原始汽轮发电机开工方案.docx

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原始汽轮发电机开工方案

原始汽轮-发电机开车方案

汽轮机开车方案（6天）

一、检查

（一）、准备工作

1、所有设备处于完好状态

2、准备必要的仪表和工具

3、通知水场做好补除盐水和水质化验的准备

4、通知仪表将保护、信号、仪表电源送上

5、通知催化要求送汽时间

6、通知循环水场做好供水准备

7、通知主控试验同步器、信号盘、测量发电机和电动机绝缘良好后送电

8、油箱油位加到规定位置

9、同步器在20mm处，危急保安器处于挂闸位置，容量限制器在解除状态

10、调压器在解列状态

（二）、主蒸汽、抽汽及疏水各系统的检查

1、总汽门、电动主汽门、启动汽门、自动主汽门、均压箱进汽门、轴封抽汽进汽门应全关

2、节流孔板后，电动主汽门前疏水门、防腐汽门、复速级疏水门应全开，至疏水箱的疏水门应全关

3、各抽气逆止门在全关位置

4、一、三、四段抽汽门、抽汽电动门、抽汽手动门应全关

5、一、三、四段抽汽逆止门前后及门座疏水门应开启

（三）、凝结水系统的检查

1、冷凝器热水井放水门、轴封加热器近路门、低压近路门、凝结水至除氧器水门、低压出口门后放水门应全关

2、凝结水泵进出口门、轴封加热器进出口水门、低压加热器进出口水门、凝结水再循环门、电磁阀入口总水门应全开或开至适当位置

3、冷凝器水位计投入，补水至2/3处，关冷凝器补水阀

（四）、空气系统检查

1、冷凝器两侧空气门及凝结水泵空气门、密封水门应开启

2、真空破坏门全关并注满水

3、低加放水门全关，空气门全开

（五）、循环水系统的检查

1、冷凝器循环水进口门全关、出口门全开

2、去冷油器、空冷器滤网总水门及滤网进出口门开启

3、冷油器、空冷器进出口门全关

4、循环水系统空气门全开

5、冷凝器循环水放水门全关

（六）、油系统的检查

1、油箱放水门、冷油器放水门、冷油器侧放油门、低油压保护放油门全关

2、电动油泵进口门全开

3、油系统各压力表门开启

二、启动

（一）、投入循环水

1、联系循环水厂送循环水

2、循环水压力正常后，稍开循环水进口门，缓慢调整水压至正常值

3、放空阀见水后全关

（二）、暖管及辅助设备的起动

1、投入循环水

2、稍开总汽门暖管，压力保持在0.1—0.2mpa.，暖管30分钟

3、低压暖管完毕（此时大气疏水已冒汽）,将疏水导致疏水箱扩容器，然后以0.15mpa/分钟的速度升至额定压力，压力稳定后全开总汽门

4、起动电动油泵（为提高油温可提前起动）

5、起动盘车及排烟机

6、起动凝结水泵，并做联动试验，合格后投入联动

7、做调速系统及各项保护试验，试验完毕后退出各保护

8、起动射水泵或射汽抽汽器抽真空，并做射水泵联动试验，试验合格后投入联动

9、待真空稳定后，投入轴封加热器，控制蒸汽压力在0.5—1.0mpa

10、投入均压箱向轴封供汽，保持均压箱压力在0.004—0.03mpa

（三）、冲动转子前应达到的条件

1、冷油器出口油温在30℃以上

2、主汽门前压力在3.0mpa以上

3、主汽门前温度在300℃以上

4、真空在60kpa以上

（四）、冲转与升速

1、合上危急保安器，检查自动主汽门关闭，调速气门全开

2、关闭防腐汽门，自动主汽门开至20mm处

3、稍开起动汽门，冲动转子，转子转动后，立即关闭起动汽门，听音检查，无异音，慢开起动汽门，保持转速300—500rpm，暖机30分钟，转速超过4.61rpm时（装置如先停盘车再冲转，必须先停盘车），要检查盘车装置是否自动脱开。

4、冲动转子时，复速级压力在0.15—0.2mpa而转子未转动，则应立即停止冲转，待查明原因并消除后，方可重新起动

5、转子转动后，对汽轮机进行全面检查，测量振动，检查各轴承的回油温度和回油情况，随真空的上升应保持转速的稳定

6、一切正常后，以100rpm/分的速度升至1200rpm，暖机15分钟

7、由1200rpm升至2400rpm的过程中，要以300rpm/分的速度平稳地越过临界转速。

8、在2400rpm暖机15分钟，进行各部检查

9、各部正常后以100rpm/分的速度缓慢升速

①当转速达2650rpm后，调速系统开始动作，此时使高压调速气门十分缓慢而均匀的关小，中压调速气门仍应处于全开状态

②当转速达2700rpm，主油泵开始进入工作，应根据主油泵出口油压缓慢关小电动油泵出口门，甚至全关，此时要保证油压正常，此后要停止电动油泵，并全开电动油泵出口门作备用，并投入自动

10、调速系统完全控制汽轮机转速后，根据实际情况，用同步器调整转速达3000rpm，全开自动主汽门

（五）、升速过程中的注意事项

1、真空要达到80kpa以上

2、轴承进口油温不低于30℃，当进口油温达45℃时，投入冷油器，保持冷油器出口温度38℃—42℃，并注意冷油器中水压应低于油压。

3、振动不得超过0.05mm，超过时应降低转速，直至振动消除为止，并在此转速运转30分钟后再继续升速，如果仍未消除，必须再次降速，在振动消除的转速下运转2个小时后，再继续升速，如果仍未消除，则必须停机检查

4、在通过临界转速中间不得停留最大振动不得超过0.15mm，发电机临界转速1400rpm，汽轮机临界转速1800—1850rpm

（六）、定速后的工作

1、全面检查，确认机组各部正常

2、将主汽门后疏水导至疏水扩容器

3、全开自动主汽门

4、发电机入口风温达35℃时投入空冷器

5、做调速系统、保安系统及其他有关试验

6、汽轮机不应长时间在空负荷下运行，此时排汽温度不得超过100℃

7、检查各部油压应在下列范围内

主油泵出口油压大于1.0mpa

主油泵入口油压大于0.03mpa

一次油压0.225mpa

二次油压0.18mpa

润滑油压0.08mpa

（七）、汽轮机在下列情况下严禁起动

1、调速系统不能维持空负荷运行和在甩负荷时保持不住转速

2、危急保安器动作不正常

3、盘车装置运行不正常

4、自动主汽门，调速汽门，抽汽逆止门动作不灵活或卡涩关闭不严

5、电动油泵不能投用

6、油质不合格或油箱油位计不准确

7、汽缸内部有异音

8、主要表计不全或不正常（如转速表、负荷表，油压表等）

（八）、热态起动：

凡停机时间在12小时以内再起动或者前汽缸复速级上缸壁温度在300℃左右，下缸壁温度在250℃左右，再起动则为热态方式起动

1、热态起动应遵守的原则

①进入汽轮机之新蒸汽温度应高于汽缸金属温度

②在冲动转子2小时前，将盘车方式改为连续盘车

③在连续盘车情况下，应先向轴封送汽，然后再抽真空

④须维持较高的真空，约在0.09mpa左右，机组在一般情况下，应避免热态起动，应该注意下列几点：

①停车时严格盘车没有间断

②起动时应先盘动转子，监听是否有热变形引起的摩擦声音

③延长低速暖机时间，不得少于正常起动暖机时间的三倍，如果盘车进行的好，在提升转速时振动没有增加的趋势，则可以减少低速暖机时间，甚至可以少于正常起动的暖机时间。

④必须在1200rpm的转速下运转10—15分钟后，方可提升转速，迅速平稳通过临界转速。

2、热态起动的操作步骤

①电动主汽门前暖管15分钟，然后用10分钟时间升至额定压力

②冲动转子前连续盘车2小时

③向轴封供汽

④起动射水泵或射汽抽汽器抽真空

⑤冲动转子保持300—500rpm转速，低速暖机1.5小时

⑥升速至1200rpm，暖机30分钟

⑦用十分钟的时间将转速升至3000rpm，进行各部检查，热态起动和带负荷中应特别注意振动和机组声音，如发现机组内有摩擦声或振动过大，应降速或减负荷，经过一定时间暖机，摩擦声和振动消除，可再次升速或增加负荷，如再次升速或增减负荷时发现同样现象，则应停机检查，待缺陷消除后，方可再行起动

（九）、带负荷

各部检查正常并需将发电机并入电网时，必须向主控发出“注意”，“可并列”信号，当发出信号复归及主控发来“注意”、“已并列”信号后，准备带负荷，操作步骤如下

1、带负荷500—1000KW，暖机30分钟

2、全开电动主汽门，全关起动起门

3、投入各保护

4、以每分钟500KW的速度加负荷至5000KW，暖机60分钟，在此负荷下应：

①起动低压加热器

②调整凝结水再循环阀，水质合格后送除氧器，否则放地沟

③投入调压器

5、以每分钟500KW的速度加负荷至规定值

6、电负荷在5000KW，8000KW及12000KW时全面检查，测量振动，并记录在振动记录表内

（十）、调压器的投入和解列

1、电负荷在5000KW以上方可投入调压器

2、投入调压器前应将抽汽安全门动作压力调整到1.31—1.39mpa

3、水联动试验合格后，开抽气手动隔离门，使供热管道处于投入状态，并彻底疏水

4、将调压器脉冲室注满水，关闭脉冲室排汽门，然后开启脉冲阀

5、将中压油动机的切除阀逐渐开启，使中压调节汽阀慢慢关小，抽汽口压力随之升高，如果此时抽汽口压力高于供热管路压力，必须先降低电负荷，然后进行热负荷投入操作

6、将调压器手轮向增加方向旋转，当抽汽室压力较供热管路压力高0.03mpa时，缓慢开启抽汽电动门向外供汽，随抽汽负荷加大，慢慢开启抽汽电动门直至全开

7、抽汽量的增加或减少速度每分钟不得大于5t/h

8、电负荷和热负荷不允许同时增加或减少（紧急情况例外）

调压器的解列与调压器的投入相反

三、停机

（一）、停机的准备工作

1、接到停机命令后，班长和司机应做好各项准备工作，同时通知各有关单位

2、试验电动油泵及盘车装置应良好

3、备好转速表、秒表和惰走记录等

（二）、停机操作

1、减负荷速度为500KW，减至8000KW，停留10分钟

2、解列调压器，将热负荷倒减温减压器

3、减负荷至5000KW，开凝结水再循环门，保持冷凝器水位

4、减负荷至4000KW，轴封改用新蒸汽

5、减负荷至3000KW，停运低压加热器

6、减负荷为零后，将自动主汽门关至20mm处，立即用电话通知主控发电机可以解列

7、接到主控发来的“注意”“已解列”信号后，检查转速不应升高，如升高应立即手打危急保安器

8、手打危急保安器，检查自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门应关闭，同时记录惰走时间

9、起动汽动油泵或电动油泵，保持油压正常

10、停止射水泵或射汽抽汽器，汽轮机转速为零，真空同时也为零，真空到零时，停止向轴封供汽

11、关闭电动主汽门及自动主汽门手轮，慢慢开启电动门前疏水门及防腐汽门

12、主轴静止后立即投入盘车装置，关闭总汽门，开启管道，复速级后主汽门后各疏水门

（三）、主轴静止后的工作

1、主轴静止后立即投入盘车装置，盘车装置运行时间如下

①转子静止后连续盘车3个小时

②连续盘车后，每隔30分钟，盘车180度，盘车3小时

③每隔60分钟，盘车180度，盘车6小时

④每隔120分钟，盘车180度，盘车12小时

2、停车后电动油泵应继续运行4小时，以后每次定期盘车时，必须先起动电动油泵而后进行盘车

3、排汽温度降至50℃以下时停止凝结水泵，通知循环水场停止循环水，关闭循环水进出口门，若需检修时，开启放水阀

4、冷油器、空冷器停运，关闭进出口水阀

5、停机6小时后停排烟机

6、将停机各项操作详细记录在交接班日志中

发电机测量及并网（6天）

第一.机组冲转前的检查第2条1天第3—6条1天第7——14条3天合计5天

第二机组冲转后的检查第15—30条需0.5天

第三到达额定转速后的检查以及并网操作第32—43条需0.5天

第四加负荷2—3小时

1.收到车间准备开机命令；

2.拆除发电机回路上所有安全措施（如接地线等）清扫回路（防止电磁感应吸铁屑等）；

3.检查真空开关、电源侧开关、电机侧开关、避雷器开关、测量PT开关在断开位置、开关柜在“实验”位置；

4.检查励磁电源在断开位置；

5.送上电机开关柜连锁，电源保险；

6.和上PT开关、避雷器开关；

7.摇测发电机定子线圈绝缘吸收比合格（用1000-2500V摇表），其对地及相间绝缘电阻不低于6MΩ；

8.摇测发电机转子线圈绝缘合格，用500V表测绝缘电阻不小于1MΩ；

9.摇测励磁机定子线圈绝缘合格，发电机定子里设检测计的绝缘电阻，在冷态20℃用250VMΩ表测量不小于1MΩ，发电机轴承底板和油管间油密封与油管间的绝缘电阻用1000VMΩ表测绝缘电阻不小于1MΩ；

10.摇测励磁机转子线圈绝缘合格；

11.断开测量PT开关；

12.送上电机励磁PT高低压保险；

13.送上电机测量PT高低压保险；

14.通知发电机可以冲转；

15.测真空开关绝缘合格（上下方和断口）；

16.摇测发电机出线电缆绝缘合格；

17.送上电机控制信号PAVR-A2（自动调节装置）电源、转子绝缘检查、装置电源保险；

18.做电机联络信号实验；

19.做调速马达实验；

20.做各种保护实验；

21.检查主机箱卡件插好；

22.关好真空柜及避雷器柜柜门；

23.将程序锁“工作”位置打至“分断”位置；

24.合母线侧开关，视确以合好；

25.合电机出线侧开关，测量PT开关，视确以合好；

26.将开关柜“工作”位置转换开关打至“工作”位置；

27.再次检查主机箱各卡件已经插好；

28.再次检查主机箱保险完好；

29.检查励磁PT转换开关在“投入”位置；

30.检查励磁CT转换开关在“断开”位置；

31.检查电压整定器在12点钟位置，也即“0”位；

32.检查同期开关在断开位置；

33.检查保护压板在“投入”位置；

34.选择励磁方式（自动或手动）；

35.合励磁电源，自动励磁或手动励磁使发电机升至额定电压；

36.将发电机同期开关TK打至“通”位；

37.检查非同期开关STK在“断开”位置；

38.将准同期开关ISTK打至“粗调”位置；

39.调整发电机电压、周波、相位与母线电压、周波、相位相同；

40.将准同期开关打至“细调”位置；

41.看同步表S指针匀速旋转，此时可并网，合真空开关，确定已经合好；

42.断开同期开关、准同期开关，喝励磁调节器开关-Q10、-Q02.1，断开直流开关-Q0.1；并入电网后带600KW停10分钟，再以300KW每分钟的速度增加有功到6000KW停8分钟，以300KW每分钟的速度增加有功到12000KW；气轮发电机长期运行时所带负荷应大于4000KW，当负荷达到50%以后，尽可能放慢加载速度，防止定转子线圈变形；在正常情况下并网后，定子线圈带额定电流50%以后以均匀速度至额定时间不少于25分钟；

43.向气轮机发已“并列”信号；

44.按规定增加发电机有功功率；

45.检查、记时、记录、汇报。

注意：

由于我厂发电机组并组联结线路主保护采用光纤纵差保护，电站的发电机组，10KV变配电装置及安全自动装置采用微机保护、检测、通信调度管理的SCADA系统，故洛阳石化5#机开机操作票中的20、21、27、28、30条可以剩略不用。

发电机停机

1.收到车间停机命令；

2.在自动励磁方式下且控制方式为恒功率因数，将发电机的有功功率与无功功率同期降为零；

3.断真空开关，看却已经断好；

4.给汽机“已断开”信号；

5.断开励磁电源；

6.退出真空开关控制电源保险；

7.转程序锁，将“工作”位置打到“分断”位置；

8.拉开发电机出线侧开关，看却已经断开；

9.拉开发电机测量PT侧开关，看却已经断开；

10.用电磁锁锁住刀闸；

11.拉开发电机母线侧开关，看却已经断开；

12.将开关柜开关打到“实验”位置；

13.取下联络信号电源保险；

14.断开整流器电源；

15.发电机停转后，取发电机测量PT，励磁PT高低压保险；

16.测发电机定子线圈吸收比；

17.全面检查、汇报。

发电机的异常运行和事故处理

一、在事故情况下，允许发电机的定子线圈在短时间内过负荷运行，同时也允许转子线圈有相应的过负荷，过负荷允许值如下：

过负荷倍数

1.1

1.15

1.2

1.3

1.5

允许时间（分）

60

15

6

4

2

当发电机过负荷时可首先减少励磁电流，可通过MAVR主机箱上的“功率因数”控制卡面板上的“整定值”电位器来减少励磁电流（在自动励磁方式下）,或操作手动励磁开关来减少励磁电流（在手动励磁方式下）,以减少无功励磁，但是发电机的功率因数不应超过0.95。

母线电压也不废过低。

必要时可增加电容器的投入量。

在过负荷时应记录过负荷的起止时间并向调度汇报。

二、在事故时引起母线电压下降，发电机的自动调整励磁装置或强行励磁装置动作，将励磁电流增加到最大时，在一分钟内电气值班人员不得干涉自动调整励磁或强行励磁装置的动作，一分钟后，立即降低发电机定子电流和转子或励磁电流到正常允许值。

（自动调整励磁装置在最大值动作超过一分钟时，应予退出）

三、在发电机开关以外发生长时间的短路，且定子电流表的指针指向最大而电压剧烈降低时，如果发电机的保护装置拒绝动作，电气值班人员应立即手动把发电机解列。

四、如果发电机的跳闸是由于电网或母线短路而使过电流保护动作或母差保护动作造成的，同时内部故障的保护未动作，发电机及其出线回路上也未发现明显的异常，则在排除外部故障后，发电机可无须作内部检查，即可将发电机并入电网。

五、如果发电机系由于静子接地保护动作或两点接地保护动作而掉闸，在未确认是由于保护误动作之前，不准将发电机升压并网，应停机作内部检查。

六、当发电机各部温度与正常值有较大偏差时（铁芯和线圈的温度，进出风温度或温升超过允许的限度）值班人员必须立即根据仪表指示检查有无不正常运行情况（三相电流不平衡），检查冷却器进出水阀门是否完全开启，冷却器有无堵塞渗漏、冷却水是否中断或水量减少等，如果不能查明原因和消除过热，应降低负荷或停机处理。

七、当发电机或励磁机着火时（如发现烟气、火星或烧焦等），汽机值班人员的应立即采取下列措施：

1、手打危急保安器和操作紧急停机按钮，向主控发出“机器危险”信号

2、关闭空气冷却器的补充风门

3、电气值班人员在断开发电机开关和励磁电源开关后，应确认自动电压调节装置已动作，“A.V.R”灭磁光字牌已出现，并严禁操作灭磁复位按钮，向汽机发出“已解列”信号，值班司机得到“已解列”后，立即使用灭火装置向机内喷水，直到火完全熄灭为止，不得使用泡沫灭火器或砂子对电机灭火，可以使用四氯化碳或二氧化碳灭火

4、启动汽轮机的润滑油泵，破坏真空，用启动气门保持发电机组转速在10%左右运转，直待火灾完全消灭。

火灾完全消灭后，还要按规定进行盘车。

八、转子两点接地或层间短路有如下现象：

1、转子电压略有降低

2、转子电流急剧增加

3、发电机无功负荷降低，功率因数提高，甚至进相

4、机组可能发生不允许的振动或冒烟

处理方法：

如两点接地保护未投入跳闸或投入不动作，应立即断开发电机开关和励磁开关，停机处理

九、发电机发生剧烈的振荡或失去同期时（例如由于系统上的发生短路、发电机突然减少励磁等），在仪表上有下列指示：

1、定子电流表的指针来回剧烈的摆动，定子电流的摆动有超过正常值的情形

2、发电机和母线电压表指针都发生剧烈摆动，经常是电压降低

3、功率表的指针在全盘上摆动

4、转子或励磁电流表的指针在正常值的附近摆动

同时，发电机发出鸣声，其节奏与上列各项表计的摆动合拍，这时应采取下列措施：

1、对于无投自动调整励磁装置的发电机，或不在自动运行方式下应尽可能手动增加其励磁电流，以创造条件尽快恢复周期

2、对于有自动调整励磁装置的发电机，应减少发电机的有功负荷

3、如果采取上述两项措施仍不能恢复同期时，经一分钟后，将发电机与系统解列，解列方式应根据机组容量与负荷情况选择下列两种方式之一：

1、断开发电机开关，使发电机与系统解列，负荷由系统承担

2、断开进线开关，负荷全由发电机承担

在选择解列方式时，应考虑到发电机的负荷承受能力，解列后发电机的有功负荷和母线电压都可能发生变化。

有功负荷变化对蒸汽系统会发生影响，所有解列应和值长、汽机取得联系。

待振荡消除后，再与系统并列。

十、发电机失掉励磁时，表计指示如下：

1、励磁电压电流等于或接近零

2、发电机母线电压降低并摆动

3、有功功率表较正常值略有降低并摆动

4、无功功率表指示负值（即发电机由系统吸收无功）

5、定子电流表指示升高并摆动

6、“A.V.R灭磁”光字牌

处理：

未经无励磁运行试验的发电机在失去励磁后，应立即将发电机解列，经过试验的发电机按试验的规定进行运行。

十一、当定子或转子仪表之一突然失去指示时，应该检查仪表本身或其一次、二次回路是否有损坏、断线，如果是由于仪表或二次回路原因所引起，尽可能不改变运行方式采取措施消除之。

若影响发电机正常运行，则应该根据实际情况减少负荷或停机处理，并采取措施以消除所发现的故障。

十二、若出现旋转二极管故障光字牌，应检查：

1、若励磁电压、励磁电流有变化，则应立即停机检查

2、若励磁电压、励磁电流没有变化，应待停机检查

十三、在运行中，若出现励磁限制运行光字牌，通常原因有下列三种：

１、功率因数卡故障

２、控制卡故障

３、励磁PT电压回路断线

此时，建议切换到手动励磁运行。

具体处理如下：

励磁电流持续增加或持续减少时，励磁限制器将动作，给出励磁限制器运行光字牌，此时，可将自动励磁切换成手动励磁运行，然后可拔下功率因数卡，再切换到自动励磁，若励磁限制器运行光字牌消失，说明问题出在功率因数卡，更换一个好的功率因数卡即可；若拔下功率因数卡后，励磁限制器仍动作，则说明控制卡故障或是励磁PT回路断线所引起，此时仍应运行在手动励磁方式，并尽可能的停机检查控制卡和励磁PT电压回路。

十四、在运行中，有下列两种方式由自动励磁转向手动励磁：

１、若电子回路稳压电源故障，或监控器继电器动作，将自动励磁转向手动励磁

２、将励磁选择开关扳向手动，励磁将由自动励磁转换成手动

由于自动跟随的作用，在转换过程中，不会对电网有冲击

当由于电子回路稳压电源故障，或监控器继电器动作，自动励磁转换成手动励磁时，在手动励磁时，有下列现象：

１、自动励磁光字牌灭，手动励磁光字牌亮

２、零位平衡表的指针将偏向一侧。

十五、在运行中，可按下列操作顺序将手动励磁转向自动励磁：

１、按下并保持励磁转换试验按钮，观察零位平衡表指针的指示情况，有目的操作自动励磁控制开关，改变自动电压调节器的输出，观察零位平衡表的指针应逐渐向零靠近。

２、当零位平衡表指针指向零位时，停止操作自动励磁控制开关，将励磁选择开关扳向自动，这样手动励磁便转换成自动励磁，自动励磁光字牌亮，松开励磁转换试验按钮。

十六、发电机在运行中，当励磁回路的绝缘电阻降低时，应以压缩空气吹净整流子和滑环，以期恢复绝缘电阻，如果绝缘电阻一时不能恢复，应加强监视，遇停机时进行处理。

十七、当发电机或汽轮机发生需要立即切断发电机的事故时（如发电机内冒烟、起火、超过规定的严重振动，威胁人员生命等）汽机值班司机应打掉危急保安器，并向主控发出机器危险信号。

主控室值班人员发现机器危险信号后，若发电机的真空开关已经跳闸，并来“A.V.R灭磁”光字牌，且发电机定子电压为零时，应复归开关把手，断开励磁电源开关，但应严禁操作灭磁复位按钮；

若发电机真空开关并没有跳闸，且A.V.R灭磁光字牌也没有出现时，应观察发电机是否有有功负荷，如果没有有功负荷，应立即断开发电机真空开关和励磁电源控制开关，并向汽机发出已解列的信号，此后严禁再操作灭磁复