电厂调度规程

电厂调度规程

第一章 总 则

1.1 值长是发电厂运行工作的调度员，集控、机、电、炉、燃、化、灰水等各专业运行值班人员均应在值长统一指挥下，完成各项生产任务。

1.2 值长在行政上、业务上受生产厂长、副总工及本部门负责人领导，在操作指挥上受电网值班调度员的领导，执行当值调度员的指令。对厂内主辅设备的开停除执行副总工、运行部主任的指令外，值长有权决定全厂发电设备的开停和运行方式。

1.3 值长应严格执行各项规章制度和有关规定，遵守调度纪律，做好安全生产和经济调度工作。

1.4 值长、集控机组长、机、电、炉、燃、化、灰水各专业运行班长及单独值班的岗位正值必须熟知本规程有关部分并认真执行，生产系统的各部门领导，专业工程技术人员、班组长及厂有关领导也应熟悉贯彻本规程有关部分。

第二章 值长的岗位职责

2.1 值长的职责范围

值长是全厂安全生产、运行操作、经济调度、事故处理的具体指挥和当值人员的生产领导者，全面指挥集控、机、电、炉、燃、化、灰水等运行值班人员，做好安全生产和经济调度工作。在值班期间要严肃认真，集中精力考虑全厂运行方式，做好事故预想，坚守工作岗位。 2.2 值长的责任

2.3 值长的权限

对本值安全经济运行、文明生产及班组管理各项工作全面负责。 2.4 值长的交接班制度

2.5 值长的调度汇报制度

接班汇报内容：接班后一小时内向调度员汇报机组及主要设备运行情况，接线方式，负荷情况及预定工作。

开机汇报内容：炉点火、机冲转、机并列、达满出力。 停机汇报内容：机开始滑停（按调度指令）、机解列。

设备运行状态改变汇报(要在状态改变前后分别汇报)：投入运行、恢复备用、开始检修。

每日生产情况汇报：（1）每日7点以前，将前一天的发电量、机组状态、安全情况、检修状态通过微机上网、电话传真汇报华能山东分公司。（2）每日三班将第二天全厂负荷曲线发至华能总公司。（3）运行日志系统投运后，每班要将设备状态、系统调度情况、当值的工作等内容及时录入华能实时监管系统。

第三章 调度管理制度

3.1 值长在值班期间是全厂运行和操作的领导人。在调度关系上受值班调度员的指挥，并接受其调度指令。

3.2 各级值班人员，在接受调度指令时，应复诵指令，核对无误，并立即执行。并将调度指令记录在值班记录簿上。

3.3 各级领导人员不得干涉各调度指令的执行。受令人不执行或延迟执行调度指令，由此造成的后果由受令人负责，允许不执行或延迟执行指令的领导人应负同样责任。如值班人员认为所接受的指令不正确，应向发令人提出意见。如发令人坚持他的指令，值班人员必须迅速执行。如该指令确实威胁人员、设备的安全，值班人员应拒绝执行，并将其理由报告发令人和有关领导。

3.4 值长应对其发布的调度指令的正确性负责。值长的指令只有厂长、生产厂长、副总工有权变更。

3.5 各级领导人员发布的指令，如涉及到值长的权限时，必须经值长许可后方可执行(现场事故处理，规程中有规定者除外)。

3.6 属于调度员和值长管辖的设备，未经相应调度机构的调度员或值长许可，任何领导及值班人员不得将设备停止运行或破坏备用，但对人员或设备安全有威胁者除外。上述设备停运后应立即报告值长和各相应调度机构的调度员。

3.7 不属调度管辖范围内的设备，但它的操作对系统运行方式或全厂出力有影响时，只有得到调度员许可后方可执行。不属于值长管辖的或允许

自行操作的设备，但它的操作对我厂电气系统、热力系统或主要参数有影响时，只有得到值长的许可后方可进行。

3.8 值长的一切指令和任务的布置，一般应通过副值长或机组长传达给值班人员执行，必要时可直接向岗位主要值班人员发布指令和布置任务。岗位主要值班人员执行后应及时向专业班长或机组长汇报，但值长也应将自己的指令尽快通知副值长或机组长。

3.9 当发生异常情况时，副值长、机组长或岗位主要值班员应立即报告值长，值长应尽快报告调度员。

3.10 当发生有拒绝执行正确的调度指令，违反调度纪律的行为时，要汇报领导处理。

3.11 属于值长管辖的设备及系统进行重大工程改进，施工单位应向值长提供有关资料，内容包括：设备规范、结线、编号、安装情况、试运措施等。只有得到值长许可后，方可将设备投入运行。

3.12 值长及机组长同调度员联系业务、接受调度员指令，以及汇报工作时，必须报本厂代号或企业名称及本人姓名，使用统一调度术语。

3.13 值长在接班后一小时内向调度员汇报：负荷情况、接线方式、设备运行现状、预定工作等。

3.14 值长的值班地点是乙站集控室，通过电话或口头指令，行使调度指挥权和工作联系。各岗位运行值班人员，在使用厂内电话联系工作时，要先通报自己的姓名，然后通话，值长发布的指令，受令人必须重复无误后方可执行。值长听取汇报时也必须重复汇报内容。

3.15 厂内调度电话，为调度工作专用电话，只供值长和运行人员联系

工作使用。对外调度电话只供值长或机组长联系调度使用，其他人员不得使用。有关甲站设备的调度指令，副值长接受值长指令，执行完毕后汇报值长，由值长向调度汇报。

3.16 值班期间值长（甲站副值长）应对现场进行重点检查，但与机组长不应同时离开主控室，需要外出时，机组长代受调度指令，长时间离开须经领导批准找人替班方可离开。甲站副值长和电专业班长不应同时离开主控室。

3.17 在系统高峰负荷期间以及发生异常情况和电气专业有重要操作时，值长尽量不要离开集控室。

3.18 主要设备大小修后的启动、调试，新投入设备的调试工作，值长（甲站副值长）应在现场直接指挥。

3.19 值长接班后应及时了解各专业存在的主要设备缺陷，并掌握带缺陷运行设备的运行状况。

第四章 设备检修管理

4.1 调度管辖设备的检修管理

4.2 辅助设备检修管理

“辅助设备检修申请单”提交值长（甲站副值长）审查，根据运行方式，签署能否检修，工期是否适当，需采取那些安全措施等意见，然后提交副总工批准。

“辅助设备检修申请单”申请时间包括操作、试验、试运行时间。

“辅助设备检修申请”：

（1） 汽轮发电机组，锅炉大小修期间的所属辅助设备。 （2） 设备故障检修，但必须做好必要的安全措施并做好记录。 （3） 当值内完成的备用设备消除缺陷工作。

4.3 检修竣工管理

4.4 水煤浆设备管理

第五章 设备操作管理

5.1 操作的一般原则

5.1.3 调度管辖设备的操作，值长必须按调度指令执行。

“调度术语”的要求复诵，经对方核实无误后立即执行。执行完毕应立即进行“操作汇报”。如是综合指令应全部操作完毕后一次汇报。

调度管辖设备所采取的安全措施，值长和机组长无权下令拆除，拆除时必须按调度指令执行。

值长下达给副值长和机组长的操作指令，副值长和机组长应复诵一次，操作完后汇报值长，值长下令的措施只有得到值长的指令才可拆除。 5.2 机组开停操作

“冷（热）态滑启（滑停）操作票”。各岗位按专业操作票的有关要求进行操作。

（1） 浆、轻油系统打循环，电除尘捞渣机、冲灰水、空压机投运，炉上水点火，汽机冲转，机达额定转速，发电机并列，暖机时间等。

（2） 根据冷热态启动的不同要求，决定汽机冲转、各负荷下的参数及

升压速度。锅炉并汽，汽机满压启动的过程控制应根据机炉的相应参数及有关专业规定执行，应注意温差、压差和疏水情况。

（3） 机组带负荷后，燃油、燃浆、投煤、厂用电、给水的运行方式。 （4） 除盐水及氢气储量情况，并通知化验人员及时化验汽水品质。 （5） 大、小修后的机组启动，应根据设备检修交待书，设备改进情况及领导指示进行。

（6） 根据领导批准的有关试验措施，安排好各项启动试验工作。

（1） 厂用电、电除尘、供浆系统、给煤系统、厂用蒸汽、冬季供热及给水运行方式。

（2） 机组停止最终参数及滑降速度。

（3） 汽机打闸、发电机解列、锅炉灭火的时间配合。 （4） 机炉停止后，保护方式及防冻措施。 5.3 电气系统操作

（1） 停电操作必须按照开关、负荷侧刀闸、母线侧刀闸顺序操作，送电与此相反。

（2） 停、送电前后的安全措施。

（3） 按规定投入的或停用的保护及自动装置。 （4） 发电机、变压器及系统操作鉴定同期。 （5） 倒换厂用变压器注意事项。

（6） 主变停、送电时中性点接线方式。

（7） 220KV、 110KV系统解、并环及母线充电有关规定及注意事项。

5.4 热力系统操作

热力系统的操作，值长应重点考虑以下内容： （1） 待并管路的可靠疏水，暖管，充压缓慢进行。

（2） 调整待并管路的压力、温度等参数与运行管路接近（即温差、压差最小），使运行系统的稳定不至于破坏。

（3） 停运的轻油管路要及时消压，及时恢复系统的备用方式。 （4） 对停运的氢气系统，采取转换措施。

（5） 根据气温情况，对停炉后的浆系统参照开机计划和部门领导的安排，应采取打循环或及时冲洗干净备用的方式，防止水煤浆沉淀。若遇开机，应在点火前将浆系统打循环正常，供浆泵升降频率、升降浆压试验正常。

（6） 注意人身安全。

第六章 甲站主要系统运行方式

6.1 110KV母线运行方式

Ⅰ、Ⅱ母线正常为双母线固定联结方式。

6.1.2 110kvⅠ母线带#1主变641、博电Ⅰ线643、龙博Ⅰ线647、#3机-变648、山博Ⅰ线649开关运行。

6.1.3 110kvⅡ母线带博电Ⅱ线642、龙博Ⅱ线645、#2机-变646、山博Ⅱ线651、#0高压变600开关运行。

KVIV母线（旁路母线）正常热备用，即650—2、4刀闸合闸，650开关断开在备用状态，充电保护投入。

6.2 厂用电运行方式

vV、VI段分段运行，如果400v V、VI段负荷较少时，可投入联络开关由一台变压器供电，按定期试验要求将#5、6低压变互相倒换。

kvVI段为生活用电，由6810开关带#7、10低压变，6811开关带西宿舍、酒店变，两台变压器停、送电时应同时操作，6812开关带#12低压变。3kvVI段电源由生活高压变供电，3kvⅢ段6820开关备用。

V Ⅷ段运行，#8低压变停电时，可由#9低压变经089开关带400V Ⅷ、IX段运行。（#8、#9低压变可互为备用）

6MW机组厂用备用电源，由094—1刀闸为联络刀闸，用主厂#0低压变通过B503开关带6MW机厂用电。（注意：如用主厂带6MW机组厂用电时，此时应严防与6MW机系统并列运行。） 6.3 机、炉、燃料运行方式

二段抽汽由本机供汽。两台机燃浆运行时，给水泵一台大泵运行，二段抽汽由一台机供汽，当汽压低时可并列供汽，但负荷差不得超过5MW。三台机燃浆运行时，给水泵一大一小运行，二段抽汽同两台机运行方式。

—0.20MPa。

35t/h炉应在点火正常、排烟温度在100℃以上投电场，正常停炉停吸送风机前及炉需要压火时联系停止电场运行。

6.4 运行中各专业主要设备的保护需要停用

应事先得到生产厂长或副总工的批准方可执行。 6.5 我厂对外供热汽源的使用原则

正常情况下使用#4、5机三段抽汽经减温减压装置对外供热，其次使用35t/h炉Ⅱ号母管、6MW机抽汽、甲站二段抽汽，最后使用甲站一段抽汽。

对外供热的蒸汽温度、压力、流量可根据综合科要求进行调整。 6.6 水暖加热器出口水温的控制原则

℃时，生活区加热器出口水温保持70℃，室外温度每降低5℃，生活区加热器出口水温提高10℃。室外温度每升高5℃，生活区加热器出口水温降低10℃。室外温度15℃以上时，生活区加热器停汽。

℃。

第七章 甲站主要设备保护及范围

7.1 电气专业

—变差动保护：保护在611开关出线、#1主变110KV侧CT、621开关出线CT范围内的相间短路及110KV侧单相接地。保护动作后无时限跳开641、621、611、611—MK开关，同时关闭汽机抽汽逆止门。

—MK开关，同时关闭汽机主汽门及抽汽逆止门。

CT与611开关出线CT范围内发生的相间短路，保护动作后无时限跳开611、611—MK开关；#2（#3）机保护在发电机中性点CT、646（648）开关进线CT、622（623）开关出线CT范围内发生的相间短路及110KV侧单相接地。保护动作后无时限跳开646（648）、622（623）、612（613）—MK开关。此保护动作后均同时关闭汽机主汽门及抽汽逆止门。

—MK开关，#2（#3）机第一时限跳开646（648）开关，关闭抽汽逆止门；若故障未切除则以第二时限跳开622（623）、612（613）—MK开关。

—MK开关，同时关闭抽汽逆止门。#2（#3）主变瓦斯保护动作跳开646（648）、622（623）、612（613）—MK开关，同时关闭抽汽逆止门。

KV侧复合电压过流保护：为主变110KV侧开关外多相短路的后备保护有时限跳开641开关。

KV零序保护：分为零序过流保护和零序过压保护。运行主变的中性点接地刀闸投入时即投入零序过流保护；中性点接地刀闸断开时投入零序过压

保护。主变110KV零序保护的动作顺序为：第一时限跳开不接地变压器；第二时限跳母联开关；第三时限跳主变110KV侧开关；第四时限启动大差出口（仅#1机-变有）。

发电机转子两点接地保护（三台机公用一套）：转子回路一点接地时，且接地电压在50%以上稳定不变时，将该保护投入掉闸，并将发电机横差保护切至带时限侧，如属稳定性的金属接地，应立即停机处理。接地电压达50%时投入信号。该保护投入和切除应汇报有关领导。

—MK开关掉闸后，联掉611开关；#2机612—MK开关掉闸后，联掉646、622开关；#3机613—MK开关掉闸后，联掉648、623、9961开关。

发电机失磁保护掉闸压板：正常#1、2、3机并列后投入，解列后取下。623开关不运行时，应取下#3机总出口掉厂用变（623、9961）压板，此时只掉648开关。

KV母线差动保护：保护母线及母线联结开关的外侧套管CT以内发生单相或多相短路，动作时均无时限跳开与故障母线连接的所有开关。

线路保护：装有距离保护和方向零序电流保护两种（山博Ⅰ、Ⅱ线装有高频保护）。对于线路微机保护，在直流接地拉路时，无须停用保护压板。当调度员要求改变重合闸方式时，由保护人员改变。重合闸的投停，由“闭锁重合闸”保护压板的取、压来实现。 7.2 汽机专业

7.2.1 危急保安器：汽机转速超过额定转速的10—11%（3300—3330r/min）时动作，关闭主汽门、调速汽门及一至四段抽汽逆止门，掉发电机出口及灭磁开关。

7.2.2 功率限制器：限制调速汽门开度，从而限制汽轮机的负荷或转速。投入时，不允许用同步器继续增加负荷，但可用同步器减少负荷。

7.2.3 附加保护：当调速器滑环行程达16.5±0.5mm时，Φ45滑阀相应上移16.5±0.5mm，自动主汽门关闭，掉发电机开关。

7.2.4 过峰保护：当Φ60滑阀上移>1mm时，调速汽门迅速关闭。 7.2.5 轴向位移保护：轴向位移指示达1.4—1.5mm时，保护动作，主汽门、调速汽门及一至四段抽汽逆止门关闭，掉发电机开关。

7.2.6 低真空保护：汽轮机真空低至-53KPa时，保护动作，主汽门、调速汽门及一至四段抽汽逆止门关闭，掉发电机开关。

7.2.7 逆止门保护：自动主汽门关闭或发电机出口开关掉闸时，自动关闭。

7.2.8 自动排汽门：当凝汽器内的压力升高略大于大气压力时，石棉胶垫破裂将蒸汽排出。

7.2.9 电超速保护：转速升至3250r/min时，发“转速高报警”信号，继续升高至3350r/min时，发“转速高掉闸”信号，危急保安器动作，主汽门、调速汽门及一至四段抽汽逆止门关闭，掉发电机开关。

7.2.10 低油压掉闸保护：当“润滑油压低Ⅱ值”和“润滑油压低Ⅲ值”同时达到动作值时，低油压保护动作，关闭自动主汽门、调速汽门及一至四段抽汽逆止门。

7.2.11 低油压联动保护：润滑油系统装有低油压联动装置（电接点压力表），当润滑油压降至0.035MPa时，自动启动交流润滑油泵，降至0.03MPa时，自动启动直流润滑油泵，降至0.02MPa时，盘车装置自动

停止。

7.3 锅炉专业

±1500Pa。#3炉定值±1000Pa。

I值时（1.47MPa）发“来油压力低”信号；当来油压力指示Ⅱ值时（0.3MPa），速断油阀关闭，发“速断油阀关闭”信号。

MPa，动作后立即降压，压力降至9.8 MPa时应立即回座。若汽压上升至10.78 MPa时仍不动作，应立即采取降压措施，恢复正常压力。主汽压力低于8.82MPa不回座时，应及时关闭脉冲门，汇报有关领导。

汽包压力达到11.32 MPa时，汽包安全阀（控制安全阀）应动作。动作后立即降压，压力降至10.5 MPa时应自动回座。若汽包压力上升至11.47MPa时仍不动作，应立即采取降压措施，恢复正常压力。

7.4 煤浆系统

CPU出错保护（10）调谐出错保护

第八章 甲站典型事故处理原则

8.1 事故处理的一般原则

事故情况较复杂时，生产厂长、副总工、本部门负责人可直接参与协助副值长处理事故，但其指令必须得到当值副值长的同意，如生产厂长或副总工认为当值副值长不能胜任工作（处理事故），有权自行领导和处理事故或指定专人处理事故。

8.2 电气系统事故处理原则

“事故拉路序位”进行拉路，使频率恢复到48.8HZ以上，然后汇报省、地调。

Ⅰ线649和山博Ⅱ线651开关，此时副值长应加强监视，调整负荷使机组运行稳定。当系统周波恢复至49HZ时，电压恢复至额定电压的90%以上，按值长转达的调度员指令将解列线路送电与系统并列。

（1） 恢复110KV母线达送电条件，联系调度选择山博Ⅰ线649开关或山博Ⅱ线651开关充110KV母线良好。

（2） 用#0高压厂变带3KVⅡ、Ⅲ段。用#1主变经#1高压厂变带3KV

Ⅰ段（合641开关注意鉴定同期）。

（1） 当110KV山博Ⅰ、Ⅱ线掉闸，使我厂110KV系统与电网解列时，运行人员应尽一切可能维持110KV系统机组运行，调整独立电网频率和电压恢复额定值，保护厂用电安全，并根据以下原则调整：

a、当独立电网频率上升时，立即降低乙站机组有功出力，维持甲站机组负荷稳定，防止甲站锅炉灭火。当频率下降时，应立即按低频顺序拉路(先博荆线，后博碳线、博神线；也可根据当时线路负荷情况确定所拉线路)。同时增加乙站有功出力，恢复频率正常。

b、正常运行时，应保持山博Ⅰ、Ⅱ线低无功运行，以防止山博Ⅰ、Ⅱ线掉闸时，电压出现较大波动。

c、当独立电网电压上升至120KV及以上时，立即降低甲、乙站机组无功出力，降低系统电压。当电压下降至110KV及以下时，可立即增加机组无功出力，提升电压。

（2） 当我厂110KV系统机组不能维持运行相继掉闸，甲、乙站110KV系统均失电，立即拉开联接在110KV母线上的所有开关，排除母线故障。待110KV母线达到倒送电条件后，按以下原则进行恢复：

a、尽一切能力调整和维持6MW机组稳定运行，利用6MW机电源，通过094-1刀闸将电源送至甲站400V厂用电系统，确保50MW 机组低压动力及直流系统的稳定。

b、联系调度用山博Ⅰ、Ⅱ线对甲站110KV母线充电，充电良好后，立即恢复厂用电系统。

c、当山博Ⅰ、Ⅱ线不能恢复时，应请示调度用乙站运行于220KV系统的机组，用该主变110KV侧开关充乙站110KV母线，选用博电Ⅰ（Ⅱ）线充甲站110KV母线。

d、乙站单机运行，且并于110KV系统，因110KV系统故障跳机短时不能恢复，在无其他厂用电恢复措施时，应请示调度拆除乙站备用发电机出口软联接，用备用主变倒充乙站110KV系统。

（3） 在故障处理过程中，严密监视直流系统负荷情况，限制直流系统负荷，延长直流系统的使用时间。

（4） 在进行恢复操作中，特别注意系统倒换时的同期合闸，严防非同期并列。

（1）优先采用正常的运行方式，因故改为非正常方式时，要制定安全措施，并在工作结束后尽快恢复正常运行方式。

（2） 加强蓄电池和直流系统的检查维护，确保主机直流润滑油泵和密封油泵的供电可靠。

（3） 母差保护退出时，尽量减少母线倒闸操作。

（1） 首先判明故障，确认故障母线无电压时，应检查故障母线上所有开关应全部断开，否则应拉掉，但应特别注意厂用电方式。

（2） 母差保护动作，并有故障象征使母线电压消失，在未查明原因前，一般不应试送。若母线因后备保护动作使主变110KV侧开关及母联开关掉闸，母线电压消失时多为越级掉闸，故障切除后即可试送母线。

（3） 查明故障点后，将故障母线设备全部调至工作或备用母线运行，将故障母线停电。母线无明显故障时，可用发电机由零升压或用649（651）线路充电试送成功后，将线路送电。发电机并入系统，恢复原方式。

—变压器组内部故障，差动或瓦斯保护动作，在未查明原因及消除故障前，不准送电，如后备保护动作，应迅速查明原因，消除故障，将机—变重新并列，若厂用电不能及时恢复无法维持运行时，副值长应按厂用电断绝事故处理，停止机、炉运行。

（1） 严格按定期试验制度，对发电机进行定期检查、试验。 （2） 控制运行发电机各部温度、温升在合格范围内。

（3） 控制氢冷发电机氢气湿度在允许范围内，并做好氢气湿度的控制措施。（制氢站负责）

（4） 大修后气密试验不合格，发电机严禁投入运行。

（5） 复励故障应及时修复，严禁发电机在手动励磁调节下长期运行。 （6） 正确使用自动准同期装置，防止发电机非同期并网。

（1） 直接影响的主要辅助机炉动力，应按厂用电断绝事故处理，停止机、炉运行。（注意厂用蒸汽运行方式）。

（2） 影响给水泵及供浆泵、轻油泵时应立即开启其他运行段的备用给水泵、供浆泵、轻油泵。

（3） 注意高压厂用电源故障后，低压备用电源自投是否成功，否则应采取必要措施恢复低压段母线供电。 8.3 机炉事故处理原则

（1） 危急保安器动作不正常或自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门卡涩不能关闭严密时。

（2） 主要表计（转速表、汽缸温度表、差胀表、轴向位移表等）或自动保护装置之一失灵时。

（3） 调速系统不能维持空负荷运行或甩负荷不能控制转速时。 （4） 调速油泵、交直流油泵、盘车装置工作失常时。 （5） 油质及清洁度不合格或油位在80mm以下时。 （6） 汽轮机停机后上下缸温差超过50℃时。 （7） 大轴挠度超过70um（#3机100um）。

（1） 汽轮机转速升高到3330转/分及以上而危急保安器不动作。 （2） 机组突然发生强烈振动或清楚地听出汽轮机内部有金属摩擦声或撞击声。

（3） 发生水冲击或上下缸温差超过50℃。 （4） 轴封内冒火花。

（5） 汽轮发电机任何一个轴承断油冒烟或出口油温急剧升高超过75℃。

（6） 油系统着火而不能很快扑灭。

（7） 油箱油位突然降低到80mm以下，无法恢复。 （8） 发电机励磁机冒烟或着火。 （9） 轴向位移增大到1.5mm。

（10） 轴承油压低于0.035MPa，无法提升。

（11） 推力轴承、主轴承及密封瓦钨金温度升高到75℃以上。 ※ 推力轴承钨金温度某一点不超过85℃，如有超过的可能，汇报领导处理。

（1） 调速系统故障无法恢复。

（2） 汽温急剧下降50℃或启、停和变工况过程中当10分钟内汽温上升或下降50℃。

（3） 主汽管、导管、主给水管爆破。 （4） 发电机H2爆炸。

（5） 主蒸汽温度升高到516℃及以上。 （6） 主蒸汽压力到10.29MPa及以上。 （7） 汽温升高到510～515℃运行超过30分钟。

（8） 负荷已减到零，真空仍然低于-53KPa或凝结器循环水中断。 （9） 汽轮发电机组无功运行超过3分钟。

（10） 油减压阀消振室油压高于0.15MPa或低于0.075MPa而引起调速油压、润滑油压不正常。

（11） 凝结水硬度超标时，应采取措施处理，当处理无效，硬度持续上升，凝结水硬度大于50微摩尔/升时。

（12） 锅炉异常灭火。

（13） 机组范围内发生火灾，直接威胁机组的安全运行。

（14） 机组的运行已经危急人身安全，必须停机才能避免发生人身事

故。

（15） 机组运行中，轴承振动突然增加50μm。

（16） 汽轮机重要监视表计，尤其转速表显示不正确或失效，又无任何监视手段情况。

（17） 热工仪表电源中断无法及时恢复，机组无法维持原运行状态。

（1） 热工保护装置故障，在限时内未恢复。 （2） 机组汽、水品质恶化，经处理无效。 （3） 自动主汽门或调速汽门门杆卡涩，无法活动。 （4） 凝结器真空下降至低于允许值。

（5） 机组主设备、汽水管道的支吊架发生变形或断裂。 （6） 润滑油系统发生泄漏，无法维持正常运行。 （7） 汽、水管道发生泄漏，但可短时维持运行。

（1） 手打危急保安器，检查自动主汽门，调速汽门及抽汽逆止门应关闭，有功负荷应到零。

（2） 发电机应与系统解列，否则联系电气按发电机“解列”按钮，如发电机故障已与系统解列，检查汽机转速应下降。

（3） 开启润滑油泵。

（4） 开凝结水再循环门，关闭＃1低加入口水门，保持凝结器水位。 （5） 停用主抽气器，开启真空破坏门（破坏真空停机时）。保持轴封供汽正常。

（6） 完成规程规定的停机其他项目操作，并注意汽轮机内部声音、振动及惰走时间。

（1） 锅炉缺水：水位在电极水位计中消失，或电极水位计失灵，机械水位表指示-220mm。

（2） 锅炉满水：水位超过电极水位计上部可见水位时，或电极水位计失灵，机械水位表指示+220mm。

（3） 炉管爆破，不能保持锅炉正常水位。

（4） 燃料在尾部烟道再燃烧，使排烟温度不正常升高超过250℃。 （5） 所有水位计损坏，无法判断汽包确实水位。 （6） 所有吸风机、送风机停转。

（7） 回转式预热器故障停转，使排烟温度超过250℃。 （8） 锅炉主给水、主蒸汽管道发生爆破，威胁设备及人身安全。 （9） 炉管爆破，威胁设备及人身安全时。锅炉超压，安全门拒动，对空排汽门打不开时。

（10） 煤浆、燃油管道爆破或着火，威胁设备及人身安全。 （11） 锅炉蒸汽压力升高至安全阀动作压力而安全阀拒动，对空排汽门打不开或虽打开但不足以泄压。

（12） 锅炉灭火。 （13） 厂用电全部失去。

（14） 锅炉设备范围内发生火灾，直接威胁机组的安全运行。 （15） 锅炉DCS系统操作员站故障，锅炉无可靠后备监视与调整手段，

锅炉参数超过规程规定或燃烧不稳。

发现下列情况之一，应请示停止锅炉运行，(停炉时间由生产厂长或副总工决定)。

（1） 锅炉承压部件泄露，但可维持汽包正常水位。 （2） 锅炉蒸汽温度超过515℃，经采取措施无效。 （3） 受热面金属严重超温，经调整无法恢复正常。 （4） 锅炉安全阀有缺陷，不能正常动作。

（5） 给水、炉水或蒸汽品质超过规定，经处理仍未恢复正常。 （6） 炉墙裂缝具有倒塌危险或炉架横梁烧红。

（7） 受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行。

8.3.8 机炉主要运行参数（锅炉汽压、汽温、水位、汽机真空）异常时，机炉人员应主动采取调整措施，调整无效造成超过正常允许值时，副值长应按机、炉运行规程要求降低负荷。参数达到停机参数时应果断打闸停止机组运行机，防止设备损坏。

锅炉发生缺水，应了解缺水原因，在原因未查明，水位仍继续下降过程中，副值长应令炉减少部分燃料，滑低参数，滑低负荷。减缓水位降低速度争取时间查明原因，但当炉人员汇报该炉严重缺水时（就地水位计叫不上）副值长应令紧急停炉，汽机打闸停机，电气解列。

8.3.10 锅炉汽包满水事故

（1） 炉水位升高，值长应了解水位升高原因，必要时开启事故放水门放水，当水位升高无法控制或发现较晚水位已升至就地水位计上部最高可见

水位以上时，副值长应令紧急停炉。

（2） 在水位升高的整个过程中，副值长应令汽机严密监视进机温度，防止汽机过水。当汽温低至470℃时，机全开直通疏水门，汽温降至445℃，负荷应减至零。汽温继续下降或有过水象征时立即打闸停机。

炉汽温上升时，炉人员首先检查风浆配合，减温水量是否得当。如由于风量不足燃料过剩造成汽温升高，副值长应令减少燃料量，滑降参数处理，禁止采取电气直接减负荷的方法。当汽温超过515℃达516℃及以上时，副值长应下令打闸停机。

炉由于燃料过剩，排烟温度不正常升高，已造成燃料在尾部燃烧，副值长应令炉紧急停炉，汽机打闸电气解列停机。

℃的情况下运行，迅速查明原因进行人力盘车，如卡涩盘不动立即通知检修处理，负荷已减至最低而最后排烟温度仍超过250℃并继续升高时，副值长应令紧急停炉。

为防止锅炉灭火后发生爆燃，对炉膛压力保护的取压装置、压力开关、传感器、火焰检测器及冷却风系统必须定期进行检查和保护的传动试验。以确保膛压力保护的可靠性。

（1） 锅炉一旦发生灭火，如果供浆泵没有掉闸，应立即手拉供浆泵，严防爆燃。

（2） 立即手动关闭减温水门，以减缓汽温下降速度。按紧急停炉处理。 （3） 组织人员迅速点火，派专人监视汽包水位，严防满水或缺水事故发生，根据汽压情况投用自用蒸汽。

（4） 注意厂用电安全，及时倒换厂用电。

（5） 两台机运行时，若厂用蒸汽由故障机组带，则立即将厂用蒸汽倒至正常机组，并保证正常机组的安全运行，严防事故扩大。单机运行发生灭火事故时，应尽力保证厂用蒸汽安全，以保证除氧器、锅炉雾化蒸汽要求。具体措施为：

a、 锅炉及时投用自用蒸汽 b、 并35t/h炉#2供热管 c、 并乙站辅助蒸汽 d、 关停非生产用汽

（6） 锅炉灭火后，汽机应根据蒸汽参数状况逐步降低机组负荷直至零。当蒸汽参数不能维持时，应根据规程规定果断打闸并不破坏真空停机。

（7） 汽机事故处理中的注意事项：根据汽温下降情况应及时开启有关疏水。主蒸汽参数变化时应特别注意机组振动、监视段压力、轴向位移、相对膨胀、推力轴承温度等。

（8）电气专业应及时调整机组负荷，注意厂用电运行方式，根据副值长命令将发电机解列，但解列前应提前做倒好厂用电，解列后做好重新并列的准备。

（1） 甲站50MW锅炉自用蒸汽微开疏水，处于暖管备用状态。

（2） 6MW机#2管供汽微开疏水，处于暖管备用状态，作为厂用蒸汽的备用汽源。

（3） 乙站辅汽与甲站厂用蒸汽联络管微开疏水，处于暖管备用状态。

首先应检查推力轴承温度，倾听机组内有无异音，各轴承振动有无变化，表计指示有无异常，必要时降低负荷，如轴向位移突然增大至1.4—1.5mm并伴随不正常的声响，噪音和振动，即应破坏真空停机。

8.4 燃浆系统事故处理原则

燃浆系统设备故障或出现异常时，副值长应及时了解故障原因及具体部位，明确其性质及可能导致后果。供浆泵掉闸造成供浆中断炉灭火时，锅炉专业应立即按燃浆锅炉灭火处理原则处理。供浆泵房应尽快采取措施恢复。输浆泵短时间不上浆，可视搅拌罐浆位情况决定是否投用油枪助燃，并命令供浆泵值班人员采取有效措施，恢复输浆泵正常运行。 8.5 汽水品质恶化事故处理原则

8.6 甲站锅炉DCS系统故障处理措施

“黑屏”或“死机”）

处理方法：将故障微机的“CPU”进行复位启动。（按“RESET”键或断送电启动）

处理方法：

（1） 稳住负荷，尽量减少操作，看好汽包水位、汽温、汽压。（卧盘和立盘表计指示）

（2） 将供浆泵频率打至“近地”，锅炉给水切换至“手动”，在DCS系统恢复正常以前，保持此操作方式。

（3） 联系热工处理。

处理方法：发现某设备在操作时，不受DCS控制而全开或全关时，立即到就地将该设备的信号传输线拔下或把该设备的信号控制开关停电（在＃2管道间DCS控制柜内），在就地手动调整该设备。

以上三种情况故障，不论何种原因造成汽包水位、汽温、汽压参数超过规程规定而无法控制或燃烧不稳时，应立即果断停炉。 8.7 现场火灾事故处理原则

（1） 立即破坏真空，按事故处理规定，紧急停机。特别注意拉掉手动消防脱扣器，解除高压电动油泵自动投入开关，切断高压电源，开启事故排油门。

（2） 当发生喷油起火时，要迅速堵住喷油处，改变油方向，使油流不向高温热体喷射，并用“1211”、干粉灭火器灭火。

（3） 使用多只直流消方水枪进行扑救。但是尽量避免消防水直接喷射高温热体。

（4） 防止大火蔓延扩大到邻近机组，应组织消防力量用水或泡沫灭火

器等将大火封住，控制火势，使大伙无法蔓延。

（1） 应先将着火设备停电，然后使用适当灭火器灭火。

（2） 对可能带电的设备以及发电机、电动机等，应使用干式灭火器或1211灭火器灭火。

（3） 对油开关、变压器可使用干式灭火器、1211灭火器灭火，不得以时使用干砂灭火。

（4） 地面上的绝缘油着火，应使用干砂灭火。

（1） 定期对电缆沟进行巡回检查，定期检查电缆沟防火报警装置，发现缺陷，及时消除。

（2） 油区必须有严格的管理制度。油区必须制定油区出入制度，进入油区应进行登记。

（3） 氢气、油系统管道法兰、阀门及轴承等应保持严密，如有泄漏应及时联系消除，严禁漏油渗透至下部蒸汽管、阀保温层，凡不能与系统隔绝处理的热力管道已渗入油的，应立即停机处理。

（4） 在氢系统、汽机油系统、轻油油区内明火作业时，必须办理动火工作票，并有可靠的安全措施。氢系统动火，还应测量动火地点空气含氢量应在允许范围内。

第九章 乙站机组正常运行方式

9.1 220kV、110kV正常运行方式

kV、110kV系统为大电流接地系统。

kV系统为外桥接线。正常情况下#4主变204开关、母联200开关运行，#5主变205开关备用。

9.1.3 110kV系统为双母线接线方式。正常情况下110kVⅠ、Ⅱ母线并列运行，母联100开关在“合”位置，Ⅰ母线接有#5主变105、博荆线111、博电Ⅰ线115开关，Ⅱ母线接有#4主变104、博碳线112、博神线114、博电Ⅱ线116开关，#01启备变010开关根据方式需要可在110kVⅠ母线或Ⅱ母线运行。

kV系统，#5机运行在110kV系统。单机运行时，机组根据调度指令运行在220kV或110kV系统。

kV侧及110kV侧中性点接地刀闸均应在“合”位置。

kV及110kV侧中性点接地刀闸。主变备用期间其220kV及110kV侧中性点接地刀闸不再拉开。

“合”位置。 9.2 厂用电运行方式

ⅣA、ⅣB段母线，#5高压变带6KVⅤA、ⅤB段母线，#01启备变备用。

43B、53B带本机组的400VA、B段母线运行。公用变30B带公用400VA、B段，作为#4、5机组公用设备的工作电源。化水变48B带化水A、B段母线运行。低备变40B作为400VⅣA、B，400VⅤA、B，公用

400VA、B段，化水A、B段的备用电源。正常处于备用自投状态。

kV母线，生活用电10kV母线可通过9961开关带#3高压变。

9.3 机组运行方式

工业水由甲站工业水系统经两条工业水母管供给，经工业水泵升压，工业水母管压力维持在 0.4～0.5 Mpa。

冷却水由汽机循环水进水管供给，当冷却水温度高时，通过工业水与循环水联络门将工业水并入。

每台机组设两台给水泵，正常一台运行，另一台给水泵备用。

（1） 每台机组设两台双速循环水泵，一台大泵，一台小泵，正常一台运行，另一台备用。

（2） 夏季凝汽器真空低时，两台泵可同时运行,#4、#5机循环泵出口管设有联络门,冬季工况时,可用一台机循环泵带两台机运行。

每台机组有两台凝结水泵，正常一台运行，一台备用。凝结水泵密封水由凝结水泵出口管供给。当流量低于120t/h时，凝结水再循环门投自动时自动打开。当流量大于150t/h时，凝结水再循环门自动关闭。

（1） 机组启动时由辅助汽源供汽,当三抽压力大于0.2MPa时,切为三抽供汽采用滑压运行方式。

（2） 当三抽压力＜0.15 MPa时，由辅助蒸汽供汽，采用定压运行方式。

（1） 机组运行中，主油泵供保安用油及润滑用油，启动油泵及交、直流油泵处于备用状态。

（2） 机组启停转速低于1000r/min时开启顶轴油泵运行，一台运行，另一台备用。

（3） 机组启停过程中，3000r／min以下主油泵不能正常工作或主油泵故障时，由启动油泵供给保安用油，交流润滑油泵（直流泵备用）供给润滑用油。

（4） 机组盘车运行时，交流润滑油泵运行，直流油泵备用。一台顶轴油泵运行，一台顶轴油泵备用。

汽轮机轴封系统的运行方式

（1） 本系统共有三路供汽汽源：辅助汽源、除氧器汽源、新蒸汽汽源。汽封冷却器一台，带两台电动风机，一运一备。

（2） 冷态启动时，辅助汽源向汽封供汽。保持供汽压力在0.107～0.11 Mpa，当除氧器压力大于0.5Mpa，改由除氧器供汽。

（3） 高压汽封#3汽室压力大于0.12 Mpa，关闭至高压汽封供汽门。高压汽封漏汽至7号低加，使高压汽封系统与低压汽封系统相互独立。

（4） 热态启动时，高压汽封供汽由新蒸汽供给，以保证供汽温度与汽封金属温度相匹配。

每台机组设有两台射水泵，正常一台运行，另一台备用。当凝结器真空低时，两台射水泵可同时投入运行。

（1） 本系统有两台EH油泵，一台再生油泵，一台再循环油泵，一组电加热器，两个油泵出口蓄能器，四个高压蓄能器。

（2） EH油泵正常运行中，一台运行，另一台备用。

（3） 当EH油压小于11.2 Mpa时，备用EH油泵自动开启。 （4） 当EH油油质不合格时，可开启再生油泵或循环油泵进行滤油。 （5） 当EH油箱油温低于25℃时，可启动电加热器加热EH油。当油温高于50℃时，停止加热器。当EH油箱油温高于57℃时，可启动循环油泵降低油温。

（1） #4、5机投运前，辅助蒸汽由老厂来汽供给。

（2） #4、5机投运后，辅助蒸汽由#4或#5机三段抽汽供给，另一台机三段抽汽作为备用汽源。

（3） 当辅助蒸汽母管压力不能满足机组用汽时，辅助汽源由#4、5机共同供给或甲站来汽供给。

高低压加热器水侧、汽侧均随机启、停。

第十章 乙站机组主要保护及范围

10.1 电气专业

:

（1） 发电机纵差保护：该保护是发电机定子绕组及其出线（中性点2TA与发电机机端9TA间）各种相间短路故障的主保护，瞬时动作于全停。

（2） 发电机定子匝间保护：保护作为发电机定子绕组匝间短路故障的主保护，保护灵敏段瞬时动作于全停。受制动灵敏段经延时动作于全停。

（3） 发电机定子接地保护：保护作为发电机定子绕组及引出线（机端1TV以内）单相接地故障保护。动作后分别经延时发信号和全停（断开出口压板后只发信号）。

（4） 发电机对称过负荷保护：保护作为由于发电机过负荷引起的发电机定子绕组过电流故障保护。保护由定时限和反时限两部分组成，定时限部分经延时动作于信号和减出力。反时限部分经延时动作于解列。

（5） 发电机不对称过负荷保护：保护作为由于发电机不称过负荷及区外不对称短路故障的后备保护。保护由定时限和反时限两部分组成，定时限经延时动作于信号。反时限经延时动作于解列。

（6） 发电机转子一点接地保护：保护作为发电机转子单相接地故障保护，保护动作后延时发信号。

（7） 发电机转子两点接地保护：发生一点接地保护自动投入，保护动作后延时全停。

（8） 发电机失磁保护：保护作为发电机励磁电流异常下降或完全消失的失磁故障的保护，设4个时限段，分别动作于减出力、切换厂用电、经延

时解列。

（9） 发电机复合电压过流保护：由低电压判据和过流判据以及负序过电压判据共同构成，保护动作后经延时全停。

（10） 电超速保护：当发电机定子电流低于25％额定电流时，保护动作后经出口继电器向热工提供一个电信号。

（1） 发电机变压器组差动保护：发变组差动保护作为发变组及其引出线范围（机尾1TA、主变高压侧19TA、主变中压侧27TA、高厂变低压A分支侧8TA、高厂变低压B分支侧14TA之间）内短路故障的主保护，保护瞬时动作于全停。

（2） 主变压器纵差保护：保护作为主变压器绕组内部、出线套管的及其引出线（主变高压侧18TA、主变中压侧26TA、主变低压侧6TA、高厂变高压侧5TA之间）短路故障的主保护，保护瞬时动作于全停。

（3） 主变压器差流速断保护：保护作为主变压器绕组内部、出线套管的及其引出线短路故障的主保护,与主变压器纵差保护共用一个压板瞬时动作于全停。

（4） 主变瓦斯保护：该保护是主变内部故障的主保护。 a、 主变轻瓦斯反应主变主油箱内的气体或油面而动作，动作于发信号。

b、 主变重瓦斯是变压器内部故障的主保护，瞬时动作于全停。 （5） 主变压器冷却器全停保护：监视主变冷却器状态的主保护。 a、 当冷却器电源发生故障，备用冷却器电源自投不成，全部冷却器

停止运行，该保护启动。20分钟电源仍不能恢复，且变压器上层油温达75℃，保护出口继电器启动全停。

b、 当冷却器电源消失30分钟不能恢复时，无论变压器上层油温是否达到75℃，保护将经出口继电器启动全停。

（6） 主变压器220kV零序方向过流保护：保护作为主变压器高压绕组及其引出线单相接地保护。

a、 当中性点不接地(带放电间隙)运行时，经延时动作全停。 b、 当中性点接地运行时，有两段延时，分别动作于高压侧开关和全停。

（7） 220kV复合电压方向过流保护：高压侧复合电压过流保护作为主变主保护的后备保护。保护动作后经一段延时T1方向动作于本侧，T2无方向动作于全停。

（8） 220kV过负荷：220kV侧过负荷经延时动作于信号。 （9） 220kV开关失灵起动保护：该保护是反应高备变高压侧开关状态的保护。失灵保护动作后，启动上级相邻开关跳闸。

（10） 220kV开关非全相运行保护：保护作为220kV开关—相或二相运行异常状态保护。保护由三相开关位置不一致接点和负序电流构成。

（11） 主变压器110kV方向零序保护：保护作为主变压器中压绕组及其引出线单相接地保护。

a、 当中性点不接地(带放电间隙)运行时，经延时动作全停。 b、 当中性点接地运行时，有两段延时，分别动作于110 kV母联、中压侧开关和全停。

（12） 110kV复合电压过流方向保护：高压侧复合电压过流保护作为主变主保护的后备保护。当保护动作后经一段延时T1方向动作于110kV母联，T2无方向动作于中压侧，T3方向动作于全停。

（13） 110kV过负荷：110kV侧过负荷经延时动作于信号。 （14） 主变压器通风：动作后启动主变辅助位置冷却器。 （15） 非电量保护：（均动作于信号） a、主变油位 b、主变油温 c、主变绕组温度 d、主变压力释放

（1） 速断保护：励磁变装设电流速断保护，瞬时动作于全停。 （2） 过流保护：励磁变装设过流保护，经延时动作于全停。 220KV线路分别配置两套完全独立的，全线速断的允许式保护，它们有不同的保护动作原理构成，两套独立主保护和独立后备保护装置分别安装在独立的保护柜内。

（1） PRC01－51F、PRC01－51型保护柜（220KV山博线、莱博线）

包括纵联变化量方向和零序方向元件为主体的快速主保护，由工频变化量距离元件构成的快速一段保护，由三段式相间和接地距离及两个延时段零序方向过流构成全套后备保护。

（2） PRC25-YT型保护柜（220KV山博线）

若220KV山博线对端开关跳闸，则保护动作跳#4主变220KV侧开关和不重合跳220KV母联开关。

（3） 220KV母联开关PRC21A-01型保护柜

a、 失灵保护：失灵保护动作后，以第一时限（不启动重合闸）掉母联开关，以第二时限跳以下开关：掉山博线对端开关；掉博莱线对端开关；掉#4、5机220KV侧开关，如果主变110KV侧开关在“分”位置，则启动#4和#5发变组的全停出口。

b、 自动重合闸：重合闸的方式有“三重”（任何故障三跳三合）和“综重”（单相故障单跳单合，多相故障三跳三合）两种。

c、 三相不一致保护:任一相TWJ动作，且无电流时，确认为该相开关在跳闸位置，当任一相在跳闸位置而三相不全在跳闸位置，则确认为不一致，经整定的动作时间跳本开关。

d、 充电保护:用两段带延时的过电流保护来实现，充电保护动作后闭锁重合闸。

e、 压力闭锁：开关内六氟化硫压力异常时，闭锁开关操作并发信号。 （4） 220KV#4、#5发变组开关PRC21A-01B型保护柜

a、 失灵保护：保护动作后，第一时限掉本开关，第二时限跳以下开关：掉山博线对端开关或掉博莱线对端开关；掉220KV母联开关（不启动重合闸）；如果主变110KV侧开关在“分”，则启动#4或#5发变组的全停出口。

b、 三相不一致保护：任一相TWJ动作，且无电流时，确认为该相开关在跳闸位置，当任一相在跳闸位置而三相不全在跳闸位置，则确认为不

一致，经整定的动作时间跳本开关。

c、 压力闭锁：开关内六氟化硫压力异常时，闭锁开关操作并发信号。 110KV输电线路保护包括三段相间和接地距离保护、四段零序方向过流保护和低周保护（博电Ⅰ、Ⅱ线无低周保护）。

母线有母线差动保护、母联充电保护、母联死区保护、母联过流保护及开关失灵保护。

（1） 当山付线电流650A时，0秒发信号，710A（冬季800A）时，9秒切一台并于220KV系统135MW机组。

（2） 当山龙线电流750A时，0秒发信号，850A（冬季950A）时9秒切一台并于220KV系统135MW机组。

（3） 当220KV山博线电流650A时，0秒发信号，710A（冬季800A）时，9秒切一台并于220KV系统135MW机组。

（4） 安全稳定控制装置归省调管辖，依据调度命令投停。

（5） 夏季和冬季的时间：夏季为5月1日0：00~9月30日24：00，冬季为10月1日0：00~4月30日24：00。 10.2 汽机专业

机械超速遮断保护（危急保安器）：当汽轮机转速超过额定转速的9～11％（即转速为3270—3330r/min）时，危急保安器飞锤式撞击子击出，危急遮断油门动作，泄去保安油和EH油，关闭主汽门、调速汽门、抽汽逆止门和高排逆止门。

汽轮机遮断电磁阀保护：有下列情况之一时，汽轮机遮断电磁阀动作，泄去保安油和EH油关闭高、中压主汽门、调门，停机。

（1） 超速保护：当汽轮机转速超过额定转速的9％时。

（2） 低真空保护：当凝结器真空下降至-80kPa报警，降至-74kPa与-80kPa报警信号同时存在时保护动作。

（3） 低油压保护：当汽轮机润滑油压降至0.059MPa保护动作。 （4） 轴向位移保护：当汽轮机转子轴向位移+0.8或-1.0mm时报警，轴向位移至+1mm或-1.2mm时保护动作。

（5） 高压差胀保护：当汽轮机高压缸相对膨胀值增至+5.5或-3mm时报警，继续增至+6或-3.3mm时保护动作。

（6） 低压差胀保护：当汽轮机低压缸相对膨胀值增至+6.5或-3.6mm时报警，继续增至+7或-4mm时保护动作。

（7） 排汽温度高保护：排汽温度（左右两侧同时）升高至120℃。 （8） 发电机差动保护：发电机差动保护动作。 （9） 锅炉汽包水位高高或低低保护动作。

（10） 转子双幅振动保护：转子双幅振动达到0.26mm。 （11） EH油压低保护：当EH油压降至9.8MPa时保护动作。 （12） 轴承振动保护：当轴承振动达到0.1mm保护动作。 （13） 发电机跳闸时

（14） DEH系统失电或故障时。 手动脱扣器

（1） 机组人员根据需要，可手按手动脱扣器.泄去保安油并通过隔膜阀泄去EH油。关闭主汽门、调速汽门、各抽汽逆止门和高排逆止门停机。

（2）手动操作盘上两个“紧急停机”按钮，使AST电磁阀动作停机。

保护：当汽轮机转速升至3090r/min时，OPC电磁阀动作，关闭调速汽门，待转速降至3060r/min以下时，OPC电磁阀恢复，汽机恢复3000r/min。

（1） 各级抽汽逆止门 （2） 旁路系统温度保护 （3） 低油压联锁保护 （4） 给水泵联锁保护 （5） 循环水联锁保护 （6） 盘车联锁保护 （7） 疏水系统联锁 （8） 凝汽器真空破坏门联锁保护 （9） 高压加热器联锁保护 10.3 锅炉专业

（1） 旋风分离器的出口烟温≥1050℃（四取三） （2） 汽包水位≥255mm(三取二) （3） 汽包水位≤－255mm(三取二) （4） 炉膛压力≥3.5KPa（三取二） （5） 布风板流量≤95000Nm3/S （6） 二次风机全停 （7） 一次风机全停 （8） 引风机全停 （9） 失去再热器保护 （10） 失去过热器保护 （11） 手动MFT （12） 停机

10.3.2 发生MFT后的动作结果

（1） 停床下燃烧器，跳停床下安全关断阀。 （2） 停床上燃烧器，跳停床上安全关断阀。 （3） 停给煤机旋转给料阀及给煤机。 （4） 停石灰石旋转给料阀及石灰石给料机。 （5） 减温水改至手动，闭锁阀不关。 （6） 置总风量到最小（默认50％）。

（7） 二次风上、下环行风箱调节挡板转手动。 （8） 停吹灰器。

（9） 跳机（只限于汽包水位保护动作时MFT）。

（1）下列任一条件都将导致床下燃烧器OFT a、 MFT

b、 床下主安全关断阀关

c、 床下启动燃烧器主油压力＜0.55 Mpa d、 水冷室压力＞22kPa。（压力信号三取二） （2）下列任一条件都将导致床上启动燃烧器OFT a、 MFT

b、 床上主安全关断阀关

c、 床上启动燃烧器主油压力＜0.55 MPa 发生OFT后的动作结果 （1） 关安全关断阀 （2） 关雾化介质阀

（3） 退出油枪。（床上启动燃烧器）

（1） 机炉联锁：发电机跳闸<<—>>汽轮机跳闸—>>锅炉MFT 锅炉汽包水位高高、低低—>>汽轮机跳闸 （2） 锅炉联锁

a、 两台引风机运行其中一台跳停，其它风机不联锁跳闸，该引风机出口挡板将自动关闭。

b、 两台引风机跳停或单台引风机运行跳停，联锁跳闸两台一次风机和两台二次风机，引风机出口挡板自动打开。

c、 两台一次风机跳闸，其出入口门全关，联跳两台二次风机。 d、 高压流化风机全停运时，联锁跳闸两台一次风机和两台风机。运行中任意一台高压流化风机出现故障时，备用高压流化风机将自动启动；同时，故障高压流化风机出口挡板自动关闭。

e、 任意一台引风机、一次风机或二次风机跳停， 锅炉负荷RB动作，减至60%B-MCR运行。

（1）引风机 （2） 高压流化风机 （3） 二次风机 （4） 冷渣器冷却风机 （5） 一次风机 （6） 给煤机 （7） 石灰石输送风机 （8） 石灰石给料机 （9） 暖风器疏水泵 （10） 对空排汽电动门 （11） 事故放水门 （12） 床下启动燃烧器 （13） 床上启动燃烧器

第十一章 乙站机组事故处理原则

11.1 事故处理一般原则

11.2 电气系统事故处理原则

（1） 低周波保乙站厂用电措施：当系统周波下降至47.5HZ时，甲站110KV母线与系统解列，若乙站有一台机组运行在110KV系统时，应及时调整该机组运行稳定。当系统周波恢复至49HZ时，电压恢复至额定电压的90%以上，按调度指令将解列线路送电与系统并列。

（2） 当110KV母线与系统解列后，该独立系统频率高于系统频率且较为稳定时，应及时将运行在220KV侧发电机的厂用电倒至#01启备变带，倒换时应先拉后合。

（3） 乙站停电保乙站厂用电措施

a、 若甲站无故障，则根据调度指令用博电Ⅰ线或博电Ⅱ线充乙站110KV母线良好。

b、 用#01启备变带6KVⅣA、ⅣB、ⅤA、ⅤB段厂用母线。 c、 若甲站故障，则应先恢复甲站110KV母线。

d、 若甲站110KV母线短时不能恢复时，联系调度拆除乙站备用发电机出口软联接，用备用主变倒充乙站110KV系统。

（3） 预防全厂停电措施

a、 优先采用正常的运行方式，因故改为非正常方式时，要制定安全措施，并在工作结束后尽快恢复正常运行方式。

b、 加强蓄电池和直流系统的检查维护，确保UPS电源及主机直流润滑油泵的供电可靠。

c、 开关的失灵保护必须正常投入运行，严防开关拒动、误动扩大事故。

d、 母差保护退出时，尽量减少母线倒闸操作。

（1） 莱博线故障，重合成功，根据调度指令，重新冲动汽轮机，将发电机并入系统。

（2） 莱博线故障，重合不成功，则请示调度将#5机并至110KV系统。

（3） 山博线故障，重合成功，根据调度指令，重新冲动汽轮机，将发电机并入系统。

（4） 山博线故障，重合不成功，则请示调度将#4机并至110KV系

统。

（5） 线路故障，重合闸未动作，应根据调度指令进行强送。

（1） 首先判明故障，确认故障母线无电压时，应检查故障母线上所有开关应全部断开，否则应拉掉，但应特别注意厂用电方式。

（2） 母差保护动作，并有故障象征使母线电压消失，在未查明原因前，一般不应试送。若母线因后备保护动作使主变110KV侧开关及母联开关掉闸，母线电压消失时多为越级掉闸，故障切除后即可试送母线。

（3） 查明故障点后，将故障母线设备全部调至工作或备用母线运行，将故障母线停电。母线无明显故障时，可用发电机由零升压或用博电Ⅰ线或博电Ⅱ线充电，试送成功后，将发电机并入系统，恢复原方式。

—变压器组内部故障，差动或瓦斯保护动作，在未查明原因及消除故障前，不准送电，如后备保护动作，应迅速查明原因，消除故障，将机—变重新并列，若厂用电不能及时恢复无法维持运行时，停止机、炉运行。

（1） 严格按定期试验制度，对发电机进行定期检查、试验。 （2） 控制运行发电机各部温度、温升在合格范围内。

（3） 发电机出口开关失灵保护应正常投入运行，防止非全相运行。当出现非全相运行时，检查失灵保护是否正常动作，否则应再手拉该出口开关，不成功则用上一级开关将发电机解列。

（4） 当发电机转子绕组发生的一点接地为稳定性的金属接地时，应立即停机处理。

（5） 励磁调节器的自动通道发生故障时应及时修复，并投入运行，严禁发电机在手动励磁调节下长期运行。

（6） 正确使用自动准同期装置，防止发电机非同期并网。

（1） 加强开关设备的检查，注意六氟化硫开关的气体压力应在合格范围内。

（2） 注意六氟化硫开关气体压力的变化，当下降较快时，应及时汇报，联系消除。

（3） 220KV开关平时应注意油泵启动次数或打压时间，若出现频繁启动或打压时间超长，则应联系检修人员进行消除。 11.3 机炉事故处理原则

运行中遇到下列情况,必须紧急破坏真空停机

（1） 汽轮机转速超过3330r/min，危急保安器不动作。

（3） 清晰地听到汽轮机内部发出金属撞击和摩擦声。 （4） 发生水冲击。

（5） 轴封、挡油环处冒火花。

（6） 机组任一轴承断油、冒烟，轴承回油温度急骤上升超过75℃。 （7） 油系统着火，不能很快将火扑灭，严重威胁机组安全。 （8） 油箱油位突然降低到最低油位以下－260mm补油无效。 （9） 轴向位移突然增大超过+1.0mm或-1.2mm或推力瓦金属温度急剧上升到95℃。

（10） 轴承润滑油压下降到0.059Mpa无法提升。

（11） 发电机冒烟、着火。

（12） 高压胀差超过+6～-3.3mm，或低压胀差超过+7～-4mm。 运行中遇有下列情况可不破坏真空停机

（1） 主蒸汽温度升高到545℃运行30min不能恢复或超过545℃及主蒸汽温度降低到432℃时。

（2） 汽轮机无蒸汽运行超过1分钟。

（3） 主蒸汽压力升高到14.2Mpa，连续运行30min不能恢复或超过14.2MPa 。

（4） 凝汽器真空下降低于-74kpa。 （5） 主要汽水管道破裂，不能维持运行。

（6） 机组运行或启停、工况变化过程中，主汽温或再热汽温急剧下降50℃时；或主汽温度或再热汽温度10分钟内升高或下降50℃。

（7） 抗燃油位低于270mm，无法恢复时。 （8） 抗燃油压低于9.8Mpa，无法恢复时。 （9） 抗燃油温低于20℃，无法恢复时。

（10） 调速、保安系统发生故障，无法维持运行。 （11） DCS全部操作员站故障(所有上位机黑屏或死机)。 （12） 汽轮机转速表失灵，在无任何监视手段时。

（13） 机组的运行已经危急人身安全，必须停机才可能避免发生人身事故时。

（1） 机组汽水品质恶化，经处理无效时。

（2） 蒸汽温度超过允许值，经采取措施无效时。

（3） 机组运行中，汽轮机高、中压汽门前蒸汽温度非正常下降至450℃时。

（4） 汽轮机调节保安系统故障无法维持机组正常运行时。 （5） 高、中压主汽门或调速汽门门杆卡涩，无法活动时。 （6） 润滑油、抗燃油系统漏油，无法维持正常运行时。 （7） 机组主要设备、汽水管道的支吊架发生变形或断裂时。 （8） 机组汽、水管道发生泄漏，但可短时维持运行时。 （9） 发生其它故障威胁机组运行时。 故障停机操作顺序

（1） 手动危急遮断器或按“紧急停机”按钮，高、中压自动主气门、调节汽门，抽汽逆止门、高排逆止门及供热管道逆止门关闭，联动保护动作正常，确认发电机已解列，汽机转速下降。

（2） 启动润滑油泵，检查各轴承油压正常。

（3） 破坏真空停机时，停用主抽气器，开启真空破坏门。 （4） 保持轴封供汽正常，严禁向凝汽器内排热汽、热水。 （5） 开启凝结水再循环门，保持凝结水正常运行。

（6） 完成规程规定的其他项目停机操作,并注意汽轮机内部声音、振动、相对膨胀、轴相位移等参数，并记录惰走时间。

（1） 严重缺水,虽经补水仍见不到汽包水位。

（2） 严重满水,汽包水位上升到最高可见水位以上,虽经放水仍见不到

水位。

（3） 受热面爆管,无法维持汽包正常水位。 （4） 锅炉床面严重结焦。

（5） 所有水位计损坏，无法监视汽包水位。 （6） 回料阀堵塞。

（7） 系统甩负荷超过汽压极限值,安全门拒动对空排汽阀不足以泄压。 （8） MFT应动而拒动。

（9） DCS全部操作员站故障(所有微机黑屏或死机)且无可靠的后备操作监视手段。

（10） 热工仪表电源中断无法监视调整主要运行参数。 （11） 锅炉机组范围内发生火灾,直接威胁锅炉的安全运行。

（1） 水冷壁、过热器、省煤器等汽水管路发生泄漏尚能维持水位时。 （2） 汽温超过过热器或再热器管路极限温度，调整无效时。 （3） 锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重超标，调整无效时。 （4） 炉内结焦，调整无效时。

（5） 锅炉床温超过规定值，调整无效时。 （6） 流化质量不良，调整无效时。

（7） 冷渣器发生故障，调整无效，锅炉不能正常运行时。 （8） 回料立管及斜腿有烧红或冒灰漏烟现象时。

（9） 炉安全阀动作后不回座，压力下降到汽机不允许压力时。 （10） 锥形阀故障或炉膛排渣口堵塞，处理无效时。

（1） MFT动作或同时按下两个“手动MFT”按钮，停止所有入炉燃料。

（2） 视蒸汽压力情况开启过热器、再热器对空排汽门，如发生水位事故且安全阀已动作，禁止再开启对空排汽门。

（3） 专人监视水位，保持水位稳定，关闭所有减温水。

（4） 故障消除后，若床温〉760℃则直接投煤启动，否则应调整风量进行吹扫。若短时间内锅炉仍不具备启动条件时，停止各设备，按正常停炉操作。

（5） 若炉管爆破停炉时，应保留一台引风机运行。 （6） 炉内受热面泄漏应尽快排出炉渣。

（7） 锅炉停止进煤20分钟后，氧量达9%以上，床温下降150℃以后停止一、二次风机及引风机。

（1） 汽轮机水冲击事故处理原则

a、 当发生水冲击时，应立即破坏真空紧急停机。

b、 开启有关疏水门。对汽轮机进行检查，记录惰走时间。 c、 如果惰走时间正常，各部无异常，经生产厂长总工批准，方可重新启动。

d、 若惰走时间明显缩短或汽轮机内部有异音，推力瓦温度升高，轴向位移超过+1.0～-1.2mm，不经检查，不准对机组重新启动。

（2） 防止汽轮机水冲击事故的措施

a、 锅炉水位保护应正常投入运行。锅炉负荷调整应缓慢平稳。 b、 加热器、除氧器水位调整应平稳，水位报警及保护应可靠。 c、 停机后应认真监视凝汽器、高加、除氧器水位，防止汽轮机进水。

d、 启动或低负荷时，不得投入再热汽减温喷水。在锅炉灭火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。

e、 在停机时，若出现上下缸温差大，应迅速查明原因，切断进水点。不宜开汽缸疏水，以防疏水系统的水及冷气返回汽缸。

f、 汽轮机在热状态下，若主、再热蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行水压试验。

（1） 冲转前应连续盘车，至少不得少于2—4小时，热态启动不少于4小时。若盘车中断应重新计时。

（2） 机组启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，进行全面检查、认真分析、查明原因。连续盘车不少于4小时才能再次启动，严禁盲目启动。

（3） 停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因，及时消除。

（4） 机组冷、热启动，应注意轴封供汽的投入方式。轴封汽源温度应与金属温度相匹配。

（5） 停机后严防汽轮机进水。

（1） 交、直流润滑油泵应定期进行试验，保证处于良好备用状态。 （2） 油系统进行切换操作时，应严密监视润滑油压的变化，严防断油。 （3） 机组启动、停机、运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。

（4） 在运行中发生了可能引起轴瓦损坏（如水冲击、瞬时断油）的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新启动。

（1） 按规定进行机组调节系统静态试验，危急保安器的打闸试验，充油试验和超速试验，均应合格。

（2） 高中压自动主汽门、调节汽门、高排逆止门和各段抽汽逆止门定期试验、活动。

（3） 正常停机时，打闸前应解除机跳电联锁，在打闸后，应先检查有功负荷一定要到零，才能解列发电机。严禁带负荷解列。

（4） 在任何情况下绝不可强行挂闸。

（1） 缺水事故处理原则

a、 首先将所有水位计指示情况相互对照，判断缺水事故的真假和缺水程度，迅速查明原因并作相应处理。

b、 当水位低于-100mm时，经加大给水量水位仍然下降，降低锅炉负荷，适当降压运行，尽快使水位恢复正常。

c、 当水位低至-255mm时，锅炉MFT动作，紧急停炉。 d、 如果安全阀动作，禁止再开启对空排汽泄压，以减少工质损失。

e、 若锅炉缺水且无法上水时，严禁开启省煤器再循环门。 f、 若因承压部件损坏，则按相应故障处理。

g、 查明原因，消除故障后，允许恢复上水时必须缓慢进水，控制汽包上、下壁温差≯40℃。水位正常后，可重新启动。

（2） 满水事故处理原则

a、 首先将所有水位计指示情况相互对照，判断满水事故的真假和满水程度，迅速查明原因并作相应处理。

b、 汽包水位继续上升至 +100mm 时，开启事故放水门进行放水，待水位恢复正常后关闭事故放水门。

c、 主汽温度如下降，应立即关闭减温水门，联系开汽机疏水门。 d、 汽包水位仍继续上升至+255mm时，锅炉MFT动作，紧急停炉

e、 查明原因，消除故障后，待水位恢复正常且具备其它点火条件后，锅炉可重新启动。

（3） 预防缺满水事故的措施

a、 水位计应以差压式水位计为基准。

b、 当各水位计偏差大于30mm时，应立即查明原因予以消除，当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。

c、 当一套水位测量装置因故障退出运行时，一般应在8小时内恢复。若不能完成，经副总工批准，允许延长工期，但最多不能超过24小时。

d、 锅炉水位保护采用独立测量的三取二的逻辑判断方式，当有一点退出运行时，限期（不宜超过8小时）恢复，当有两点退出运行时，经副总

工批准，限8小时内完成，逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。

e、 锅炉汽包水位保护在锅炉前启动和停炉前应进行实际传动校验，严禁用信号短接的方法进行模拟传动替代。

f、 锅炉汽包水位保护不完整，锅炉严禁启动。 g、 在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。

h、 高加保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保证其动作可靠。当须退出时，应经总工批准，并限期恢复。

（1） 锅炉管爆破处理原则 a、 加强对泄漏处的检查和监视。

b、 若泄漏不严重，尚能维持正常水位，可适当降低主汽压力及机组负荷，请示停炉时间；燃烧不稳时，应及时投油助燃，密切注意水位、汽温、床温及底灰排出情况。

c、 泄漏严重，无法维持正常水位时，应紧急停炉，按紧急停机处理。 d、 炉管爆破，应及早停运，防止扩大冲刷损坏其他管段。 e、 省煤器泄露时，停炉后，尽量维持汽包水位，否则应停止上水，并且禁止开启省煤器再循环门。

f、 停炉后，电除尘应立即停止运行。 g、 停炉后，保留一台引风机运行。

h、 炉内炉管爆破时，停炉后尽快排除炉内床料，竖井烟道炉管爆破时，停炉后联系将竖井烟道下部灰斗的灰放掉。

（2） 防止炉管爆破措施

a、 严防锅炉缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足（指能正确指示水位的水位表数量）、安全阀解列的状况下运行。

b、 严格按规程规定进行锅炉超压水压试验和安全阀整定，并应制定专项安全技术措施，防止升压速度过快或压力、汽温失控造成超压超温现象。

c、 品质不合格的给水严禁进入锅炉，蒸汽品质不合格严禁并汽。 d、 加强对炉外管道的巡视，对管系振动，水击等现象应分析原因，及时采取措施，当炉外管道有漏汽、漏水现象时，必须立即查明原因，采取措施，若不能与系统隔离进行处理时，应立即停炉。

e、 过热器、再热器、省煤器管发生爆漏时，应及早停运，防止扩大冲刷损坏其他管段。

（1） 当全部操作员站出现故障时（所有上机位“黑屏”或“死机”），应立即停机、停炉。

（2） 当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务（此时应停止重大操作），同时迅速排除故障，若故障无法排除时，则应根据当时运行情况酌情处理。

（3） 辅机控制器或相应电源故障时，可切至手动方式并联系热工处理，有备用辅机，则应倒至备用辅机运行。

（4） 涉及到机炉保护的控制器或电源故障时，联系热工消除，不能恢复时，则应紧急停机、停炉。

（1） 在进行机、电、炉联锁与联动试验时，必须将全部逻辑纳入到相

关系统的试验中。

（2） 汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压保护、低真空等保护（装置）每季度及每次检修后启动前应进行静态试验，均应合格。

（3） 若发生热工保护装置故障，必须经副总工批准后迅速处理。锅炉炉膛压力、汽包水位和汽机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出。其他保护装置被迫退出运行时，必须在24小时内恢复，否则应立即停机、停炉。

（1） 若属煤仓搭桥，应检查疏松机是否正常启动，并适当使用空气炮，尽快恢复给煤正常；如煤仓煤位低，联系输煤人员上煤。同时尽快加大运行给煤线给煤量。高负荷时，单侧煤量不能满足需要，可根据情况降低负荷，减少一次风量，维持床温。

（2） 若属给煤机跳闸，立即试投一次，成功则快速恢复原工况。如启动不成功，应立即加大另一条给煤线的给煤量。若参数变化过大，燃烧不稳定，应及时降低负荷，防止床温大幅下降。床温低于760℃视床温下降速度请示领导同意投油助燃，注意调整风量、汽温和水位。尽快查明原因，清除故障，恢复正常运行。

（3） 故障消除后，恢复过程中应注意控制入炉煤量，及时调整一、二次风，防止炉内燃烧工况大幅度变化，引起床温、汽温汽压等参数大幅波动。

（1） 减少一次风量，维持床温，根据汽压降低情况降低负荷，尽快恢复给煤，床温低于760℃视床温下降速度及时请示生产厂长同意投入油枪。

（2） 及时调整减温水，防止汽温变化过大。

（3） 若电气故障，要求电气恢复供电，待恢复供电后，恢复锅炉运行，主联锁动作，则按紧急停炉处理。

（4） 若原因不明，短时不具备恢复的条件时，按正常停炉处理，在处理过程中应特别加强床温的控制和监视。

（5） 故障消除后，恢复过程中应注意控制入炉煤量，及时调整一、二次风，防止炉内燃烧工况大幅度变化，引起床温、汽温汽压等参数大幅波动。

（6） 事故处理告一段落后，将故障情况汇报省调。

附录Ⅰ 设备管辖范围

1 省调管辖设备

#1、2、3、4、5锅炉、汽轮机、发电机，#1、2、3主变，220KV母线。

2 省调管辖委托地调代管设备

#4、5主变。 3 地调管辖省调许可设备

110KV山博Ⅰ、Ⅱ线、博电Ⅰ、Ⅱ线。 4 地调管辖设备

甲、乙站110KV母线、博荆线、博碳线、博神线、龙博Ⅰ、Ⅱ线、母联及旁路650开关，6MW汽轮机、发电机、锅炉、汇源线。

注：发电机、变压器、母线、线路包括所属开关、刀闸、保护及自动装置直接联结设备。 5 值长管辖设备

5.1 值长管辖设备范围

5.2 值长管辖的设备，未经值长同意，不得改变原运行状态，如对人身和设备安全有威胁者可改变后向值长汇报。

附录Ⅱ 甲站设备调度原则

1 机组启动各时间控制

炉上水至点火水位：冬季2小时，夏季1.5小时。 点火至冲转：冷态及两班制均1.5小时。

冲转至定速：冷态25-30分钟，两班制3-15分钟。 定速至并列：冷态5-10分钟，两班制3-5分钟。

并列至带满负荷：缸温100℃以下3小时45分钟，100-150℃3小时15分钟，150-350℃2小时40分钟。

启动总时间：缸温100℃以下冬季7小时55分钟，夏季7小时25分钟。缸温100-150℃以下冬季7小时25分钟，夏季6小时55分钟。缸温150-350℃4小时30分钟- 2小时16分钟。

注：1、冷态启动比计算时间增加1小时。

2、#3机5MW负荷暖机1小时30分。 3、我厂单机最低负荷40MW。

2 机组滑停各时间控制

热备用滑停：初始负荷30-45MW，终了参数#1、2炉汽温400℃、汽压4.0Mpa、#3炉汽温400℃、汽压3.0Mpa。

#1、2机至解列总时间不少于1小时，#3机至解列总时间不少于1小时05分。

检修滑停：小修滑停终了参数300-320℃、1.5-2 Mpa。全部滑停时间2-3小时。

大修滑停终了参数210-230℃、1.0-1.5Mpa。全部滑停时间6-8小时。

3 电除尘

3.1 捞渣机冲灰水系统在锅炉点火前2小时投入运行。正常运行时45MW以下捞渣机每小时开停一次，若灰渣较多，可延长运行时间。

3.2 各灰斗、瓷瓶加热器在锅炉点火前8小时投入运行。 3.3 锅炉投第一只浆枪时，电场投入运行。 4 锅炉启动前准备工作

点火前30分钟，投预热器和暖风器。点火前15分钟，各点火油枪送气加热。启动一台吸、送风机通风15分钟。 5 发电机无功负荷控制

正常情况下，#1、2、3机无功负荷不高于有功负荷1/3。

若#0DB带6MW机厂用电，#1机无功负荷控制在20-25MVAR。 6 炉辅机

吸、送风机在点火前15分钟启动，预热器在点火前30分钟投入，吸风机在熄火后5分钟停下。 7 水处理设备

水处理设备发生故障在24小时内无法恢复时，值长应汇报厂领导采取相应措施。 8 给水泵

单机运行#2泵，两台机运行#1、3、4其中一台。 9 机力风机

根据循环水温度情况进行开停（真空不低于-90Kpa） 10 潜水泵

调整工业水母管压力保持0.15-0.2Mpa 11 动力绝缘

高压动力备用时间超过5天启动前应测量绝缘合格，潜水泵备用时间超

过7天启动前应测量绝缘合格。 12 供浆系统

供浆系统根据情况打循环或进行吹扫、冲洗。供浆泵每运行7天（根据具体情况而定）进行定期倒泵（二班），备用供浆泵系统打循环或自循环频率不低于40Hz，#1炉炉前浆温不低于70℃，#3炉炉前浆温不低于60℃。

浆罐运行方式：备用罐卸浆，浆位不高于13m，运行浆罐至最低浆位（以不出浆为止）方可到罐。

附录Ⅲ 乙站机组开停机操作控制原则

1 汽轮机启动状态的划分

冷态：汽缸下半金属温度≤150℃ 温态：150℃＜汽缸下半金属温度≤350℃ 热态：350℃＜汽缸下半金属温度≤450℃ 极热态：汽缸下半金属温度>450℃ 2 机组禁止启动条件

2.1 汽轮机在下列情况时禁止启动

mm（转子温度均匀状态允许的原始晃动值不大于0.05mm）。

℃，抗燃油温低20℃，油位在最低油位以下。

℃，外缸温差大于50℃。

2.2 锅炉禁止启动的条件

影响锅炉启动的系统和设备检修工作未结束，工作票未注销，或检修工作虽结束，但经有关人员验收不合格。

2.2.2 大修后的锅炉未进行水压试验或水压试验不合格。

2.2.3 锅炉汽温、汽压、床温、床压、水位、炉膛压力等重要仪表缺少或不正常。

2.2.4 锅炉对空排汽门、事故放水门、燃油速断阀及其主要执行机构经试验动作不正常。

2.2.5 炉膛安全监察系统、监测计算机不能投入正常运行时。 2.2.6 大修后的锅炉启动前应做的冷态空气动力场试验不合格。 2.2.7 辅机联锁保护试验不合格或不能投入运行。 2.2.8 旁路系统有缺陷不能投入运行。 3 冷态开机操作过程控制

3.1 启动前公用系统检查

a，工业水母管压力保持0.4～0.5Mpa，工业水池、消防水池水位正常。

3.2 炉侧操作控制

高压流化风机、二次风机、一次风机。调整风量和炉膛压力正常。 ℃/h，床下燃烧器出口温度不大于900℃。点火正常后，通知输煤班开始上煤。

℃以上（根据实际情况），开始双侧各6t/h脉动给煤5分钟，停止10分钟，注意氧量及床温变化。床温升至550℃开始按双侧各5t/h连续投煤，床温持续上升时逐步增大给煤量，同时减少燃油量。开始投煤后通知输煤班值班人员。

逐渐增加给煤量，当床温达到700℃以上且持续升高时，可逐步切除油燃烧器，床温达到760℃以上全部切除。先停床下启动燃烧器，后停床上启动燃烧器。

根据床压上升情况，启动冷渣器冷却风机投入冷渣器运行，维持床压在7KPa左右。

3.2.11 启动过程中保证汽包上、下壁温差不超过40℃，汽包金属壁温变化率小于56℃/h，主汽压力上升速率0.03～0.05MPa/min，最大不超过0.15MPa/min，主蒸汽温升速率1～1.5℃/min，再热蒸汽温升速率2～2.5℃/min。

0.2MPa～0.3MPa时，关闭锅炉本体所有空气门和各过热器疏水门，联系投入旁路系统，冲洗、校对水位计。 汽包压力达到0.5MPa时，进行定排一次，以加速水循环建立。汽包压力达到1.0MPa时，关闭各再热器疏

水门，根据化学要求进行连续排污。

1.5～2.0Mpa，主汽温度达到280～300℃，再热蒸汽温度与主汽温度偏差不超过50℃时，保持汽温、汽压稳定，达到汽机冲转参数。通知各岗位进行机组冲转操作。

在锅炉负荷升至30％（B-MCR）时，将给水管旁路给水切换为主给水管给水。逐步将负荷带至额定值。

3.3 机侧操作控制 的操作

（1） 确认按“汽轮机检修后试验”的各项要求，进行各项静态试验工作均已合格。

（2） 启动一台循环水泵，向冷却系统供水。开启凝结器补水门，向凝汽器内补水到水位计的1/2～3/4处。

（3） 投入发电机冷风器冷却水系统。

（4） 启动排烟装置。启动交流润滑油泵，使润滑油系统开始循环油循环进行10min后，可启动顶轴油泵，然后投入盘车装置，检查盘车电流、轴承油流正常，测量大轴晃动度，倾听机组内部声音。

（5） 凝结器水位正常后，凝结水再循环门在开启位置，启动一台凝结水泵。

（6） 联系化学人员化验凝结水质，水质合格后改至除氧器。 （7） 根据锅炉要求启动给水泵（或补给水泵），向锅炉上水。注意保持除氧器水位正常。

（8） 开启排汽缸喷水调节门前后手动门，排汽缸喷水投自动。

（9） 开启一、二级旁路门前、后疏水门，注意凝结水硬度应符合化学要求。

（10） 关闭真空破坏门，启动抽气器抽真空。

（11） 用辅助汽源向轴封供汽（冷态启动时冲转前30分钟轴封送汽，禁止汽轮机转子在静止状态下向轴封送汽）。

（12） 启动EH油系统，调整油温在37-57℃之间。 （13） 开启启动油泵，检查电流、油压正常。

（1） 主汽压力升至0.2～0.3Mpa时，投旁路。

（2） 当主蒸汽压力达0.98MPa，温度达250℃时，可切换为新蒸汽向轴封供汽，注意疏水应充分。

（1） 主蒸汽压力1.5-2.0 MPa，主蒸汽温度280-300℃，主蒸汽与再热蒸汽温差不大于50℃，并有50℃以上的过热度。

（2） 油温在40℃～45℃之间，润滑油压在0.098±0.0196 MPa间，保安油压为1.96±0.1 MPa间，抗燃油温在37℃～57℃之间，抗燃油压为14±0.2 MPa，各轴承油流正常。

（3） 检查凝汽器真空在－77kPa以上。

（4） 盘车运行正常，汽缸内和轴封处无异音。连续盘车不少于2小时，若盘车中断应重新计时。

（5） 大轴晃动值不超过0.07mm。 （6） 投入主机保护装置。

（1） 挂闸后在CRT上选择“单阀”控制，点击“摩擦检查”高中压调门应缓慢开启，冲动汽轮机转子。

（2） 当汽轮机转速大于3.6r/min时，检查盘车装置应掉闸，否则应手动停止。

（3） 当转速达到250r/min时，高中压调门关闭，在机组惰走过程中，倾听汽轮机和发电机内部声音正常。

（4） 当转速到100r/min时，调门缓慢开启，“摩擦检查”结束。 （5） 投入汽缸夹层加热系统。

（6） 选择升速控制方式：a、 手动升速控制方式 b、 自动升速控制 （7） 在一阶临界转速以下，轴承振动超过0.03mm。过临界时轴承振动超过0.10mm时，或相对轴振超过0.26 mm，出现上述任一情况时，应立即打闸停机。排汽缸温度达80℃时，低压缸喷水减温装置应自投否则应手动投入。

（1） 转速达2950r/min以上时，润滑油压大于0.1MPa，延时3 min自动切除交流润滑油泵，否则应手动停止。

（2） 当转速到2950 r/min时，保安油压大于2MPa，自动切除启动油泵，否则手动停止。

（3） 调整发电机冷风器冷却水出入口门，保持发电机出入口风温正常，整个升速过程中及时调整冷油器出入口水门，维持润滑油温在40～45℃之间。

（4） 根据保安系统试验要求进行各项试验。

（5） 全面检查，正常后可以并列，点击“自动准同期”确认，DEH发出允许并列信号。

（6） 由电气并入电网后，自动接带5MW左右的初始负荷，然后锅炉按滑参数冷态启动曲线升温升压负荷随之增加。

（7） 汇报调度，机组已与系统并列成功。 （8） 冷态启动暖机时间表 负荷 时间 0MW～10MW 20min 10MW暖机 40min 10MW～40MW 80min 40MW暖机 60min 40MW～145MW 144min （9） 汽轮机负荷控制功能：DDEH的负荷控制方式有三种：负荷控制、主汽压控制、阀位控制。正常DEH默认为阀位控制。根据实际情况选择控制方式。

（10） 升速和加负荷过程中应控制下列上限值：

a、 主蒸汽温升率2.5℃/min，再热蒸汽温升率3.5℃/min。 b、 主蒸汽管、再热蒸汽管壁温升率5℃/min。 c、 高、中压主汽门、调速汽门阀壁温升率5℃/min。 d、 汽缸及法兰金属温升率2.5℃/min。

e、 内缸外壁与外缸内壁温差30～40℃，高压内缸上、下壁温差35℃。

f、 法兰左、右温差15℃，法兰上、下温差20℃。 g、 汽缸及法兰内、外壁温差80℃。

h、 汽缸与法兰温差80℃。 i、 外缸法兰中壁与螺栓温差50℃。

j、 高压差胀不得超过+5.5～-3mm，低压差胀不得超过+6.5～-3.5mm。

（1） 投入紧急停炉联动跳闸汽轮机，汽轮机联动跳闸发电机保护，投入“抽汽逆止门”保护。

（2） 开启高、中压自动主汽门及调节汽门门杆漏汽至除氧器汽门。 （3） 增负荷过程中的操作，具体如下：

a、 三抽母管压力0.2 Mpa时，除氧器汽源切至三段抽汽供汽。 b、 增负荷过程中排汽温度低于50℃时，排汽缸喷水减温装置自停。 c、 高、中压外缸内壁温度达400℃以上时停用汽缸夹层加热，关闭新蒸汽至汽缸夹层加热系统连管电动门，汽缸加热系统中去汽缸夹层上壁与去汽缸夹层下壁两个截止阀开启，防止汽缸夹层加热系统连管内压力过高。

d、 负荷大于15%额定负荷以上时，关闭本体疏水门。 e、 视低加水位情况启动低压加热器疏水泵。

f、 #2高加汽侧压力比除氧器压力高0.2MPa时，高压加热器疏水水质合格后，切至除氧器。

g、 除氧器压力高至0.5Mpa以上时，轴封汽源切至除氧器供给。 （4）机组恢复参数以后，根据情况选择控制方式，（机跟随、炉跟随、协调控制）及一次调频限制和主汽压保护。

3.4 电气侧开机操作

厂用变、励磁变绝缘合格。

3.4.2 在汽机冲动前，完成有关试验操作，做好机组并列准备。 3.4.3 汽机冲转结束并列后，完成并列后的操作。 4 热态开机操作过程控制

4.1 热态启动辅机操作与冷态启动相同 4.2 热态启动冲转前必须具备下列条件：

4.2.1 主蒸汽温度及再热蒸汽温度分别比高、中压内缸温度高50～100℃。

4.2.2 新蒸汽的过热度在50℃以上。 4.2.3 大轴晃动值不大于0.07mm。 1.96±0.1Mpa。

高、中压外缸上、下壁温差不大于50℃，内缸上、下壁温差不大于35℃。

高压差胀不得超过+5.5～-3mm，低压差胀不得超过+6.5～-3.5mm。

Pa左右。 h。

4.3 汽机热态启动要点

先向汽封送汽，后抽真空，投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常。 凝汽器真空抽至－60kPa，锅炉点火，根据锅炉要求投旁路系统。 热态启动冲转条件达到后，开启本体疏水门，充分暖管，DEH系统开启自动主汽门和调速汽门冲动转子。

DEH系统控制升速到500r/min，升速率为300 r/min，低速暖机

5min，进行检查和听音，确认正常后，再升速到3000r/min。

定速后，并列带负荷，尽快加负荷至与缸温相匹配的初始负荷，以后的加负荷过程仍按冷态启动的相应程序进行。

高、中压主汽门，调速汽门等部件，停机后冷却较快，在热态启动初期应注意这些部件的温升速度，防止加热过快。

升速时，特别注意机组振动情况，如有明显增大时立即打闸停机，查明原因后再决定是否再次启动。 5 滑参数停机

5.1 停机前准备工作

5.1.1 试验交、直流润滑油泵，顶轴油泵及盘车电机正常。 5.1.2 辅助汽源正常。 5.1.3 切除供热系统。 5.2 停机操作 阀切换。

锅炉按滑参数停机曲线降温降压，减负荷。

随着蒸汽参数的降低，逐渐全开调速汽门，先将机组负荷降到100MW，蒸汽温度降到500℃，稳定运行15min。

测量机组的振动在正常范围内。

待高、中压缸金属温度均下降后，仍按滑参数停机曲线降温、降压，负荷随着下降。

减荷至60MW时，高压汽封至#7低加溢流阀关闭。高压汽封切换为主蒸汽供汽，应注意暖管疏水。

#2高加汽侧压力与除氧器压力压差小于0.2Mpa时，将高压加热器疏

水切换至低压加热器

除氧器压力低于0.5 MPa时，将除氧器供汽及中低压汽封用汽切换为辅助汽源。

负荷小于12MW时，开启本体疏水门。

三抽母管压力低于0.15MPa时，除氧器切至辅助母管供汽。 当凝结水流量小于120t/h，开启凝结水再循环门。

根据排汽室温度投入排汽缸喷水，使排汽室温度不超过60℃。 据锅炉要求，投入旁路系统。 5.3 打闸停机后的操作及注意事项 5.3.1 启动交流润滑油泵。

5.3.2 打闸后，确认遮断指示器在“遮断”位置，高、中压自动主汽门及调速汽门，抽汽及高排逆止门、供热管道逆止门关闭，确认机组负荷到零，发电机解列，转速应下降。

5.3.3 锅炉无汽、水排入凝汽器时，停用抽气器，保持真空到零与转速到零同步，凝汽器真空到“零”，停送轴封供汽。

5.3.4 给水泵根据锅炉要求停用后，维持凝结水系统循环，调节凝汽器、除氧器水位，并关闭除氧器进汽门。

5.3.5 根据油温情况，调节或停用冷油器。 5.3.6 发电机冷风温度降至30℃停用冷风器。

5.3.7 当转速降到1000r/min以下时，启动顶轴油泵，各轴承顶轴油压正常。

5.3.8 转子静止时应记录并比较转子惰走时间。

5.3.9 惰走时倾听汽轮机缸内声音，检查汽轮机金属温度，应无突降现象，防止汽轮机进冷汽、冷水。

5.4 转子静止后的操作

5.4.1 转子静止后，必须立即启动盘车装置，保留顶轴油泵运行。 5.4.2 盘车的规定：

（1） 停机后立即投入连续盘车。连续盘车至高压内缸下半内壁温度降至250℃以下，再每30分钟盘转180°（或连续盘车）直到缸温150℃以下，方可停止盘车。

（2） 当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。严禁用吊车强行盘车。

（3） 停机后因盘车电机故障暂时停止盘车时，应采取手动盘车180°，每30min盘车一次，待盘车正常后及时投入连续盘车。如盘车机械故障无法投入时，应联系检修处理，盘车修复后应先直轴，直轴时间是盘车停运时间的一半。

5.4.3 排汽缸温度上升至最高点又降至50℃以下时，停用循环水泵、凝结水泵，排汽缸喷水阀门必须关闭严密。

5.4.4 停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。

5.4.5 记录机组启停全过程中的主要参数和状态。停机后记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数。

5.5 停机注意事项

5.5.1 主蒸汽温度下降速度不大于1.5℃/min。

5.5.2 再热蒸汽温度下降速度不大于2.5℃/min。 5.5.3 主蒸汽压力下降速度不大于0.098MPa/min。

5.5.4 高、中压内外缸壁温度与法兰温度差不大于40℃，其他各温差限额与启动时相同。

5.5.5 主蒸汽与再热蒸汽温差不大于40℃。

5.5.6 主蒸汽、再热蒸汽过热度保持在50℃以上，高排或再热冷段蒸汽不应出现饱和状态。

5.5.7 主蒸汽温度低于高压内缸下半内壁温度35℃时，应停止降温降压。

5.5.8 高、中、低压缸相对膨胀值接近允许值时，停止降温减降压和降负荷。

5.5.9 密切监视轴相位移、振动的变化，应使这些变化控制在允许范围内。

5.5.10 及时调节凝汽器水位、除氧器水位及压力、轴封供汽压力、冷油器出油温度、发电机出入口风温度，注意加热器水位正常。

5.5.11 减荷过程中应检查高、中压自动主汽门及调节汽门，无卡涩现象。当主蒸汽压力滑至1.471MPa，温度滑至260℃，将负荷减到5MW，解除汽轮机联跳发电机保护，打闸解列停机。

附录Ⅳ 机组运行考核办法

1 考核内容：

1.1 机组非计划停运 1.2 机组降出力运行 1.3 日调度计划曲线 1.4 机组调峰

1.5 机组自动发电控制（AGC） 1.6 机组紧急调用 1.7 调度纪律

2 凡发生下列情况之一者纳入机组非计划停运考核范围：

2.1 发电机被迫停运、非计划检修或停止备用者（非电厂原因除外）。 2.2 未按《山东电网调度规程》规定得到批准而停运的机组。 2.3 处于备用或检修的机组未按调度指令并网和接带负荷者。 2.4 机组非计划停运累计时间超过如下规定的：

125MW及以上，200MW以下机组（144小时/台年）

125MW以下机组（96小时/台年）

3 曲线的考核（日调度计划曲线的考核包括出力允许偏差、发电量允许偏差和调频要求三项考核）

3.1 机组出力允许偏差为计划出力的±2%，机组出力偏差允许范围的持续时间不大于5分钟。

3.2 25MW及以上机组日发电量允许偏差为日计划发电量的±0.5%。125MW以下容量机组日发电量允许偏差为日计划发电量的±1%。

3.3 网频率偏离责任频率范围后，机组出力调整的延迟时间不超过1分钟，调整速度不低于正常负荷调节速度。 4 核增电量情况

4.1 深度调峰：低于核定的最低稳燃负荷运行的深度调峰机组。核增的年度发电量计划＝（机组核定的最低稳燃负荷－机组实际运行出力）×机组深度调峰的时间×2。

4.2 开停调峰：机组由停机备用状态转为开机运行状态称为开停调峰。

125MW及以上，200MW以下机组 80万kWh 125MW以下机组 70万kWh

4.3 机组紧急调用：电网在失去大电源，需要调用冷备用机组时，称为机组紧急调用。核增的年度发电量计划＝机组容量×24小时×上年度山东电网平均发电负荷率。

4.4 发电厂每违反调度纪律一次，核减每台机组的年度发电量计划，核减的年度发电量计划＝机组容量×24小时。 5 凡发生下列情况之一者视为违反调度纪律一次

5.1 违反《山东电网调度规程》或拖延执行调度指令的。

5.2 不执行继电保护、安全自动装置、调度自动化和通讯的有关规程、规定的。

5.3 不如实汇报设备实际情况的。 5.4 擅自改变调度管辖设备状态的。

附录Ⅴ 我厂黑启动方案

1 全厂与系统解列后的事故处理

1.1 处理原则 “全黑”状态。 “全黑”状态。

1.2 全厂正常运行时（与系统解列前）

1.3 我厂独立电网情况下

Ⅰ、Ⅱ线（龙博Ⅰ、Ⅱ线）断开，我厂带直供线路负荷，在我厂独立电网情况下：

（1） 首先锅炉可能发生灭火，锅炉人员应迅速点火恢复锅炉的燃烧。与此同时，我厂发电机所带负荷将随锅炉灭火、主汽参数的下降逐步降低。

（2） 我厂频率下降时，值长可视发电机所带负荷多少和频率下降的情况下令依次断开博荆线开关、博碳线开关、博神线开关（即先切除我厂对外直供线路）。此时对负荷的控制，应以满足我厂自带厂用电的要求为原则。

（3） 发电机负荷、频率继续下降，值班人员应密切注意汽轮机的转速，值长视现场情况下令断开我厂内非生产用负荷和次要动力，尽可能地维持频率及电压的稳定。

（4） 发电机负荷、频率继续下降，不能维持本厂厂用电正常运行或汽温、汽压不能维持时，应停机，我厂进入“全黑”状态。

（1） 110KV母线上所联结开关应全掉闸，没掉的开关应手动打掉。 （2） 迅速调整#1机组负荷，尽可能的维持本机厂用电运行稳定，一切设备的启停均要得到值长的许可。

（3） 由于频率及电压的原因，不能维持厂用电正常运行或汽温、汽压不能维持时，应停机，我厂进入“全黑”状态。

（1） 应保证通讯畅通，要及时更换和维护好通讯用蓄电池。 （2） 由于直流油泵的启动可能导致蓄电池放电电压降低，此时，应全部投入补充蓄电池，并视现场情况切断事故照明等其他直流负荷。

（3） 汽轮机启动氢、空侧直流油泵，确保密封油系统良好，同时启动直流油泵，直至转子静止后停止。联系调度，尽一切办法使我厂得到厂用电源重新启动。

（1） 频率下降过程中，要与调度及有关方面及时做好联系。

（2） 电网事故，应尽我厂最大努力保证系统电压和电网的稳定，尽可能地避免我厂进入“全黑”状态。

（3） 系统解列后，我厂独立电网运行，应保证小电网频率、电压的稳定，一切设备的启停均要得到值长的许可。

（4） 直流系统负荷应尽可能的减少，直流事故油泵（13KW/68.6A）的运行时间也应视现场的情况尽可能地缩短，更要注意不要频繁启动。

（5） 做好一切事故可能进一步扩大的事故预想。 （6） 严格执行调度及有关领导的指令和指示。

（1） 关闭汽缸、导管等的疏水门。检查汽轮机电动（自动）主汽门、各抽汽逆止门应关闭。关闭锅炉来主蒸汽门。检查并关严氢气系统各补氢门、排污门。应手动盘车使转子最大晃动位置置于上部，汽轮机处于“闷缸”状态。

（2） 锅炉暂时保持热封闭状态，关闭疏水、排汽、连定排污、取样器各门，关闭各给水门、减温水门。

（3） 电气全面检查机组辅机设备的开关应处于备用完好状态，检查直流系统蓄电池的电压水平还应满足下次开关合闸的需要，发电机组主设备恢复到备用状态。

（4） 关停所有对外供热、非生产用汽的阀门；联系有关部门，切除本厂工业水系统对生活区、非生产用水的阀门，以恢复开机时满足生产设备用水为原则。

（5） 抢修事故损坏的设备、系统，尽快使其达到备用状态。 （6） 联系保卫部门，切实做好生产现场的安全保卫工作。 2 全厂“黑启动”方案

2.1 恢复通讯与直流系统

“全黑”状态后，由于电话使用频率的增加通讯电源（指蓄电池）的有效使用时间要比预计的时间要短。在我厂厂用电获得交流电源后，才能首先通过硅整流设备对生产调度交换机、自动程控交换机进行正常的供电。在通讯电源断绝期间，可试用移动电话、对讲机进行有关工作的联系。

“全黑”状态后，由于生产现场直流设备的启动（开关掉合闸、直流油泵启动等）而造成220V蓄电池储能降低，使用时间缩短，我厂恢复厂用电源后，应及时开启直流充电机对蓄电池充电，开启硅整流对直流负荷供电。

2.2 利用系统（外部）电源恢复我厂厂用电源

Ⅰ线（649）开关或山博Ⅱ线（651）开关反送电获得启动电源，并从110KV母线通过高压备用#0变压器倒送电至我厂3KV各段母线，从而恢复我厂厂用电源。

2.3 利用我厂6MW机组恢复厂用电源

Ⅰ段获得电源，从而恢复全厂通讯、直流系统电源，视现场情况开启一台潜水泵运行。同时进行35T锅炉的点火。

Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段空载母线上，并应视汽轮机转速（发电机频率）的情况，开起生产系统公用设备。

Ⅰ、Ⅱ线送至甲站110KV母线，然后通过#0高压备用变的分支开关送电到3KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ段，做好启动一台50MW机组的电源准备。

2.4 甲站首台50MW机组冷启动

“全黑”状态后，根据厂用电电源恢复时间的长短，进行 #1炉点火；或#2、3汽轮机启动辅机，按照开机规定直至#2或#3机并网运行。

（1） 在锅炉灭火后，炉组人员应及时采取锅炉灭火后的各项保护措施，并对锅炉设备全面仔细的检查。

（2） 锅炉点火前，全面检查锅炉辅机设备、系统应处于备用完好状态。 （3） 汽机开给水泵及给水母管门，视锅炉水位情况上水至点火水位。 （4） 启动本炉吸送风机，调整油枪，锅炉正式点火。

（5） 当锅炉汽压达到0.5 MPa温度达到 250-280℃联系汽机进行暖管后即可冲转。

（6） 在锅炉点火后升压升温过程中，应密切注意锅炉汽包壁温差应符合规定。

（1） 应首先恢复汽机油系统，使汽轮机尽快处于正常备用状态，开#2或#3机还应及时恢复氢气系统。

（2） 汽机岗位人员对本机设备系统做全面详细的检查，并做好机组启动前的各项准备工作。

（3） 汽机做好本专业及配合电气专业的各项试验工作，发现问题，及时联系检修消除。

（4） 启动汽机各辅机设备。

（5） 根据锅炉联系进行暖管疏水，当自动主汽门前汽温达到

180-250℃汽压达到 0.3-0.8MPa 真空在60-70Kpa，并检查无其他异常情况时，汽机开始冲转。

（6） 汽机冲动过程中应注意检查汽轮机各部分及辅机系统的情况；至全速后，做好汽机的有关试验工作。

（7） 电气将发电机并列。

（8） 按照冷态开机规定按步骤带负荷。

（1） 全面检查机组所属辅机动力的直流和交流电源应完全恢复并处于正常备用或运行状态.

（2） 做好开机前的测量绝缘和各项试验工作。 （3） 恢复发电机处于待并前的状态。 （4） 将发电机并入电网。 2.5 恢复我厂正常运行方式

2.5.3 全面检查并消除因全黑状态引起的其他设备异常情况。 2.5.4 解列柴油发电机。 2.5.5 向调度和上级领导汇报。