30万机组电厂习题集

30万机组电厂习题集

1、我厂锅炉型号及型式？（巡检、副值、主值应会）

答：型号：WGZ1065/18.4—1型式：亚临界参数、一次中间再热、单炉膛、平衡通

风、固态排渣、自然循环汽包炉。

2、叙述我厂锅炉烟气流程？（巡检、副值、主值应会）

答：烟气系统流程：燃烧后的烟气离开炉膛后，经过分隔屏过热器、后屏过热器、

屏式再热器、高温再热器、高温过热器进入竖进烟道，经过低温过热器、省煤器

后进入空气预热器，再经过布袋除尘器被引风机排至脱硫系统，经脱硫后排至烟

囱。

3、我厂锅炉油枪如何配置？（巡检、副值、主值应会）

答：锅炉配备12只自动点火油枪及高能点火器，分别布置在AA层、CD2层、DE

层二次风喷口中，可随燃烧器喷口一起上下摆动。油枪采用机械雾化喷嘴，油枪

单只出力为L6t/h,总燃油量为19.2t/h,能满足25%BMCR锅炉负荷。B层一次风

喷口内布置了出力为0.2t/h的少油点火枪，A空预器热一次风出口风管道内布置

了出力为0.3t/h的起磨油枪一只，可以在锅炉启动初期尽早投入B磨煤机运行，

减少锅炉启动时燃油消耗。

4、我厂锅炉过热器按蒸汽流程分为哪六级布置？（巡检、副值、主值应会）

答：顶棚过热器、包墙过热器、低温过热器、分隔屏过热器、后屏过热器、高温

过热器。

5、我厂过热蒸汽减温水如何布置？（巡检、副值、主值应会）

答:本炉采用两级喷水，一级减温器布置在低温过热器出口联箱至分隔屏过热器入

口联箱之间的导汽管上，二级减温器布置在后屏过热器出口联箱与高温过热器入

口联箱之间的导汽管上，减温水取自高压加热器入口的给水管道上。

6、我厂再热器按蒸汽流程分为哪三级布置？（巡检、副值、主值应会）

答：壁式再热器、屏式再热器、高温再热器。

7、说出我厂制粉系统通风方式？（巡检、副值、主值应会）

答：制粉所用的空气经一次风机后分两路，一路作为干燥剂自下而上送至空气预

热器，加热后进入磨煤机作为制粉的干燥剂，另一路作为冷风旁路，用来调节进

入磨煤机的干燥剂温度和磨煤机的密封风机用风。

8、叙述我厂锅炉干排渣系统流程？（巡检、副值、主值应会）

答：锅炉的灰渣一挤压头一钢带机及清扫链一碎渣机一斗提机一渣仓。

9、锅炉吹扫条件有哪些？（巡检、副值、主

1.风量满足吹扫条件

2.送风机满足吹扫条件

3.引风机满足吹扫条件

4.一次风机均停

5.磨煤机全停

6.给煤机全停

7.空预器均运行

8.炉膛压力正常

9.无MFT条件

10.油组满足吹扫条件

11.无火焰

12.汽包水位正常

13.所有二次风挡板在吹扫位置

14.任一火检冷却风机运行且风压低低值无信号

10、MFT动作过程（巡检、副值、主值应会）

MFT动作时，同时对下列设备快速发出动作指令

1.关闭炉前燃油供、回油速断阀及所有油角阀

2.停一次风机

3.停全部运行给煤机

4.停全部磨煤机

5.关闭减温水总门

6.跳闸OFT

7.开二次风门

8.发MFT指令至CCS、ETS、旁路、吹灰等系统

11、磨煤机跳闸条件有哪些？（巡检、副值、主值应会）

1.磨煤机运行时一个以上出口一次风挡板关

2.给煤机运行且煤层火检无火，且相邻油层及煤层未运行。

3.磨减速机推力轴承油槽油温达70℃时

4.磨润滑油系统不满足

5.密封风机全停

6.一次风机全停

12、一次风机跳闸条件有哪些？（巡检、副值、主值应会）

1.送风机A、B均跳闸

2.MFT

3.油站故障或油泵均停：一次风机油站重故障或油站1、2号泵均跳闸，延时3s

4.同侧送风机跳闸

13、送风机跳闸条件有哪些？（巡检、副值、主值应会）

1.同侧引风机跳闸

2.FSSS跳闸：MFT动作且炉膛压力高于3240Pa,延时10s

3.送风机运行60秒后出口门未开

4.引风机全停

5.油站故障或油泵均停：液压油泵均停延时3s或送风机液压站压力低

14、引风机跳闸条件有哪些？（巡检、副值、

1.引风机运行延时120秒且引风机出口或入口挡板门关

2.FSSS跳闸：MFT动作延时■10S且炉膛压力小于-2500Pa

3.同侧空预器跳闸：主、辅电机均停

4.空预器均停

5.冷却风机全停，延时60s

6.同侧送风机跳闸

7.油站故障（油压低无延时）或油泵均停延时5s

15、空预器跳闸条件有哪些？（巡检、副值、主值应会）

1.空预器变频已故障，延时3s空气预热器跳闸

2.空预器两个失速报警信号均来

16、机组冷态启动前锅炉应做下列试验？MFT试验

1.锅炉总联锁装置试验。

2.转动机械拉合闸及事故按钮试验。

3.辅机联锁及保护试验

4.辅机设备油系统联锁试验。

5.保护装置及声光报警信号试验。

6.电/气动截止门、调整门及风门挡板试验。

7.油枪装置试验。

8.冷态吹灰试验

17、锅炉上水的要求有哪些？（巡检、副值、主值应会）

1.锅炉上水一般在点火前4〜6小时进行。

2.锅炉上水水质应符合标准。

3.锅炉上水温度不小于40C,与汽包壁温度的差值不大于40℃。

4.锅炉上水过程中控制汽包壁温不小于35℃,不大于70℃,上下壁温差不大于

40℃o

5.上水时间夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。

6.锅炉点火启动时上水至一100mm，水压试验时上水至过热器空气门冒水。

7.在上水过程中，检查受压部件热膨胀应正常。

8.锅炉内有水时应化验水质合格后方可继续上水；否则应全部放掉，重新上水。

18、锅炉底部加热过程中的注意事项有哪些？（巡检、副值、主值应会）

1.加热过程应缓慢进行，按炉水饱和温度升温率40C/h控制。

2.严格控制汽包壁温差，在升温过程中汽包壁各点间的温差最大不超过

40℃0

3.加热期间汽包水位不断上升，维持水位不超+100mm。利用事故放水门放

水保持水位（水冷壁下联箱放水时应停止加热）o

4.加热前后记录各膨胀指示值，注意各膨胀变化是否均匀，如膨胀异常，应

降低升温速度或停止加热，待查明原因并消除后再继续加热。

5.加热过程中严禁通风。

6.加热联箱及入口管道应充分暖管、疏水。

7.加热管道如出现振动，应关小蒸汽加热门。

19、水压试验合格标准？（巡检、副值、主值应会）

1、关闭升压门，5分钟压力下降值不大于0.5MPa。

2、承压部件无漏水及湿润现象。

3、承压部件无残余变形。

20、磨煤机断煤现象、原因及处理方法？（巡检、副值、主值应会）

现象：

1.给煤机煤量减小或回零。

2.磨煤机出口温度升高，分离器出口一次风速升高。

3.磨煤机电流减小，磨负荷投自动时加载作用力减小，严重时反作用力自动

开到100%作用力回零，磨辐抬起。

4.磨煤机磨负荷手动时，磨煤机电流增大，振动增大。

5.汽温、汽压、出力下降。

原因：

1.给煤机故障

2.给煤机入口下煤插板故障

3.给煤机出口下煤插板故障

4.给煤机入口杂物堵塞

5.煤质水分大、灰份大，给煤机入口管道堵塞

6.煤仓棚煤

7.煤仓无煤

处理：

1.断煤时，燃烧自动投入时，应自动增加给煤量，否则，解列燃烧自动，手

动增加其它给煤量，维持汽压、出力。

2.控制好磨煤机出口温度,

3.控制好汽温、水位。

4.解列磨煤机负荷自动，减小加载作用力，增加反作用力，将磨辑提升。

5.查明断煤原因，进行处理。

6.短时间处理不好，应启动备用制粉系统，停止故障给煤机、磨煤机，通知

检修，汇报值长。

7.若两台及以上给煤机同时断煤，应立即投入油枪稳燃，视情况进行减负荷，

汇报值长。

21、锅炉总联锁试验的要求（巡检、副值、

1.参加试验辅机及辅属设备的热机、电气、热工检修工作结束，工作票注销收回。

2.与试验相关的电动门、挡板试验正常。

3.电动门电源正常，气动门的气源压力正常。

4.热机保护、信号、仪表电源正常。

5.联锁试验应在机组启动前进行。对于特殊情况，如机组运行中某联锁回路检修

需要试验时，应做好安全措施，不应影响机组的正常运行。

6.联锁试验由单元长主持，热工、电气及检修负责人员参加。

7.先进行风机、空气预热器、磨煤机与其附属设备联锁及保护试验，再进行总联

锁试验。

1）联锁试验可分静态控制回路试验和动态试验两种。

2）静态控制回路试验时，6kV辅机送控制电源（试验电源），380V辅机送动力

电源。

3）动态试验时，辅机的应通过试运行，送上其动力电源及控制电源，将辅机

按正常启动程序启动后进行试验。

4）对不允许空载运行设备只校验控制回路情况。

5）给煤机试验时其转速应设置为零。

22、锅炉总联锁功能？（巡检、副值、主值

1、两台运行中的空气预热器其中一台停运或故障跳闸时，联锁跳闸同侧引风机、

送风机，联锁跳闸同侧一次风机，RB选跳D、E磨煤机、给煤机。

3.两台运行中的空气预热器或唯一运行的一台空气预热器停运或故障跳闸时，

MFT动作，所有送风机、一次风机、磨煤机、给煤机跳闸。

4.两台运行中的引风机其中一台停运或故障跳闸时，联锁跳闸同侧送风机、•次

风机，RB选跳D、E磨煤机、给煤机。

5.两台运行中的引风机或唯一运行的一台引风机停运或故障跳闸时，MFT动作，

所有送风机、一次风机、磨煤机、给煤机跳闸。

6.两台运行中的送风机其中一台停运或故障跳闸时，联锁跳闸同侧引风机，同时

联锁跳闸同侧一次风机，RB选跳D、E磨煤机、给煤机。

7.两台运行中的送风机或唯一运行的一台送风机停运或故障跳闸时，MFT动作，

所有引风机、一次风机、磨煤机、给煤机跳闸。

8.两台运行中的一次风机其中一台停运或故障跳闸，RB选跳D、E号磨煤机、给

煤机。

9.两台运行中的一次风机或唯一运行的一台一次风机停运或故障跳闸时，MFT动

作，所有磨煤机、给煤机跳闸。

10.任意一一台磨煤机跳闸，联锁跳闸对应给煤机。

23、一次系统水压试验压力及范围？（巡检、副值、主值应会）

1、一次系统工作压力试验：19.61MPa0

2、一次系统超压试验：24.51MPa0

3、一次系统水压试验范围：汽包、省煤器、水冷壁、过热器及给水、主蒸汽、减

温系统有关管道及阀门。

24、二次系统水压试验压力及范围？（巡检、副值、主值应会）

1.二次系统工作压力试验：4.35MPa0

2.二次系统超水压试验：6.525MPao

3.二次系统水压试验范围：再热器系统及管道阀门。

25、锅炉防冻有何规定？（巡检、副值、主值应会）

1.进入冬季前应全面检查防冻措施，不能有裸露的管道，将管道本体各部防冻加

热装置投入运行，燃油管路加热管常年投用，冬季不可检修，仪表管内积水应放

净，备用锅炉的孔门及挡板应关闭，检修的锅炉应有防止冷风吹入的措施。

2.停用锅炉在冬季应尽可能采用干式保养，过热器管壁温度小于20℃时应投入暖

风器运行。空气预热器在暖风器投运后应保持运转。

26、汽包水位高现象及原因？（副值、主值

现象

1.汽包水位计高于正常水位，高水位报警。

2.给水流量不正常大于蒸汽流量。

3.水位升高至+100mm时事故放水门开启。

4.若燃料量突增引起，机组负荷及蒸发量均上升或汽压上升、

5.若水位高至+100mm,事故放水门自动开启，水位高+300mm,延时8s后MFT

动作。

原因

1.给水自动失灵，或给水泵故障失控，使给水流量大于蒸汽流量，高水位报

警信号失灵，运行人员发现不及时。

2.手操时运行失误，调整不及时或误操作。

3.水位计、蒸汽流量表、给水流量表指示不正常，造成运行人员误判断。

4.负荷突增或安全门动作，造成瞬间高水位，自动（手动）调节跟不上。

5.给水控制方式切换过程中控制不当，给水量大于蒸发量，水位上升。

6.高加在运行中跳闸，高加出入口阀门动作不同步，造成给水量大幅度波动。

27、汽包水位高的处理方法？（副值、主值

1.对比汽、水流量和各水位计指示以确认水位指示是否正确。

2.发现各水位指示值均升至50mm以上时，立即手动方式关小给水调门或降

低泵的转速，必要时还应开启定排阀门，若因燃料量突增引起，则立即降

低燃料量，情况紧急时可紧急停用一台磨煤机。若因主汽压力突降引起，

应谨慎减少给水量，防止虚假水位过后继而发生缺水。

3.若过热器已带水，汽温明显下降，立即开启过热器和主汽管道相关的疏水

门，待汽温恢复正常后再关闭。

4.给水控制方式切换应在汽压稳定工况下进行，切换过程中应控制给水量不

突变。

5.水位已控制在允许的范围内后，应进一步查找原因并作相应的处理。

6.汽包水位高+100mm时联锁开启事故放水门，水位降到+50时联锁关闭事

故放水门

7.当发现满水时水位已2+300mm或处理过程中水位继续上升至+300mm,8秒

后锅炉保护动作紧急停炉。

8.满水使MFT动作后，应继续下列处理

9.若水位计指示尚在汽侧可见部分及以下，各变送器水位指示值也小于

+300mm时，立即关小给水调整门或降低给水泵的转速，将水位维持在正常

水位。

10.若水位计指示已在汽侧最高部位，各变送器水位指示值也大于+300mm,关

小给水调门，开启事故放水门，必要时还应关闭给水隔绝门，待汽包水位

降至正常水位，关闭放水门。

11.若满水尚未造成设备损坏，水位正常后重新吹扫点火，恢复运行。

28、汽包水位低的现象及原因？（副值、主

现象

1.汽包水位计低于正常水位。

2.DCS与就地水位表同时向负值增大，低水位报警。

3.给水流量不正常小于蒸汽流量。

原因

1.给水自动失灵或给水泵故障失控，使给水流量小于蒸汽流量，低水位报警

信号失灵，运行人员发现不及时。

2.手操时运行失误，调整不及时或误操作。

3.水位计、蒸汽流量，给水流量指示不正确，造成运行人员误判断。

4.水冷壁或省煤器严重漏泄或爆破。

5.定排门漏泄或排污量过大，省煤器、水冷壁下联箱放水门误开。

6.除氧器水位低，水温高，前置泵故障造成给水泵汽化。

7.负荷突降或主汽压力突升，造成瞬间低水位，自动（手动）调节跟不上。

8.高加跳闸，出入口阀门动作不同步，造成给水中断。

9.汽动给水泵或电动给水泵转速控制失灵。

29、汽包水位低的处理方法？（副值、主值

1.对照所有水位计，确认水位低。

2.因给水自动失灵，应将给水自动切为手动操作；提高给水泵转速，增加给

水量，保证给水流量大于蒸汽流量。

3.因给水泵失控，立即增加另一给水泵转速，并用其调整控制；若此时给水

流量仍小于蒸汽流量，立即启动备用泵（电动泵），水位回升正常后停止

失控泵。

4.若由于燃料量突降或主汽压力突升引起，应谨慎增加给水量，防止虚假水

位过后继而发生满水位。

5.若是放水门误开引起水位低时，除增大给水量外，应及时关闭放水门。若

是爆管引起水位低时，按爆管事故进行处理。

6.因排污或给水泵汽化引起时，应立即停止排污或联系汽机立即处理。

7.若高加跳闸，给水量迅速下降，应尽快使旁通门开启，防止锅炉断水，同

时又要注意高加旁通门突然开启，水量过增，引起高水位。

8.经上述处理，水位仍无法恢复正常，水位低至一300mm时，延时+5sMFT动

作，否则按低限水位紧急停炉处理。

9.缺水使MFT动作后，应继续下列处理

10.若水位计指示尚在水侧可见部分及以上，各变送器水位指示值也大于一

300mm时，立即开大给水阀门或增加给水泵的转速，将水位维持在正常水

位，准备重新点火启动。

11.若水位计已无指示，但各变送器水位指示可靠，并且指示值大于一300mm

时，应继续进水，将水位维持在正常水位，准备重新点火启动。

12.水位计已无指示，变送器水位显示又不可靠或各变送器指示值W—300mm

时，禁止向锅炉给水，应立即停运全部给水泵，关闭各给水门，炉膛吹扫

或自然通风后执行闷炉措施。

30、水冷壁损坏现象及原因？（副值、主值

现象

1.炉膛压力偏高（引风机控制自动投入且有调节余量时，电流增大，炉膛压

力尚可维持），炉膛压力变正，炉内漏泄点附近有响声，炉膛四管检漏报

警装置来信号。

2.漏泄点下部不严密处有汽水从炉墙流出。

3.漏泄较大时，给水流量大于蒸汽流量，各段烟温下降，排烟温度较正常时

低。

4.漏泄严重或爆破时，汽包水位迅速下降，汽压、蒸汽流量、电负荷下降，

燃烧不稳定，严重时锅炉灭火。

5.燃烧不稳。

原因

1.炉水品质长期不合格，使管内壁结垢超标或长年运行管内壁结垢超标，而

又未进行化学清洗，造成传热恶化和氢脆爆管。

2.停炉保养不良，造成坑点腐蚀。

3.管材质量不良，制造有缺陷，焊接质量不良。

4.安装、检修质量不良，管内有杂物堵塞，燃烧器安装角度不对，炉管受到

冲刷。

5.热负荷偏斜，负荷过低，排污量过大，燃烧室结焦等原因，造成水循环不

良。

6.一次风口烧坏，煤粉冲刷炉管。

7.大块焦渣坠落砸坏炉管或除焦时损坏炉管。

8.水冷壁管过热，蠕胀变形。

9.吹灰器卡在炉内未能退出，吹坏炉管。

10.水冷壁出现高温腐蚀。

31、水冷壁损坏的处理方法？（副值、主值应会）

1.发现炉内有异声时，应小心地开启看火门进行听诊，并进行仪表分析，确

认水冷壁损坏时，申请停炉。

2.投入运行煤燃烧器的油枪，降低机组负荷，同时按＜0.15MPa/min的速率适

当降低过热器压力，以防止损坏面积扩大，防止给水泵、引风机超负荷运

行。

3.若水冷壁爆破，按规定执行紧急停炉。

4.停炉后，应继续向锅炉进水，关闭排污门和省煤器的再循环门，当发现汽

包上、下壁温差明显增加或补水后水位不能回升时，停止向汽包进水。

5.炉膛吹扫结束后，停运送、弓【风机，保持自然通风2小时;然后重新启动

吸、送风机，保持25〜30%风量，强制通风冷却。当汽包上下壁金属温差

达40℃以上时，应停运引、送风机，保持自然通风状态。

6.当过热器出口压力降至0.IMPa时，开启汽包空气门和过热器空气门。

7.加强吹灰巡检，发现吹灰器卡住，应及时退出。

32、省煤器损坏现象及原因？（副值、主值

现象

1.省煤器两侧烟温偏差增大，排烟温度偏差增大，漏泄侧烟温降低，漏泄侧

排烟温度降至烟道压力下饱和温度值（100℃以下）。

2.省煤器附近有漏泄声。

3.漏泄侧省煤器灰斗有湿灰现象，甚至灰浆流出。

4.烟气阻力增加，引风机电流增大。

5.空气预热器两侧出口风温偏差加大。

6.漏泄较大时，给水流量大于蒸汽流量，严重漏泄或爆管时，汽包水位迅速

下降，汽压及负荷下降。

原因

1.给水品质不合格，管内壁结垢超标，造成传热恶化和氢脆爆管。

2.停炉保养不良，造成坑点腐蚀。

3.管材质量不良，制造有缺陷，焊接质量不良。

4.飞灰磨损，防磨板损坏。

5.超负荷运行或炉膛漏风量大，烟气流速增大，加速磨损。

6.省煤器堵灰形成烟气走廊，流通部分烟速增大，磨损严重。

7.锅炉启停过程中，省煤器再循环阀门操作不当。

33、省煤器损坏的处理方法？（副值、主值

1.发现省煤器附近有异声时，应小心开启检查门，进行听诊，并进行仪表分

析，确认省煤器损坏时，申请停炉。

2.当省煤器损坏使汽包水位下降时，应密切监视给水系统的动作情况，必要

时应将给水自动切至手动方式，维持汽包水位正常。

3.降低机组负荷，同时按＜0.15MPa/min的速率适当降低过热器压力，以防止

损坏面积扩大，防止给水泵、引风机超负荷运行。

4.监视过热器一/二级喷水调节器和再热汽温调节器的动作情况，必要时切

至手动控制，维持主汽温度和再热汽温在正常范围内。

5.若省煤器管爆破，不能维持汽包水位，按规定执行紧急停炉。

6.停炉后，不可开启省煤器的再循环门，继续进水尽量维持汽包水位。

7.炉膛吹扫结束后，停运送、引风机，保持自然通风24小时，然后重新启

动引风机运行，保持25〜30%额定风量，强制通风冷却，当汽包上下壁金

属温差达40℃以上时，应停运送、弓I风机，保持自然通风状态。

8.当过热器出口压力降至0.IMPa时，开启汽包空气门和过热器空气门。

9.开启省煤器灰斗排灰口疏通管路，防止灰浆沉积，压垮烟道或灰浆进入空

气预热器。

34、过热器损坏的现象及原因？（副值、主值应会）

现象

1.按烟气流程，漏泄的过热器后部两侧烟温偏差增大，损坏侧烟温偏低。

2.按蒸汽流程，后一级过热器对应侧的汽温、壁温升高。

3.过热器区域有漏泄声。

4.炉膛压力波动，引风机电流增加。

5.漏泄较大时，蒸汽流量不正常地小于给水量，严重漏泄或爆管时，主蒸汽

压力、机组负荷下降，锅炉温度、炉膛压力不能维持。

原因

1.蒸汽品质不合格，管内壁结垢，造成传热恶化，管材超温。

2.燃烧不正常，火焰中心上移，过热器区域烟温升高。

3.燃烧方式异常，火焰偏斜，烟气侧热偏差过大。

4.过热器设计的结构、布置、受热面积不合理，吸热量过大或流速不均，蒸

汽侧热偏差过大。

5.主汽温度保持过高或减温水使用不当，造成蒸汽侧热偏差加大。

6.水冷壁结焦，炉膛出口烟温升高。

7.过热器区域结焦堵灰，形成烟气走廊，流通部分烟速增加，传热量增大，

磨损增大。

8.停炉保养不良，管内壁氧化，甚至积水坑点腐蚀，过热器奥氏体钢材受氯

离子晶间腐蚀破坏。

9.管材质量不良，甚至错用，制造有缺陷，焊接质量不良。

10.吹灰器安装不正确、吹坏过热器管。

11.安装、检修失误，管内有杂物堵塞。

12.减温器内喷嘴脱落，堵塞管口或影响流量分配不均。

13.超负荷运行或运行年久，飞灰磨损严重。

35、省煤器损坏的处理方法？（副值、主值

1.发现过热器有异声时，应小心地开启检查门进行听诊，并进行仪表分析，

确认过热器损坏时，申请停炉。

2.降低机组负荷，同时按＜0.15MPa/min的速率适当降低过热器压力，以防止

损坏面积扩大，防止给水泵、引风机超负荷运行。

3.检查给水控制、主汽温和再热汽温控制的动作情况，必要时应即切手动控

制，应继续向锅炉进水，维持汽包水位、主汽温度和再热汽温度在正常的

范围内。

4.若过热器爆破，按规定执行紧急停炉。

5.停炉吹扫后，停止送、引风机，自然通风24小时，然后重新启动送、引

风机，强制通风冷却。当汽包上下壁金属温差达40℃以上时，应停运送、

引风机，保持自然通风状态。

6.当过热器出口压力降至0.IMPa时，开启汽包空气门和过热器空气门。

36、再热器损坏的现象及原因？（主值应会）

现象

1.再热器附近有异声，损坏严重时，炉外即能听到明显的响声。

2.损坏严重时，再热器压力下降。

3.爆破点后汽温升高。

4.损坏严重时，若机组主控系统投运时，燃烧量自动增加，机组负荷不变，

在“炉主控手动”方式运行时，主汽压力不变，机组负荷下降。若机组在

手动方式运行，主汽压力和机组负荷均下降。

5.损坏严重时，炉膛压力升高或引风机静叶自动开大，引风机电流上升。

6.损坏侧烟温降低，两侧烟温偏差增大。

原因

1.蒸汽品质不合格，管内壁结垢，造成传热恶化，管材超温。

2.燃烧不正常，火焰中心上移，再热器区域烟温升高。

3.燃烧方式异常，火焰偏斜，烟气侧热偏差过大。

4.再热器设计的结构、布置、受热面积不合理，吸热量过大或流速不均，蒸

汽侧热偏差过大。

5.再热汽温度保持过高，造成蒸汽侧热偏差加大。

6.水冷壁结焦，炉膛出口烟温升高。

7.再热器区域结焦堵灰，形成烟气走廊，流通部分烟速增加，传热量增大，

磨损增大。

8.停炉保养不良，管内壁氧化，甚至积水坑点腐蚀。

9.管材质量不良，甚至错用，制造有缺陷，焊接质量不良。

10.吹灰器安装不正确、吹坏再热器管。

11.安装、检修失误，管内有杂物堵塞。

12.超负荷运行或运行年久，飞灰磨损严重。

37、再热器损坏的处理方法？（主值应会）

1.发现再热器有异声，应小心地开启检查门进行听诊，并进行仪表分析，确

证再热器损坏时，申请停炉。

2.降低机组负荷，以防损坏面积扩大，防止引风机超负荷运行。

3.检查再热汽温调节器的动作情况，必要时应即切手动控制。

4.若再热器爆破，按规定执行紧急停炉。

5.停炉后，继续向锅炉供水，维持汽包水位。

6.炉膛吹扫后，停运送、引风机，自然通风24小时后，再重新启动送、引

风机，强制通风冷却，当汽包上、下壁温差大于40C,应停运送、引风机,

继续自然通风冷却。

38、锅炉启动过程中的注意事项有哪些？（主值应会）

1.锅炉启动的升温、升压应严格按照锅炉冷态启动曲线进行。

2.点火前，所有再热器的疏水门、排汽门应开启。

3.在锅炉升温升压阶段，汽包上下壁温差内外壁温差及任意两点间的壁温差不允

许超过40ro超过时应及时分析原因，调整燃烧，严格控制升温升压速度。

如壁温差仍继续加大，应立即停止升温升压，待正常后再升压。

4.点火升压过程中，为使锅炉各部受热膨胀均匀，应根据膨胀情况适时进行水冷

壁下联箱放水，在放水时严格控制汽包水位，当膨胀情况异常时，应停止升压,

查找原因，待膨胀正常后，再继续升压。

5.锅炉升温升压过程中应严格控制炉膛出口烟温，在汽机冲转前不得超过538℃。

6.投油时，应对油枪燃烧情况进行观察，若燃烧不良，应立即进行调整。投油枪

的顺序应该是先下层后上层，每层油枪以30秒间隔按1、3、2、4号的顺序对

角投入。

7.投煤粉时，应就地检查确认着火，如煤粉投入后不着火，应立即停止投粉，并

保持炉膛压力一100〜―150Pa,加强通风5分钟。此时应保持油枪燃烧稳定，

待查明原因并消除后，方可进行第二次投粉，如两次投粉均不着火，应停止投

粉，分析原因。

8.煤粉燃烧器一般应邻层运行，三层以上运行时，要求有相邻层运行，不允许A、

C、E磨煤机运行方式。

9.汽机冲转和带负荷期间，监视各级过热器和再热器出口汽温，及时投入各级减

温器，防止超温。锅炉过热器布置两级喷水减温，分别控制分隔屏过热器和高

温过热器入口汽温。再热汽温由燃烧器摆动控制，仅事故情况下，方可用事故

喷水减温器。

10.在点火升温升压过程中，应加强对各级过热器和再热器壁温的监视和控制，严

防超温，如发现管壁温度异常时，应及时采取措施进行调整。

11.在升压过程中随时监视蒸汽和炉水品质，应符合规定。当炉水含硅量超标时，

应停止升压，并进行洗硅，必要时降压运行。

12.在升压过程中，如发现汽包水位控制不稳，或发现省煤器有汽化迹象，运行人

员应查明省煤器再循环门是否关闭，这时必须使给水量超过需要量，并辅以排

污措施以保持水位。

13.在升温升压期间，要认真检查锅炉膨胀指示器膨胀状况，确保锅炉均匀膨胀，

发现有膨胀不均时应停止升温升压，查明原因处理好后才允许继续升温升压。

14.启动期间，竖井烟道包墙过热器下联箱的5%启动疏水门先全开，起压后过热

蒸汽压力以汽机旁路控制为主，可由5%启动疏水门加以辅助控制，当汽机并

网后关闭疏水门。

15.在投煤粉前至少1小时，出渣装置和除灰系统应投入运行。

16.锅炉在燃用设计煤种时最低不投油稳燃负荷为35%BMCR,性能试验最低不投油

稳燃负荷为3号505t/h、4号525t/ho

17.每一支油枪停用后，用蒸汽对门后油管路和油枪进行彻底吹扫，吹扫时应将点

火器点燃，以确保吹出油枪内的燃油全部被烧掉。吹扫结束后将油枪退回，防

止油枪头部烧毁。

18.每停止一支油枪，运行人员应就地检查该角燃烧器的火焰变化情况，若发现该

角火焰发暗或着火点远离喷口，应立即恢复该角助燃油，并对煤粉燃烧器的送

风量、燃料及挡板进行检查和调整，应在燃烧最佳状态下再试停该油枪，直至

全部油枪退出运行。

19.监视空气预热器的出口烟温，防止二次燃烧、热变形和低温腐蚀。

20.通过火焰监视电视观察燃烧工况，防止燃烧不稳定而引起汽温和烟温的急剧变

化。当汽温烟温急剧上升时，应降低升压速度，必要时，应暂停部分燃烧器。

21.注意自动调节装置的运行情况，当发生故障或调节不良时，应手动控制，并联

系热工处理。

39、停炉后的操作有哪些？（主值应会）

1.锅炉熄火后，开启所有二次风门，风量保持不低于30%BMCR进行吹扫5分钟。

2.空气预热器进口烟温〈200℃后，停运送风机、引风机。

3.送风机、引风机停止后，停暖风器系统。

4.空气预热器进口烟温后，停止空气预热器。

5.手动调节给水量，联系炉控退出水位保护，向汽包上水至最高水位（+300mm）,

开启省煤器再循环门，关闭加药、取样和连排门。

6.如汽包水位降至最低水位，启动电泵上水，开启水泵出口旁路调节门，以50t/h

流量上水至+300mm。

7.风机停止后，仍应监视空气预热器出口烟温，一旦发现空气预热器出口烟温不

正常升高，应检查原因，如是二次燃烧，按空气预热器着火处理。

8.停炉后应保持火检探头冷却风机继续运行。

9.待压力降至0.17MPa,开启炉顶所有空气门。

10.炉水温度小于93℃时，开启各疏水门将炉水放尽。

11.冬季停炉后，应将炉底干式除渣系统停用。

40、停炉冷却有哪些规定？（主值应会）

1.正常降压冷却时■间为18-20小时。

2.保持汽包最高可见水位+300mm,当水位低于+100mm时，应联系汽机起泵向锅

炉补水，当水位升至+300mm再停泵，严防汽包满水进入过热器中。

3.严密监视汽包上、下壁，内、外壁温差均不大于40℃。

4.停炉后6小时内各孔门及烟道挡板关闭，禁止通风，停炉8~10小时后可开启

空气预热器风、烟挡板，引风机静叶及进、出口挡板，送风机动叶（调节动叶

时油站必需投运）、送风机出口挡板及二次风分门进行自然通风。

5.严密监视烟道各部温度变化情况，若发现烟温有不正常回升趋势，应立即停止

通风，密闭烟道，开启烟道和空气预热器消防水门。

6.停炉18小时后，汽包上下壁温差不大于40℃,根据检修需要可启动引风机快

冷，若汽包上下壁温差大于40℃,应间断启动引风机运行。

7.压力降至0.8MPa,汽包上、下壁温差不大于40℃口寸，将炉水放尽，利用余热

烘干法防腐。

1）首先将炉水向定排排放；

2）压力降至0.196MPa,开启上部空气门；

8.当炉膛出口温度降至80C以下时，停止火检探头冷却风机，退出炉膛烟温探

针。

9.放水的同时，停止引风机。

41、停炉过程中的注意事项有哪些？（主值应会）

1.停炉时严格控制汽包壁温差，汽包内饱和温度下降速度小于55℃/h,壁温差

不超过40C,否则关闭所有的疏水门，直至温差在限定值内。

2.停炉前，锅炉应进行全面吹灰，解列前，全部吹灰工作结束。

3.停炉初期应严密关闭所有孔门及除灰门，防止大量冷空气漏入炉内使锅炉急剧

冷却。

4.为避免锅炉急剧冷却，要控制疏水量和疏水次数。

5.锅炉冷却时，应维持汽包水位在高水位。

6.冬季停炉后，应将干式除渣系统停用。

7.停炉后，未彻底隔绝前，不得停止对锅炉的监视。

42、遇有哪些条件，MFT动作，自动紧急停炉？1.手动紧急停炉2.空气预热器全

部跳闸3.引风机均跳闸4.送风机均跳闸5.一次风机全停6.火检冷却风压

力低或火检冷却风机全部跳闸7.全炉膛燃料丧失8.全炉膛火焰丧失9.炉膛

压力高越限10.炉膛压力低越限11.汽包水位高高12.汽包水位低低13.给

水泵全停14.ETS动作15.风量小于30%16.点火失败

43、遇有哪些条件时，应立即手动“MFT”紧急停炉？（主值应会）

1.达到MFT动作条件之一，而MFT拒动或该条件解除时。

2.给水、蒸汽管道破裂，无法解列切除，不能维持正常运行或威胁人身设备安全

时。

3.单台给水泵运行跳闸，无备用给水泵联动时。

4.炉管、过热器、再热器、省煤器严重漏泄或爆破，不能维持主参数（水位、汽

温、汽压、炉膛压力）正常运行口寸。

5.所有水位计损坏，无法监视汽包水位。

6.两台火检冷却风机故障不能联动，且冷却风与炉膛压力差〈1500Pa超过10秒

时。

7.锅炉尾部烟道发生再燃烧，经处理无效，使排烟温度不正常升高到250C,有

烧坏空气预热器危险时。

8.中间再热蒸汽中断时。

9.两台空气预热器跳闸，锅炉总联锁拒动时。

10.炉膛内部或烟道内发生爆炸时。

11.锅炉压力超过安全门（含PCV|'J）动作压力而安全门拒动同时手动PCV门又无

法开启时。

12.安全门动作经处理仍不回座，汽温、压力下降到汽机不允许时。

13.单台空气预热器故障，盘车无效，出口烟气温度超过250℃时。

14.过热器减温水调节门失效和减温水总门关闭无法开启造成蒸汽超温时。

44、故障停炉条件有哪些？（主值应会）

遇到下列情况之一时，应申请停止锅炉运行

1.炉内承压受热面因各种原因漏泄时；

2.高压汽水管道、法兰、阀门漏泄无法隔离时；

3.单台空气预热器故障，短时间内无法恢复时；

4.两台除尘器停运短时间内无法恢复时；

5.控制气源失去，短时间内无法恢复时；

6.锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重低于标准，经调整无法恢复时；

7.锅炉严重结焦，经多方面处理难以维持正常运行时；

8.烟道积灰、炉膛及空气预热器漏风，除尘器或引风机积灰等原因，经采取措施

无法维持炉膛正常负压时；

9.锅炉汽温和受热面壁温严重超温，经多方面调整无法降低时；

10.除灰系统故障，短时间不能消除，灰渣堆积超过落灰斗时；

11.吹灰系统故障，无法正常吹灰时；

12.安全门动作后不回座，经降负荷、降压力调整仍不能回座。

13.运行中密封风机全部停止，无法恢复正常运行。

45、锅炉灭火的现象及原因？（主值应会）

现象

1.炉膛压力突然增大，-、二次风压不正常降低，出现报警信号。

2.炉膛变暗，火焰电视看不见火焰，火检失去火焰。

3.MFT动作。

4.汽温、汽压下降，蒸汽流量减少。

5.汽包水位先低后高。

原因

1.运行中辅机故障跳闸或灭火保护动作。

2.系统堵煤、断煤投油不及时。

3.制粉系统爆炸

4.全烧油时，油中带水或燃油系统故障。

5.厂用电中断。

6.锅炉低负荷运行时，燃烧不稳，未及时投油助燃或油枪故障没有起助燃作

用。

7.煤质较差，煤种突然变化，煤粉过粗，水分过大引起燃烧不稳定。

8.水冷壁发生爆破将炉火浇灭。

9.低负荷时水冷壁吹灰扰动造成灭火。

10.火焰检测器电源故障显示无火焰引起灭火保护动作。

11.火焰检测器冷却不良，长期温度高，探头多个突然损坏引起灭火保护动作。

12.磨煤机突然跳闸，投油不及时扰动造成灭火。

13.低负荷时，掉大渣，扑灭火焰。

46、锅炉灭火的处理方法？

1.锅炉灭火时检查MFT动作情况，若MFT未动作应立即手动停止两台一次风

机、所有磨煤机、供回油跳闸阀，停止向炉内供应燃料。

2.退出给水自动，手动减少给水流量，控制汽包水位在正常范围内。

3.关闭主蒸汽、再热蒸汽减温水电动门、调节门。

4.减少送风量、引风量至30%BMCR风量，保持炉膛压力一lOOPa〜-150Pa,

检查吹扫条件满足，启动吹扫程序，进行吹扫5分钟。

5.查明灭火原因，消除后请示值长重新点火。

6.若灭火保护误动，应对保护系统进行检查，正常后再进行锅炉恢复工作。

7.锅炉灭火后，应做到先切断燃料，严禁用爆燃法恢复燃烧。

47、锅炉尾部烟道再燃烧的现象、原因及处理方法？（主值应会）

现象

L烟道、省煤器出口及空气预热器进、出口的烟温均不正常地突然升高。

2.一、二次热风温度不正常地升高。

3.炉膛和烟道负压剧烈波动，烟道差压增大。

4.引风机轴承温度升高。

5.低温过热器烟道发生再燃烧时，分隔屏入口汽温不正常升高或一级减温水

流量大幅上升。

原因

1.煤粉燃烧不良，造成尾部受热面积碳。

2.在锅炉启、停的燃油过程中，油压偏低，雾化不好，使烟道受热面上积油

垢。

3.锅炉低负荷运行时间过长，烟速低，使尾部烟道内积聚可燃物。

4.燃烧调整风量过小，煤粉粗等原因引起燃烧不完全，造成大量可燃物在烟

道内积聚燃烧。

5.在启、停炉或启、停制粉系统时，着火和燃烧不良，造成尾部积粉燃烧。

处理方法

1.发现烟道烟气温度不正常升高时，应全面分析并采用相应的调整措施，同

时对烟道进行吹灰。

2.发现烟道温度不正常地升高是由于调整不当或煤量测量及风量测量不准

造成风量不足引起时，应将风量和煤量控制切为手动方式，采用风量不变,

减少煤量的方法处理。处理时应缓慢，尤其是汽温很高且减温水流量也很

大的情况下更应注意，待烟温恢复正常，逐渐增加风量和煤量将负荷增至

需要值。

3.当检查确认发生再燃烧时应紧急停炉，停运两台送、引风机并关闭其进、

出口风门（挡板），同时投入消防装置进行灭火。

4.烟道各段烟温正常后，方可开启检查门检查，确认无火源后启动引风机通

风。

5.通风后烟温无异常且设备未遭到损坏，汇报值长，重新点火启动。

48、引风机失速的现象、原因及处理方法？

现象

1.引风机发失速报警信号。

2.炉膛压力摆动大，引风机静叶投自动时，静叶大幅摆动。

3.引风机电流大幅摆动。

4.失速严重时，引风机机壳和烟道发生振动，并发出明显的异音。

原因

1.受热面、空气预热器严重积灰或烟气系统挡板误关，造成静叶开度与烟气

流量不相适应，使风机进入失速区。

2.调节静叶时幅度过大或并风机时操作不当，使风机进入失速区。

3.静叶调节特性差，使并列运行的两台风机发生“抢风”，使其中一台风机

进入失速区。

处理

1.立即将引风机静叶控制由自动切为手动，并关小失速引风机的静叶及未失

速引风机的静叶，调节偏置，使两台风机负荷平衡，同时调节送风机的动

叶，维持炉膛压力在正常范围内，并调整锅炉负荷稳定。

2.若由于烟气系统挡板误关，应立即开启，同时调节静叶开度。

3.若由于受热面、空气预热器严重积灰引起风机失速，应立即进行受热面、

空气预热器的吹灰。

4.若经处理后失速现象消失，则维持工况运行；若经处理后无效或严重威胁

设备安全时，应立即停运该风机。

49、送风机喘振的现象、原因及处理方法？

现象

1.送风机喘振报警信号发。

2.风机出口流量、二次风量、二次风压、炉膛压力大幅摆动。

3.送风机电流大幅摆动。

4.喘振严重时，送风机机壳和风道发生振动，并发出明显的异音。

原因

1.空预器、暖风器严重积灰，造成风机出口流量与动叶开度不相适应，使风

机进入喘振区。

2.二次风系统挡板误关、动叶调节失灵等原因使风机进入喘振区。

3.调节动叶时幅度过大或并风机时操作不当，使风机进入喘振区。

4.送风机出口联络挡板开，两台送风机负荷不平衡。

5.送风机室外进风口有杂物堵塞或冬季雾天结霜堵塞。

处理

1.立即将送风机动叶控制由自动切为手动，关闭送风机出口联络挡板，关小

喘振风机动叶开度，直至喘振消失，同时调整引风机开度使炉膛压力在

正常范围内，并调整锅炉负荷稳定。

2.若由于二次风系统挡板误关，应立即打开，同时调节动叶开度。

3.若由于空预器、暖风器严重积灰引起风机失速，应立即进行空预器的吹灰。

4.若经处理后失速现象消失，则维持工况运行；若经处理后无效或严重威胁

设备安全时，应立即停运该风机。

5.由于送风机进风口堵应组织人员除霜或清除杂物。

50、磨煤机跳闸的现象、原因及处理方法？

现象：

1.磨煤机跳闸，电流回零，红灯灭绿灯闪光，音响报警。

2.跳闸磨煤机联锁给煤机跳闸

3.跳闸磨煤机所带燃烧器火检消失

4.汽温、汽压、出力下降，燃烧自动时，其它给煤机转速自动增加。

原因：

1.磨煤机保护跳闸

2.MFT

3.误碰磨煤机事故按钮

4.油站故障

5.电气故障影响

处理：

1.磨煤机跳闸后，燃烧自动投入时，给煤量应自动增加，否则立即解列燃烧

自动，手动增加其它运行磨煤机给煤量，维持正常汽压。

2.视负荷情况，燃烧不稳，应投油助燃。

3.汽压维持不住应适当减负荷。

4.控制好汽温、水位

5.复位跳闸开关，查明跳闸原因，通知检修处理。

6.处理好后，重新启动跳闸磨煤机。

7.若短时间处理不好，应立即启动备用制粉系统运行。若无备用制粉系统应

汇报值长，并减相应的负荷。

8.加强运行磨煤机的检查。

2、油浸变压器正常运行时的检查项目（巡检、副值、主值应会）

1变压器油温、油位正常、表面无破损，无积污。

2变压器本体无异常振动和声音，无渗油，漏油现象。

3变压器及各部分接地装置无损坏。

4套管清洁，无破损，无放电痕迹，套管无渗油、漏油现象，油位正常。

5呼吸器内硅胶是否变色（蓝色变为红色说明硅胶失效）。

6瓦斯继电器内无滞留气体，观察窗清洁完好。

7运行中的冷却器风扇，油泵运行正常，无异常振动和异音，油流指示器指示正常。

8就地控制盘、端子箱内设备完好，各开关位置正确，备用电源正常。

9压力释放装置有无漏油，动作。

10接地线及消防设施完好。

3、干式变压器正常运行时的检查项目（巡检、副值、主值应会）

1冷却风机运行正常，温控器面板上电源指示正常，变压器温度显示正常。

2变压器声音正常，无异味，变色或振动等情况。

3引线接头，电缆，母线无过热现象。

4变压器周围无漏水，及其它危及安全的现象。

5变压器前、后柜门均关闭。

6变压器中性点接地装置运行良好。

4、变压器的特殊检查项目（巡检、副值、主值应会）

1变压器在过负荷运行时，应加强监视油温、油位和负荷情况，冷却器必须全部投

入。

2大风天气，引线摆动情况，引线、变压器上有无搭挂杂物。

3大雪天气，根据积雪情况，应检查引线、母线接头处是否过热，并及时处理危险

冰串。

4大雾及阴雨天气，瓷套管火花放电情况，重点检查污秽瓷件部分。

5雷雨天气，瓷套管有无放电，闪络现象，避雷器的放电记录器动作情况。

6通过短路电流后，检查有关设备有无异常、变形、过热和烧伤痕迹。

7当室外温度急剧变化时，应检查变压器油位变化情况。

8夜间闭灯检查各接头有无发热烧红现象，套管有无放电现象。

9对大修或新安装投入的变压器，至少每2h检查一次，72h后按正常检查。

5、变压器操作原则（巡检、副值、主值应会）

1投入时先合电源侧开关，后合负荷侧开关。

2两侧均有电源时，先合有保护侧开关，都有保护时先合高压侧。

3变压器停运的操作与投入时顺序相反。

4变压器停送电操作，必须使用断路器，严禁用拉合刀闸投停变压器。

6、须立即切断电源的事故，有备用变压器者应先倒备用变压器运行（巡检、副

值、主值应会）

1变压器油枕或安全阀喷油、喷烟火，内部有火花放电声。

2变压器外壳破裂、淌油。

3套管爆炸或破裂而大量漏油。

4接头过热熔化。

5大量漏油使油位降至看不见时。

6变压器着火。

7在正常泠却条件下的温度超过额定值并不断上升，经减负荷无效时。

8轻瓦斯保护动作，取气为可燃性气体时。

7、允许联系处理的事故，有备用变压器者应先倒备用变压器运行（巡检、副值、

主值应会）

1变压器漏油。

2由呼吸器处淌油。

3变压器油色突然发生变化。

4变压器温度比正常显著增高。

5变压器声音异常或增大。

6变压器套管有裂纹、放电声。

7变压器引线接头过热。

8有载调压开关严重故障，操作机构失灵，油室内有严重的放电声。

8、220KV开关场遇下列情况之一须进行特殊检查（巡检、副值、主值应会）

1特殊天气（风、雪、雨、雾、冰雹等）天气时应对户外设备进行特殊巡视；

2对有异常的设备重点巡视；

3断路器跳闸后应对其一、二次回路部分进行检查；

4阴雨天初晴后应检查户外端子箱、机构箱、控制箱、控制柜内设备有无受潮结露

现象；

5电气设备存在有缺陷或过负荷运行时应加强监视，高峰负荷时增加检查次数；

6电气设备发生重大事故又恢复运行以后，对事故范围内的设备进行特殊巡视检

查。

7新装和大修后的设备投运后72小时内应加强巡视；

9、变压器着火（巡检、副值、主值应会）

1原因：变压器内部故障。

2处理：

1断开变压器各侧电源，停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延，通知

消防部门。

2检查备用电源是否联动。

3启动变压器消防系统。

4若油溢在变压器顶盖上着火时，则开启下部放油门进行放油，使油面低于着火处。

5若变压器内部故障引起着火时,严禁放油，以防变压器爆炸。

6若地面上的油燃烧时，注意不能危及附近设备，及时用砂子灭火。

7灭火时做好组织、监护工作，注意设备及人身安全。

10、厂用系统的操作严禁发生下列误操作（巡检、副值、主值应会）

1误分、误合断路器。

2没有核对设备编号、名称、间隔就进行操作。

3带接地线（接地闸刀）合闸。

4带电装设接地线、带电合接地闸刀。

5带负荷拉、合刀闸。

6非同期并列。

11、下列情况下可不填写操作票（巡检、副值、主值应会）

1事故处理时的操作。

2拉合开关的单一操作。

3拆除本岗位所辖区域内仅有的一组接地线或拉开仅有的一组接地刀。

4退出或投入保护、自动装置的单一压板。

5二次回路、控制回路、照明回路更换保险。

12、我厂对发电机排氢、补氢有何规定（巡检、副值、主值应会）

1发电机在进行充、排氢的操作过程中或大量漏氢，应禁止相关的动火工作。

2发电机在充、排氢的过程中必须保持发电机密封。

3当发电机内的含氧量大于1.2%时，应立即进行排污、补氢。

4发电机密封油压降低不能恢复时，应根据情况适当降低氢压。

5停运密封油系统前必须进行气体置换。

6发电机封闭母线任一相的氢气含量不得超过1%的氢气体积含量，超过时应及时

排气。

7发电机油系统的氢气含量不得超过现的氢气体积含量。

13、6kV厂用PT送电操作（巡检、副值、主值应会）

1测6kV厂用母线PT绝缘合格，一次保险良好，小车无异常。

2将6kV厂用母线PT小车推至“试验”位置，投入插件。

3合上6kV厂用母线PT装置电源空气开关。

4将6kV厂用母线PT小车摇至“工作”位置。

5合上6kV厂用母线PT二次保险空气开关。

6合上6kV厂用母线PT保护直流空气开关。

7检查母线电压指示正确。

14、6kV厂用PT停电操作（巡检、副值、主值应会）

1电压互感器退出工作前，应周密考虑对继电保护及自动装置的影响，以免发生误

动、据动。

2断开6kV厂用母线PT保护直流空气开关。

3断开6kV厂用母线PT二次保险空气开关。

4将6kV厂用母线PT小车摇至“试验”位置。

5拔下6kV厂用母线PT插件。

6将6kV厂用母线PT小车拉至外边。

15、正常运行时电缆的允许温度如下表：（巡检、副值、主值应会）

电缆的额定电压（kV）101

最高允许表面温度（℃）4555

最高允许电缆芯温度（℃）60油浸纸绝缘75℃,聚氯乙烯70℃

运行中的动力电缆导体温度最高不得超过90℃,控制电缆导体温度最高不得超过

60℃»

16、电缆的正常检查项目（巡检、副值、主值应会）

1电缆沟盖板应完整盖好。

2电缆沟不应有积水、积灰、积油或其它杂物。

3电缆线路不得堆放物品和杂物。

4电缆头应完整完整、牢固、清洁、无放电、漏油现象。

5电缆接头应无过热，变色，焦味等现象。

6电缆接地线必须良好，无松动、断股、脱落现象。

7电缆外皮不应破坏和漏油。

8电缆温度不应超过允许值。

17、发现电力电缆有下列情况，应断开电源隔离故障点，并立即汇报（巡检、

副值、主值应会）

1电缆绝缘击穿，发生接地，放电。

2电缆冒烟起火。

3电缆外皮破裂，严重漏油。

4电缆短路烧断。

18、避雷器运行中的检查维护（巡检、副值、主值应会）

1外壳绝缘瓷瓶应完整、清洁、无裂纹，不应有放电痕迹。

2接地应完好，雷电记录器完好，雷雨后应做好记录。

3雷雨时，严禁接近避雷器接地点。

4避雷器引线无松动脱落现象。

5组合避雷器每节连接牢固，无歪斜。

6避雷器严重放电或内部有响声时，不得用刀闸进行拉闸，应用一次断路器来切断

隔离。

19、电压互感器运行中的检查项目（巡检、副值、主值应会）

1各部分有关仪表指示正常，保护装置无异常信号发出。

2外部无变形变色，瓷瓶无污闪及裂纹。

3各接头无脱落，松动，无发热及放电现象。

4电压互感器二次侧接地良好。

5接地线应完整良好。

20、正常运行中电流互感器检查（巡检、副值、主值应会）

1接头处应无过热，烧红等现象。

2电流互感器应无异音振动、放电、和过热等现象。

3瓷瓶应清洁完好，无破损痕迹。

4互感器油位正常，无漏油、渗油现象。

5接地线应完整良好。

21、母线及刀闸的一般规定（巡检、副值、主值应会）

1母线及刀闸的允许温度为70C,封闭母线最高允许温度为90C,外壳最高允许

温度为70C,母线接头允许温度不大于105C。

26kV及以上母线及刀闸的对地电阻用1000V-2500V摇表测定，不应低于每千伏

工作电压IMQo

3380V及以下母线及刀闸的对地电阻用500V摇表测定，其阻值不低于0.5MQ。

22、母线及刀闸运行中的检查（巡检、副值、主值应会）

1瓷瓶清洁，无破损、裂纹和放电现象。

2各部接头无松动、脱落、振动和过热现象。

3刀闸接触良好，无过热及放电现象。

4各连杆销子无断裂及脱落现象。

5开关场刀闸、母线无搭挂物。

6室内照明、通风良好，无漏水、漏汽现象。

7检查封闭母线无过热、异音、放电现象。

23、6kV、380V开关的运行检查（巡检、副值、主值应会）

1开关柜完整无损，标志正确清楚。

2开关本体及周围无影响运行的杂物。

3开关相应的保护单元运行正常。

4一次插头无过热现象及放电声，无异臭味。二次插头插接良好。

5各联锁开关位置正确。

6瓷瓶、套管清洁完好，无裂纹破损，无放电闪络等现象。

7仪表、继电器无异常，继电器接线无脱落、发热及变色现象，保护无掉牌。

8开关储能正常。

9开关指示灯正常（380VMCC开关的把手位置正常），开关运行状况与实际状况相

符。

10分、合闸指示器或信号与开关实际位置相符。

11电流、电压互感器无异常声及发热、放电现象。

12电缆无发热、放电现象，接地线完好。

24、6KV变频器运行中检查项目（巡检、副值、主值应会）

1检查变频器装置声音、振动正常，无异味。

2检查变频器室的通风、照明良好，环境温度不能超过40C。

3检查变频器柜门上进风口滤网是否清洁，变频室内是否有较多的灰尘。

4检查变频器系统冷却风机运行是否正常。

5检查整流变压器的声音正常，无异味，温升情况正常不超过80℃,本体绝缘无

变色、破损现象。

6检查变频器所有柜门关闭并锁好。

25、电动机测量绝缘的注意事项（巡检、副值、主值应会）

1测量绝缘前应核对设备的名称和编号正确。

2检查电动机的电源已全部停电，确认无突然来电可能，并用合格的验电器验明确

无电压。

3对被测试电动机及电缆进行放电。

4选择电压等级合适的摇表并检查摇表良好，检查回路无人工作。

5选好接地点，并检查证实接地点确实良好，断开影响测量准确性的回路。

6测量绝缘的时间不得小于lmin0

7测量完毕对被测量放电，恢复好断开影响测量准确性的回路。

26、电动机测量绝缘的规定（巡检、副值、主值应会）

16kV高压电动机的绝缘电阻用1000V-2500V摇表测量，380V低压电动机用500V

摇表