集控值班员运行专业规程培训Word格式文档下载.docx
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2汽轮发电机组突然发生强烈振动；
3汽轮机或发电机内有明显的金属撞击声和磨擦声；
4轴向位移达极限值+1.0mm，-1.0mm而保护未动作；
轴向位移达极限值或推力瓦块金属温度超限。
5润滑油压低至0.048MPa，保护未动作或润滑油供油中断。
6主油箱油位降低至-563mm以下时。
7汽轮机轴承钨金温度1-4瓦不超113℃，5-6不超107℃，推力轴承任一点温度不允许超过107℃。
8汽轮机发生水冲击；
9汽轮机汽封异常摩擦冒火花；
10发电机冒烟着火或氢系统爆炸；
11汽轮机油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁机组安全；
12任一轴承回油温度升至82.2℃或任一轴承断油冒烟时；
13汽轮机胀差小于-1.5mm或大于16.5mm；
3、如何处理主、再热蒸汽温度下降？
1机侧汽温降至529℃时，注意恢复，并汇报值长；
2机侧汽温降至510℃时，如汽温继续下降采取降压减负荷运行，汽温每下降l℃减1OMW，开汽机本体疏水。
注意监视蒸汽过热度不小于150℃。
有水击现象时紧急停机。
3机侧主、再热蒸汽温度下降大于66℃（30分钟以内降低66℃）减负荷至零，故障停机。
4机侧主蒸汽或再热蒸汽温度逐渐降至470℃时减负荷到零，降至465℃经调整和减负荷至零仍不能恢复时应停机；
5机侧主、再热蒸汽温度下降，在10min内突降50℃以上，则立即停机；
6机侧主、再热蒸汽温度下降引起主汽与再热汽温度偏差增大时，应加强监视，联系人员要求恢复，当额定负荷时温度偏差达41.7℃连续运行15min时或超过此值、或机组接近空载运行时温差达83℃，应立即打闸停机。
7高压或再热主汽门前两侧温差达41.7℃且运行时间达15分钟，或大于41.7℃，应立即打闸停机。
发生同样情况至少应间隔四小时。
4、如何做主机危急保安器充油压出试验？
1检查机组转速稳定在3000rpm。
启动BOP、SOB，做好事故预想。
2就地将充油试验手柄板至“TEST”试验位置，并握住不放，使超速跳闸闭锁阀闭锁。
3缓慢开启危急保安器充油试验隔离阀，注意充油压力应逐渐上升。
4就地密切注视充油压力表压力上升，并注意危急遮断动作情况。
5当就地手动脱扣手柄向右动作至“遮断”位置时，说明危急遮断器动作（汽轮机并不跳闸），记录下此时充油压力，同时检查汽机跳闸报警信号动作正常。
6立即关闭危急保安器充油试验隔离阀，观察注油压力应下降至“0”。
7就地汽机挂闸，将手动脱扣手柄板至“LATCH”位置后缓慢放松于“正常”位置。
8就地挂闸后，可松开充油试验手柄至正常位置。
9停止BOP、SOB，试验结束
5、简述炉点火前的准备工作
1联系老厂值长向循环水系统补水，冷却塔水位正常时，检查循环水系统符合通水条件。
投入清污机后启动循环水泵向凝汽器通水。
2联系化学投入工业水系统、制水，并对补水箱补水，做好凝结水除盐装置投运的准备；
3启动开式水泵，另一台投入联动，投入开式冷却水系统。
4联系化学启动除盐水泵，对凝结水储水箱、发电机定冷水箱补水。
启动凝结水输送泵对凝汽器、膨胀水箱上水冲洗，水质合格后，将定冷水箱、凝汽器、膨胀水箱水位补至正常。
启动闭式水泵，投入闭式水系统。
5联系启动热控空压机，投入厂用压缩空气系统。
6根据需要启动输油泵，投入油净化系统机组补油至正常油位，投入油净化装置连续运行；
7油质合格启动一台主油箱排烟风机，启动交流润滑油泵、高压备用密封油泵，投入润滑油系统运行。
检查泵出口压力、声音、振动、各轴承回油及机组润滑油压均正常，系统无漏油。
8直流事故油泵投入自动，低油压保护投入。
9启动密封油系统排烟风机，启动空、氢侧交流密封油泵投入发电机氢气密封油系统运行。
10发电机充氢：
用二氧化碳置换空气。
用氢气置换二氧化碳。
当机内氢压升至0.25MPa停止补氢，要求氢气纯度>
96%.
11启动一台定冷水泵，投入联锁开关，联系化学化验水质合格后，发电机定子通水；
系统运行正常、发电并列前投入发电机断水保护。
12启动一台顶轴油泵运行，首次启动应进行顶起试验，并按制造厂规定的顶起油压和高度要求调整顶轴油进油节流阀的开度并作记录或锁定手轮。
13投入盘车装置，并记录转子偏心度。
14进行汽轮机辅助油泵联锁试验：
15启动一台EH油泵，备用泵投联动。
启动时油箱最低油温一般要求大于21℃，如油温低投入电加热装置
16做调节保安系统静态试验，ETS跳闸通道试验。
17投入凝结水系统，汽加水封注水至正常水位。
18根据锅炉要求开启炉冷态上水门。
19联系5、6号机或临机送汽至辅汽联箱，暖管结束后投入辅汽系统运行，中压辅联箱压力0.8~1.0MPa,低压辅联箱压力0.25~0.3MPa。
小机暖管。
20投入除氧器系统。
21开启给水泵暖泵门进行暖泵：
小机油质合格，投入小机油循环
22轴封系统暖管后，投入汽轮机汽封系统。
23汽轮机抽真空。
24当凝汽器真空建立，所有汽轮机主蒸汽、冷热再热、抽汽管路的疏水阀打开。
真空60KPa以上时，通知锅炉点火，投入旁路系统，高旁后汽温不应超过320℃，低旁后汽温不超过160℃。
25启动一台汽泵前置泵向炉上水。
主机及小机真空达70KPa以上时将另一台小机利用中压辅汽汽源冲动、暖机直至3000r/min做备用。
26检查汽缸本体和蒸汽管道的疏水阀全部开启；
各抽汽及逆止门关闭严密；
本体及事故疏水扩容器冷却水正常。
汽缸上下温差小于41.7℃
6、故障停机条件是什麽？
1机侧主蒸汽或再热蒸温度上升至566℃，且运行时间在15min及以上，或超过566℃。
2机侧主、再热蒸汽温度下降大于66℃（不到30分钟降低66℃），主再热蒸汽温度下降至465℃及以下，负荷减至零无法恢复时。
3机侧主蒸汽或再热蒸汽温度在10分钟内突降50℃及以上。
4机侧主蒸汽、再热蒸汽满负荷时温度偏差达41.7℃，或机组接近空载运行时温差达83℃（再热蒸汽温度低于主蒸汽温度）。
5机侧蒸汽过热度小于55.6℃。
6机侧主蒸汽压力升高，汽机TV前主汽压力至21.7MPa。
7凝汽器背压上升至18.6KPa（绝对压力）经减负荷到零仍不能恢复。
8低压缸排汽室温度超过121℃或温度达121℃持续15min。
9高压缸排汽温度升高至427℃，中压缸排汽温度升高至388℃。
10发电机冷却水中断超过30秒保护未动作。
11周波达51.5HZ以上或46～48HZ累计运行超过10min，或低于46HZ。
12汽轮机无蒸汽运行达1分钟。
13厂用电全部中断时。
14DEH系统和调节保安系统故障无法维持正常运行。
15抗燃油箱油位下降至极限200mm时；
16给水、蒸汽管道破裂，不能维持正常运行或威胁人身设备安全时。
7、锅炉灭火处理
1）锅炉灭火立即停止汽轮机运行，投入电动给水泵及小机盘车。
2）汽轮机恢复时充分疏水。
3）采用高压缸启动冲转前应确定合适的高、低压旁路开度，以确保汽轮机冲转后高排逆止阀能自动打开及高、中压缸蒸汽流量匹配。
4）加负荷应快速平稳，防止主汽压大幅度波动引起蒸汽带水。
及时调整并投入辅助设备运行。
9、机组备用15天后启动应做哪些试验？
热控信号系统传动试验、汽机各热工保护试验、各辅机自动启动试验、电（气）动门、调节门开关及联锁试验、汽轮机低油压联动试验、汽轮机低油压保护试验、小机低油压联动试验、
小机低油压保护试验、电动给水泵低油压试验、小机MEH静态试验、ETS跳机保护试验、
危急保安器充油试验、主汽阀、调节阀关闭活动试验
10、冷态启动冲转条件是什麽？
1机组在盘车状态，盘车连续运行4小时以上。
2进汽参数：
主汽压力4.0MPa～5.0MPa，主汽温度330℃～360℃（不超过380℃），再热压力0.5MPa～0.7MPa（最高不超过0.728MPa），再热汽温270℃～320℃，符合机组“主汽门前启动蒸汽参数”、“再热汽门前启动蒸汽参数”及“主蒸汽与再热蒸汽温差”图表的要求。
3主蒸汽和再热蒸汽必须具有55.6℃以上的过热度。
主再热蒸汽温差不超过83℃。
4凝汽器真空>
86.6KPa。
5偏心仪指示小于76µ
m，晃动度相对于原始值不大于20µ
m。
6EH油油温：
30～54℃。
润滑油油温：
35～49℃
7上、下缸金属温差<
41.7℃。
8油系统运行正常，参数符合下列要求：
一次安全油压1.77～1.96MPa，润滑油压0.096～0.124MPa，抗燃油压14.0MPa，
9串轴、胀差在正常范围内。
10汽机各项保护投入。
11、小汽机保护及定值是什麽
名称
报警
停机
轴承油压低
0.15MPa
0.08MPa
排汽压力高
40
70KPa
油箱油位低（油位距油箱顶部）
750mm
520mm
小机轴承回油温度
65。
C
75℃
小机轴承金属温度高
105℃
120℃
排汽温度高
135℃
150℃
机械超速
6237rpm
电超速
/
6123.6rpm
控制电源失电
ETS110VDC、220VAC保护电源消失
泵组轴承金属温度
90℃
100℃
电机轴承金属温度
电机定子温度
125℃
130℃
泵组机械密封水温度
80℃
95℃
泵组润滑油压低
80KPa
50KPa
前置泵跳闸
连跳小机
除氧器水位低二值
1000mm前置泵跳，联跳汽泵
小汽机振动
63μm
93μm
小汽机串轴
±
0.56
0.8mm
小汽机转子偏心度大
超过原始值0.08mm
无
12、凝汽器水位异常处理
1凝汽器水位低报警，应检查凝结水储水箱水位正常，检查凝汽器水位调整门正常。
启动凝结水输送泵向凝汽器补水；
2检查凝汽器水位调整门状态是否正常，凝结水、给水系统有无泄漏，锅炉用水量是否过大，必要时降低负荷；
3凝结水储水箱水位低应联系化学增开除盐水泵，同时加强储水箱补水；
4凝汽器水位低，可适当开启凝结水再循环减少除氧器供水量，但必须保证除氧器水位正常；
5凝汽器水位低至200mm时，补水无效停止凝结水泵，主机按故障停机处理；
6凝汽器水位高报警，检查凝泵是否故障，若凝泵故障，应启动备用泵，停止故障泵；
检查除氧器水位调整门正常，否则切为“手动”调整；
7若凝汽器钢管泄漏，应进行凝汽器半边解列堵漏；
8加热器泄漏，应隔离故障加热器并汇报值长；
9凝汽器水位升高至800mm，停止凝结水输送泵，开大凝结水至凝结水储水箱隔离门；
水位继续升高，启动备用凝泵，必要时开启5号低加出水门前放水或除氧器至定排放水门。
10凝汽器水位异常处理时注意凝结水储水箱水位、除氧器水位并就地核实各水位计指示，根据凝结水流量、泵及阀门状态综合判断并查找原因，迅速采取措施正确处理。
13、汽轮机禁止冲动的条件是什么？
1全部转速表失灵
2汽轮机任一跳机保护失灵；
3汽轮机调速系统不能维持汽轮机空转或机组甩负荷后动态飞升转速超出危急遮断器动作值
4主、再热汽门、调速汽门、高压缸排汽逆止门、回热系统中任一抽汽逆止阀关闭不严、卡涩或动作失灵；
5危急保安器超速试验不合格
6汽轮机任一主要控制参数失去监视（如测转速、振动、轴向位移、相对膨胀、低压保安油压、抗燃油压、冷油器出口油温、轴承回油温度、主蒸汽及再热蒸汽温度与压力、凝汽器真空等的传感器和显示仪表以及调节、保安系统压力开关，测汽缸金属温度的双支热电偶和显示仪表等）
7任一主要调节控制装置失灵（汽轮机控制系统；
润滑油、抗燃油温度调节，汽封供汽压力、温度调节，凝汽器、高低压加热器水位调节，高、低压旁路控制调节，轴承冷却水水位及温度调节，疏水控制，除氧器压力、水位调节，给水泵控制调节装置）。
8转子偏心度在原始高点相位处的偏差值大于0.02mm或大于0.076mm。
9汽轮机动静部分有清楚的金属摩擦声或其它异音，盘车装置故障、盘车不动或盘车电流明显增大或大幅摆动。
10高压备用密封油泵、抗燃油泵、轴承润滑油泵、事故油泵、顶轴油泵之一故障或其自启动装置失灵。
11高中压缸上下温差大于或等于56℃，汽、水、油品质不合格；
油箱油位油温低于极限值。
12机组本体、主再热蒸汽管道保温不完善。
13机组启动运行过程中，有关参数超过限制值。
14发生异常情况无法判明且危胁设备安全时。
15DCS、DEH系统工作不正常或故障。
16控制用气源不正常；
仪表和热控保护电源失去。
17汽轮机防进水保护系统不正常。
18机组主要辅机联锁试验不合格时。
14、汽动给水泵在哪些情况下，值班人员应就地或遥控打闸，但不破坏真空？
1汽机转速升至6237r/min以上，而危急保安器未动作
2高、低压主汽管道发生破裂时
3给水泵严重汽化
4油系统漏油严重，无法维持正常运行
5前置泵电机冒烟
6机械密封大量漏水威胁泵组安全运行
15、真空下降的原因是什麽？
1循环水量不足或中断。
2真空泵故障或真空泵分离器水位过高过低。
3大小机轴封系统工作异常。
4凝汽器水位过高。
5大、小机真空系统泄漏。
6轴加疏水水封破坏。
7大量高温蒸汽漏入凝汽器。
8补水箱水位过低。
9真空系统阀门误操作
锅炉复习题
1、锅炉灭火保护动作条件
a手动MFT（同时按下两只MFT手动按钮）。
b送风机全停。
c吸风机全停。
d有给粉机运行时一次风机全停。
e两台空预器全停,延时10秒。
f汽机跳闸且负荷大于40%。
g失去全部燃料（所有油枪角阀关闭或来油快关阀关闭且所有给粉机全停或给粉机一次风门全关）。
h全炉膛灭火。
i锅炉点火失败（点火时连续点三支油枪均失败）。
j汽包水位高于250mm延时10秒。
k汽包水位低于-300mm延时10秒。
l炉膛压力高于3200Pa延时3秒。
m炉膛压力低于-2500Pa延时3秒。
n锅炉总风量小于30%（300Nkm3/h）。
o火检风机全停延时25秒或火检风压低于限值延时30秒。
2、锅炉MFT动作后联锁哪些设备
aOFT跳闸。
b关闭燃油母管来油快关阀，开回油快关阀。
c关闭所有油枪角快关阀，点火器退出。
d开所有二次风挡板。
e停止所有给粉机，联关给粉机一次风门。
f停止所有制粉系统，制粉系统各风门联动。
g停止所有一次风机。
h关闭主、再热减温水调整门、电动截止门。
i关闭汽机主汽门。
j送、吸风机调节控制由自动切为手动。
k切除程控吹灰器。
l切除电除尘器。
m送信号给CCS。
3、锅炉上水的规定
a水质符合规定。
上水温度和汽包壁温度差值不大于50℃。
b应尽量控制进水温度在40-60℃之间，上水时温升不宜过快，一般推荐以30-60t/h流量上水，冬季上水速度应较夏季为低。
当水温＜20℃或＞104℃时，禁止向锅炉上水。
c夏季进水速度≤100t/h，时间不少于2小时，冬季进水速度≤50t/h，时间不少于4小时，若上水温度和汽包壁温接近时，可适当加快上水速度。
d上水时环境温度应在5℃以上，否则应有可靠的防冻措施。
e上水时严禁开启汽包与省煤器再循环短路上水。
f锅炉上水前后应检查记录膨胀指示器，并检查其指示是否正常。
g当上水至点火水位时（一般在汽包中心线下-200mm处）,停止上水，汽包水位应保持不变，否则应查明原因，予以消除。
h上水过程中应注意监视汽包上下壁温是否正常，如有异常应减缓上水速度或停止上水，查明原因。
4、哪些情况应故障停炉
1炉内承压部件因各种原因泄漏，且无法隔离时。
2炉水蒸汽品质严重低于标准，经努力调整无法恢复正常。
3锅炉严重结焦，难以维持正常运行或烟道积灰严重，经采取措施仍无法维持炉膛正常负压时。
4电除尘器停电，短时间内无法恢复时。
5过热器、再热器管壁温度超限，经调整无法恢复正常时。
6只有一只水位计可用时。
7过热汽、再热汽温度＞550℃，经调整无法恢复时。
5、停炉后锅炉冷却有哪些要求
1锅炉熄火后汽包上满水,并维持汽包高水位。
关闭风烟系统各挡板、风门，关闭所有孔门及除渣门,密闭炉膛，以防大量冷空气漏入炉内而使锅炉急剧冷却。
2停炉后8小时开启各风门挡板、孔门、风机动静叶，进行自然通风冷炉。
2锅炉强制冷却
2.1停炉后8小时开启各风门挡板、孔门、风机动静叶、炉底液压门，进行自然通风冷炉。
2.2停炉后为加快冷却速度可增加锅炉上、放水次数。
2.3停炉后18小时根据需要可启动一台吸风机进行冷炉。
2.4冷炉过程中监视汽包内饱和温度下降速度＜55℃/h，上、下壁温差不大于50℃，如上、下壁温差较大时可停止吸风机减缓冷炉速度。
6、烟气调温挡板的控制原则
a）极限位置保护：
挡板平面与水平夹角β的极限位置为15°
。
b）正常带负荷运行：
再热汽温用挡板调节。
调节过程中，再热器烟道和过热器烟道的挡板应同时动作，但方向相反，并要求两烟道挡板的角度之和始终为90°
c）锅炉启动前的吹扫阶段：
要求两烟道的挡板角度β同时达到90°
，即挡板全开。
d）启动阶段：
锅炉点火后要求再热器侧βRH=15°
，过热器侧βSH=75°
，使绝大部分烟气流经低温过热器，这样既可保护再热器，又可加快提高过热蒸汽温度，以缩短启动时间。
7、如何冲洗汽包就地水位计（汽侧冲洗，原规程操作方法作废）
1将水位计进水门、汽侧速断阀、水侧速断阀关闭。
2开启水位计放水门，放净水位计表体内存水。
3将进汽速断阀缓慢开启1/5圈，冲洗工作开始。
开启进汽速断阀1/5圈后，听水位计放水管应有汽水流动声音，或者观察集中空气门下方集水漏斗是否冒汽，如果没有汽、水流动声音及冒汽现象，继续开启增大进汽速断阀增加蒸汽流量，但开度不可过大，否则不能达到正常冲洗效果。
4控制进汽速断阀开度来调节蒸汽流量，冲洗时间应控制在3分钟内，观察水位计能达到看清水位状态，停止冲洗工作，冲洗完毕。
5按顺序关闭进汽门、进汽速断阀、放水门。
6重新投入水位计恢复运行。
7水位计冲洗后应清晰,冲洗完毕后要核对水位计指示一致，做好记录。
8水位计冲洗结束后，如远传不清晰，应联系检修调整内部照
8、主再热汽温异常如何处理
1发现主、再汽温异常，立即将汽温控制切为手动调整。
2检查汽包水位，水位异常调整至正常。
3改变上、下层给粉机转速。
4有针对性对受热面进行吹灰。
5根据锅炉燃烧工况和氧量，调整二次风配风方式，改变锅炉氧量和火焰中心高度。
6迅速查明原因，并消除。
如短时不能恢复应停炉处理。
7主、再热蒸汽温度升高
a）汽温升至545℃，注意恢复汽温，并汇报值长。
b）汽温升至565℃时，注意恢复汽温并汇报值长，在此温度下连续运行超过15min，应手动打闸停机。
c）汽温升至567℃应立即打闸停机。
8主、再热蒸汽温度下降
a）汽温降至529℃时，注意恢复，并汇报值长。
b）汽温降至520℃时，应按表1减负荷，汽温降至470℃时减负荷到零，如汽温继续下降到465℃仍不能恢复时，应打闸停机。
表1主、再热蒸汽温度与负荷对应表
汽温℃
520
510
500
490
480
475
470
465及以下
负荷MW
300
250
200
150
100
50
c）汽温降至515℃全开主、再热管疏水门，降至510℃时全开高、中压导管及汽缸疏水门。
d）主、再热蒸汽温度下降，在10min内突降50℃以上，则立即停机。
e）主、再热蒸汽温度下降引起主汽与再热汽温度偏差增大时，应加强监视，联系人员要求恢复，当偏差达43℃或高至42℃连续运行15min时，应立即打闸停机。
9、掺烧褐煤制粉系统防爆采取的主要措施有哪些
制粉系统启动、停止、正常运行时，高温炉烟系统必需投入，高温炉烟调整门开度大于70%。
控制磨煤机入口负压在-1000~-2000Pa，控制磨煤机出口温度不超过70℃。
高温炉烟系统故障不能投运时汇报值长。
制粉系统启动运行正常后，根据褐煤掺烧比例、热炉烟管壁温度，可对热炉烟量、热风量做适当调整，正常情况下制粉干燥应以热炉烟为主。
制粉系统停止时抽粉时间不少于20分钟，粉抽净以检查制粉系统锁气器已不动作为准。
运行中给煤机断煤应视同制粉系统抽粉，开启冷风门，关闭热风门，开大再循环风门，关排粉机入口门至50%左右，适量开启制粉冷一次风门，调整高温炉烟调节门，控制磨煤机入口负压在-1000~-2000Pa控制磨煤机出口温度
10、粗粉分离器堵塞的现象，如何处理
1常见现象
a磨煤机出、入口负压、压差减小，粗粉分离器出口至排粉机入口负压增大。
b回粉管锁气器动作不正常或不动作。
d堵塞严重时磨煤机出入口向外跑粉，排粉机电流降低。
2处理
a活动回粉管锁气器，清除杂物，敲打回粉管，将回粉管疏通。
b减小或停止给煤。
c如堵塞严重,运行中处理无效时,应停止制粉系统运行,进行检查处理。
d对外漏积粉及时进行清除。
11、磨煤机润滑油站有哪些联锁保护
a当磨煤机润滑油压低于0.2MPa或运行中油泵事故跳闸时，自动启动备用油泵。
当备用油泵未启动或启动后油压继续下降至0.10MPa时，磨煤机跳闸，并联跳相应的给煤机。
b磨煤机油站综合故障运行中来牌用来报警，磨煤机启动前来牌磨煤机拒启。
c磨煤机润滑油温>
45℃时冷却水自动投入，油温＜35℃时冷却水停止。
d加热器投自动位置时，磨煤机润滑油温＜20℃时加热器自动投入，油温低报警，油温>
30℃时加热器自动停止，油温>
50℃发油温高报警。
12、吸风机跳闸原因有哪些
1）吸风机运行延时60s入口烟气挡板未开。
2）两台冷却风机均全停（延时5秒）。
3）空预器全停（延时5秒）。
4）吸风机电气保护动作。
5）吸风机振动大于7.1mm/s（延时1秒）。
6）吸风机电机轴承温度>
100℃（延时5秒），线圈温度>
120℃（延时5秒）。
吸风机的风机轴承温度高于100℃。
13、送风机跳闸原因有哪些
1）送风机任意侧轴承温度高95℃。
2）送风机电机任意侧轴承温度高95℃。
3）送风机电机线圈温度高于130℃。
4）送风机电气保护动作。
5）两台液压油泵全停延时1秒。
6）送风
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