330MW机组集控培训大纲

/330MW机组集控运行培训大纲江苏华电扬州发电有限公司发电部2０0５年9月第一篇锅炉巡操规程第一篇之第一章之第一节、第一篇之第二章第一、二、三节；第二篇之第一、二、三章系统图图号02、03、☆04、☆05、☆06、07、08、☆11、12、１4、1６、１7、18、☆１9、20以及☆锅炉辅助用汽母管系统、☆锅炉侧闭冷水系统☆为重点掌握内容巡检按照《33０MＷ机组集控岗位监盘及巡检工作的规定》执行。四、主要操作锅炉进水投切锅炉辅助用汽母管投切锅炉底部加热定期排污及扩容器上管道阀门操作炉疏水、取样、加药、空气门操作水压试验相关操作至脱硫、干灰闭冷水切换吹灰汽源切换燃油系统打循环、燃油系统蒸汽吹扫空压机、冷干机的启动与停止第二副值、公用副值一、规程第一篇之第一章第一篇之第二、三、四、五章汽水系统部分第三篇之二、四、六、七条二、图纸图号０2、03、04、0５、0６、07以及锅炉辅助用汽母管系统、锅炉侧闭冷水系统三、主要操作锅炉进水锅炉冷、热态启动之升温升压锅炉冷、热态停止之降温降压各种工况下水位及汽温之调整大旁与主给水管路相互切换电泵与汽泵相互切换投切连扩四、监盘１．水位调整1.1画面上有三个差压式水位计信号，三个差压式水位计信号之间的偏差不应超过50mm。正常水位控制在±5０mm。±１00mｍ一值报警，±15０mm二值报警.高一值联开事故放水#1门，高二值联开事故放水＃２门（事故放水联锁投入）。±２5０ｍm延时５秒，MＦT停炉(差压式水位计三取二）。1.2正常两台汽泵运行,电泵处于后备抢水状态。一台汽泵运行中跳闸，电泵抢水功能投入，电泵自启成功,以最大速率增速。另一台汽泵自动调节.MFT时,如电泵处于备运状态，跳泵能够自启、但不抢水位。汽泵转速投自动的前提是ＭEH系统投入锅炉自动。汽泵的负荷响应速度通过MEH系统中的升速率设定来实现，正常运行时速率为800ｒ／miｎ。1.3影响汽包水位的因素：锅炉负荷变化时，当外界负荷突然变化,将引起锅炉汽压变化，造成水位变化.当负荷骤变时,必须严密监视水位。只有给水量等于蒸发量水位才能保持稳定。燃料量和燃烧工况的变化,在外界负荷及给水量不变的情况下,当燃料量突然增加,水位暂时升高而后下降;燃料突减,水位暂时降低而后升高，此种情况以锅炉熄火后水位先低后高最为明显.给水压力变化，将使给水流量发生变化,从而破坏了给水量与蒸发量的平衡，引起水位变化。水压过低，则汽包进水困难,若给水压力低于省煤器进口压力，给水将无法进入汽包，会造成锅炉严重缺水。给水压力的大幅波动，还会造成减温水压的变化，使主汽温度的大幅波动,因此给水压力的稳定至关重要。锅炉受热面管损坏。给水自动失灵。1.4不同阶段汽包水位的控制:启动过程中对汽包水位的控制:当汽包水位上至一50mm(点火水位）时停止上水，打开省煤器再循环门.点火后随着锅炉压力的不断升高，水位开始有所下降，此时应根据汽包水位的变化及时上水。投切汽机旁路时动作要缓慢、平稳，防止水位波动。汽机冲转、并网、低负荷暖机时水位控制:汽机冲转前应将水位控制在一８０mm左右，冲转过程中在过临界时汽机升速率由100r／min突增至3０0r/miｎ以及在２9５0ｒ/min进行阀切换时，都可能对水位造成一定影响，但实际并不明显.在汽轮机并网前，应将水位控制在一80ｍm左右,因为并网后会迅速开调门，带初始负荷（１５MＷ)。冲转并网后，所需给水量开始逐渐增多，根据汽包水位、主汽压力的变化在保证合适的给水旁路调门开度的情况下及时加电泵转速,保证给水旁路调门前后有3—5Ｍｐa的压差，给水旁路调门有较好的调节裕度。加负荷过程中水位的控制：为节约燃油，在条件满足的情况下应尽量提前启动制粉系统。目前一般在30MW启动磨煤机加负荷，在此阶段水位较难控制。主要由于（1)蒸汽流量、给水流量低,汽水循环比较薄弱。（2）制粉系统启动初期，煤粉着火不完全,燃烧不稳定。因此磨煤机要缓慢下煤，并且掌握好汽机开调门加负荷的时机、速率。主给水管路的调用。为减少主给水电动门前后压差,建议在１００MW之内调用主给水管路。调管路前，降低给水泵转速,将给水旁路调整门开足,在开主给水电动门后期,当给水流量增加时，用电泵转速调节，保持给水与蒸汽流量平衡。在此过程中应派人至就地给水平台，确认主给水电动门打开，方可关闭旁路。由主给水调大旁时，同样将给水旁路调整门开足，在关主给水电动门后期，当给水流量降低时，用电泵转速调节，保持给水与蒸汽流量平衡。并泵:在150ＭW阶段必须完成电泵与1台汽泵的并列工作（应利用中速暖机首先将1台汽泵冲至3100r/min备用），在汽包水位及负荷稳定的情况下,将待并泵（假如A汽泵)的转速逐渐提高，使A汽泵的出口压力逐步接近于电泵的出口压力。继续增加汽泵转速，当给水流量增加,说明汽泵开始带负荷,此时可适当降低电泵转速以保持给水量不变。将两台泵给水量调平，投入自动。在180ＭＷ阶段应完成另1台汽泵的并列工作，将待并泵(假如B汽泵）的转速逐渐提高，使B汽泵的出口压力逐步接近于给水母管压力，继续增加Ｂ汽泵转速,当给水流量增加，说明B汽泵开始带负荷，此时应降低电泵转速,直至电泵不再带负荷,将两台汽泵给水量调平，投入自动。将电泵维持最低转速，待汽泵稳定运行半小时后，停止电泵，投入电泵联锁和抢水联锁。1。5．机组发生事故时汽包水位的控制：保持给水流量与蒸汽流量的平衡。在事故处理过程中有时需要给水流量瞬间过调，水位一旦有企稳趋势，立即保持给水流量与蒸汽流量的平衡。特别在事故处理水位手动调节过程中，一定注意不同负荷下对应蒸发量，给水流量与之相匹配，相应的给泵转速对应给水流量,大致的范围一定要牢记在心。２00MW对应汽泵转速4100rpm左右，2５0MW对应45００rpm左右,28０MW对应4750rpm左右,3００ＭＷ对应490０ｒpm左右，３30MＷ对应５１00rpｍ左右。同时注意,两台泵的出力匹配，避免一台泵被闷,更引起流量的大幅变动.加强与燃烧盘的联系。事故处理过程中燃料量的大幅增减往往会造成水位急剧变化，尤其在一次风压大幅晃动时对水位影响更大掌握汽泵的调节特性.由于汽泵受汽源压力以及升速率的限制,转速变化没有电泵快,在事故处理时可直接在MEＨ画面通过“软手操”进行阀位增减。但无论何时，低调门开度不应超过８０％，以避开空行程.1.6停机过程中水位控制：200MW时，应启动电泵备用，１８0MW时，并电泵,解列一台汽泵,1２0MW解列另一台汽泵，水位控制如启动时并泵。在100MW时，由主给水调大旁时，同样将给水旁路调整门开足，在关主给水电动门后期，当给水流量降低时,用电泵转速调节，保持给水与蒸汽流量平衡。这时尤其需要关注的不单是汽包水位,还有由于给水压力的变化导致减温水流量的大幅变化，防止汽温的大幅变化。汽水系统进行重大操作时，燃烧盘需要稳定燃烧,避免增加外扰，引起判断上的偏差。2。汽温调整2.1过热器系统设置有三级喷水减温,减温水来源为给泵出口母管。一级喷水减温器一个,设置在低温过热器至大屏过热器的连接管上，作为正常工况下汽温粗调用，过热蒸汽温度主要以一级喷水进行调节。三级喷水减温器数量2个,设置在后屏至高过的左、右交叉连接管上，作为正常工况下汽温微调用，用来维持过热蒸汽额定温度。二级喷水减温器数量2个，设置在全大屏至后屏左、右两个连接管上,正常工况下作为备用，根据锅炉运行情况可用来调节左右侧汽温偏差,防止后屏超温.一级减温器正常运行时其设定温度为４６0℃左右，二级减温器控制对象是各侧三级减温器前的汽温,根据3０0ＭＷ运行导则规定,正常运行时其设定温度为500℃左右，两个三级减温器控制对象是高过出口的主汽温,正常运行时其设定温度为54０℃左右。2．2再热汽温的控制，虽然规程规定以火嘴摆角作为主要调整手段，但由于摆动火嘴，对炉内燃烧工况的影响实在太大，故而摆角正常运行时,一般固定在一定角度。两个微量喷水减温器起主要调节作用，壁式再热器进口管道上还设置事故喷水减温器，作为备用，减温水来源为给泵的中间抽头。两个微量喷水减温器,控制对象为各侧的高再出口汽温，正常运行时其设定温度为540℃左右，最大流量约４0Ｔ。事故喷水减温器的控制对象也为高再出口汽温。其设定值随微量喷水减温器的设定值变化而自动变化,比后者高5℃。当喷水调阀指令大于４％时，打开喷水截止阀。喷水阀指令小于2%时，关闭喷水截止阀。2.3锅炉运行中，主再热蒸汽温度控制在54０士5℃，两侧汽温偏差〈10℃,.当负荷变化、吹灰、启、停磨煤机、给水旁路切换、给水压力大幅变动，切除高加时,，都应加强监视主蒸汽温度和再热汽温度.汽机高压加热器投入和停用时,给水温度变化较大,应适当调整燃烧量，及时调整减温水量,维持控制过热蒸汽温度在规定范围内。当锅炉发生MFT或事故情况下,减温水调整阀和隔绝阀将接受超驰关闭指令强行关闭，待机组运行正常后进入正常控制状态.2。４在机组启停过程中，对汽温的变化速率都有严格的要求，启动时要求升温速率１.5~2.０℃/Min,并要保持主汽温度过热度≥５6℃，且比机高压缸第一级金属温度高50-100℃.注意汽包上下壁温差〈56℃,内、外壁温差＜28℃，滑参数停机时应注意温降≤1℃/miｎ，主蒸汽过热度≥5６℃，主、再汽温度偏差≤28℃,汽包任两测点间的温差≤32℃；在滑停过程中,主、再热蒸汽温度骤降,１０分钟内下降幅度超过50℃应立即停机.汽缸金属温度急剧下降超过50℃也应故障停机。2。5主汽压高，过热器出口ERV阀首先动作，动作值１8.07Mpa;再热器压高，再热器进口安全门第一个动作压力为4．０７Mpａ;凝汽器真空低到-87kpa将报警并联启备用真空泵，如继续下降，必须快减负荷以维持—8７kpa的真空,低至-8１kｐa将跳机。2.6连排分为两路,一路直通定排扩容器（启动初期用）一路进连排扩容器，回收部分热量和工质。然后再排到定排扩容器.有连排流量调整门，和连扩压力调整门,以及连扩水位调整门，根据实际情况进行相应调整。根据水质情况,调整连排流量和定排次数。定排系统还可用作汽包水位在紧急状况下的辅助调整手段。２．７炉疏水主要有环形集箱疏水（5％旁路疏水）、顶棚疏水、壁再疏水、省煤器疏水、给水母管疏水在启停过程中需要用到。尤其５%旁路疏水，在锅炉启动初期,起到调整汽温汽压匹配和缩短启动时间的作用。５%旁路疏水有两个去处一去定排扩容器,一去机高加疏扩，回收工质。定排扩容器的水排向机组排水槽，为防止排水温度过高，设置有工业水减温.排水量大时,要适当开大减温水。２.8汽水系统的最高处省煤器出口至锅筒连接管、饱和蒸汽连接管、旁路管、低过至大屏、大屏至后屏、后屏至高过连接管、壁再至中再连接管均设有DＮ２0放空气管路。2.９温度控制温度测点是锅炉在启停、运行时对蒸汽温度和管子金属壁温进行监视和保护的重要手段.过热器壁温控制：低过出口４95℃，大屏出口５05℃,后屏出口55５℃,高过出口５８0℃。再热器壁温控制:中再出口５４5℃，高再出口580℃。3.０主、再热蒸汽参数１）项目单位额定正常运行最大非正常运行条件停机最大极限主汽压力MＰa16。671７.521。7超过极限值再热汽压力MＰａ３．2１3.59主汽温度℃538545550５65超过极限值或在最大值运行超过15分钟再热汽温度℃5385455５0５65主、再汽温差℃2８４2超过42主（再）两侧汽温差℃1４4242运行15分钟或超过422）主、再热汽温下降至４95℃,机组带额定负荷,若汽温继续下降，联系单元长或值长采取滑压运行,汽温每下降1℃降负荷10MW，开启汽机本体疏水,并保持蒸汽过热度不小于1５0℃。汽温下降与机组负荷对照见表汽温℃４9５490４85480４7547046546５以下负荷MW30０250200150100500停机3)主、再热汽温下降，在1０分钟内下降５0℃以上,汇报单元长或值长，脱扣停机单元长、主值、第一副值一、规程、图纸全部内容二、主要操作火嘴的检查给煤机的检查炉本体吹灰器器的检查机组启停：熟悉机组启停整套程序.机组负荷调整三、必备知识1．辅岗(单元长、主值)电除尘工作原理，何时切投？锅炉除渣系统高中低压水源的用途?如何出石子煤？送风机液压润滑油系统图,了解一、二次油压正常范围，作用，如何调节？2.巡操、第二副值全部内容四、监盘1.燃烧调整热量信号:调节级压力迭加汽包压力的微分前馈。它能够及时反映锅炉当前产生的热量。通过对热量信号变化的趋势的观察可以了解炉膛内燃烧强度的变化.要求不超过12.95ＭＰａ。总煤量：当前给煤机的入磨煤量，正常运行时一般不超过14０吨,在设计煤种（低位发热量２1．87ＭJ/KG)的情况下，大约每增加4吨煤可以增加１0MW负荷。总风量：为一次风量（５台磨的一次风量之和）与二次风量的总和。锅炉的总风量主要是由二次风控制，即通过改变送风机的动叶开度来控制总风量.具体总风量的给定值为总燃料量经函数运算和氧量信号校正后的风量值，但必须大于吹扫的30％的风量。范围３00～11０0km3／h负压:炉膛负压是锅炉运行监视的最重要的参数之一,正常范围为—3０Pa左右，在50～－１0０之间晃动都属于正常.它可以第一时间直接反映炉膛内部燃烧稳定的情况;几乎所有的燃烧扰动都会集中反映到炉膛负压上，在启停制粉系统时，由于一次压风变化较大,对炉膛负压的影响也较大，操作不当更会影响到一次风的总风压，从而影响所有磨的出粉情况，极易造成炉膛内的燃烧工况恶化.氧量:氧量是锅炉运行监视的最重要的参数之一，正常范围为３。0～５．0。一般正常运行时在3。6左右。它是炉膛内燃烧强度变化的重要参考量。由于送风量的变化始终滞后炉膛内部燃烧工况的变化,所以在给煤量不变的情况下，当氧量短时间内下降时就表明炉内的热强度增强，反之亦然。引风机电流:３30MW时单侧风机一般在135Ａ左右，全炉膛吹灰后一般会下降５~1０A。180MW时电流在80A左右.注意两侧风机电流偏差不应超过1０A,偏差较大时可改变偏置来将两台风机电流调均匀。送风机电流３30MW时单侧风机一般在６6A左右，1８0MＷ时电流在30A左右。注意两侧风机电流偏差不应超过10Ａ，偏差较大时可改变偏置来将两台风机电流调均匀。一次风机电流：正常两台一次风机运行时，330MW单侧电流大约在１00A左右。空预器主电机电流:一般在１1~１2A之间小幅度晃动,如果电流晃动较大应立刻切至空预器间隙控制画面，紧急提升.如发现有第二上限开关动作应及时联系热控处理。空预器辅电机电流：主电机工作时辅电机不工作,电流为零，当主电机跳闸时,辅电机应立刻启动,运行时一般电流为6～7A.二次风压:该处的压力取自空预器后二次风压力,正常运行时应在０。７～1。2ＫPa,低负荷时二次风压可以适当低些.热一次风压：此处为热一次风母管压力,正常运行9。０~10.5KPa，在低负荷或者煤质较差的情况下可以保持磨出口风速18～20m/s,热一次风压9．０~9。５KPa.冷一次风压:由于没有经过空预器,所以一般冷一次风压大于热一次风压,但如果各磨的冷一次风门开的较大则可能小于热一次风压。密封风：为密封风与一次风的压差,要求大于2.0KＰa。转向室温度:锅炉运行监视的最重要的参数之一。该处为水平烟道后竖井前的烟气温度，能够在一定程度上反映炉膛的出口烟温.当烟道积灰严重时,转向室的温度会升高,烟道吹灰后，会降低２0℃左右.一般33０MW时610℃/５６０℃。280MＷ时5４0℃/500℃左右。如果转向室温度下降过快,则可能说明炉膛烟温下降，燃烧恶化,当然还要根据其他参数来确定燃烧工况。火检：当给煤机运行，角火检有火，指示灯亮。在监盘时如发现该指示灯熄灭要高度重视，必要时投油稳燃。当再熄灭一只指示灯,会跳磨煤机。２．磨煤机煤量:单磨的煤量正常运行在２5～40t／h。磨出口风压：一般在5.0~６．0KPa。磨出口温度：磨出口温度是十分重要的参数，易引起磨着火及爆炸，要特别关注.启动要求大于55℃，正常运行在8０℃左右。当冷风门处于自动状态,磨出口温度上升到90℃时冷风门会超弛开,当温度下降可切至手动调整。１2０℃时超弛关热风门.磨入口温度:不超过２40℃。磨的出口风速：一般为２2m/s左右,当挥发份大于20%或者就地观察着火距离过近时可适当提高一次风压来增加出口风速至26m/s左右.磨入口风压：一般在8.０～９。0ＫPa左右,和该磨的煤量和可磨性有关.煤量越多，可磨性系数HGI越小，(越小越难磨）入口的风压就越大。一次风量:在磨正常运行时，风量必须大于30km3/ｈ一般情况下，磨煤机煤量与磨风量对应关系：#6炉24t／h～３0KＮm33６t/ｈ～55ＫＮm3＃7炉24t/h~3０ＫNｍ３36t/h~50KNm3进出口压差：和该磨的煤量和可磨性有关。煤量越多，可磨性系数ＨＧI越小(越小越难磨),磨进出口的压差就越大。正常范围:压差在3.5～4.5之间,当压差达到5.0时就应该减煤量控制来压差继续升高。磨石子煤斗进口门：该门在磨煤机运行应开启,仅在出石子煤时关闭给煤机的报警：容积报警是指当给煤机的称重系统故障或者数模转换系统故障时，由称重测量模式转换成容积测量模式，同时报警。磨油站：磨润滑油压一般要求大于0.2５MＰa。进油温度：要求大于30℃小于40℃，油箱温度不大于4２℃。磨煤机跳闸：MFT动作；给煤机运行３分钟内煤层点火允许信号消失或给煤机停运后煤层点火允许信号消失给煤机运行3分钟后煤层火焰丧失延时3秒。磨煤机2只出口门关润滑油站冷却器后压力低低（0。7ｂar,延时2秒跳磨煤机);在磨煤机运行的情况下，磨煤机齿轮箱轴承八点任一点温度高(80℃)磨煤机运行的情况下,磨煤机电机轴承两点任一点温度高(90℃)大联锁跳给煤机跳闸：MＦＴ动作；磨煤机跳闸；给煤机运行的情况下,出口门关给煤机运行的情况下出口堵煤（就地柜实现）1５)熟知煤样报表各项内容及对燃烧的影响。3．风烟系统负压测点：3个分布在炉膛的就地负压测点，测量范围-１０00～+1０00Ｐa，一个大量程的负压测点，测量范围:+３0０0～—400０Ｐａ.二次风温、热一次风温:额定负荷下320℃左右.飞灰含碳量：2％~6％排烟温度：满负荷时１30℃左右,2８０MW时120℃左右。是监视炉膛积灰，炉内管泄漏,尾部再燃烧的一个参考量。要经常检查排烟温度,当发现排烟温度不正常升高，务必引起高度重视。空预器进出口差压:不超过8０0Pa.否则要加强空预器的吹灰.空预器主电机跳闸、辅电机自启时要注意辅电机虽然已自启,但可能发空预器跳闸信号造成各挡板联关，要立即手动打开。齿轮油泵直接关系到空预器电机运行,要特别关注。4.FSＳS画面1)MFＴ动作条件：两台送风机停止.两台引风机停止2／3炉膛压力高高跳闸:Pa2/３炉膛压力低低跳闸：—Pａ2/3汽包水位高高跳闸：延时5秒２/3汽包水位低低跳闸：延时５秒两台一次风机全部停止运行。手动MFT跳闸火焰丧失跳闸:任意磨组在投运的情况下,且无任何油层运行时,五层煤火焰丧失。燃料丧失跳闸火检冷却风丧失跳闸点火失败跳闸：当锅炉吹扫完成后准备点火，在1小时内没有油角投运，发此信号.汽机跳闸发电机主保护动作两台空预器全停说明:画面中风量小于30%锅炉MＦT已取消。2）机跳炉联锁、电跳炉联锁:该开关机组并网后必须投上。3)锅炉辅机联锁两台空预器全停,停止两台引风机两台引风机全停，停止两台送风机两台送风机全停，停止两台一次风机两台一次风机全停,停止五台磨煤机、给煤机两台一次风机全停，停止两台密封风机两台送风机全停，停止一台静叶开度大引风机（在两台引风机运行的情况下）4)机、炉、电大联锁锅炉联跳汽轮机:汽轮机联跳发电机及锅炉:发电机联跳汽轮机及锅炉：5．火焰检测1）火检:当给煤机运行，角火检有火,指示灯亮。在监盘时如发现该指示灯熄灭要高度重视，必要时投油稳燃.当再熄灭一只指示灯，会跳磨煤机.2）火检风机：火检风机的切换按照操作票执行。切换前必须解保护，要检查备用风机出口档板在开启位置。火检冷却风压力OＫ值7.0kpa，低I值6.5kpa，低IＩ值6。0kpa,联动备用风机。当火检冷却风与炉膛差压低低（3.23ｋｐａ）3只开关有2只动作延时5秒，锅炉MFT。6.燃油系统1．燃油母管压力：正常２。8～３。2ＭPa，低于2。0ＭPa时OＦＴ动作。投油时防止瞬间油压过低，造成OFT动作。（目前该逻辑已取消)7．空预器油站:1）推力和导向轴承的油温>55℃自动启动油泵，>70℃报警，〉85℃跳空预器2）注意检查空预器推力和导向轴承的油位8.风机8.１．送风机重要报警出现下列条件之一,送风机报警：送风机轴承温度六个测点中任一点温度大于90℃;送风机电机轴承温度二个测点中任一点温度大于9０℃；送风机电机线圈温度六个测点中任一点温度大于1１0℃（1１5℃)；送风机轴承振动大6。3mm／ｓ（10mm/s）8．２送风机跳闸出现下列条件之一,送风机跳闸:送风机轴承前中后三个温度中任一温度大于95℃（同一位置两点与）送风机电机轴承温度二个测点中任一点温度大于９５℃；两台引风机全停时，停止送风机MFT动作且炉膛压力高低二值送风机启动6０秒后,出口挡板在关闭位置;8．3引风机重要报警出现下列条件之一,引风机报警:引风机轴承温度三个测点中任一点温度大于8０℃；引风机电机轴承温度二个测点中任一点温度大于70℃；引风机电机线圈温度六个测点中任一点温度大于1１0℃(135℃)；;引风机机壳振动4.6mm/s(7.1mm/s）。引风机失速８．4引风跳闸出现下列条件之一，引风机温跳闸:引风机轴承前中后三个温度中任一温度大于10０℃延时10秒；（同一位置两点与）引风机电机轴承温度二个测点中任一点温度大于85℃；两台空预器停运MFT动作且炉膛压力高低二值5。一次风机重要报警出现下列条件之一，一次风机报警：一次风机轴承温度四个测点中任一点温度大于60℃；一次风机电机轴承温度二个测点中任一点温度大于90℃;一次风机电机线圈温度六个测点中任一点温度大于115℃（120℃）;;一次风机轴承振动二个测点中任一点振动大于６.３mm／s（10mm/ｓ）。6。一次风机跳闸出现下列条件之一一次风机跳闸：1）一次风机轴承前后两个温度同时大于６0℃；切任一点温度大于７5℃;（同一位置两点与）２)一次风机电机轴承温度二个测点中任一点温度大于95℃3）ＭＦＴ动作4）一次风机启动6０秒后,出口挡板在关闭位置；５）锅炉大联锁跳一次风机7．送风机油泵的切换按照操作票，不要改变原先的远控方式五、事故处理1．事故处理的原则发生事故时，单元长应在值长的直接指挥下,带领全班人员迅速果断地按照运行规程的规定处理事故。发生事故时，立即采取一切可行措施，防止事故扩大，限制事故范围，消除事故根源，迅速恢复机组正常运行。在设备被确定不具备运行条件或继续运行对人身、设备有直接危害时，应停炉处理。值长、单元长在指挥处理事故的同时，必须及时向有关领导汇报。2。事故及故障停炉２．１遇有下列情况之一,MFT动作停炉:(略）2.２MFＴ动作主要现象；电泵应联锁启动。如果在MFＴ信号发生20秒后,炉膛负压仍超过高高或低低跳闸值,ＦSＳＳ系统要求跳闸送、引风机。MＦT动作后当无送风机在运行时，将自动进行9００Ｓ的跳闸后吹扫。要求SＣS系统相应打开风烟系统通道内的档板炉膛自然通风。2.3遇有下列情况之一,应手动紧急停炉：ＭＦＴ应该动作而拒动时;管道破裂，不能维持正常运行或威胁人身、设备安全时；所有汽包水位计损坏或失灵，无法监视水位时；锅炉压力升到安全阀动作压力，而所有安全阀(包括ERV）拒动，同时高低压旁路无法打开时；尾部烟道发生再燃烧,使烟道内温度急剧升高并使排烟温度超过2５0℃时；再热蒸汽中断时;2．4手动紧急停炉操作步骤:立即手动MＦT，使其联动，如联动失败,则应立即停止一次风机、磨煤机、给煤机、手动切断燃油。大风量进行炉膛吹扫.通知汽机打开高低压旁路；严密监视汽温、汽压、水位并进行适当的调整;若是烟道二次燃烧，则全停吸送风机和火检冷却风机，关闭入口挡板密闭炉膛；若因炉管爆破停炉，则保留一台引风机运行，待烟气与蒸汽消失后，再停止其运行;若因空预器故障停炉，应对空预器做好手动盘车，并做好安全措施。３。部分常见事故处理事故处理以满负荷３30MW，CCＢF，1、２、3、４磨运行为例3．1单台引风机跳闸3。1．1现象“引风机跳闸”报警,跳闸侧引风机电流到零,联关停运引风机的出入口挡板及静叶。炉膛压力正向增大，“炉膛压力高"报警；炉膛燃烧不稳定。3。1.２处理如锅炉未熄火，迅速快投下层、中层油枪助燃。检查风烟系统中跳闸侧引风机挡板应联关，否则手动关闭。迅速将运行侧引风机静叶开度开至1００%，检查电流不超过180A。将两台送风机动叶开度各减1５%，防止炉膛正压。15%这一数值应根据炉膛负压灵活及时进行调整.（如发生喘振，应将电流小的送风机动叶先关小直至电流正常，并同时开大另一台送风机动叶。）立即手动停止一台磨煤机，同时大幅减其他磨煤机煤量,维持总煤量70吨/小时左右，负荷200ＭW以下。注意磨煤机停后及时迅速手动关闭调整门，隔绝门，尽快将负荷减下来。在关隔绝门时尤其注意保持一次风压稳定（7~8Kpa左右），以防一次风压波动造成燃烧不稳。减煤后应及时调整二次风量.减负荷时应根据主汽压力、汽包水位、汽温情况,协调汽机调门开度。水位的调整如果自动未跳可以自动方式进行,如自动跳或切置转速自动,可在MEＨAB画面采用阀位增减进行，注意保持给水流量与蒸汽流量的平衡。在事故处理过程中有时需要给水流量瞬间过调，水位一旦有企稳趋势，立即保持给水流量与蒸汽流量的平衡。在任何情况下注意汽温下降速度，10分钟下降50℃，必须紧急停机。检查跳闸原因，尽快恢复送、引风机运行并加强监视空预器出口温度,以防二次燃烧。处理过程中如锅炉MFT,按紧急停炉处理。3.2单台送风机跳闸３。2。２现象：“送风机跳闸"报警，跳闸风机电流到零,跳闸送风机出口风门、动叶联关。炉膛压力负向增大，“炉膛压力低"报警。锅炉总风量、氧量大幅度下降.炉膛燃烧不稳定３.2。3处理：如锅炉未熄火，投中层、下层油抢.检查跳闸送风机出口风门、动叶联关,否则强关一次，仍关不了，就地手动关闭。迅速将运行侧送风机动叶开度开至１０0%，检查电流应在８0Ａ左右.迅速将两台引风机静叶开度各减20%,防止炉膛负压.2０％这一数值应根据炉膛负压灵活及时进行调整。立即手动停止一台磨煤机，同时大幅减其他磨煤机煤量，维持总煤量70吨/小时左右,负荷２0０ＭW以下。注意磨煤机停后及时迅速手动关闭调整门，隔绝门,尽快将负荷减下来。在关隔绝门时尤其注意保持一次风压稳定(7～8Kpa左右），以防一次风压波动造成燃烧不稳。减煤后应及时调整二次风量。是否需要停第二台磨煤机根据实际情况而定。减负荷时应根据主汽压力、汽包水位、汽温情况，协调汽机调门开度。水位的调整如果自动未跳可以自动方式进行,如自动跳或切置转速自动,可在MEHＡＢ画面采用阀位增减进行,注意保持给水流量与蒸汽流量的平衡。在事故处理过程中有时需要给水流量瞬间过调，水位一旦有企稳趋势，立即保持给水流量与蒸汽流量的平衡。在任何情况下注意汽温下降速度，送风机跳闸会使二次风量大幅减少,尤其注意汽温下降幅度。10分钟下降50℃，必须紧急停机。检查跳闸原因，尽快恢复送、引风机运行并加强监视空预器出口温度,以防二次燃烧。处理过程中如锅炉MFＴ，按紧急停炉处理。３．３单台一次风机跳闸3.3．１现象“一次风机跳闸"报警，跳闸侧一次风机电流到零,一次风压力大幅度下降；运行磨煤机入口风量下降，出口压力下降；锅炉燃烧恶化,负压波动大锅炉可能发生ＭFT。3.３.2处理:如锅炉未熄火，应立刻投中、下层油枪，将运行侧的一次风机入口导叶开足，检查电流在130A左右，检查跳闸一次风机出口风门联关，如未联关,应手动关闭。紧急停一台磨煤机，并迅速收去该磨煤机的冷热一次风调整门，并检查一次风压变化情况，风压偏低立即再停一台磨煤机，并收去该磨煤机的冷热一次风调整门。调整运行磨的冷热风量正常，检查运行磨出口风速应该在15M/Ｓ以上，调整送引风量,稳定炉膛负压-1００Pa.调整一次风压在6ＫP。减负荷时应根据主汽压力、汽包水位、汽温情况,协调汽机调门开度。水位的调整如果自动未跳可以自动方式进行,如自动跳或切置转速自动，可在ＭEHAＢ画面采用阀位增减进行，注意保持给水流量与蒸汽流量的平衡.在事故处理过程中有时需要给水流量瞬间过调，水位一旦有企稳趋势，立即保持给水流量与蒸汽流量的平衡。在任何情况下注意汽温下降速度,尤其注意汽温下降幅度。10分钟下降５0℃必须紧急停机.检查一次风机的跳闸原因，在故障消除后，重新启动该一次风机，恢复原运行方式；如果锅炉MＦT动作，按照锅炉MFT动作处理。3。4单台空预器跳闸３．4。1现象“空预器主电机跳闸”信号报警；空预器主电机电流指示到零；辅电机应联启“炉膛压力高”报警，炉膛正压跳闸侧一、二次风温下降,排烟温度上升锅炉总风量下降，氧量下降;３。4.2处理：3．4。２.１如辅电机联启：确认烟气入口及一、二次风出口档板在打开位置；调整炉膛压力至正常;并复位跳闸的主电机；3.4。2．2若辅助电机启动失败，检查烟气入口及一、二次风出口档板是否自动关闭，如未自动关闭,应强行关闭。迅速快投下层、中层油枪助燃。四台磨煤机运行时，应立即停止一台磨煤机，减负荷18０MＷ。调整送吸风量，维持炉膛压力正常。立即进行手动盘车，并通知检修人员尽快消除故障，恢复电动机运行；待空预器入口烟温降到150℃以下后，可停止手动盘车;３.5锅炉灭火3．5.1现象:炉膛压力突然大幅度减小,一、二次风压同时降低；全炉膛失去火焰”信号报警;火焰监视器显示无火焰；各层燃烧器的火检均消失；MＦT动作；汽温、汽压、主汽流量迅速下降;水位先下降后上升.3。５。2处理：无论MFT动作是否动作,再次手动ＭFT.如MFＴ联动失败,则应立即停止一次风机、磨煤机、给煤机、燃油快关阀；检查磨煤机各档板是否关闭；保证完全切断燃料。保持送、吸风机档板不动,大风量进行炉膛吹扫.检查减温水各门是否联关;检查电泵是否联启，并及时补水至点火水位。通知汽机打开高低压旁路;当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒监全部灭火时，严禁投助燃油枪。当锅炉灭火后，要立即停止燃料（含煤、油、燃气、制粉乏气风）供给,严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质.３．6负荷骤减３.6。1现象：汽压急剧升高,蒸汽流量急剧减小，发电机负荷下降；汽包水位先下降，后上升，汽温升高;严重时，EＲV阀和安全门动作；再热器进出口压差减小;再热器管壁温度上升。3。6。2处理：突甩部分负荷时,应及时停止部分制粉系统运行,根据燃烧情况投油助燃,尽量保持燃烧稳定；维持好水位、严格控制汽温,防止超温。注意锅炉汽压变化,当压力超过安全门动作压力而安全门拒动且高低压旁路无法打开时应紧急停炉；若高低压旁路投入后，汽压仍继续上升而安全门拒动，应立即投油，并停止全部制粉系统运行；高低压旁路投入后,应防止再热器壁温超过许可值;若负荷甩到零,则应停止所有制粉系统，投油维持燃烧,待故障消除后,恢复正常运行。如故障不能消除，则请示值长停炉。3．7防止锅炉尾部再次燃烧事故3。７。1保证空气预热器冲洗水泵及其系统处于良好的备用状态，具备随时投入条件。锅炉点火时应严格监视油枪雾化情况，一旦发现油枪雾化不好应立即停用,并进行清理检修.当烟气温度超过规定值时（正常值大于50℃），应立即停炉,利用吹灰蒸汽管或专用消防蒸汽将烟道内充满蒸汽，并及时投入消防水进行灭火。锅炉负荷低于25%额定负荷时应连续吹灰，锅炉负荷大于25％额定负荷时至少每8h吹灰一次，当回转式空气预热器烟气侧压差增加或低负荷煤、油混烧时应增加吹灰次数.如果锅炉要停运较长时间直至冷炉状态，那么应按下述程序操作:停炉前对预热器进行连续吹灰；维持空气预热器继续运转,直至空气预热器进口烟温度降至15０℃以下;应监视烟气进口和空气出口温度，以防预热器内着火.3．7。2预热器停转后，如仍处于烟气和空气气流中，转子将发生不对称变形，因此一旦在运行中发生停转，应尽一切可能尽快恢复其转动，可以用手轮盘转预热器，也可以打开侧壳体板上的人孔门或蓄热元件壳体上的更换蓄热元件门孔，用橇杆拨动转子，使预热器转动.如能人力盘转一周以上，可以对主驱动电机或辅助驱动电机强行合闸1～3次，如果仅是厂用电中断，则只启动辅助驱动电机就可以了.３。7．3如空预器温度不正常升高，此时应投入连续吹灰，如温度没有降低，此时应投入空预器碱冲洗水系统（或用消防水系统)进行灭火，必要时停止锅炉运行。具体步骤:切断锅炉燃料供应，紧急停炉；风机解列;打开上、下清洗管路上的阀门,投入消防水,同时打开预热器下部灰斗排水口;关闭预热器烟气进口及空气出口挡板，不打开人孔门；维持预热器转动,以保证全部受热面得到消防水流;只有确认二次燃烧已被彻底熄灭时，才能关闭清洗水阀门。第二篇汽机巡操凝结水系统能够熟练掌握、默画凝结水系统图;熟悉现场设备、阀门位置;掌握凝输泵的作用，正常的泵出口压力和电流；运行中停凝输泵的注意事项;凝结水贮水箱补水，水位低对真空影响;化学除盐水至3３0ＭＷ机组的用户阀门位置；#6、7机组凝结水贮水箱如何联络，注意事项;凝泵如何隔离检修,检修后如何恢复。隔离、恢复时的注意事项？凝泵启动前的检查工作有哪些？当第一台凝泵启动时的注意事项。凝结水系统用户有哪些?公用系统注意事项凝结水系统泵出口加胺门在什么地方？取样门在何处，怎样发布？真空系统能够熟练掌握、默画真空系统图；熟悉现场设备、阀门位置真空泵的作用,正常巡检时的项目，补水水源有几路，正常用哪一路。真空泵正常运行检查项目；轴封系统如何暖管、供轴封给水系统能够熟练掌握、默画除氧、给水系统图;熟悉现场设备、阀门位置电力给水泵启动前的检查工作有哪些?电动给水泵正常运行的检查项目前置泵正常运行的检查项目汽动给水泵就地检查项目小汽机就地检查项目给水泵怎样隔离放水?隔离放水时注意事项;给水泵检修后如何恢复、恢复时的注意事项。循环水系统：循泵启动前有哪些检查工作，启动条件是什么?正常运行时循泵的检查项目；循泵出口碟阀的工作原理,正常巡查时的注意事项，出口坑排水系统如何校验?掌握工业水系统与循泵、循环水之间的关系和联系门。工业水泵如何隔离检修?工业水泵切换时的注意事项。清污机如何启动、定校?冷水塔补水是怎样进行的？冷水塔电动补水门和高位渣水底部放水井在何处？坑排水泵如何校验?循环水系统管道与外界有哪些联络门?循环水虑水器日常维护的操作控制参数，如何隔离检修？凝气器如何隔离检修？请写出操作步骤和条件。密封油系统能够熟练掌握、默画除氧、给水系统图；熟悉现场设备、阀门位置密封油系统的作用？大小修后如何恢复启动密封油系统；发电机导氢时密封油系统注意事项;空侧油压是怎样控制的，氢侧油压是怎样控制的？密封油箱油位正常是怎样控制的?为什么当氢侧低时密封油箱油会满油?此时怎么办?为什么?当密封油箱油压大幅变化,差压阀大幅波动时该怎么处理？闭冷水系统;请画出闭冷水系统图。闭冷水日常检查哪些参数？闭冷水如何导水闭冷水箱如何补水闭冷水系统化验取样门在什么地方?开冷泵的作用是什么？与旁路门之间的关系是什么？内冷水系统内冷水的作用，内冷水系统日常巡查项目。怎样调整内冷水压？内冷水冷却器如何切换内冷水滤网如何隔离清洗、恢复；注意事项；如何调用内冷水滤网；内冷水泵定期切换时的注意事项，如何进行？内冷水导水有几路水源？正常导水怎样导?什么叫混导?怎样导？内冷水水质标准是怎样的？对发动机绝缘有什么影响?内冷水加水除盐水水源的总门在什么地方?6、７号机内冷水加水除盐水管路怎样布置的？内冷水系统化验取样门在什么地方？主机油系统:主油箱油位应该在什么区间？主油箱如何进行补油？小机油箱怎样进行补油?冷油器（主机）油温是怎样调节的？切换冷油器时注意事项.高低压加热器:五、六、七、八低加水位一般维持多少?(就地和盘面）低加系统投用前的检查高加系统投用前的检查轴加水位一般维持在多少，水位高有什么危害？轴抽风机如何启动？轴加多级水封原理、如何投用、注意事项除氧器水位调整门失灵时如何处理？十一、掌握一些电动门、调门、气动门就地手动操作方法ﻬ副值班员熟练掌握巡检工岗位培训内容高加系统能够熟练掌握、默画高加系统图；熟悉现场设备、阀门位置。掌握高加系统运行参数：各段抽汽压力、温度、流量、水位定值等；掌握高加系统保护逻辑;高加随机滑启如何投用高加水、汽侧；正常运行中高加泄漏如何处理；正常运行中高加如何隔离检修、检修后如何恢复；高加启停的温升、温降率;高加系统的正常运行维护项目；给水系统能够熟练掌握、默画给水系统图;熟悉现场设备、阀门位置；电动给水泵如何隔离检修；电动给水泵检修后如何恢复；电动给水泵的保护逻辑、有关定值;液力偶合器工作原理；掌握小机蒸汽系统图;熟悉现场设备、阀门位置;掌握小机汽侧疏水系统阀门位置；掌握小机油系统；小机冷油器切换操作步骤；小机油滤网切换掌握小机轴封投用操作步骤；正常运行中小机汽侧如何隔离；掌握小机保护逻辑、定值；掌握小机启动步骤(暖管、冲转、汽泵并列）掌握小机停机步骤掌握小机有关试验（充油、超速试验、油泵联动试验）汽泵密封水回水多级水封对真空影响主机油系统能够熟练掌握、默画主机油系统图；熟悉现场设备、阀门位置；了解主机油系统各设备作用；掌握主机油系统参数（高备泵、交直流油泵电流、润滑油压、低压透平安全油压、主油泵进出口油压、顶轴油压、盘车电流、大轴挠度、正常运行时各轴瓦温度、轴振数值等)掌握主机油系统联锁保护定值；掌握主机油系统有关试验(充油、低油压、油泵联锁等）；掌握大小修后主机油系统恢复步骤;掌握主机油滤网切换步骤；如何投用主机盘车,盘车的正常电流值;盘车投入后应注意什么;如何利用贮油箱向主油箱以及小机补油;熟悉主再热蒸汽系统能够熟练掌握、默画主再热蒸汽系统图;熟悉现场设备、阀门位置；了解主再热蒸汽系统所有疏水阀门位置、疏水操作方法了解高低压旁路系统的操作方法以及注意事项EH油系统能够熟练掌握、默画EH油系统图;熟悉现场设备、阀门位置；EH油系统有关试验（低油压、油泵联锁等）大小修后EＨ油系统如何恢复EＨ油系统有关操作(再生装置投用、蓄能器测压)了解ＥH油系统有关参数：油温范围、油压、油位、滤网差压定值等低加、凝结水系统能够熟练掌握、默画低加、凝结水系统图；熟悉现场设备、阀门位置；运行中停凝输泵跳闸对系统的影响(凝泵密封水、凝汽器补水、闭冷水箱补水、对真空影响)凝泵的启动与停止凝结水泵的隔离凝结水泵正常运行维护参数（电流、轴承温度、压力、流量等)掌握凝结水系统有关联锁、逻辑运行中低加泄漏如何处理正常运行各低加参数（进出口温度、低加水位)轴封以及真空系统能够熟练掌握、默画轴封、真空系统图；熟悉现场设备、阀门位置；机组启动如何轴封系统如何暖管供轴封抽真空、机组启停过程中轴封系统汽源如何切换；真空泵启停以及定期切换步骤真空泵的运行维护注意事项除氧器能够熟练掌握、默画除氧器系统图；熟悉现场设备、阀门位置;机组启停过程中除氧器如何投加热；机组启停过程中除氧器汽源如何切换;除氧器的运行维护项目内冷水系统能够熟练掌握、默画内冷水系统图;熟悉现场设备、阀门位置；内冷水系统的有关参数(水位、压力、流量、高低报警值）内冷水泵的启停以及定期切换;循环水系统能够熟练掌握、默画循环水系统图；熟悉现场设备、阀门位置；循泵的启停操作步骤循泵联锁试验大小修后凝汽器如何通水;启动一台循泵时冷却塔水位,启动两台循泵时冷却塔水位；凝汽器半侧清洗如何隔离、恢复;循环水滤水器如何切换循环水滤水器如何隔离、恢复;掌握工业水系统图，了解工业水用户以及就地阀门位置;十一、闭式水系统机组大小修后闭式水系统如何通水；闭冷水泵启停以及定期切换步骤;公用系统闭冷水系统如何切换、注意事项（空压机、劳服空压机、脱硫)；闭式冷却器如何定期切换；十二、凝汽器、加热器、除氧器、轴封加热器水位变化的调节十三、掌握正常运行时汽机的主要监视参数1、主、再热蒸汽参数项目单位额定值正常运行最大值非正常运行条件停机最大值极限值主汽压力MPａ16.6717。521.７再热压力MPａ３.２13.５９主汽温度℃5３8545５５0565在极限值运行超过1５分钟或超过极限值再热汽温度℃5385455５０565主、再热汽温差℃284２８3主(再）两侧汽温差℃1442最大值运行超过1５分钟a)主汽压力在１7.５～２1.7MPa之间运行,一年内累计不超过12小时.b）当ＴＰＣ固定投入时,主汽压力小于15.０3MPa，汽轮机快速减负荷以维持主汽压力大于15.０3MPa.c）主、再热汽温在545～5５0℃之间运行，一年内累计不超过40０小时。d)主、再热汽温达565℃，每次运行不许超过１５分钟，一年内累计不超过８0小时。e）主、再热汽温差仅限于再热汽温低于主蒸汽温，温差８3℃是指汽轮机组近空载工况下。f)主汽之间，再热汽之间的温差最大允许达42℃，但时间不得超过15分钟，且两次不正常情况的间隔至少4小时。g)主再热汽温度5分钟之内降至45５℃时，手动脱扣停机。２、金属温度蒸汽室深-浅部金属温度差正常不大于83.3℃。蒸汽室深—浅部金属温度差超过83．3℃,保持机组负荷。汽轮机高中压缸上、下温差4１。7℃时报警。汽轮机高中压缸上、下温差达５6℃时,应手动脱扣停机。3、各监视段参数项目调节级1２34567８压力MPa不超过13。46。5233.9981。8460。９336０.886９0。38７0.１459０．0７0470.02732温度℃393。２3２4．１４3５.２３３8。７234．61３7．190。１６5。9４、排汽温度、真空见表项目报警值脱扣值低压缸排汽温度℃＞７9℃121℃运行超过1５分钟或超过121℃高压缸排汽温度℃４０6℃427℃真空KＰａ87℃81℃5、油系统参数见表项目正常值报警值脱扣值EH油油压ＭＰa１4±0．2高：１６±0。2低:11．2回油压力高：0．219。31油温℃３7~５737、57润滑油油压MＰa0.０96~0.1240.０８0。0４油温℃43～49轴承回油温度℃≤７1778２支持轴承温度℃<91１０７113推力轴承温度℃＜85９91０７发电机轴承温度℃<8５99１０7主油箱油位mm±1０0±１52。4－56３EH油箱油位ｍm4９8高：558．8低Ⅰ:４38。15低Ⅱ:２９5．1５低Ⅲ:19３.５4（跳EH油泵）6、轴向位移、差胀、振动见表项目报警脱扣轴向位移mm调速器向０.9±1．0发电机向０．9差胀mm15。7—0.７５+1６．4５-1．５振动mm0.１250．２54偏心mm0.0７62７、轴封用汽参数见表项目单位正常值报警值轴封蒸汽压力MＰa0.021~0.028安全阀动作:0.28低压轴封供汽温度℃149高：１77低:１21高压轴封用汽与转子温差℃〈１１1轴封排汽负压KPa0。６９68、各加热器运行监视参数名称单位控制标准备注高加高Ⅰ值ｍｍ＋38报警以高加上面正常水位线为零位高Ⅱ值mm+８8联开高加危急疏水高Ⅲ值ｍｍ＋1３８高加解列除氧器水位高Ⅲ值mm300开溢水门高Ⅱ值２0０报警正常0水箱中心线上900mm低Ⅰ值-7０0报警低Ⅱ值—110０跳泵压力MPa0．14７～0．7８40。883温度℃１26～1７4．5低加高Ⅰ值mm#5、6：４１5；＃７、8：670报警以低加壳体最低位为零位高Ⅱ值mm#5、6:46５;＃７、8：7２0联开低加危急疏水高Ⅲ值mm#7、8:７70低加解列凝汽器正常水位ｍm48０过冷度℃〈2端差℃7～12９、发电机密封冷却系统参数项目单位正常值报警值备注内冷水进水压力MＰa≤０.２5发电机进出水压差MPa0。1５~0．2(1）当发电机氢水压差低于0．035，发出“发电机氢水压差低"报警;（2）当内冷水进出口水压差超过正常值0。０３５，发出“内冷水进出口水压差高"报警；（3）当压差减小到额定流量2/3时的压差时，发出“当内冷水进出口水压差低”报警；内冷水流量t/ｈ3５当压差减小到额定流量2／３时的压差时，发“定子线圈冷却水流量低"报警；内冷水温度℃45～５0高：50；低:25内冷水回水温度℃66７5℃内冷水箱水位mm４50~6５0高650：低：4５0氢压与内冷水压差MPa0.0３5内冷水箱氮压MPa0．01４０.035定子水导电率us/ｃｍ1。5高Ⅰ：5高Ⅱ：9.5离子交换器出水导电率uｓ／cm0。1～１.４1．５内冷水泵进出口差压ＭPa0．140。14MPa，联动备用泵机内氢压MPａ0。30高:０.3１5低：0。2８5氢冷器进水温度℃<3５氢冷器出口氢温℃4０~4８高：50低：40氢气纯度≥98%90％氢水最小差压ＭPa油氢差压ＭPa0。0850.035备用油氢差压阀MPa0。0５６平衡阀差压Pa±49０密封瓦进油温度℃２7~49密封瓦回油温度℃≤71冷油器进/出水最高温度℃3７.5/４4冷油器进水压力MPａ0．1５～0。2备用高压油压MPa０.9～2。0备用低压油压MＰa0.2±10％十四、掌握跳机以及紧急停机操作步骤１、故障停机条件２、紧急停机条件3、故障停机、紧急停机重要步骤：遇到紧急停机情况，可在操作盘按“紧急停机”键或在车头将汽机脱扣手柄置“脱扣"位置进行紧急停机。检查交流润滑油泵应联动否则手动开启。检查主汽门、调门关闭，负荷到零,机组转速下降.检查各抽汽电动门逆止门、冷再至热网供汽电动门、高排逆止门关闭否则手动关闭；转速降至1000r/min，开启顶轴油泵,顶轴油母管压力在１0Mpa左右，各道瓦顶轴油压力在8Mｐa左右.转子静止，检查投入盘车.记录汽机情走时间，检查大轴偏心正常。若是紧急事故停机,则汽轮机脱扣后应立即破坏真空.注：鉴于#7机组过临界时振动偏大,要求＃７机组无论是跳机还是正常停机打闸后，立即破坏真空，当机组转速到以下100０r／ｍｉn,机组振动回落时，恢复真空系统ﻬ单元长、主值班员熟练掌握巡检工、副值班员的岗位培训内容掌握汽轮机规范中的有关内容：型式：亚临界一次中间再热、单轴、高中压合缸、双缸双排汽、抽汽凝汽式汽轮机,配置3０％的Ⅱ级串联旁路系统汽机级数：36级。高压缸1＋12级，第一级为冲动级；中压缸：9级；低压缸：2×7级蒸汽流程：新蒸汽从下部由主蒸汽管进入布置于高中压合缸两侧与基础固定联结的两个高压主汽调节联合阀,再由6个调节阀（每侧３个）经6根φ１93。7×２８。6的高压挠性导汽管,按一定的顺序从高中压外缸的上半和下半通过钟形套筒分别进入高压缸的６段喷嘴室(每段８个喷嘴)，通过各自的喷嘴组流向正向的冲动式调节级,然后反流经过高压通流部分的１２级反向的反动式压力级后,由高压缸下部排出进入再热器,再热后的蒸汽由再热主汽管进入置于汽轮机机头两侧浮动支撑的两个中压再热主汽调节联合阀，再经过两个φ５0８×２６.2中压导汽管将蒸汽从下部导入高中压外缸中的中压内缸,再经过中压通流部分9级正向布置的反动式压力级后，从中压缸上部排汽口经过一个φ12１９联通管进入低压缸，低压缸为双分流结构,蒸汽从中部流入，经过正反向各级反动式压力级后，从两个排汽口向下排入凝汽器。转子的临界转速额定出力3３0MＷ工况下汽机抽汽参数300ＭW汽轮机共有5个轴承,4个支持轴承和１个推力轴承，4个支持轴承根据整个轴系各支撑位置及负荷的不同,从高中压缸到低压分别选用了不同形式的轴承;推力轴承：位于前轴承箱内,为京式伯里自位式推力轴承，在推力轴承靠近推力盘两侧的支撑环内各安装6块可滑动的瓦块来自动平均分配载荷。支持轴承：高中压转子前、后轴承：四个键支承的自位式可倾瓦轴承，四块巴氏合金钢瓦块组成。低压转子轴承:该轴承为2瓦块可倾瓦轴承，上半为一整块半圆形瓦块,下半由两瓦块组成，下瓦通过背面的矩形键支承在轴承套内.滑销系统：滑销系统应能保证汽轮机在启、停机和正常运行中，汽缸各部件能正确膨胀或收缩，并保证汽缸与转子的中心线始终一致。推力轴承位于前轴承箱处，与推力盘形成轴系的膨胀死点（相对死点）。转子以推力盘形成的膨胀死点向发电机方向自由膨胀或收缩。低压缸的横向定位键和轴向定位键中心线交叉点构成静子部件膨胀的“绝对死点”,高、中压静子部件及低压静子部件均以此为“绝对死点”进行膨胀或收缩。发电机静子部件以轴向定位键和横向定位键中心线交叉点为相对点自由膨胀或收缩了解汽机主要保护汽机跳闸(ＴSI)定值序号项目报警值跳闸值1低真空87ＫPa８1KPａ2轴向位移0.9mm—0。9mm1.0mm-1.0mｍ3润滑油压低0.０８MＰa＜０.04MＰa4EH油压低＜10ＭPa＜9。31MＰa5超速保护1１0%（TSＩ)110％（DEＨ)６胀差+15.7-0．75+16．4５-1.57轴振大0.1２5mm０。254mm外部汽机跳闸（RＥMＯＴE）定值序号项目报警值跳闸值备注１高压缸排汽压力＞4。8ＭPa2高压缸排汽温度>406℃＞424℃3(１)高压缸排汽与调节级压力之比(2)发电机开关合闸(3)高旁或低旁开＜1.8＜1．7左面三个条件同时存在4DEH电源故障５发电机保护动作６发电机甩负荷发电机解列7手动停机按钮（二只)8锅炉MＦT动作９主机轴承温度高113、10７℃冷态启动的条件？热态启动的条件?掌握机组启动全过程的各项操作(锅炉点火前后工作、暖管、冲转、升速及暖机、并列与带负荷)了解汽轮机的轴汽封系统,热态启动时轴封供汽应注意什么，为什么热态启动要先供轴封后拉真空?旁路系统的投、停以及旁路系统投停时注意事项掌握汽轮机停机各阶段操作(减负荷、解列停机、汽轮机的惰走和盘车投用)那些情况下应进行事故停机，事故停机步骤1、汽轮发电机在下列情况下应破坏真空紧急停机汽轮机转速升高到危急保安器动作转速（3360ｒ／ｍin）而ＴSI超速保护和危急保安器不动作。汽轮机内部有明显的金属摩擦声或撞击声。汽轮发电机组发生强烈振动。轴封处摩擦发生火花。汽轮发电机组任一轴承断油,冒烟或推力轴承、轴承回油温度达83℃汽轮发电机组轴承金属温度达到一定值,轴承号1２34５6推力瓦任一点温度℃1131１３11３１1３10７10７107汽轮机主油箱油位低至-563mｍ。油系统着火，不能迅速扑灭，严重威胁机组及油箱安全时。汽轮机发生水冲击,或主蒸汽温度，再热蒸汽温度在２分钟内突降5０℃或高、中压缸上、下缸温差超过.55．5℃。发电机冒烟,着火.汽轮机胀差小于—1。5ｍm或大于１6。４5mm。主蒸汽、再热蒸汽、给水的主要管道或阀门爆破。主机两台润滑油冷却器大漏。机组任一跳闸保护达到动作值而保护拒动时。２、机组发生下列情况时保护均应动作自动脱扣紧急停机ＥH油压低至９.31ＭPa。轴承润滑油压低至.0．04MPa.轴向位移增至发电机侧１。0ｍm，调速器侧1．0mｍ。凝汽器真空低至0.081MＰa。汽轮机转速升高到3300r/min以上。高压缸排汽压力大于4.８MPa。高压缸排汽温度大于4２7℃.调节级压力与高压缸排汽压力之比小于１.7，且高压或低压旁路打开。锅炉MFT。发电机主保护动作。DEH电源失去。任一轴承轴振达0。254mm。注意：下列情况下,在任何转速不得破坏真空汽机跳闸停机前。主汽阀关闭前。发电机解列前。汽轮发电机在正常惰走前（如：发电机已解列或转速维持在3０00ｒpm额定转速,带厂用电运行）.机组并网,主汽阀已关闭但其转速仍为额定值（此情况为发电机倒拖运行）。3、汽轮发电机在下列情况下应不破坏真空紧急停机ＤEＨ工作失常,汽机不能控制转速或负荷。汽水管道破裂，无法维持机组运行。主蒸汽压力升高，汽机TV前主汽压力升高至21.7MPa。主、再热蒸汽温度升高至565.５℃以上。TＶ前汽温在5分钟内降至46５℃。凝汽器真空低至0．08１MPａ，经减负荷到零仍不能恢复。发电机定子线圈冷却水中断30秒后不能恢复或内冷水出口水温达90℃。炉跳机或电跳机联锁保护拒动时。低压缸排汽温度高达121℃连续运行１5分钟,或超过12１℃。高、中压主汽门前两侧温差达42℃且运行时间达15分钟，或大于４2℃。主、再热蒸汽温差达4２℃，或机组接近空载运行时温差达８3℃，但仅限于再热汽温度低于主蒸汽温度。4、破坏真空紧急停机操作步骤在控制室按下“紧急停机”按钮或在机头将汽机脱扣手柄置于“脱扣"位置，联系电气解列发电机。检查“主汽门关闭",各抽汽逆止门关闭,汽机转速应下降。启动交流润滑油泵，高压密封油备用泵，检查润滑油压正常。解除真空泵联锁，停止真空泵运行，开启凝汽器真空破坏门。手动强制关闭主、再热蒸汽管道上的疏水门。启动电动给水泵，停止#1、2汽动给水泵。根据凝汽器真空情况及时调整轴封汽压力,真空到零，停止向轴封供汽.检查凝汽器、除氧器水位正常.转速下降至1000r/min时，开启顶轴油泵.惰走过程中仔细检查机组运转情况，仔细倾听汽轮发电机内部声音,准确记录惰走时间。转速到零,投入连续盘车。完成运行规程所规定的停机其它操作.５、不破坏真空紧急停机操作步骤在控制室按下“紧急停机"按钮或在机头将汽机脱扣手柄置于“脱扣”位置，联系电气解列发电机.注：鉴于#7机组过临界时振动偏大，要求＃7机组无论是跳机还是正常停机打闸后,立即破坏真空，当机组转速到以下100０r／mｉn,机组振动回落时，恢复真空系统检查主汽门关闭，各抽汽逆止门关闭，汽机转速应下降。启动交流润滑油泵，高压密封油备用泵，检查润滑油压正常。根据锅炉需要是否投入高、低压旁路。检查汽轮机本体疏水门动作正常。启动电动给水泵,停止＃1、2汽动给水泵。辅汽联箱切换为辅汽联络母管提供,保持轴封汽压力正常。检查凝汽器、除氧器水位正常。转速下降至1000ｒ/min时,开启顶轴油泵。惰走过程中仔细检查机组运转情况,仔细倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时间。转速到零,投入连续盘车。完成运行规程所规定的停机其它操作.故障的原因分析和处理机组真空下降如何检查、分析、处理汽轮机进冷汽、冷水如何进行分析处理主机油压、油位下降如何分析处理机组振动大、轴瓦温度高如何分析处理主再热蒸汽参数异常如何处理(温度高、低;温度偏差大;主再热蒸汽压力高）凝汽器水位异常的分析处理除氧器运行异常的分析处理闭式水系统故障如何分析处理内冷水系统故障如何分析处理十一、重要反措(超速、大轴弯曲、烧轴瓦)第三篇电气巡操１、安全用具、常用电工仪表和工具的使用：ﻩ万用表、兆欧表、钳型电流表、高低压验电笔（验电器)、绝缘操作杆、绝缘手套等的使用和保管方法及工具的试验周期、使用的注意事项2、电气规范化操作的标准及要求3、抄录电气设备表计、电量,厂用电率的计算4、发变组线一次系统图5、６kＶ厂用母线一次接线6、4０0V厂用工作段、公用段、照明段、检修段一次接线7、１1０V、２20V直流系统母线及各分电屏一次接线８、各ＭCC电源接线及其负载9、UＰS系统一次接线10、发电机的监视与巡回检查、维护（１）发电机设备型号、参数(运规１。2。1）(２）发电机运行参数的规定（运规4．)（3）正常运行的监视与巡回检查（运规4.５。8/4.5.２5／）(4）发电机转子碳刷的检查及维护（运规4.5.9／4。5．10)（5）励磁系统的检查（运规4．5。11）11．变压器的监视与巡回检查（1）变压器设备型号、参数(运规6.1/6．2/6.６/6.7)（2）变压器运行参数的规定(3)正常运行的监视与巡回检查(4）变压器冷却装置的检查及维护12.电动机的监视与巡回检查电动机运行参数的规定电动机的运行检查、监视与维护电动机起动次数及时间的规定11.配电装置的监视与巡回检查动力保险的配置原则、操作保险的配置原则热耦的整定原则、掌握现场热耦整定值的检查保险的检查开关的检查闸刀的检查母线的检查电力电缆的检查电流、电压互感器的检查避雷器的检查1２.继电保护及自动装置的监视与巡回检查(１)保护的投入与切出（2）核对继电保护及自动装置的定值（3）正常运行的检查1３．柴油发电机的监视与巡回检查设备型号、参数运行参数的规定定期校验柴油发电机备用中的监视与巡回检查正常运行的监视与巡回检查14．ＵPS系统ＵPS的电源接线ＵPS运行参数的规定UPS正常运行的检查15.直流系统直流母线电压规定充电屏的运行参数正常运行的监视与巡回检查16．400Ｖ辅机停、送电操作（1）GCS型、ABB型、施耐特开关的操作步骤（2)GＣＳ抽屉内热耦定值的检查(3）操作、信号保险(开关）的检查及配置原则1７.６kV辅机停、送电操作ＪCZ、3AH3开关的操作步骤保护的投入、切出检查保护定值的核对操作中的检查项目１8。变压器的受电停电操作变压器受电停电操作原则低压厂用变压器受电、停电操作步骤高压厂用变压器受电、停电操作步骤变压器冷却装置的投切1９。厂用母线的停供电操作400V厂用工作、公用母线的停、供电操作步骤400V配电母线的停、送电操作步骤6kV厂用母线的停、供电操作步骤400V厂用工作、公用母线的调电操作步骤400V配电母线的调电操作步骤6ｋV厂用母线的调电操作步骤２0.电气设备转检修、检修转冷备用的操作辅机转检修操作变压器转检修操作400V母线转检修的操作６kV母线转检修的操作2２0kV线路检修的操作22０kV开关转检修的操作发变组转检修的操作辅机检修转冷备用的操作变压器检修转冷备用的操作４00V母线检修转冷备用的操作6kV母线检修转冷备用的操作220ｋV线路检修转冷备用的操作２2０kＶ开关检修转冷备用的操作发变组检修转冷备用的操作21.柴油发电机的停、供电启动与校验操作柴油发电机的型号、参数柴油发电机校验操作22、哪些情况下，应立即停止电动机运行.２3、哪些情况下，对重要电动机先启动备用设备，然后停止故障设备24、电动机运行中跳闸后的检查25、电动机着火的处理２6、启动时，电动机不转,电流指示较长时间不返回或只发生嗡嗡声达不到正常转速的处理2７、电动机温度异常升高,定子铁芯温度比正常升高或超过最大允许值2８、电动机轴承过热,温度升高29、电动机发生剧烈振动副值掌握330ＭW电气一次系统接线.掌握正确抄录及审查表计、计算发电量和厂用电量及辅机耗电量.掌握电气规范化操作的步骤及要求掌握220KV线路开关的停供电操作原则。掌握系统电压、周波调整.掌握照明母线电源接线及主厂房内照明电源布置。掌握6kV厂用一次系统接线掌握４00V厂用工作母线一次系统接线掌握400V厂用公用母线一次系统接线掌握4０0VGCS型开关操作方法掌握400V施耐特开关操作方法掌握4００VＡBB型开关操作方法掌握6ｋＶJCZ型开关操作方法掌握6kＶ3AH3型开关操作方法掌握６KV、0.4KＶ母线的负载设备安装位置、电机参数。掌握MCC电源联络及负载设备安装位置、电机参数。掌握6KV、0。4KV负载的停供电操作.掌握测量6KV、0.4KV辅机马达的绝缘电阻。掌握6KV开关的检查项目。掌握６ＫV、0.４ＫV厂用母线及压变由运行转为检修操作.掌握6KＶ、0。4KＶ厂用母线及压变由检修转为运行的操作.掌握0.4KＶ开关及MＣC的检查项目.掌握各配电变压器参数、一次接线、安装位置及保护配置、动作行为。掌握厂用变压器参数、一次接线、安装位置及保护配置、动作行为。掌握充电装置的启停操作。掌握UＰS系统运行中的检查项目。掌握UＰS系统供电原则，供电时为何不能先供直流电源。掌握低压电动机的热耦整定原则.掌握电动机检修后的验收内容。掌握电动机运行中的检查项目。掌握电动机的一般异常及事故处理。了解＃０2启备变2002开关的控制方式、保护配置。掌握主变、高厂变、#02启备变的参数、运行中的检查项目了解主变、高厂变、＃02启备变冷却装置的验收及运行方式。掌握变压器检修后的验收内容。掌握发电机的设备规范及参数。掌握发电机、氢干机油水排放。掌握氢干机的启停操作及运行中的检查。掌握发电机氢冷却系统参数及运行规定。掌握发电机内气体置换操作过程.掌握发电机封闭母线空气干燥装置的启停及运行中的检查。熟悉励磁变的参数.熟悉起励电源的作用。掌握整流屏的检查项目及运行中整流屏的整流系数的计算及规定。掌握灭磁开关的检查项目。掌握发变线及励磁系统由冷备用转为热备用操作。掌握发变线及励磁系统由热备用转为冷备用操作。掌握发变组并列、解列。熟悉如何测量发电机绝缘电阻（水摇表的正确使用)。掌握发电机启动前及启动过程中的检查项目.掌握发电机运行中的检查项目.熟悉发电机并列后及运行中加减有功负荷应注意什么。掌握柴油发电机的检查内容。掌机、炉、电大联锁.熟悉电气事故处理的一般原则及副值在事故处理时的职责。公用副值了解全厂电气主接