1.2MPa时，关闭高低压旁路阀。或根据具体停炉要求决定降压值。维持30BMCR的风量对锅炉进行吹扫。完成后停运送、引风机，进行闷炉，闷

20、炉时间不少于4小时。若因检修需要加快炉膛冷却，经生产副总或总工批准，可保留一侧风烟系统。2） 汽机顺控停运子组启动后，走步到第52步，汽机压力控制方式切换至限压方式后，高旁将转为C方式，高旁开始调节主汽压力、低旁则开始调节再热蒸汽压力。此时，必须保证高旁阀后温度设定值高于冷再压力对应的蒸汽饱和温度，避免冷再带水。1.1 冲击过程中继电保护投入方式：6.23.1 01A、01B启动变本体保护：本体保护投跳闸的有01A、01B启动变重瓦斯、压力释放、压力突变、绕组温度高高、油温高高、有载开关重瓦斯、有载开关压力释放。其它本体保护投信。6.23.2 01A、01B启动变差动保护：投入。6.23.3

21、01A、01B启动变后备保护：高压侧电流速断、高压侧复合电压过流、高压侧零序过流、低压侧零序过流等保护均投跳闸。其它保护投信。6.23.4 启动变220kV侧引线保护：引线电流速断、过流、零序过流保护全投跳闸，失灵启动功能投入。6.23.5 6kV备用分支保护：低压电压过流、限时电流速断、零序过流投跳。其它保护投信。6.23.5.1. 锅炉MFT动作条件6.23.1.1.1. 手动MFT按钮6.23.1.1.2. 送风机全停6.23.1.1.3. 引风机全停6.23.1.1.4. 空预器全部跳闸6.23.1.1.5. 炉膛压力高高6.23.1.1.6. 炉膛压力低低6.23.1.1.7. 给水

22、泵全停6.23.1.1.8. 给水流量低低（省煤器出口流量）6.23.1.1.9. 炉膛总风量低低6.23.1.1.10. 再热器保护6.23.1.1.11. 失去全部燃料（含微油）6.23.1.1.12. 失去全部火焰（含2个及以上微油枪没火）6.23.1.1.13. 任意两台磨煤机运行，一次风机全停6.23.1.1.14. 水冷壁出口蒸汽温度高高6.23.1.1.15. 分离器水位高高（贮水箱压力小于18MPa）6.23.1.1.16. 主蒸汽压力高高6.23.1.1.17. 火检冷却风低低（火检冷却风机全停超过600S）6.23.1.1.18. 汽机跳闸6.23.1.1.19. 脱硫入口

23、温度大于180度，出口小于70度。6.23.5.2. 锅炉MFT动作同时对下列设备快速发出联锁动作指令6.23.5.2.1. 跳所有磨煤机6.23.5.2.2. 跳所有给煤机6.23.5.2.3. 关闭燃油进油快关伐6.23.5.2.4. 关闭所有磨煤机出口门6.23.5.2.5. 跳两台一次风机6.23.5.2.6. 关闭所有油角阀6.23.5.2.7. 关闭过热器减温水总门。6.23.5.2.8. 关闭再热器减温水总门6.23.5.2.9. 关一级减温水隔绝门和调门6.23.5.2.10. 关二级减温水隔绝门和调门6.23.5.2.11. 三台引风机运行时跳丙引风机6.23.5.2.12.

24、 保留一台汽泵（优先停A泵）6.23.5.2.13. MFT信号送DEH6.23.5.2.14. MFT信号送MEH6.23.5.2.15. MFT信号送脱硫6.23.5.2.16. MFT信号送脱硝6.23.6 炉膛吹扫6.23.6.1. 炉膛吹扫允许：（与）6.23.6.1.1. 任一送风机运行6.23.6.1.2. 任一引风机运行6.23.6.1.3. 所有给煤机、磨煤机停运6.23.6.1.4. 进油母管燃油关断阀全关6.23.6.1.5. 回油母管燃油关断阀全关6.23.6.1.6. 所有火检无火（含微油）6.23.6.1.7. 燃烧器喷嘴在水平6.23.6.1.8. 炉膛总风量合适

25、6.23.6.1.9. 两台空预器运行6.23.6.1.10. 一次风机全停6.23.6.1.11. 磨煤机出口挡板全关6.23.6.1.12. 全部油角阀关闭（含微油）6.23.6.1.13. 所有二次风调节挡板在吹扫位6.23.6.1.14. 无泄漏试验失败脉冲6.23.6.1.15. 无MFT条件6.23.6.1.16. 所有火检装置无故障6.23.6.1.17. 所有磨进口快关门全关6.23.6.1.18. 火检冷却风压力正常6.23.6.2. 炉膛吹扫触发：（与）：6.23.6.2.1. A层辅助二次风挡板在自动（吹扫位）6.23.6.2.2. B层辅助二次风挡板在自动（吹扫位）6.

26、23.6.2.3. C层辅助二次风挡板在自动（吹扫位）6.23.6.2.4. D层辅助二次风挡板在自动（吹扫位）6.23.6.2.5. E层辅助二次风挡板在自动（吹扫位）6.23.6.2.6. F层辅助二次风挡板在自动（吹扫位）6.23.6.3. 炉膛吹扫完成：6.23.6.4. 当炉膛吹扫允许条件均满足后，置AF层辅助二次风挡板在吹扫位，即投入AF层辅助二次风挡板闭环模式，触发炉膛吹扫。5分钟炉膛吹扫完成后，MFT自动复位。6.23.6.5. 炉膛吹扫中断 在吹扫过程中，当任一炉膛吹扫允许条件不满足，炉膛吹扫中断。6.23.6.6. MFT复位（与逻辑）6.23.6.6.1. MFT状态6.

27、23.6.6.2. 炉膛吹扫完成6.23.6.6.3. 无MFT跳闸条件6.23.6.7. 油燃料跳闸（OFT）（或逻辑）6.23.6.7.1. 进油母管燃油关断阀全关6.23.6.7.2. 所有油角阀未全关（含微油），供油母管压力低，延时5s6.23.6.7.3. MFT发生6.23.6.8. 点火允许条件6.23.6.8.1. 煤层点火允许（与逻辑）6.23.6.8.1.1. 火检冷却风机母管压力正常6.23.6.8.1.2. 任一一次风机运行6.23.6.8.1.3. 任一密封风机运行6.23.6.8.2. 油层点火允许（与逻辑）6.23.6.8.2.1. MFT已复位6.23.6.8.

28、2.2. 火检冷却风机母管压力正常6.23.6.8.2.3. 总风量合适或任一燃料层投运（不含微油）6.23.6.8.2.4. 进油母管燃油关断阀全开6.23.6.8.2.5. 初次点火时，摆动燃烧器摆角水平位6.23.6.8.2.6. 燃油母管供油压力正常6.23.6.8.2.7. 雾化吹扫空气压力正常6.23.6.8.2.8. 无OFT6.23.6.8.2.9. 燃油进油母管温度正常6.23.6.8.2.10. 炉膛吹扫完成6.23.7 汽机ETS保护6.23.7.1. 汽轮机ETS动作条件a) 锅炉MFTb) 内冷水流量低（96m3/h,延时2秒触发跳发电机指令）c) 发电机检漏计液位高

29、（A/B）d) 内冷水进水温度高（58）e) 发电机进氢温度高（53）f) 发电机消泡箱液位高（A、B侧，3取2）g) 15号轴承金属温度高（130）h) 67号轴承金属温度高（107）i) 15号轴承座绝对振动大（11.8mm/S）j) 67号轴承座绝对振动大（14.7mm/s）k) 轴向位移大（1.0mm）l) 汽轮机超速（3300r/min）m) 乙凝器水位高（1490mm）n) 乙凝汽器背压高（转速390rpm且背压30KPa）o) 乙凝汽器背压高（转速390rpm且低压缸进汽绝对压力与背压1328KPa之差0，无延时；或凝汽器实际压力小于28KPa但比计算压力高，延时5分钟）p) 低

30、压缸排汽温度高（110）q) 高压缸叶片温度高（12级后进汽温度函数计算值）r) 主机润滑油油位高（1600mm）s) 主机润滑油油位低（1350mm）t) 主机润滑油油压低（0.23Mpa，延时3.2秒）u) EH油温低（5）v) EH油位低w) EH油压力低（10.5Mpa）x) 紧急停机按钮y) 润滑油紧急供油按钮按下z) EH 油紧急供油按钮按下aa) 汽轮机顺控子组停运第54步bb) ETS卡件故障cc) 中压缸排汽温度高（337，手动停机）dd) 机侧主汽温高（624）（手动停机）ee) 机侧再热汽温高（624）（手动停机）ff) 高压缸排气温度大于537。6.23.7.2. 汽轮

31、机跳闸后的联锁功能l 高中压主汽门、调门关l 检查高排逆止门A/B及各段抽汽逆止门关l 高排通风阀开启l 旁路动作l 本体及抽汽疏水6.23.8 试运要求l 在首次试转时应对电动机进行单机试转，确认转向、事故按钮、轴承振动、温升、摩擦声等正常。l 电动机试转时间以各轴承温升达到稳定（15分钟内温度升小于1），并且定子绕组温升应在限额之内开始计时，新安装辅机试运应连续运行不少于4小时，检修后辅机试运应连续运行不少30分钟。l 电动机试转合格后才能与辅机连接试转，辅机试转时，其程控系统应投运，试转时转动设备各轴承温度、振动均应在验收标准限额之内，各轴承温度稳定正常（15分钟内温度升小于1），新安装

32、辅机试运应连续运行不少于4小时，检修后辅机试运应连续运行不少30分钟。l 辅机及电机试转的时候，应持续记录电机电流、轴承温度、振动等数值。对大的辅机，试转停止的时候，应记录其惰走时间。l 辅机试运中轴承温度、瓦温、振动、电流、介质参数应符合厂家规定。辅机振动厂家无规定时，可按辅机运行规定执行。l 所有辅机的试运转中发生异常、故障或参数超限，应及时停止其运行，待消除缺陷后才能重新试运转。3.1.3 小机保护通道试验1） 除氧器水位低（报警值1950mm，跳机值400mm延时5秒汽泵、前置泵跳闸）2） 汽泵进口流量392m3/h与再循环开度70%，延时15s给泵跳闸3） 前置泵跳闸A） 前置泵径向

33、轴承温度高高(驱动机侧)（85 延时3s）B） 前置泵径向轴承温度高高(驱动机逆侧)（85 延时3s）C） 前置泵推力轴承（内侧）温度高高（85 延时3s）D） 前置泵推力轴承（外侧）温度高高（95 延时3s）E） 前置泵电机传动端径向轴承温度高高（95 延时3s）F） 前置泵电机自由端径向轴承温度高高（95 延时3s）G） 前置泵电机绕组温度高高（125 6取4） 4） 给泵推力轴承温度（120，2取2）5） 汽泵径向轴承温度高高（100，2取2）6） 汽动给水泵驱动端密封水回水温度高高（95 报警）7） 汽动给水泵非驱动端密封水回水温度高高（95 报警）8） 小机润滑油母管油压低(0.13

34、 MPa）9） 汽泵入口压力低(0.8 MPa延时5秒）10） 小机转速大于6050r/min11） 小机轴向位移0.4mm，-0.62mm12） 小机大轴振动大(峰值)（200m)13） 小机推力轴承钨金温度高高（110, 2取2)14） 小机支持轴承巴氏合金温度高高（115, 2取2)15） 小机润滑油箱油位低低（380mm,报警）16） 小机排汽温度高（150）17） MFT(首跳甲小机）3.1.4 机组启动方式的划分3.1.4.1 汽轮机启动状态划分：1） 冷态：汽轮机初始温度（高压汽轮机转子平均温度）150；2） 温态：汽轮机初始温度（高压汽轮机转子平均温度）150400；3） 热态

35、：汽轮机初始温度（高压汽轮机转子平均温度）400；4） 极热态：机组非计划停运汽轮机2小时内。3.1.4.2 锅炉启动状态的划分：1） 冷态：停炉超过72小时。2） 温态：停炉72小时内。3） 热态：停炉10小时内或主汽压力大于8.4MPa。4） 极热态：停炉小于1小时。3.1.5 机组启动过程中汽、水品质要求3.1.5.1 凝结水精处理进、出水水质指标见3.1.5.2 表 41表 01 凝结水精处理进、出水质指标内容项目单位进水水质出水水质检测周期启动正常标准值期望值二氧化硅SiO2g/L50020105在线钠Nag/L801531在线总铁 Feg/L5001553运行床定期查定氢电导率（2

36、5）挥发处理S/cm/0.150.10在线加氧处理S/cm0.120.10在线备注机组为无铜系统，无铜指标注：按照精处理运行规定：1) 当凝结水含铁量500g/L，走进入精处理装置旁路，不得进入精处理装置。2) 当除氧器进水含铁量500g/L，由5低加出水管放水门排放。3) 当除氧器进水含铁量500g/L，关闭5低加出水管放水门，除氧器进水。4) 当除氧器出水含铁量500g/L，排放。5) 当除氧器出水含铁量500g/L，回收进凝器。6) 当除氧器出水含铁量200g/L，进行高压给水系统冲洗。3.1.5.3 锅炉上水水质标准见表 42表 02 锅炉上水水质标准项目硬度铁溶解氧二氧化硅单位mol

37、/Lg/L限额0503030注：锅炉冷态清洗时锅炉上水温度推荐为105120，锅炉给水与锅炉金属温度的温差不许超过111。3.1.5.4 锅炉点火前，省煤器入口的给水水质要求见表 43表 03 锅炉点火前，省煤器入口的给水水质要求项目氢导PH（25）铁SiO2溶解氧单位S/cmg/Lg/Lg/L限额0.659.510.05030303.1.5.5 锅炉冷态清洗合格标准见表 44表 04 锅炉冷态清洗合格标准项目单位标准值备注分疏箱疏水含铁量g/L500排放至冷却塔分疏箱疏水含铁量g/L500回收至凝汽器分疏箱疏水含铁量g/L100合格注：1）按照精处理运行规定：当凝结水含铁量500g/L，不得

38、进入精处理装置。2）当分疏箱出口疏水含铁量100g/L时，冷态清洗合格。3.1.5.6 锅炉热态清洗合格标准见表 45表 05 锅炉热态清洗合格标准项目单位标准值备注分疏箱疏水含铁量g/L500排放至冷却塔分疏箱疏水含铁量g/L500回收至凝汽器分疏箱疏水含铁量g/L50（期望值30）合格注：1）按照精处理运行规定：当凝结水含铁量500g/L，不得进入精处理装置。2）当分疏箱出口疏水含铁量50g/L时，热态清洗合格。（期望值30g/L）3.1.6 机组启动过程中的注意事项3.1.6.1 锅炉启动过程中的注意事项1） 锅炉在油枪投用过程中，应安排人员就地观察。油枪应无冒黑烟、火焰黯淡等燃烧不完全

39、的情况，也无滴油、火焰脱火等油枪雾化不良情况，确认捞楂机渣槽中无油迹。如若发生异常情况，应及时调整二次风挡板的开度及炉前燃油供油压力，调整无效应停止油枪运行。2） 锅炉冷态启动，采用微油点火点火时，在制粉系统投运初期，应密切注意燃烧器的着火情况及炉膛内的火焰情况，必要时调整煤量、一次风速或二次风挡板开度。若发现炉膛内燃烧不稳定，应及时停运制粉系统并进行锅炉吹扫。3） 锅炉冷态启动的点火初期，过、再热器处于干烧状态，此时应注意控制燃料量，在高低压旁路未开启前，炉膛出口烟气温度严禁超过538。4） 锅炉启动期间，应投入空预器连续吹灰，并严密监视锅炉烟道各处的烟气温度、各受热面的金属温度和空预器红外

40、线检测装置，发现异常报警及时到现场确认，防止燃烧不完全引起尾部烟道二次燃烧。5） 在升温升压过程中，应经常监视汽水分离器的内外壁温差不超过限额，如发现应力余度减少时应停止增加燃料量，延长升温升压的时间。6） 在升温升压过程中应加强对各受热面金属温度的监视，谨慎控制中间点温度（汽水分离器出口汽温），通过调节减温水和燃烧器摆角，控制主蒸汽温度和再热量蒸汽温度在设定值范围内。7） 在锅炉分离器入口汽温第一次达到饱和温度（100）或第二层燃油枪投入运行后，锅炉有汽水膨胀过程，此时应注意分疏箱水位的控制，防止超限。8） 在机组并网和带初负荷的过程中，必须严格保证锅炉燃烧包括燃料量的稳定，并控制燃料量小于

41、32。否则将导致旁路不能转为B方式运行。9） 锅炉在湿态与干态转换区域运行时，应尽量缩短其运行时间，并应注意保持燃料控制与给水流量的稳定，严格按升压曲线控制汽压的稳定，以防止锅炉受热面金属温度的波动。10） 制粉系统启动、锅炉干湿态切换、停用锅炉启动再循环泵时极易引起汽温波动，因此在上述操作前要做好预想，并做到平稳操作。11） 锅炉启动后，尤其是锅炉转为干态运行后，应严密监视大气式扩容器疏水箱的水位并及时关闭水箱至凝汽器的疏水门，防止破坏凝汽器真空。12） 锅炉升温升压后，应及时联系检修人员检查锅炉膨胀情况，发现异常及时汇报处理，停止锅炉升温升压。3.1.6.2 汽轮机启动及升速过程中的注意事

42、项1） 汽轮机冲转前，转子应进行连续盘车，尽可能避免中间停盘车，如发生盘车短时间中断，则要延长盘车时间。2） 汽轮机升速过程中为避免汽轮机较大的热应力产生，考虑高压汽轮机叶片的承受能力，因此主蒸汽温度应保持合适的温度，汽缸壁温升应严格按X准则进行，否则机组升速将受到限制，机组在暖机过程中应保持蒸汽参数的稳定。3） 汽轮机组要充分暖机，疏水子回路控制必须投入，尽可能保持疏水畅通。4） 注意汽轮机组的振动、各轴承温度、汽轮机高、中压缸上/下缸温差，轴向位移及各汽缸膨胀的变化，汽轮机高、中压缸上/下缸温差不超过55，否则应手动停机。5） 机组升速过程中要注意主机冷油器出口油温及发电机氢冷温度的变化，

43、并保持在正常范围内，并注意观察各轴承回油温度不超过70，低压缸排汽温度不超过90。6） 冷态启动，在额定转速暖机结束后，发电机并网前进行一次手动脱扣试验。由热工将汽机超速保护定值设置在2950r/min，重新启动汽轮机，进行超速保护试验，当转速到2950r/min，超速保护动作，汽机跳闸。由热工将汽机超速保护定值重新设置到3300r/min，启动汽轮机（根据当时情况再定）。3.1.6.3 发电机励磁升压、并网过程中的注意事项1） 发电机启动前，注意励磁调节器在电压最低位置。2） 发电机电压升至额定值后，注意发电机转子电流、转子电压不超空载额定值；发电机定子、转子回路对地绝缘应合格。3） 发电机

44、升压过程中，定子电流三相应无指示，发电机零序电压应无指示；升压过程中，如出现定子电流突升，或出现电压异常时，应立即将发电机逆变灭磁。4） 机组转速低于2850r/min禁止投入励磁系统。若发电机励磁系统已投运，在等待并网或做其它试验时，出现转速下降，应立即断开灭磁开关。5） 发电机并网前注意保持电压与系统相差5以内、频率与系统相差0.15Hz以内。6） 并网、带初负荷过程中要密切监视三相电流、负序电流、有功、无功等参数，防止发电机出口开关非全相。7） 随着负荷升高，要注意监视发电机氢温、氢压、油氢差压、定冷水温、线圈及铁芯温度，发现异常及时调整冷却器的工作状态。3.1.6.4 升负荷过程中注意

45、事项1） 检查汽机振动、胀差、缸胀、温差、轴向位移等变化情况，发现异常或超越规定应停止升负荷。2） 注意汽缸金属温度的变化，其温升速度严格按照规程升温升压曲线。3） 润滑油温、油压及回油温度均在规定范围内。4） 主、再热汽温左、右温差不超过17。5） 径向轴承、推力轴承金属温度在规定范围内。6） 控制油温及油压的变化在规定范围内。7） 注意监视密封油压、氢压及氢油压差在允许值内。8） 监视凝汽器背压及排汽温度应正常，发现异常及时进行分析、处理，排缸喷水阀工作是否正常。9） 机组无异常声音。10） 凝汽器、除氧器、高低加、轴加水位在正常范围内。11） 主机油箱及EH油箱油位正常。12） 检查汽机

46、本体及热力系统疏水开关逻辑正确。13） 机组负荷30时，抽汽逆止门开；负荷25时关；为了保证低负荷时，低压缸有足够的通流量。14） 机组负荷30时，抽汽电动门先开10，停60s，然后开足。3.1.7 发电机并网后的操作3.1.7.1 机组并网后，随着负荷升高，应及时检查发电机的三相电流、负序电流、铁芯和绕组温度、氢气压力、温度，内冷水温度、流量，主变绕组温度、油温，励磁变温度等参数正常。3.1.7.2 退出发变组保护中的发电机“启停机”和“误上电”保护压板。投入发电机绝缘过热监测仪3.1.7.3 盘车运行规定1） 汽轮发电机组停运后，转速降至120r/min盘车应自动投入。而汽机冲转前，至少维

47、持连续盘车4小时。2） 停机后若连续盘车无法投入，在前12小时应每隔15分钟盘动180，12小时后可间隔30分钟。3） 盘车投入后无法盘动大轴，应查明原因及时处理。严禁采用行车、通新蒸汽或是压缩空气等方法强行盘车，而应采取以下闷缸措施，以清除转子热弯曲。A） 隔离汽轮机本体的内外冷源。B） 关闭汽机的所有疏水门，包括汽门、本体、抽汽管道疏水门，进行闷缸。C） 严密监视和记录汽缸各部分的温度、温差和转子晃动随时间的变化情况。D） 上下缸温差小于50后可手动试盘车，若转子能盘动，则盘转180校直转子。E） 转子偶数次180盘转后，当转子偏心及方向回到原始状态，可投连续盘车。4） 盘车投入后，发现盘

48、动卡涩，液压马达过力矩，则可判断是汽机内部存在动静部件摩擦。此时应停用盘车，保持油系统运行，并将转子高点置于最低位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，直至转子偏心度正常后再手动盘车180。5） 汽机转子温度大于100时，若要临时停用盘车，时间应控制在1530分钟以内，并密切监视转子偏心度。发现偏心度较大后手动盘车180，待偏心度正常后及时投入连续盘车。6） 汽机转子金属温度小于100时，可以停用盘车。7） 严禁盘车停运时向轴封送汽。3.1.7.4 锅炉停用过程中的操作及注意事项1） 当汽水分离器出现水位，且持续上升后，锅炉转入湿态运行，锅炉给水流量由焓值控制转入储水罐水位控制。2） 当分离器储水

49、罐水位大于5m 后，启动锅炉启动循环泵。检查启动循环泵出口调节阀自动控制锅炉水冷壁流量。3） 当汽水分离器储水罐出现水位后，确认储水罐至大气式扩容器管路暖管正常，水位大于17m 后，确认分离器储水罐液位控制阀动作正常。4） 锅炉转湿态时，保证给水流量不变，逐步减少燃料量。分离器出口焓值逐渐降低到设定值，当分离器储水罐水位控制器参与调节后，给水流量需求值增加，达到燃料和给水量的平衡。5） 锅炉进入低负荷（30BMCR以下）阶段后或投入油枪（或微油枪），投入空预器连续吹灰。6） 为了防止水冷壁局部超温，在锅炉熄火前应始终保持给水流量在30BMCR。7） 退出脱硫系统运行（20BMCR以下）。8）

50、停运电除尘（20BMCR 以下）。9） 停运最后两台制粉系统运行，停运前投用轻油枪助燃，将磨煤机内余粉抽尽。10） 锅炉熄火后，检查确认锅炉所有减温水门关闭，一次风机、密封风机跳闸，炉前燃油进油、回油快关阀关闭，现场检查各油枪退出运行，燃油系统根据是否维持炉前循环。11） 锅炉熄火，维持30BMCR的风量对锅炉通风吹扫510分钟后，停运送、引风机，关闭各烟气档板及二次风门，密闭炉膛。12） 锅炉停炉后，保留一台汽泵运行，采用小流量（200t/h）进水冷却约15分钟后，确认水冷壁温度无上升趋势后可暂停进水，启动循环泵连续运行。高旁控制转为D方式，保持高低压旁路一定开度，对锅炉主蒸汽及再热蒸汽系统

51、进行降压，降压速率不大于0.3MPa/min，当压力降至1.2MPa时，关闭高低压旁路阀，停运启动系统和给水泵，或根据具体停炉要求决定降压值。13） 锅炉在停炉、冷却过程中必须严格控制汽水分离器、过热器出口集箱内外壁温差不超过容许范围（30）。如发现该两处的内外壁温差超过允许范围时应减缓冷却速度。14） 锅炉停运后保持输灰、石子煤、底渣系统运行直至灰、渣全部出清。15） 按需要进行锅炉保养。16） 当空气预热器进口烟气温度小于150，允许停空气预热器。17） 炉膛内烟温低于50后，可停用火检冷却风机。3.1.7.5 停炉冷却操作1） 锅炉熄火，维持30BMCR的风量对锅炉通风吹扫510分钟后，

52、停运送、引风机，关闭各烟气档板及二次风门，密闭炉膛最短时间不少于4小时。2） 锅炉停炉后，保留一台汽泵运行，采用小流量（200t/h）进水冷却，确认水冷壁温度无上升趋势后可暂停进水，启动循环泵继续连续运行。高旁控制转为D方式，保持高低压旁路一定开度，对锅炉主蒸汽及再热蒸汽系统进行缓慢降压，降压速率不大于0.3MPa/min，当压力降至1.2MPa时，关闭高低压旁路阀，停运启动系统和给水泵，或根据具体停炉要求决定降压值。3） 锅炉在停炉、冷却过程中必须严格控制汽水分离器、过热器出口集箱内外壁温差不超过30。如发现该两处的内外壁温差超过允许范围时应减缓冷却速度。4） 当汽水分离器压力下降至1MPa

53、以下、分离器入口水温小于200时，开启水冷壁、省煤器进口集箱放水门和其他所有疏水门，带压将水排空。放水温度应低于该压力对应的饱和温度之下20，防止引起管道激振。5） 当汽水分离器压力下降至0.5MPa ，开启水冷壁、省煤器、过热器、再热器各空气门，压力降至0.2MPa后，开启高旁、低旁抽真空，将剩余湿汽排尽。6） 锅炉带压放水结束后，根据工作要求是否破坏炉底水封。7） 密闭炉膛8小时后开启二次风挡板，送风机动叶及出口档板，引风机静叶及进出口档板，炉膛各看火孔进行炉膛自然通风冷却。8） 当空预器进口烟气温度降至100，且末级过热器管壁温度低于120以下，允许启动一台引风机冷却炉膛。9） 若因检修

54、需要加快炉膛冷却，经生产副总或总工批准，机组A、B级检修闷炉12小时，机组C、D级检修闷炉4小时后，启动一台引风机对炉膛进行强冷，控制烟温下降速度不大于40/h，并注意汽水分离器、过热器出口集箱内外壁温差不超过30。10） 空预器进口烟气温度均降至150以下，允许停止空预器运行。11） 炉膛内烟温低于80后，可停用火检冷却风机。3.1.7.6 汽机停运过程中的操作及注意事项1） 汽机顺控停运子组启动后，走步到第52步，汽机压力控制方式切换至限压方式后，高旁将转为C方式，高旁开始调节主汽压力、低旁则开始调节再热蒸汽压力。此时，必须保证高旁阀后温度设定值高于冷再压力对应的蒸汽饱和温度，避免冷再带水。2） 汽轮机跳闸后检查汽轮机高、中压主汽门、调门、补汽门关闭，抽汽电动门、逆止门、高排逆止门关闭，高排通风阀开启，汽轮机转速下降，进行机组惰走听音。3） 检查除氧器、小机供汽、轴封汽切至备用汽源（确认备用汽源压力维持在1.2MPa，温度350）供应。尤其注意轴封汽温度与转子金属温度的匹配，一旦发现轴封温度异常，应立即关闭辅汽供轴封调节门。4） 检查除氧器、凝汽器热井水位正常。并根据情况停运一台凝泵。汽机转速低于510r/min，检查顶轴油泵自启动，并确认顶轴油压力和顶轴油泵电机电流正常。5） 汽机转速降至