600MW机组整组启动运行措施.docx

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600MW机组整组启动运行措施

600MW机组整组启动运行措施

目录

一、总体要求

二、机组启动程序

三、锅炉专业措施

四、汽机专业措施

五、电气专业整组启动试验运行措施

六、化学专业措施

七、1号机组整组启动的安全措施

八、机组冷态启动水质指标和控制方法

九、1号机组整组启动节油措施

一十、1号机组整组启动试验项目

一十一、1号机组整组启动重点检查项目

一十二、运行管理人员值班表

一十三、启动曲线

一、总体要求

根据调试总体安排，9月27日起，1号机组所有系统将移交运行管理，开始1号机组首次整组启动。

1号机组计划9月28日20:

00点火，预计10月1日首次并网，力争12月10日左右达到投产运行的目标。

1号机组是我国首台600MW超临界国产机组，面临着新技术、新人员、工期紧、时间短等诸多困难，运行部要求所有运行人员行动起来，充分认识到我们肩负的责任，全力投入，努力工作，为实现年底双投作出贡献。

为确保1号机组整组启动调试顺利进行，运行部特制定本措施，要求各值组织学习，并认真执行。

1.1要求全体运行人员，真正落实厂、部安全生产的各项规定，牢固树立“安全第一，预防为主”思想，认真贯彻“五个绝对不允许”的要求，高质量、高标准地完成1号机组首次整组启动的各项工作。

1.2在机组启动、试验、停机过程中，要求运行人员精心监盘、精心操作,精心巡检，在保证安全的基础上全力以扑，尽职尽责，积极主动地做好各项工作，不允许出现因检查、操作不当，或人为原因延误机组启、停时间的情况。

1.3各专业、各岗位运行人员要认真执行运行部交接班制度、巡回检查制度，加强巡视检查，对重要设备、重要区域要重点检查，发现设备缺陷应及时报修，对影响机组安全的重大缺陷要及时汇报有关领导。

1.4要求部门管理人员要深入现场，各负其责，充分发挥监督检查、技术指导和协调的职能，重大操作和试验要求专工到位，重要的技术问题要求进行技术交底，确保整组启动顺利进行。

1.5各岗位运行人员要认真执行机组启停操作规范化的要求。

机组启动前，系统检查要求按系统卡进行检查；机组启停机时，要求按《机组启动、停机卡》操作；启动过程中的重要操作（如充氢、并网等），要求按典型操作卡进行。

凡启动、停机、以及调试试验过程中的特殊操作（指无工作票的操作）要求做好交班记录。

1.6机组第一次整组启动过程中，试验、操作较多，要求运行人员应严格按三级审核制度的要求对工作票、操作票进行审核，操作中要认真执行监护、唱票制度，禁止无票操作，防止忙中出错。

1.7整组启动过程中，每位运行人员都要强化安全意识，工作中要仔细认真，做到“三不伤害”。

外出巡检、操作或试转时要观察好周围环境，做好自我保护措施，注意人身安全，杜绝各种习惯性违章。

1.8设备消缺或执行隔绝工作时，要确保检修和其他工作人员的安全，电源隔绝要求采取停电措施，禁止采用只拉直流电源的做法；汽水油系统阀门隔绝，要求执行停电、挂牌、上锁等措施。

1.9为了确保机组设备安全，系统启动时，要求确认所有保护、联锁按规定投用，保护、联锁投退必须履行规定的手续；自动调节装置确认正常时，应尽可能投用自动；辅机启动原则上采用“功能组”进行启动，若功能组尚未调试完毕，可手动起停，值班员应灵活掌握。

1.10系统设备启动和试转前，值长（或化学主值）必须派人到现场检查；所有6KV转动辅机的启停，必须向值长请示，并征得值长同意后方可执行，避免两台或以上6KV辅机同时启动。

设备连续运转过程中，运行人员必须加强对设备的巡视检查，发现问题及时汇报处理。

1.11为了确保整组启动过程中的安全和原始记录完整，要求各岗位运行人员要按规定做好交班记录，启动过程中的各种抄表应按要求执行。

1.12机组整组启动要求严格控制水汽品质，水汽质量标准和控制方法，应根据机组冷态启动操作卡及有关规定严格执行。

（详见附页）

1.13第一次机组整组启动试验多，时间长，烧油较多，要求值长按节油措施要求，把握启动中的主要环节，做好节油工作。

一方面，要避免由于操作不当和运行原因延误机组启动时间，另一方面，要及时通知有关人员提前做好准备，确保启动过程中各项工作、试验衔接及时正常，在安全的基础上做好节油工作。

1.14整组启动过程中，值长应积极主动，加强指挥、调度。

启动凝泵和给水泵，要及时通知化学加药；锅炉点火前后，要通知提醒化学人员及时取样分析，以免因水质问题延误机组启动时间；机组投粉时，要及时通知燃运值班加仓补仓；当出现设备问题时，要及时通知和组织有关人员处理，并要求对处理时间进行记录交班。

1.15整组启动过程中，值长应合理安排值内人员，合理分工，将1、2号机组操作人员相对固定；布置工作时，1、2号机组操作要严格区分，防止发生误操作。

1.16机组启停过程中，各岗位操作分工必须明确。

机组监盘安排2至3人，机组主值班员对本机组运行所有操作和运行状态负责，对于辅助系统监视和凝汽器、除氧器、分离器等重要水位的监视、控制和抄表，主值班员可指派副值班员或专人负责，但对于一些重要操作步骤和操作项目（如给水泵的切换、给水流量的加减、磨煤机的启停投粉等），主值班员必须总体把关，做到心中有数。

操作中，监盘人员要互相提醒和保持沟通，每执行一项操作，必须认真核对设备名称，确保准确无误后方可进行操作，同时应仔细确认反馈状态，并及时将已激活的操作窗口关闭，避免应人为操作不当引起设备损坏或影响机组启停时间。

巡操员在接到值班员或值长的操作命令后应必须尽快执行，执行完毕后，马上向发令人汇报。

1.17整组启动调试阶段，当班运行人员必须保持良好的精神状态，轮到不当班时，要求在寝室好好休息，保证足够睡眠时间；严格执行有关请假规定，当班值长必须严格控制各岗位请假人数，保证各岗位人数足够，原则上主值以上人员不允许请假。

1.18部门将根据调试指挥部要求对有关工作进行安排，要求各位值长积极配合执行，因故不能完成，要及时汇报，以免影响启动进程。

二、机组启动程序

第一阶段：

整套启动前的条件确认→辅机分系统投入→机组冲动→盘车脱扣检查→摩擦检查→低速暖机及检查（400r/min首次启动）→中速暖机（2000r/min）→阀切换（2900r/min）→定速（3000r/min）→打闸试验→安全装置在线试验→机械飞锤压出试验→油泵切换试验→DEH参数点调整→电气试验。

机组并网→带120MW以上运行7小时（再热蒸汽不低于400℃）→机组解列→做自动主汽门、调节汽门严密性试验→做真实超速试验。

第二阶段：

机组并网→负荷125MW、投高加、启一台汽泵→负荷300MW、启动另一台汽泵，机组甩50%负荷试验。

机组并网→负荷360MW，做进汽阀门试验→负荷450MW、真空系统严密性试验、试投CCS协调控制系统→负荷600MW、做机组甩100%负荷试验。

第三阶段：

冷态、温态、热态和极热态启动试验→机组带负荷600MW连续168小时运行→进入试生产阶段。

第四阶段：

试生产阶段

三、锅炉专业运行措施

1锅炉风量风压控制：

1.1锅炉BMCR进入炉膛的总风量为1631.5KNM3/H，炉膛吹扫时总风量控制在30％－40％，约490－650KNM3/H，所有二次风挡板和三次风挡板全开。

炉膛负压设定为－100Pa，引风机入口导叶控制投入自动。

1.2锅炉点火前，控制二次风压0.5Kpa，点火油枪运行时三次风挡板全关，二次风开启25%。

1.3启动油枪投入前，空预器后二次风压控制在1-1.2Kpa，相应启动油枪层二次风挡板开启50%，三次风挡板全开（在目前CRT显示的燃煤位），对应要运行的启动油枪大风箱风压0.5-0.7Kpa，当风压偏离上述参数较大可适当调节其他二次风挡板进行调节。

1.4为保证启动油枪根部补风，在启动油枪投入前一次风机要投入一台运行，空预器后的一次风压控制在2.5Kpa左右，启动油枪对应的磨煤机出口门全开，磨煤机入口热风和冷风截止挡板开启，热风调节挡板全开，当一次风温上升后通过冷风调节挡板控制磨煤机出口温度不超过80℃。

1.5由于烟风系统对送、引风出力的偏差敏感，两侧送、引风机出力不均匀会造成两侧一、二次风温和排烟温度偏差大，因此，两台送风机运行时出口联络挡板要开启，并且两台送、引风机的出力要调整一致。

运行中要注意监视两侧的风温和烟温偏差及时进行调整。

2油枪的点火和控制：

2.1为了保证油枪的良好燃烧，必须控制轻油雾化蒸汽压力1.0－1.1Mpa（辅汽母管压力1.1Mpa），雾化蒸汽温度不低于205℃。

若不能维持辅汽压力，可增加启动锅炉的轻油压力和油枪根数。

除氧器辅汽加热调门可作为调压手段，蒸汽压力低时，可予关闭。

2.2由于燃油系统在油枪投入瞬间会造成调节门后燃油压力剧烈下降，为防止油枪灭火或已运行的油枪因油压降低灭火，在油枪点火期间要注意油压调整，适当超前调节。

2.3在第一对点火油枪投入前，点火油压力调节阀要开启15%-20%，点火油枪着火后再将点火油压调整至2.1Mpa左右，随后再点其他点火油枪要先将点火油压调整至0Mpa，点火结束再将油压降至2.1MPa。

2.4在启动油枪点火前，要将燃油雾化蒸汽压力调整到1.0Mpa左右，并在启动油枪运行期间始终保持该压力不变。

2.5第一对启动油枪投入前，启动油压力调节阀要开启15%-20%，点火油枪着火后将启动油压调整至0.6-0.8Mpa，随后再点其他启动油枪要先将调节阀后启动油压调整至1.4Mpa左右，启动油枪着火后再将油压调整至0.6-0.8Mpa。

2.6锅炉8对启动油枪能满足30%BMCR负荷要求，为防止螺旋水冷壁出口金属温度产生过大的偏差，锅炉点火正常运行B和D层的启动油枪，A层油枪作为备用，当运行A和D层启动油枪时要注意监视螺旋水冷壁出口金属温度，该受热面金属温度偏差不允许超过80℃。

2.7锅炉8对启动油枪全部点火后，要继续提升炉膛热负荷可逐渐提高启动油压力，启动油压力最大可提高到2.0Mpa。

在提升启动油压力时要注意同步提高二次风和一次风量（启动油压2.0Mpa，对应大风箱风压要提高到0Kpa左右，对应一次风压提高到5Kpa左右），在进行油、风配比调整时要注意就地燃烧的观察，以便总结经验。

2.8锅炉在燃油运行期间，要求在燃油平台安排专人进行巡视检查，以便及时发现油系统的漏泄、观察油枪燃烧的好坏、检查油枪是否堵塞等。

发现油枪配风不合理大量冒黑烟要及时分析原因进行调整，发现油枪堵塞要及时联系进行清理。

3磨煤机的启动和控制：

3.1首台磨煤机启动要在二次风温达到200-250℃后进行。

3.2第一台磨煤机启动前，要启动磨煤机密封风机，密封风机出口风压在15Kpa以上，以确保密封风和一次风差压高于3Kpa。

3.3首台磨煤机要首选启动E或C磨煤机。

磨煤机启动后调整热风门和冷风门，控制一次风量大于48.2KNM3/H，磨煤机出口温度达到60-80℃后可启动给煤机。

3.4给煤机启动后，将三次风挡板开启至50%（对应目前CRT上油位），根据给煤量，按照磨煤机出力和一次风量、加载油压、大风箱和炉膛差压控制一次风量、加载油压、大风箱风压。

3.5磨煤机出力和一次风量、加载油压、大风箱和炉膛差压对应参数按图调整。

3.6磨煤机跳闸后的处理：

磨煤机在运行中跳闸后，应确认磨煤机出口挡板、热风和冷风挡板关闭，待磨煤机内温度降低到50℃以下，再开启磨煤机出口挡板和冷风挡板，缓慢开启冷风调门，增加一次风流量到接近额定值，将一次风管内的存粉吹入炉膛燃尽。

然后，开启磨煤机将磨内剩粉吹入炉膛，直到磨煤机电流达到空载电流。

4汽水参数控制：

4.1锅炉满负荷，低温过热器出口温度在462℃，屏式过热器出口温度517℃，高温过热器出口温度571℃，热段再热器出口温度569℃；

4.2现暂定当过热器出口温度超过启动曲线对应蒸汽温度时，开始投入二级减温水，二级减温水投入后减温后蒸汽过热度不得低于20℃；当二级减温水调节门开度大于60%，或屏式过热器出口温度达到517℃，开始投入一级减温水并维持屏式过热器出口温度517℃。

4.3再热蒸汽温度控制通过烟气挡板和减温水控制，热段再热蒸汽出口温度满足启动曲线的要求，在再热器减温水投入时，减温后的蒸汽温度要保持20℃以上过热度。

5汽温的控制：

5.1由于启动前在过热器和再热器的弯管内都可能有积水，因此，点火后要特别注意防止过热器和再热器的水塞，除了将过器的疏水门和放汽门全开以外，在点火后要密切监视过热器和再热器的金属壁温和出口汽温。

具体应注意以下三点：

1、当汽温忽高忽低，说明还有积水；当汽温稳定上升，说明积水已经清除。

2、各受热管的金属壁温在点火后会出现不均匀现象，有的高有的低，这时不应加燃料；当所有温度均超过该汽压下的饱和温度40℃后，以及各管间最大温差在50℃以内，才允许增加燃烧强度。

3、汽压已大于0.5Mpa以上,足够将最长管子中的积水冲去。

当以上几个条件具备了，可以增加燃料，并按规定的升压升温速率上升，如果过早增加燃料，很可能导致超温，对此必须注意。

5.2当第一台高位磨运行后，一、二次汽温会上升较快，此时注意及时投入减温水。

再热汽温高时，可先适当关小再热器烟气挡板，若不够，投再热蒸汽减温水。

5.3直流炉汽温控制关键在于抓住中间点温度，运行时必须严格保持燃料量和给水量之间的比例关系，即煤水比。

特别在机组工况变化较大的情况下，如给水泵跳闸，磨煤机跳闸等，会出现煤水比严重失调的情况，此时必须严密监视和控制分离器的中间点温度，防止超温和跌温。

6关于机组启动时分离器水位控制问题

6.1启动中分离器水位控制

当启动中炉水温度（分离器出口温度）第一次达到饱和温度时会出现汽水膨胀现象，本台锅炉冷态启动时的膨胀出现在两层油枪投用之后，值班员要注意361伐自动调节情况，如自动调节不好，应及时切手动控制。

6.2高负荷下煤水比严重失调导致分离器带水

为防止凝汽器跌真空，高负荷下如发生严重煤水比失调，分离器出现带水，应开启分离器储水罐至锅炉疏水箱排水伐，禁止开启储水罐至凝汽器排水伐。

放水时注意控制361伐的开度，避免水位大幅度波动。

6.3运行人员应了解超临界压力下“水位”控制方法，避免水位控制不当水倒入过热器中，如361伐控制失灵，应及时调整给水流量，作好分离器水位突升的事故预想。

7关于机组启停中节油问题

磨煤机投运后，若煤粉燃烧正常，一、二次汽温能够控制在允许范围内，可以适当增加煤量，降低油量，进行煤油切换，降低轻油消耗量。

既要确保安全，也要注意节约用油，尽量多烧煤！

8锅炉安全门校验：

8.1根据试运指挥部安排，锅炉安全门校验放在机组带20％额定负荷7小时，做完超速试验后进行，在带负荷阶段，若发生机组甩负荷，或MFT后，注意防止主蒸汽和再热蒸汽超压。

8.2锅炉安全门校验时，须注意机组的补水正常，防止凝补水箱、凝汽器和除氧器的缺水

8.3校屏过入口和再热器入口安全门时，须注意防止安全门后受热面的超温现象。

四、汽机专业运行措施

1循环水系统：

1.11B/2A循环水泵前池入口联络一二次门关闭停电；#1、#2机循环水出口联络一二次门关闭停电。

1.2运行中应定期检查循环水电机上轴承轴承及高低位油箱油质、油位正常，定期启停A/B润滑油提升泵试验正常。

1.3在循泵运行中应严密监视电机轴承及线圈绕组温度不超限值，当参数达到保护定值而未动作应立即手动停止循泵运行。

1.4定期检查水塔淋水、补水情况良好，防止因填料下落堵塞拦污栅，严密监视塔盆与前池水位正常。

1.5循环水系统运行清污机控制必须在自动位，当清污机前后水位差超过100mm而未启动应手动启动。

当清污机运行而前后水位差超过300mm应立即就地检查其电机过负荷原因，并联系机务处理。

2凝结水及补水系统：

2.1凝补水箱水位自动应正常投入，控制水位5.5米；做好与化学的联系工作保证机组供水匹配。

2.2系统启动前，保持凝汽器水位在1000mm左右，在冷、热态冲洗时，凝结水系统可以开式运行，即主凝结水从#5低加排水至循环水回水，用凝补水泵直接向除氧器补水，保持补排水流量平衡。

2.3凝结水系统在正常运行时应保证凝汽器水位自动投入，控制凝汽器水位480mm，防止因水位过高增大凝结水过冷度，影响机组真空。

2.4在系统需要大量补水的情况下，可以将#2机凝补水泵并入#1机补水系统，但应协调好#2机用水及化学供水的匹配。

2.5除氧器水位自动应投入，辅调阀全开时指令为20%，然后主调阀开始开启，控制水位2950mm。

2.6除氧器供汽初期由辅助蒸汽供给，控制压力0.047MPa，应严密监视辅汽压力不大幅度变化，特别是在四抽与辅汽的切换中应严密监视辅汽自动跟踪情况，避免除氧器压力波动，防止影响给水泵运行。

2.7现有些电动门常出现电动打不开、或关不上的现象，要求各值班员针对主要阀门做好其出现此类故障的处理预想。

2.8机组值班员应做好系统各自动失灵的处理预想。

2.9凝补水泵、凝结水泵入口滤网压差应小于10KPa，但超过此限值应及时切换至备用泵运行并及时汇报调试、部门领导，应值长令做好清扫措施。

此时应严密监视运行泵的工况。

3给水系统：

1给水泵组启动时，应严密监视油温、油箱油位，及时投入相应的冷却器。

2给水泵组运行时应检查转速/流量/压力之间的关系，使给水泵工作在“特性曲线”内；如以最小流量工作时，尽量缩短在此转速下的运行时间。

3小汽机转速共振区约1100－1700r/min不得停留；小机发生水冲击时，应立即打闸停机。

4小机停机后，盘车装置不能立即投入时，不要强行盘车；

5给水泵组滤油器压差高于0.08Mpa时，应及时切换滤网，备用滤网必需先注满油方可进行切换。

6给水泵运行过程中，密切注意前置泵入口滤网压差应小于40kpa、主泵入口滤网压差应小于60kpa，必要时应适当降低该泵负荷或停泵清扫滤网。

7启动电泵时应确认勺管位置小于5%，注意电泵电机电流返回时间正常。

8给水泵热备用，采用倒暖方式暖泵。

暖泵温升率2－3℃/min，暖泵结果为泵上下壳体温差小于5℃，与除氧器水温差小于10℃。

9启动前置泵运行前，汽泵组油系统必须运行，防止主泵冲动后轴承无润滑油磨损。

10小机运行时轴封压力宜控制在10～20kpa，轴封温度宜控制在150～200℃之间；

11高加投水侧时应先开注水电动门，放尽空气后方可以开启高加进出口电动门，关闭旁路门，严禁不注水而投入高加水侧、防止对高加内部的冲击和使给水流量瞬间减小、造成给水泵小流量保护动作。

12投入#1、#2高加汽侧时应严格控制给水温升率小于110℃/h，使水室锻件、壳体和管束有足够的时间均匀地吸热或散热，以防止热冲击。

13运行人员应注意加热器疏水调节阀开度，一旦开度不正常变大，应就地检查阀位状态及工况变化和给水、疏水温度的变化进行分析，注意加热器是否发生泄漏。

14汽泵与电泵油箱事故放油门要求关闭、挂禁止操作牌并上锁。

15在调试试运中，由于高加疏水水位控制或者高加本身泄漏以及给水旁路伐动作不正常等问题，在运行中高压加热器会自动切除。

高负荷下高加全部切除应注意三个方面：

（1）机组负荷；

（2）汽温；（3）除氧器水位；

600MW负荷情况下，由于全部高加切除，给水温度将下降100℃，瞬间会引起汽机轴向位移增大，此时应减点负荷（高负荷下应特别注意）防止汽机轴向位移超限。

这时应先控制住分离器出口汽温，稳住后按需要增加负荷。

另外，在高负荷下高加全部切除后，还应注意凝结水流量及除氧器水位的变化，当凝水流量不够，除氧器水位降低时，应及时开启备用凝结水泵

4开冷水与闭冷水系统：

4.1正常运行时开冷水泵入口滤网控制应在自动位置，前后压差小于10kpa，否则应手动进行清洗。

4.2运行中调整各用户负荷时，应保证开冷水泵出口压力不小于0.3MPa，电机电流正常。

4.3保证闭冷水冷却器运行时，开冷水一路投入、一路备用。

4.4闭冷水系统正常运行时应投入水箱水位自动，控制水位1600mm。

若自动不正常，应及时切换至手动控制并通知调试处理。

4.5严密监视闭冷水泵入口滤网压差小于20kpa，压差大于20kpa应及时切换备用闭冷水泵运行。

4.6应就地及时检查开冷水泵、闭冷水泵电机驱动端轴承温度，超过70℃时应切换备用泵运行，防止轴承长时间过热损坏。

5轴封系统：

5.1高中压轴封温度控制应小于调端高压缸金属温度83℃，但最低不得小于150℃，应控制在150～200℃之间；低压轴封温度控制在150～180℃之间、不得超过180℃。

5.2主机轴封联箱压力宜控制在22～29kpa，当联箱压力大于32kpa时轴封溢流阀应自动开启，否则因手动开启。

5.3小机轴封压力宜控制在10～20kpa，小机轴封温度宜控制在150～200℃之间。

5.4主/小机投轴封前，主/小机润滑油泵、顶轴油泵、盘车必须处于运行状态；同时在能保证机组真空的情况下，尽量保持轴封压力在低限运行、防止轴封漏汽到轴承回油。

5.5启动一台轴封风机另一台备用，维持调整入口风门使轴封加热器微负压5kpa且其电机电流不超限，调整轴封加热器疏水门保证就地水位1/3、并定期检查防止水位过高影响风机运行。

6主机润滑油系统：

6.1主机润滑油系统投入前、低油压联锁应传动正常并投入。

6.2主机润滑油箱事故放油门要求关闭、挂禁止操作牌并上锁。

6.3当主机转速达到2900rpm时，应检查主油泵供油压力正常后、方可以停止交流润滑油泵和氢密封油泵并投入其备用。

6.4严密监视主机润滑油箱油位、如出现油位升高或降低应立即进行分析，并检查系统是否有跑漏现象或油中进水。

6.5汽机冲转前至少4小时应投入连续盘车。

6.6投入主机盘车装置时，盘车装置应正常运行，转速35r/min，检查盘车电流正常（额定电流85.4A），记录大轴初始偏心率，倾听机组动静部分应无金属摩擦声。

7发电机附属系统：

7.1发电机氢气系统正常运行后，应按时检查并记录补氢量，判定氢气泄漏情况，若24小时补氢量大于12M3，应及时查找原因并汇报。

7.2发现发电机检漏装置报警,应对检漏装置进行放水操作，并查找原因及时处理和汇报。

7.3发电机平台，零米密封油系统，氢气系统以及气体控制站附近5米内严禁明火。

7.4机组启动过程中，不应过早的向氢气冷却器供冷却水，应在入口风温超过40℃时，再投入氢气冷却器水侧并投入其自动控制。

7.5机组正常运行时，发电机内H2压应为0.4MPA，发现氢压下降时，联系化学后，补氢到0.42MPA，应立即查明原因，并进行消除。

7.6机组正常运行时，发电机H2温控制投自动，温度设定45℃，最低不低于40℃，最高不高于50℃，出口风温最高不高于80℃。

机组停用后，随H2温下降，及时关闭氢冷调整门和氢冷器进出水门，以防发电机过冷。

7.7正常运行时，发电机内H2纯度应在98%以上，含氧量小于1%，如发现H2纯度下降，应开启各排污门，进行排污并寻找原因，纯度下降至97%，必须及时汇报。

7.8经常检查干燥器自动再生、干燥正常，并定期排污。

7.9当发电机内的氢压变化时，应检查平衡阀、差压阀跟踪正常，调整空侧密封油压始终比氢压高0.084～0.1MPa（空侧交直流密封油泵运行时），空、氢侧密封油压差小于490Pa。

7.10空、氢侧刮板式过滤器压差正常，若差压0.08MPa报警，应切换至备用组过滤器并清扫原过滤器。

7.11严密监视氢侧油箱油位不出现升高或降低，否则应根据氢压、油压变化判断氢平衡阀是否正常、手动进行