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。
1 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
2.2.1 正确执行生产厂长、副总工或运行部主任批准的运行方式和调度安排的运行方式。
2.2.2 根据调度下达的出力计划，严格按负荷曲线进行有功、无功、电压及频率的调整。
2.2.3 根据调度指令和本厂情况及时正确地指挥机、炉的启停及设备停、送电工作。
2.2.4 加强化学监督和存水、储氢管理，注意燃料的及时运入和库存情况。
2.2.5 审查批准热机、电气主要操作票和设备检修工作票。
2.2.6 正确受理主、辅机设备的检修申请，做到符合规定，及时无误。 2.2.7 指挥运行各专业进行事故处理，参加事故分析会及时准确的提供分析资料和个人意见。
2.2.8 将各岗位发现的设备缺陷或异常情况汇总，及时汇报有关领导并联系消除。
2.2.9 及时分析各项技术经济指标完成情况，正确组织指导小指标竞赛。
2.2.10 完成领导交给的临时工作。 2.3 值长的权限
2.3.1 值长在值班期间有权决定全厂发电设备的开停和运行方式。 2.3.2 值长在夜间值班期间行使生产厂长权利，有权制止一切违章行为。
2 2.3.3 有权批准当值可完成的，且不影响机组出力，运行方式变更不大的设备消缺工作。
2.3.4 对检修破坏备用的设备，有权监督有关单位按批准的时间恢复备用。
2.3.5 有权直接联系有关生产、技术领导和检修班长前来现场处理紧急异常情况和危急设备安全及降出力的设备缺陷。
2.3.6 有权检查、监督各运行值班岗位二票三制执行情况和值班记录簿、运行日志及各种记录的正确填写情况。
2.3.7 若发现值班人员有违反劳动纪律和规章制度者，有权令其停止工作或退出现场，对不符合厂规定的其他人员进入现场，有权劝其退出现场，并汇报有关领导。
2.3.8 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
2.4.1 值长应按批准的轮值表，按规定时间正点进行交接班。若接班值长不到，交班值长不准离开工作岗位。如果发生事故、遇到重大操作时不得进行交接班，待告一段落或事故处理完毕以后方可进行交接班。
2.4.2 交班值长应综合各专业情况，填写好交接班记录簿，交接以下内容：设备运行方式及变更情况；设备检修申请及采取的安全技术措施；上级指示和须注意的事项；发生的事故、异常及处理情况；交接班后预计工作等。
2.4.3 接班值长应在接班前15分钟到达交接班室，听取交班值长的汇报。了解全厂运行及备用系统情况；了解前几值主要操作和设备变更、设备缺陷消除情况；了解设备检修申请、设备检修情况；了解上级指示、注意事项及接班后预计工作。
2.4.4 接班值长应汇总各专业班长接班前的检查情况，对有争议的问题及时联系交班值长解决好，同时做好本班的工作布臵再进行交接班。
2.4.5 接班后，值长应根据各专业汇报情况全面了解全厂设备的运行状况，做到心中有数，做好事故预想。 2.5 值长的调度汇报制度
2.5.1 正常汇报: 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
3 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。
2.5.2 异常汇报：调度管辖设备发生异常和事故，要立即简明汇报清楚要害问题，如：炉灭火、汽机自动主汽门关闭、甩负荷、发电机开关掉闸、母线故障、线路开关掉闸等以及确定何时恢复、对电网的要求。事故处理告一段落后，再详细汇报事故原因、经过、设备现状等。
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臵，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臵任务。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
5 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
4.1.1 凡属调度管辖的设备需要检修、试验，不论有无计划均应由生产部门有关人员在开工前一天十时前（遇周末或一般节日的检修，在节前一工作日十时前提出申请；长假日和重要保电期间的检修在节前三个工作日的十时前提出申请）到乙站集控室填写调度管辖设备检修申请。凡属省调管辖设备，由值长按申请内容及时用检修申请远程系统向省调值班员提出申请（属地调管辖设备用调度电话及时提出），调度批复后通知有关领导。
4.1.2 凡属调度管辖设备的继电保护和自动装臵停用、试验、改变定值及影响全厂计划最大出力的辅助设备及公用系统检修、消除缺陷等也应按第一款规定办理。
4.1.3 省调管辖设备停电需地调管辖设备停电时，其检修申请应向省调提出，并及时通知地调。
4.1.4 调度批准的设备检修时间均从设备操作开始到设备重新投入运行达到计划出力并报竣工或转入备用时为止。设备投入运行的一切操作或试验、试运时间均计算在检修时间内。未经申请及批准手续，不准在省、地调管辖设备上工作。
4.1.5 利用系统低谷，短时降低全厂出力，处理机组设备缺陷，或在八小时内可以完成的备用机组的消除缺陷等工作，经副总工同意，可由检修负责人直接向值长（甲站副值长）提出，值长口头向地调申请（紧急恢复备用时间应在值班记录本上做好记录），经值班调度员同意后即可进行，值长应将联系及安排情况详细记录。
4.1.6 省、地调管辖设备临、故修可随时向调度员提出申请（对故修时间不予批复）。 4.2 辅助设备检修管理
4.2.1 不影响全厂出力的辅助设备、公用系统的检修，有关部门首先应填写“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
7 副总工批准。
4.2.2 非生产用水、用电、用汽等设备的管路、阀门、开关线路需要停用时，由联系部门使用联系单，并经副总工批示，由值长（甲站副值长）组织运行人员执行，通知用户的工作由联系部门负责。
4.2.3 “辅助设备检修申请单”申请时间包括操作、试验、试运行时间。
4.2.4 各检修班组得到设备检修已批准的通知后，应按规定办理工作票或工作联系单。值长（甲站副值长）负责批准工作时间并签名。
4.2.5 凡属下列情况之一者，可不办理“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。
4.2.6 在油区、油系统、制氢设备、氢气系统、汽机油系统周围5米内动明火或能够产生火花的工作，工作票均应附有动火措施票。并按要求采取好各项安全措施后方可开工。 4.3 检修竣工管理
4.3.1 调度管辖设备检修工作结束，所有工作票均应办理结束后，由值长按厂制定的启动计划提前一天十时前向调度提出申请，待批准后及时做好机组启动的准备工作，主要设备大小修后启动和试运由副总工或运行部负责人主持，值长（甲站副值长）现场指挥。
4.3.2 当机组负荷至额定后，值长、副值长应安排各岗位全面检查设备运行情况，然后向厂领导或副总工汇报，根据厂领导或副总工意见向调度报竣工，并做好详细记录。
4.3.3 本厂辅助设备检修，在完成设备试运正常，做好检修交代，清理干净现场卫生后，工作票办结束即为检修竣工。设备运行或备用由值长（甲站副值长）决定。
4.3.4 本厂辅助设备检修工作到期未完工者，有关部门应向值长（甲站副值长）提出延期申请，并说明理由，特殊情况应重新办理审批手续。 4.4 水煤浆设备管理
4.4.1 浆厂I线线路（巡线由水煤浆厂负责）、浆厂I 线1011开关（浆
8 厂侧）、浆厂10KV母线。以上设备有工作，必须按照规定程序办理辅助设备检修申请及工作票。批准后由浆厂运行值班人员执行安全措施，并汇报当值值长同意方可开工。工作结束后，必须经当值值长批准方可投入运行。
4.4.2 浆厂磨机及主要辅机的正常停、投、检修须经当值值长同意后方可进行。
第五章 设备操作管理
5.1 操作的一般原则
5.1.1 各项操作（单一操作除外）均应执行操作票和预控卡制度。 5.1.2 电气操作中，甲站防误闭锁装臵、乙站五防闭锁装臵应正常投入使用，不得随意退出。因装臵逻辑或所操作设备有问题须短时退出时，必须经当值值长批准，在操作完毕后当班应尽快投入运行并及时联系消除，须长时间退出时，必须经副总工批准。
5.1.3 调度管辖设备的操作，值长必须按调度指令执行。
5.1.4 值长管辖设备的操作，副值长及机组长必须按值长指令进行。各级领导不得直接向运行人员下达操作指令，确有必要时应征得值长同意，由值长下令后方可操作。
5.1.5 跨专业的操作，值长（甲站副值长）应填写操作票，并逐项下令操作，并严格执行停、送汽水及机、炉动力停、送电联系单制度。
5.1.6 值长不在集控室，机组长可直接接受值班调度员的操作指令，如属电气设备的刀闸操作，乙站机组长可直接下令进行操作，甲站当副值长不在时，电气专业班长可接收指令下令进行操作，然后向值长汇报。
5.1.7 值长和机组长在接受调度操作指令时，应按“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。
5.1.8 值长或机组长在接受调度指令时，通讯突然中断，未完成重复命令制时，不得执行该项指令，应采取恢复通讯联系或在原地等待对方电话。
5.1.9 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。
5.1.10 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
5.2.1 机组启停操作，由值长（甲站副值长）统一安排。机、炉、集控专业使用定型“冷（热）态滑启（滑停）操作票”。各岗位按专业操作票
10 的有关要求进行操作。
5.2.2 机组启动操作，值长、副值长应根据设备情况考虑以下内容： （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。 5.2.3 机组停止操作，值长、副值长应根据运行状况考虑以下内容： （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
5.3.1 调度管辖设备的刀闸操作或其他操作，应严格按调度下达的操作指令顺序逐项进行。
5.3.2 电气操作除单项操作外，其他的刀闸操作、设备停、送电均应使用操作票和危险点分析措施卡，经机组长（甲站电气运行班长）、值长（甲站副值长）审查正确后执行。操作过程中不得随意解除闭锁，若确须解除时，必须经值长（甲站副值长）同意。
5.3.3 电气系统操作，值长应考虑的内容：
（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臵。
11 （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
5.4.1 热力系统的操作由机组长（甲站专业班长）安排值班人员填写热力机械操作票及危险点分析预控卡，值长（甲站副值长）审核无误后操作。单一操作可不使用操作票。
5.4.2 跨专业系统的复杂操作，值长（甲站副值长）应填写好主要操作步骤，并由有关专业班长或机组长审定一致认可，由值长（甲站副值长）统一指挥进行。
5.4.3 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。
12 第六章 甲站主要系统运行方式
6.1 110KV母线运行方式
6.1.1 110kvⅠ、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6
41、博电Ⅰ线6
43、龙博Ⅰ线6
47、#3机-变6
48、山博Ⅰ线649开关运行。
6.1.3 110kvⅡ母线带博电Ⅱ线6
42、龙博Ⅱ线6
45、#2机-变6
46、山博Ⅱ线6
51、#0高压变600开关运行。
6.1.4 母联开关640运行，母差及故障录波器投入运行。
6.1.5 #3机-变6
48、#0高压变600开关根据运行方式可以倒换母线运行。
6.1.6 110KVIV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。
6.1.7 运行中的变压器中性点接地刀闸，必须有一台中性点接地刀闸合着。（先601，后60
2、603）。 6.2 厂用电运行方式
6.2.1 高压厂变正常方式：#
1、
2、3运行，#0备用。 6.2.2 低压厂变正常方式：#
1、
2、3运行，#0备用。
6.2.3 #
5、6低压变带400vV、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。
6.2.4 3kvVI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。
6.2.5 #8低压变带400V 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）
6.2.6 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。）
13 6.3 机、炉、燃料运行方式
6.3.1 单机运行时，正常燃浆运行，备用罐卸浆，浆罐浆位不得高于13米。运行罐烧至最低浆位（不出浆为止）方可倒罐。冬季因防冻，浆罐每两小时倒换一次。
6.3.2 单机运行时，给水泵一台小泵运行，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。
6.3.3 正常情况下，工业水母管压力应保持在0.15—0.20MPa。 6.3.4 机力风机运行台数应根据环境温度及主机的运行方式和真空而定。
6.3.5 泡沫消防泵和清水消防泵应达到正常备用。由副值长下令，机运人员负责泡沫消防泵开停，炉运人员负责清水消防泵开停。
6.3.6 循环水池水位，单机和两台机时，不低于两道梯子，三台机运行时不低于三道梯子，开机前及遇到有影响水池水位降低的工况时，应保持较高水位。
6.3.7 锅炉电除尘：运行中，在锅炉开始投第一支浆枪时，就应将锅炉电除尘电场投入，燃浆停炉后停下电场。
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。
6.3.8 灰水系统：在锅炉点火前二小时，副值长应通知电除尘值班人员开启捞渣机，投运冲灰水系统。
6.3.9 空压机的运行须经当班副值长的同意方可使用。
6.3.10 输灰泵及附属设备由输灰班负责开停。输灰工作应事先经副值长同意，由电除尘值班人员负责沉灰池的水位调整及补水，东、西路回水泵由供浆泵房值班人员负责开停，由副值长负责联系并通知电除尘值班人员。 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臵对外供热，其次使用
14 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
6.6.1 室外温度0℃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。
6.6.2 厂区水暖加热器出口水温比生活区保持低10℃。
15 第七章 甲站主要设备保护及范围
7.1 电气专业
7.1.1 #1机—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6
41、6
21、6
11、611—MK开关，同时关闭汽机抽汽逆止门。
7.1.2 发电机横差保护：保护发电机内部线圈发生层间或线圈内部相间短路。保护动作无时限（转子两点接地投入时则有时限）跳开611（6
46、648）、611（6
12、613）—MK开关，同时关闭汽机主汽门及抽汽逆止门。
7.1.3 发电机纵差保护：#1机保护在发电机中性点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6
11、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。
7.1.4 发电机复合电压过流保护：保护用于发电机发生外部相间短路，同时作为差动保护的后备保护。#1机有时限跳开6
41、6
21、6
11、611—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。
7.1.5 主变瓦斯保护：保护变压器内部故障。保护投掉闸时，#1主变瓦斯保护动作跳开6
41、6
21、6
11、611—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。
7.1.6 发电机过负荷保护：过负荷时，保护动作发出信号。 7.1.7 接地保护：发生10KV系统接地时，发出信号，当判断为定子接地时，应立即停机。
7.1.8 #1主变110KV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。
7.1.9 主变110KV零序保护：分为零序过流保护和零序过压保护。运
16 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）。
7.1.10 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。
7.1.11 发电机失磁保护：#1机611—MK开关掉闸后，联掉611开关；#2机612—MK开关掉闸后，联掉6
46、622开关；#3机613—MK开关掉闸后，联掉6
48、6
23、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（6
23、9961）压板，此时只掉648开关。
7.1.12 110KV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。
7.1.13 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。
17 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臵（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，盘车装臵自动停止。
7.2.12 自动主汽门关闭联动发电机跳闸：当自动主汽门关闭时，联动发电机出口开关跳闸。
7.2.13 发电机保护动作联动汽轮机掉闸：当发电机保护动作时，联动汽轮机掉闸，关闭自动主汽门、调速汽门及一至四段抽汽逆止门。 7.3 锅炉专业
7.3.1 锅炉炉膛压力保护：炉膛发生灭火或其他故障，使炉膛压力达到动作值时，炉膛压力保护动作。掉本炉的供浆泵及速断油阀（设有联掉压板供投入或解除）。#1炉定值±1500Pa。#3炉定值±1000Pa。
7.3.2 炉动力总连锁：运行中总连锁开关在投入时，吸风机全部掉闸后联掉送风机，送风机掉闸后联掉速断油阀及供浆泵。
7.3.3 低油压保护：当来油压力指示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。
18 7.3.4 安全阀：运行中过热器安全阀（工作安全阀）动作压力10.58 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。
7.3.5 对空排汽门 7.3.6 事故放水门 7.3.7 炉膛防爆门 7.4 煤浆系统
7.4.1 变频器保护：（1）过电流保护（2）对地短路保护（3）熔断器断路保护（4）过电压保护（5）欠电压保护（6）变频器过热保护（7）变频器过载保护（8）存储器出错保护（9）CPU出错保护（10）调谐出错保护
7.4.2 供浆泵保护：#
1、2炉供浆泵装有电流速断保护，并设有保护出口压板。
19 第八章 甲站典型事故处理原则
8.1 事故处理的一般原则
8.1.1 副值长是甲站处理事故的指挥员，当发生事故时，应领导全值人员迅速、正确、果断地进行事故处理，对副值长发布的正确指令各专业班长和值班人员必须保证正确完成。事故处理结束后各专业应立即向副值长汇报事故处理情况。副值长要将事故情况尽快汇报值长和有关领导。
8.1.2 专业上发生了无须等待副值长指令的事故（如启动备用设备、倒换系统等），值班人员应立即进行处理，事故与其他专业有关的，应立即将情况向副值长汇报。
8.1.3 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。
8.1.4 因设备发生异常影响全厂出力降低时，副值长应向值长汇报，由值长向值班调度员报告降出力原因，并及时采取有效的措施，在值班调度员允许的时间内恢复出力。恢复出力后应立即汇报值长。值长再向值班调度员汇报。
8.1.5 在处理事故时，对调度管辖设备的操作应按值长转达的调度员的指令或经其同意后进行。无须等待调度指令时，副值长应一面自行处理，一面将情况简明的向值长报告，事故处理完毕后再详细汇报。
8.1.6 副值长在事故处理完毕，应将事故象征、经过、处理方法、运行方式的变更详细记录交班，并向厂、本部门领导汇报。 8.2 电气系统事故处理原则
8.2.1 系统事故，甲站电气设备运行正常（包括线路开关掉闸重合成功），副值长应令电运人员严密监视频率、电压。当频率低于49.8HZ时，无须等待调度指令，即可增加出力，直至频率恢复至49.9HZ以上或发电机带满负荷、联络线满载为止。当频率低于48.8HZ时，值长应按我厂“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。
20 8.2.2 甲站保厂用电措施
8.2.2.1 低周波保甲站厂用电措施：当系统周波下降至47.5HZ时，汇报值长同意拉开山博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。 8.2.2.2 我厂故障全厂停电，保甲站厂用电措施
（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3KVⅠ段（合641开关注意鉴定同期）。
8.2.2.3 系统故障全厂停电，保甲站厂用电措施
（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，
21 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。
8.2.2.4 预防全厂停电措施
（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。 8.2.3 甲站110KV母线故障处理
（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。
8.2.4 发电机—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。
22 8.2.5 防止发电机损坏事故的措施
（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臵，防止发电机非同期并网。
8.2.6 厂用电断绝是指工作变故障掉闸，备用变自投不成功（厂用母线永久性故障），该段母线无法立即恢复供电时，副值长应注意以下几点：
（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
8.3.1 在下列情况下禁止启动汽轮机：
（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）或自动保护装臵之一失灵时。
（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、盘车装臵工作失常时。 （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）。
8.3.2 在下列情况下，应立即手打危急保安器、并破坏真空停机： （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
23 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。
8.3.3 在下列情况下，可不破坏真空停机： （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。
24 （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。 8.3.4 遇有下列情况之一时，应请示停止机组运行： （1） 热工保护装臵故障，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。 8.3.5 故障停机顺序：
（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。
8.3.6 遇有下列情况之一，应立即停止锅炉的运行：
（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。
25 （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。
8.3.7 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。
26 8.3.9 锅炉汽包缺水事故
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。
8.3.11 锅炉超温
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。
8.3.12 炉管爆破（省煤器、水冷壁、包墙管、顶棚管、过热器等）如汽包水位能够维持正常，副值长应汇报值长及厂有关领导，请示停炉。若汽包水位逐渐下降应减少燃料量，将参数降低，滑降速度应视爆破严重程度并考虑缸温情况而定，当炉管严重爆破，炉汽包水位无法维持时，副值长应令紧急停炉。
8.3.13 锅炉容克式预热器故障掉闸，副值长应令炉降低供浆频率，降低负荷，维持排烟温度不超过250℃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。
8.3.14 电除尘电场运行中出现异常，副值长应向值班人员了解其象征，分析原因，根据电除尘运行规程有关规定，分别采取立即停运、酌情停
27 运或调整运行适当的处理措施。若某电场掉闸时经检查无明显象征，可间隔一段时间启动一次，启动不成联系检修处理。特殊情况应及时汇报领导，听取指示。
8.3.15 甲站燃浆锅炉灭火处理原则
为防止锅炉灭火后发生爆燃，对炉膛压力保护的取压装臵、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。
8.3.16 故障情况下，保厂用蒸汽措施：
28 （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。 8.3.17 汽轮机轴向位移逐渐增大：
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。
8.3.18 热工温度套管、压力容器一次门等一次设备发生严重泄漏时，副值长应立即汇报有关领导和值长，并采取滑降措施，必要时停机停炉。 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
8.5.1 副值长应经常了解化学人员汽水品质状况。当汽水品质变化时，值长应令有关单位查明汽水品质变化的原因，同时令化学人员增加取样化验次数，根据变化原因，采取补救措施，使之在最短时间内恢复正常。如果判定为汽水品质突然恶化，为保证设备安全应立即故障停机。
8.5.2 凝结水质量不合格，大部分是由于凝结器铜管泄漏造成的，此时副值长应令机运人员向凝结器内加锯沫堵漏，当凝结水硬度超过50微摩尔/升时，经处理无效时，应立即汇报厂领导及调度，仍不下降经值长及厂领导同意减负荷停机。
8.5.3 当水处理设备发生故障在24小时内无法恢复时，副值长应汇报厂领导和值长采取相应措施。当由于补给水短缺造成设备无法维持正常运行时，应降低负荷直至停机停炉。
8.5.4 在开机或事故造成大量排汽水致使水储量危急造成除氧器水位下降至极限，凝结水硬度小于20微摩尔/升即可回收。
29 8.6 甲站锅炉DCS系统故障处理措施
8.6.1 DCS操作系统故障（“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）
8.6.2 DCS网卡型故障（显示器上鼠标能动，各表计指示不动） 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。
8.6.3 继电器型故障（在操作某设备时，控制该设备的继电器粘住，造成该设备不受DCS控制而全开或全关）
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
8.7.1 汽机油系统着火处理原则。为防止油系统着火，当机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的，应立即停机处理。如果发生汽机油系统着火应按以下步骤进行处理：
（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
30 器等将大火封住，控制火势，使大伙无法蔓延。
8.6.2 电气设备着火处理原则
（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。
8.6.3 现场值班人员发现火警，应首先利用就近电话报告副值长火警地点，大致部位，由副值长令有关人员开启泡沫消防泵。并汇报值长、厂办公室及厂消防负责人，根据火情发出火警警报。
8.6.4 防止火灾事故措施：
（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臵，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。
31 第九章 乙站机组正常运行方式
9.1 220kV、110kV正常运行方式
9.1.1 220kV、110kV系统为大电流接地系统。
9.1.2 220kV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”位臵，Ⅰ母线接有#5主变10
5、博荆线1
11、博电Ⅰ线115开关，Ⅱ母线接有#4主变10
4、博碳线1
12、博神线1
14、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。
9.1.4 正常#
4、5机电气部分分列运行，#4机运行在220kV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。
9.1.5 当#
4、5机分列运行时，#
4、5主变220kV侧及110kV侧中性点接地刀闸均应在“合”位臵。
9.1.6 主变送电或停电前，必须先分别合上220kV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。
9.1.7 不管#01启备变处于运行还是备用，其中性点接地刀闸均应在“合”位臵。 9.2 厂用电运行方式
9.2.1 6KV系统采用单元制供电方式，正常运行方式#4高压变带6KVⅣA、ⅣB段母线，#5高压变带6KVⅤA、ⅤB段母线，#01启备变备用。
9.2.2 低压厂变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。
9.2.3 输煤变46B正常供400V输煤A、B段母线运行，输备变47B备用，正常处于备用自投状态。
32 9.2.4 #4除尘变44B、#5除尘变54B、除灰变45B、水工变49B带各自400V母线运行，辅助备用变20B备用，正常处于备用自投状态。
9.2.5 浆厂及生活用电变50B带浆厂及生活用电10kV母线，生活用电10kV母线可通过9961开关带#3高压变。
9.2.6 北宿舍变10B带北宿舍400V母线。 9.3 机组运行方式
9.3.1 基本方式（BASE）：在此方式下，机组的功率和汽压控制回路均被切除，机炉主控制器由值班人员手动控制。在炉侧，手动改变锅炉负荷指令，达到调节主汽压力的目的。在机侧手动改变汽机指令，通过DEH控制机组功率。
9.3.2 协调控制方式（CCS）：在此方式下，汽机主控制器在自动位臵，根据机组的实际负荷指令对功率进行自动调节。锅炉主控器也在自动位臵，热量信号与能量平衡指令比较并经运算后作为锅炉主控指令。
9.3.3 锅炉跟随方式（BF）：在这种方式下，锅炉主控在自动位臵，主汽压力调节回路投入,自动调节给煤量。汽机主控在手动位臵，机组功率控制回路被切除，机组负荷由操作员手动控制，控制指令直接送至DEH。
9.3.4 汽机跟随方式（TF）：在此方式下，汽机主控制器在自动位臵。机组功率控制回路被切除，汽压控制回路被切换到汽机侧。主汽压力通过DEH控制调门开度，自动维持在给定值范围内。在炉侧，如果锅炉主控在手动位臵，则操作员根据机组负荷的需要，手动改变锅炉的负荷指令。
9.3.5 工业水运行方式
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。
9.3.6 汽轮机冷却水运行方式
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。
9.3.7 给水系统运行方式
每台机组设两台给水泵，正常一台运行，另一台给水泵备用。 9.3.8 循环水系统运行方式
（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
33 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。
9.3.9 凝结水系统运行方式
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。
9.3.10 除氧器的运行方式
（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。 9.3.11 汽轮机油系统运行方式
（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。
9.3.12 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。
34 9.3.13 射水泵运行方式
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。
9.3.14 EH油泵的运行方式
（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。
9.3.15 辅助蒸汽运行方式
（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。
9.3.16 汽轮机加热器运行方式 高低压加热器水侧、汽侧均随机启、停。
35 第十章 乙站机组主要保护及范围
10.1 电气专业
10.1.1 发电机设有下列保护: （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。
10.1.2 主变压器设有下列保护:
36 （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
37 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。保护由三相开关位臵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臵冷却器。 （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
10.1.3 励磁变压器设有下列保护
（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。 10.1.4 220KV线路：220KV线路分别配臵两套完全独立的，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臵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
38 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”位臵，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臵，当任一相在跳闸位臵而三相不全在跳闸位臵，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臵，当任一相在跳闸位臵而三相不全在跳闸位臵，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。 10.1.5 110KV线路：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）。
10.1.6 11OKV母线PRC15A-215型保护柜：11OKV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。
10.1.7 安全稳定控制装臵
（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
39 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） 安全稳定控制装臵归省调管辖，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
10.2.1 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。
10.2.2 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
40 （14） DEH系统失电或故障时。 10.2.3 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。 10.2.4 OPC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。
10.2.5 汽机联锁保护范围
（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
10.3.1 MFT（主燃料跳闸）产生的条件
（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。
41 （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） 臵总风量到最小（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）。 10.3.3 导致OFT（油跳闸）的条件 （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 10.3.4 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） 10.3.5 保护连锁项目
（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。
42 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。
10.3.6 锅炉辅机联锁保护范围
（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
43 第十一章 乙站机组事故处理原则
11.1 事故处理一般原则
11.1.1 机组发生故障时，根据仪表指示，CRT显示、光字牌报警及故障打印和机组外部现象，确定设备已发生故障。
11.1.2 当判明是系统与其它设备故障时，则应采取措施维持机组运行，以便有可能尽快恢复整套机组的正常运行。
11.1.3 发生故障时，各岗位应密切配合，在值长、机组长统一指挥下，密切配合，迅速按规程的规定处理，防止事故蔓延扩大，以便尽快恢复机组运行。
11.1.4 处理事故时应当迅速、准确，在处理故障时接到指令后应复诵一遍，指令执行以后，应迅速向发令者汇报。
11.1.5 发生事故时，首先尽一切力量解除对人身、设备安全的威胁。 11.1.6 力争保住厂用电、辅助蒸汽或尽快恢复。 11.1.7 尽力维持无事故设备的正常运行。
11.1.8 防止因联系不周、情况不明、汇报不准而造成误判断、误处理。 11.1.9 事故处理中，达到停机条件应果断停机，防止损坏设备。 11.2 电气系统事故处理原则
11.2.1 系统事故使频率低于49.8HZ时，无须等待调度指令，即可增加出力，直至频率恢复至49.9HZ以上或发电机带满负荷、联络线满载为止。
11.2.2 乙站保厂用电措施
（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
44 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。 11.2.3 220KV线路故障处理原则
（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。 11.2.4 乙站110KV母线故障处理
（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
45 博电Ⅱ线充电，试送成功后，将发电机并入系统，恢复原方式。
11.2.5 发电机—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。
11.2.6 防止发电机损坏事故的措施
（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臵，防止发电机非同期并网。 11.2.7 防止开关设备故障的措施
（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
11.3.1 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。
（2） 机组突然发生强烈振动。（转子振动0.26mm，轴承振动0.1mm或突升0.05mm）
（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。
46 （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。 11.3.2 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。
11.3.3 遇有下列情况之一时，应请示停止机组运行 （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。
47 （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。 11.3.4 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。
11.3.5 遇有下列情况之一,应紧急停炉 （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。
48 （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。 11.3.6 遇有下列情况之一时,应请示停炉
（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。 11.3.7 紧急停炉操作步骤
（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。
11.3.8 汽轮机水冲击事故 （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
49 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。
11.3.8 防止汽轮机大轴弯曲的措施
（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。 11.3.9 防止汽轮机轴瓦损坏的措施
（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
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