机组设备运行岗位职责（精选多篇）

推荐第1篇：水电站机组运行人员岗位职责

水电站安全运行制度

一、认真学习和掌握各种规程制度，严格按规程操作。

二、准备操作前要戴好安全帽、穿好绝缘鞋，戴好绝缘手套。

三、上班前应休息好，保持充实的精力，上班前4小时不准喝酒，不准带小孩上班，不准在机房会客。

四、衣着必须整齐，不准披长发，不准穿裙子、拖鞋，不准带病上班。

五、上班时不准离开岗位，高度集中思想，按时巡视设备，及时发现事故苗头。

六、对来厂检修人员，必须经电站负责人带领，对来厂参观人员必须要电站负责人陪同，当班人员应作好记录，未经允许的参观人员，当班人应进行劝阻。

七、参观人员不准靠近和触摸运转中的设备，不准触摸励磁屏和同期屏，不准进入屏后通道。

八、爱护设备和器材，对坏人坏事坚持制止和揭露。

水电站机组运行人员岗位职责

一、熟读机组说明书，严格按照操作规程和注意事项操作，遵守各项规章制度。

二、及时、准确、认真、细致填写运行记录，交接班时必须双方签字，并向接班人员详细介绍机组运行情况。

三、随时掌握机组、轴(承)、瓦温度，保持冷却水

畅通，发现异常，及时采取措施，并向值班负责人报告。

四、根据水量、水压，及时调整负荷，并与前池人员保持联系。

五、随时掌握润滑油情况，发现不足，及时加注或定期更换。

六、遇系统停电或故障停机，及时关闸，关机，长时

间停机应通知前池解水，并向值班负责人报告。

七、当班人员不得离岗，不打瞌睡，不做私事。

八、保持机房周围环境清洁卫生，做到地面无杂物，无灰尘，机组墙面、门窗无灰尘，无油污，无蛛网，机组运转时，机房24小时不得离人。

九、保持值班电话畅通无阻，做到来电必接，并作好来电记录。

水电站机组运行操作规程与注意事项

一、开机前的准备

1、检查同期屏、励磁屏上所有开关看是否断开。

注意：应断开所有开关。

2、检查水轮机轴瓦润滑油，如有不足应加注。

3、检查电线接头是否紧固，变压器上有无物体。

．

注意：发现电线接头松动应及时紧固，变压器上有物体要及时清除。

4、合上令克。

二、令克操作

1、用令克棒拉起令克，送至接触面一定距离时迅速用力合上引起拉弧。

2、首先合左、右两边，再合中间。

3、断开令克时应先拉下中间，再拉下两边。

注意：，有负荷时严禁断开令克。

4、令克合上时往下掉，说明保险丝已烧断，应更换。

三、开机的操作

1、打开减压阀，使打开闸阀时更省力。

2、打开闸阀，检查各接头有无漏水。

3、打开冷却水阀门。

注意：阀门开度不可过大，

4、拉起折流器。

5、打开喷嘴开关。

否则会因压力过高冲坏冷却器。

注意：观察频率表，不可一下开度过大，要缓慢转动开关盘，以免突然转速过高造成飞车。

6、开启励磁开关，待水轮机转速接近额定值。

7、合上起励开关，并观察仪表。

注意：发电机运行中，严禁合起励开关，否则会发生短路。

8、调节励磁电位器，调整发电机电压励磁电流。

注意：不可调得过高，否则会烧坏快溶。

9、合上刀闸。

注意：不准带负荷操作。

10、按储能按钮，使空气开关预储能。

11、调节发电机电压，使之与电网电压一致。

12、调节水轮机喷嘴开度，使发电机频率与电网频率接近。

13、待发电机频率与电网频率接近时，打开自动并网装置，调节水轮机喷嘴开度，使发电机频率与电网频率同步，空气开关合闸完成。

14、关闭自动并网装置，调节励磁开关，调整功率因素，使无功合理分配，打开警铃开关。

15、开大水轮机喷嘴，使机组加大负荷，观察压力表。

四、机组运行中的检查

1、检查水轮机轴瓦的油位，循环，有无漏油现象，观察温度表，油

温太高要适当开大冷却水，温度仍据高不下时应及时处理或报告，超过规定值时应关机检修。

注意：轴瓦温度不能超过70℃。

2、检查励磁屏变压器、可控硅、二极管等，温度过高时应开风扇进行冷却。

3、检查发电机温度，气味和各转动部位的声响，发现异常应及时处理并报告。

4、检查电刷、集电环接触和磨损情况，定期清除集电环处的炭末粉。

5、检查励磁屏、同期屏各仪表，发高负荷时不能超过机组的额定值，过高应调节励磁电位器降低。

6、检查电缆和各接头有无松动和过热现象。

7、检查变压器的油位、油色，有无漏油现象运行中的温度和声响。

8、检查令克的接触是否良好，有无火花，保险丝是否熔断，避雷器有无烧坏。

9、检查和定期清除水轮机和冷却器内的杂物，杂草，清除水轮机、

发电机和屏上的灰尘。

10、机组满负荷运转时应增加检查次数。

五、正常停机的操作

1、慢慢关闭水轮机喷嘴，减小负荷。

2、关闭警铃开关。

3、调节励磁电位器，减小发电机电流，空气开关。待发电机电流为零时，断开空气开关。

4、待水轮机喷嘴全部关闭时，断开励磁开关。

5、断开刀开关。

6、放下水轮机折流器。

7、关闭轴瓦冷却水开关。

8、关闭减压阀。

9、关闭闸阀。

六、故障停机的操作

因系统停电，线路短路或其它原因造成空气开关跳闸，使发电机突甩负荷，机组转速急剧上升时：

1、以最快的速度关闭水轮机。

2、关闭警铃开关。

3、断开空气开关。(如果空气开关已跳闸就不需要再断开。)

4、调节励磁电位器，减小发电机电压。

5、断开励磁开关，断开刀开关。

6、放下水轮机折流器。

7、关闭轴瓦冷却水开关，关闭减压阀，关闭闸阀。

8、迅速查明停机原因，及时报告并处理。

注意：励磁装置或空气开关跳闸，应查明原因再运行；如果是洪水期或来电时运行同一台机组就可免去第

6、7项操作。

七、发自用电的操作

遇系统停电需发自用电时：

1、断开发自用电机组的变压器令克，严禁不断开令克发自用电。

2、开闸阀，开冷却水，拉折流器。

3、开水轮机，合励磁开关，待频率达到额定值。

4、合起励开关，应按住，观察仪表有指示再松开。

5、调节励磁电位器，发电机电压过高时应调低，调整到发电机电压额定值。

6、合上刀开关。

7、按储能按钮，使空气开关预储能。

8、调整水轮机喷嘴开度，待发电机频率达到额定值。

9、按空气开关合闸按钮，使空气开关合闸。

10、调整水轮机喷嘴开度，使发电机频率稳定在额定值。1l、停机按正常停机操作。

推荐第2篇：设备运行管理员岗位职责

设备运行管理岗位职责

1、在部和处的领导和安排下，严格执行各项规章制度，按照设备管理的有关规定及岗位要求积极开展工作。

2、负责对化工新材料公司等设施设备运行的检查及监督管理，发现设备失修、运行缺陷和隐患及时向主管部门提出，并督促及时检修和消除，确保设备处于良好状态。发现重大问题迅速及时请示汇报，并提出解决方案。

3、经常深入现场，检查设备的运行质量情况和安全措施的落实情况，掌握检修设备的检修进度，及时了解检修工作中的问题。对违反设备操作、检修规程的现象予以制止。对跑、冒、滴、漏现象提出整改意见。

4、负责调查研究设备管理问题，对发现的问题向设备管理部门提出指导意见，并监督其解决。

5、负责监督检查职责范围内各级人员的工作，有权制止和处罚违反设备操作规程和规范的行为，对严重违章并造成事故者，提出处理意见。

6、负责督促各部门认真做好设备的维护保养工作，最大程度地减少设备故障和缺陷的发生。

管理委员会

二〇一一年四月十九日

推荐第3篇：设备运行管理员岗位职责

1.严格按照有关规定的要求，负责全所设备的运行、检查、维护管理工作。2.组织对设备的日常巡视检查工作，定期巡视配电室、开关站、变压器、线路、接地装置、漏电保护装置等，确保正常运行。3.对供电区域内的电力设施进行周期性维护和有针对性的维护，按照设备的检修试验周期，编制检修计划，并负责组织实施。4.按规定对供电设备组织测量检査，包括配变的接地电阻、线路的对地距离、交叉跨越距离的测试，并做好记录。5.负责供电设备的缺陷管理及消缺工作，发现设备缺陷应进行现场鉴定，做好详细记录，并进行分类处理。6.负责供电区域内高低压电力设备的评级工作，提高设备完好率，完成供电可靠性指标。7.建立健全供电区域内的供电设施资产台账，加强备品备件管理，按规定建立备品备件管理制度，定期对备品备件进行检查、修复、补充，满足事故抢修需要。8.按时、准确填报有关业务报表。

推荐第4篇：污水设备运行工岗位职责

污水设备运行工岗位职责

1、熟悉污水处理厂污水处理工艺流程、工艺参数，掌握污水处理区设备以及各种管道、阀

门的功能和用途。

2、熟悉掌握厂内处理设备的基本操作方法和安全操作规程及维护保养方法。

3、负责本岗位值班中的开停车、加减符合，正常操作及事故和异常情况的处理，处理不了

应及时上报，确保安全、稳定、优质、低耗、经济运行，全面完成生产任务。

4、负责本岗位所有设备、管道、阀门、仪表、信号装置、工器具、操作台桌椅、记录用品、

标志、报表、防护器具、消耗器材及构筑物的维护保养和正确使用。

5、负责做好设备检修交出前的准备工作和有关安全措施；检修过程中积极做好配合和监护

工作；参加修复后的验收试车工作。

6、负责本岗位生产有关的对内、对外联系，并做好记录，负责领取本岗位所需物品。

7、主动发现和消除跑、冒、滴、漏，并做好记录，搞好本岗位室内、外清洁卫生工作。

8、及时、准确、完整地填写操作记录和岗位交接班记录，做到文字仿宋化、数字规范化、

书写无污迹涂改，并保持整洁，严禁作假记录。

9、严格执行《交接班制度》、《巡回检查制度》、《安全生产制度》、《设备维护保养制度》等，

严格遵守劳动纪律及其他矿规、矿纪。

10、遵守安全规程、工艺技术要求，做好劳动保护工作。做好岗位的清洁卫生工作。

11、运行操作人员有权对存在问题、隐患的设备、电气、仪表等提出修理更换的要求，

有权提出采取安全防护措施的要求以改善岗位劳动环境。

12、运行操作人员对矿内领导的指挥，若明显违反安全规定和操作规程，有权拒绝执行，

并迅速上报。

13、对于检修后性能不合格的设备、电气、仪表及不符合安全要求的设施，有权拒绝试

车或移交使用。

14、发生紧急事故时，有权先处理后汇报。

15、对外来人员有权询问，对没有合法手续的人员，有权阻止其进入生产现场。

16、做好压滤机的污泥脱水工作及加药设备的操作工作。

推荐第5篇：空调机组岗位职责

空调机组岗位职责

一、空调班长

1.负责空调维修人员的工作安排，技术力量调配。

2.负责空调设备的计划检查、维修，方案实施及外请人员的联系，技术协调、检查工作，维修材料备件采购工作。

3.负责空调维修人员的出勤、检查、考勤报表工作。

4.负责传达执行上级领导的指令和任务。带领全组人员努力完成冬季供暖，夏季送冷运行，维修等各项任务。

二、空调机组值班人员

1.空调机组全体值班人员，必须听从班组长指挥，努力完成各项任务。

2.当班人员必须提前15分钟到岗，做好交接班工作。

3.因故不能当班者，需事先向班组长请假，严禁酒后当班或班中饮酒。

4.严格执行操作规程和机房巡检制度，确保设备安全正常运行，确保人身安全，做到“三不伤害”。

5.认真如实填写运行记录，发现问题，立即采取有效措施，并及时向组长或主管部门领导汇报。

6.值班人员不得擅自离开工作岗位或做与当班工作无关的事情。不得长时间占用工作电话。

7.当班人员要擦洗设备，打扫机房环境卫生，不得乱扔烟头、杂物，保持机房环境卫生，整洁、安全运行。

8.禁止外部人员留住机房和动用设备。

9.接电话礼貌用语，并执行首问责任制。

推荐第6篇：空调维修班设备运行人员岗位职责

空调维修班设备运行人员岗位职责

一、机房人员上岗前技能要求

1、熟悉直燃机制冷、供暖原理，以及各相关配套设备的操作方

法，注意事项和故障处理方法。

2、掌握水系统软化、化验检测技能。

二、直燃机运行责任区域划分

直燃机值班室、直燃机机房循环水泵房、天燃气计量室。

注：直燃机、供暖、制冷期间定岗人员四人；冬季供暖保证二十四小时有人值班，夏季制冷保证十二小时有人值班。

三、直燃机值班人员职责范围

1、值班人员应对责任区所有机械设备、电器设备等进行巡视检

查，按规定做好值班记录。注：每小时巡视一次。

2、设备运行中出现问题应立即排除并上报，发生事故时，除紧

急处置外，应保护好现场及时上报主管领导和部门，并协同处理。

3、积极配合维修人员在机房内的工作，负责详细记录商户反馈

要求维修事项，并及时通知维修人员进行现场检查维修。

4、严格遵守安全操作规程正确操作，确保设备和人身安全，遵

守交接班制度，认真准确地做好运行和保养记录。

5、直燃机运行人员应根据天气变化合理调整各厅温度，避免能

源浪费。

6、直燃机运行人员应互相学习、互相帮助、积极努力学习专业

技术知识，提高自身业务水平。

7、对上级领导临时交办的任务积极努力完成。

物业保卫部

2006年3月1日

推荐第7篇：125MW机组锅炉运行规程

125MW机组锅炉运行规程

SD118-84

中华人民共和国水利电力部

关于颁发《125MW机组锅炉运行规程》

(SD118-84)的通知

(84)水电电生字第16号

现颁发《125MW机组锅炉运行规程》，自发即日起执行。在执行中提出的 问题，请及时告我部生产司。

一九八四年二月十八日

说

明

本规程适用于125MW机组一次中间再热超高压自然循环锅炉，可供其他高 压、超高压自然循环锅炉编制运行规程时参考。

本规程是以SG-400/140(50410型)中间储仓式燃煤锅炉为主编制的，各电厂应 据此编制现场运行规程。凡本规程未包括的部分，须根据实际运行经验和制造厂 家的规定，做必要的补充。

1 锅炉机组的简要特性

1.1 设 备 简 况

本锅炉是与125MW汽轮发电机配套的超高压、一次中间再热锅炉，设备简 况如下(按制造厂说明书编写)：

1.1.1 制造厂家(制造厂编号)；

1.1.2 制造年月；

1.1.3 投产年月；

1.1.4 锅炉型号；

1.1.5 汽包内部装置；

1.1.6 炉膛；

1.1.7 燃烧喷嘴(包括煤粉喷嘴和燃油喷嘴)；

1.1.8 过热器；

1.1.9 再热器；

1.1.10 省煤器；

1.1.11 空气预热器；

1.1.12 钢架；

1.1.13 炉墙；

1.1.14 除尘、除灰设备；

1.1.15 煤粉系统和燃油系统；

1.1.16 吸、送风机；

1.1.17 烟气再循环风机或挡板调节装置；

1.1.18

一、二级旁路系统；

1.1.19 锅炉自动控制装置； 1.1.20 锅炉程序操作装置。

1.2 设 计 规 范

1.2.1 主要参数(表1)

表1

续表1

1.2.2 主要承压部件及受热面(表2)

表2

续表2

续表2

1.2.3 管道系统(表3)

表3

1.2.4 燃烧设备(表4)

表4

1.2.5 附属设备(表5)

表5

续表5

1.26安全门 (表6)

表6

1.2.7 热工自动调节装置(表7)

表7

1.2.8 燃料特性(表8)

表8

2 锅炉机组的升火

2.1 检修后的验收

锅炉机组大、小修后，应有设备异动报告，运行人员应参加验收工作。

运行人员参加验收时，应对设备进行详细的检查，并进行必要的试验和试 转。

在验收中，若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，则必须在投运 之前予以消除。

2.2 主要辅机的试运行

2.2.1 主要辅机检修后，必须经过试运行。试运良好，验收合格，方可正式投入运 行。试运时间应不少于30min。

2.2.2 主要辅机试运行时的验收项目：

2.2.2.1 风机试运行： a.回转方向正确。

b.无异音、摩擦和撞击。

c.轴承温度与轴承振动符合3.12.3之规定。

d.轴承无漏油及甩油，油位管畅通，高低油位标线清楚，油位正常，油

质良好。

e.检查各处无油垢、泥灰、积粉、漏风、漏水等现象。

f.风机挡板(包括机械限位)及连接机构的安装位置应正确。

g.风门挡板应有就地开度指示器，并和控制室核对一致。

2.2.2.2 回转式空气预热器试运行：

a.空气预热器各处孔门均应关闭严密。上下轴承处无人停留及工作。

b.起动前，先校验油泵低油压联锁能自起动投入。空气预热器下轴承润滑油 泵已起动，运行正常。

c.空气预热器起动后，特别在空气预热器电气部分检修后，应特别注意回转方 向，若转向相反，应立即停止，防止密封板损坏。

d.注意电动机电流，如有不正常晃动，应停止试运，检查原因。

2.3 水 压 试 验

2.3.1 锅炉大、小修后或局部受热面临修后，必须进行常规水压试验(再热器除 外)，其试验压力应等于汽包工作压力。再热器有条件的也应做水压试验。锅炉的 超压水压试验(包括再热器)应按《蒸汽锅炉安全监察规程》的规定，定期进行，其 试验压力为汽包工作压力的1.25倍，再热器为工作压力的1.5倍，锅炉的超压水 压试验应由总工程师或其指定的专责人员在现场指挥。

2.3.2 水压试验前，应进行以下各项准备工作：

2.3.2.1 检查与锅炉水压试验有关的汽水系统，其检修工作必须已结束，热力工作 票已注销，炉膛和锅炉尾部无人工作。

2.3.2.2 汇报值长，联系有关部门，准备好水压试验用水(除盐水、除氧水或凝结 水)。

2.3.2.3 联系配合热工人员将汽包、过热器、再热器、给水的压力表和电接点水位 计投入。

2.3.2.4 在进行超压力水压试验之前，由锅炉检修人员负责将汽包、过热器安全门 暂时压死。运行人员将锅炉附件如水位计等隔绝。

2.3.2.5 按现场运行规程或操作票(卡)检查各阀门，位置应正确。对串联二只或二 只以上的阀门水压试验时主要应检查其一次门的严密性，同时在水压试验时必须 具备快速泄压的手段，以防超压。

2.3.2.6 锅炉班长应复查下列项目：

a.汽包压力表投入。

b.再热器压力表投入，若再热器进行水压试验时，必须采取隔绝措施。

c.锅炉事故放水门接通电源，开关灵活，放水管系畅通。

d.锅炉汽水系统与汽机确已隔绝。

2.3.3 锅炉进水不应太快，对已放空的给水管系应先充水排气。进水温度应低于 100℃。进入汽包的给水温度与汽包金属温度的差值不应超过40℃，温差超过40 ℃时不得上水。新安装的锅炉和冷却后的锅炉水压试验的上水温度应符合制造厂 的规定。锅炉水压试验时的环境温度一般应在5℃以上，否则应有可靠的防寒、防冻措施。当进水温度在90～100℃时，自进水至进满水，冬季不少于4h，其 他季节不少于2～3h。若进水温度和汽包金属温度接近时，可以加快进水速度。

2.3.4 进水前和进水后应有专人负责记录膨胀指示器，并检查其指示是否正常。

2.3.5 在进水过程中，应检查管系阀门等是否有渗漏。如发现有渗漏应暂停进水， 待处理好后，再重新进水。调节进水量应缓慢均匀，阀门不可猛开猛关，以防发 生水冲击。

2.3.6 控制汽包的水不要进入过热器内。当锅炉进满水后，由过热器反冲洗进水， 待各空气门有水急速喷出时，逐只将其关闭，检查汽包壁温必须符合制造厂的规 定，方可升压进行试验。

2.3.7 锅炉的升压应以Dg50以下的阀门控制进水量，其升压速度不大于每分钟 0.3MPa(3kgf/cm2)，压力升至工作压力时，关闭进水门3min，记录压力下降值， 然后再微开进水门保持工作压力，进行全面检查。

2.3.8 若系超压试验在升压至工作压力时，检查正常后继续升压至试验压力，并保 持5min。然后关闭进水门降压，待降压至工作压力时，记录3min的压力降，再 微开进水门，保持工作压力，进行全面检查。锅炉本体超压试验时，汽包水位计 应停用。

2.3.9 水压试验的合格标准：

2.3.9.1 在受压元件金属壁和焊缝上没有任何水珠和水雾。

2.3.9.2 锅炉本体的压力降不大于每分钟98kPa(1kgf/cm2)，再热器的压力降不大于 每分钟49kPa(0.5kgf/cm2)。

2.3.10 水压试验结束后方可以Dg50以下的阀门控制放水泄压，一般泄压速度不大 于每分钟490kPa(5kgf/cm2)，待压力降至196kPa(2kgf/cm2)时，开启各空气门和向 空排汽门，压力降至零，方可进行放水。

2.4 升火前的检查

大、小修后的锅炉升火前，应检查热力工作票已注销，检修工作已结束，并 验收合格。此外，冷备用或检修后的锅炉均必须作下列项目的检查：

2.4.1 炉膛内无焦渣和杂物，水冷壁管、过热器管、再热器管、省煤器管表面清 洁，炉墙完整。

2.4.2 各燃煤喷嘴外形完整，位置正确，无结焦烧坏现象。燃油喷嘴应拆洗干净， 并作雾化片孔径记录。

2.4.3 各风门、挡板开关灵活，开度指示正确，近控、遥控传动装置良好。

2.4.4 燃烧系统已可投用。

2.4.5 联系汽机，给水系统是否具备投用条件。

2.4.6 各阀门门杆清洁，开度指示正确，开关灵活，格兰留有压紧的余隙，近控、遥控传动装置良好，电动阀门的传动部分若检修过应校验其保护动作正常。

2.4.7 炉膛、过热器、再热器、省煤器、空气预热器等处风烟道各人孔门、看火 门、通焦孔、防爆门、检查门、放灰门等完整良好，确认内部无人后，关闭各 门、孔。

2.4.8 汽包、过热器、再热器各安全门完整良好，无杂物卡住，压缩空气系统严密 完整可用。

2.4.9 电动吹灰器应作冷态试转，应动作灵活，工作位置正确，程序操作正常。

2.4.10 水位计清晰，正常水位线与高低水位线标志正确。 2.4.11 汽、水、油等各管道的支吊架完整，锅炉本体刚性梁良好。

2.4.12 汽包、联箱、管道、阀门、烟风道保温完整良好，高温高压设备保温不全 时禁止起动。

2.4.13 露天各电动机的防雨罩壳齐全。

2.4.14 操作平台上、楼梯上、设备上应无杂物和垃圾，脚手架应拆除，各通道畅 通无阻，现场整齐清洁，照明(包括事故照明)良好。

2.4.15 灰坑、灰沟、放灰门、冲灰喷嘴等正常，炉底水封封好。

2.4.16 吸风机、送风机、再循环风机、烟气调节挡板转动机构灵活，回转式空气 预热器油泵，安全门用的空气压缩机及其他燃油、除灰、除尘、疏水用辅助机械 设备均正常良好。对吸送风机还应检查，当其中一台运行时，不应使停用的一台 风机倒风。

2.4.17 除尘器完整良好。

2.4.18 锅炉经大、小修后或有关辅机电气系统检修后，须校验各联锁装置、辅机 紧急停机按钮及燃油快关门。

2.4.19 值班人员应根据现场规程或操作票(卡)，检查各阀门、风门、挡板位置正 确，并联系热工人员将各仪表和报警保护装置投入。

2.4.20 锅炉班长应复查下列项目：

a.汽包水位计投入，水位指示正确，并与电接点水位计指示一致。

b.汽包、过热蒸汽和再热蒸汽压力表确已投入。

c.锅炉各安全门电气、机械部分均已投入，电气整定值正确无误，安全门压缩 空气正常。

d.炉内确已无人停留。

2.5 升火的准备工作

2.5.1 在锅炉升火前的检查工作完毕后，应即进水至点火水位(一般在正常水位线 下100mm)。若锅炉内有水，应取样化验是否合格，炉水不合格不得进行点火。锅 炉进水应遵守以下规定。

2.5.1.1 按本规程2.3.4规定检查和记录膨胀指示器。

2.5.1.2 按本规程2.3.3规定进水

2.5.1.3在进水过程中，应检查管系阀门等处是否有泄漏，进水完毕检查汽包水位 应维持不变，然后开启省煤器再循环门，关闭各空气门。

2.5.2锅炉点火前应先将燃油装置(包括燃油点火装置)及燃油附属蒸汽系统投入*。检查油压稳定正常，波动范围不大于98kPa(1kgf/cm2)，检查各点火装置完整 良好。有底部加热装置的锅炉，点火前底部加热装置的检查和操作应在现场规 程中规定。

*燃油装置及系统若由锅炉管辖时，则燃油装置系统的运行应在现场规程中列 为专门章节。

2.5.3 将暖风器投入，锅炉点火时进入空气预热器的空气温度应根据各种燃料的烟 气露点在现场规程中规定。

2.5.4 汇报值长，通知汽机值班人员抽真空，锅炉先启动二台空气预热器，然后启 动二台吸风机、二台送风机。调节风门挡板进行通风，维持通风量为满负荷风量 的25%。通风应包括炉膛尾部烟道和再循环烟道各处，一般燃油炉通风10min， 燃煤炉通风5min。对具备一组吸、送风机点火启动条件的锅炉，经试验正常后， 方可在点火启动时使用一组风机。

2.5.5 将安全门压缩空气系统投入，贮气罐压力维持392～588kPa(4～6kgf/cm2)。

2.6 冷 态 启 动

2.6.1 待汽机真空抽至13～26kPa(100～200mmHg)，锅炉通风完毕，调节风门挡 板，保持炉膛负压50Pa(5mmH2O)，汇报值长，锅炉可以进行点火。

2.6.2 锅炉冷态启动应与汽机密切配合，应满足汽机冲转要求，主蒸汽压力1.2～ 1.5MPa(12～15kgf/cm2)，主蒸汽温度250℃，再热蒸汽温度200℃以上(主、再热 蒸汽温度在对应蒸汽压力下至少应有50℃过热度)，主蒸汽、再热蒸汽甲、乙管 温差应不超过20℃。冷态启动过程中，饱和温度上升速度不大于60℃/h，瞬时 不大于2℃/min。

从冲转至带负荷125MW，按汽机滑参数启动曲线进行。现场规程应有汽机 滑参数启动曲线。

2.6.3 启动过程中的主要操作及安全注意事项(具有底部加热装置的锅炉，可以参 照下列要求在现场规程中明确 )：

2.6.3.1 点火至升压：

a.尽量选用小孔径雾化片的燃油喷嘴1～2只或预燃室进行点火，调节风 量，保持燃烧良好。

b.适当开启定期排污门或旁路门，同时开启连续排污门进行排污。

c.自点火开始，必须严格监视汽包上下壁温差不超过50℃。若有超过趋势， 应即减慢升压速度或适当开大二级旁路门，增加排汽量。

2.6.3.2 升压至冲转：

a.启动过程中应燃烧良好，水位正常，疏水良好，严格按照规定升压、升温。

b.汽包压力升至98～294kPa(1～3kgf/cm2)时，应冲洗汽包水位计。水位计 冲洗后还应与其他水位计对照校验。对汽水门带保护球的水位计冲洗时，应将保 护球顶住，使不堵塞汽水管路。

c.汽包压力升至294～490kPa(3～5kgf/cm2)时，应配合检修人员拧紧法兰、人孔、手孔等的螺丝。

d.汽包压力升至588～980kPa(6～10kgf/cm2)时，配合热工人员冲洗仪表导 管。

e.汽包压力升至784kPa(8kgf/cm2)时，通知化学人员化验蒸汽品质。

f.汽包压力升至490～980kPa(5～10kgf/cm2)且汽包上下壁温差逐渐减少时， 应停止锅炉定期排污。

g.当蒸汽参数达到冲转要求，蒸汽中二氧化硅含量不大于80μg/kg时，通知 汽机值班人员进行冲转。

2.6.3.3 汽机冲转并列后，根据汽压、汽温情况通知汽机值班人员逐渐关小

一、二 级旁路门，并网后逐渐关闭

一、二级旁路门，保持负荷10MW左右，并根据升 压、升温的规定逐步增加燃料量升压、升温。

a.燃煤炉当空气预热器后风温达到150℃，对流过热器后烟温达到350℃时 方可起动制粉系统制粉，待粉仓粉位超过1m，炉内燃烧良好时，逐只投入煤粉 喷嘴，升压、升温。

b.锅炉的升压、升温应力求均匀稳定，并严密监视过热器、再热器管壁不超 温。

c.锅炉投入煤粉喷嘴后，必须检查、调节、保持燃烧良好，特别是在燃油喷嘴 停用时，要防止发生灭火打炮事故。

d.检查除灰系统、除尘系统运转是否正常。

e.锅炉负荷低于40MW时，应谨慎地使用

一、二级减温水和事故喷水减温。

2.6.3.4 汽包压力升至1.5～3MPa(15～30kgf/cm2)时，检查水位计是否清晰， 如有必要，再冲洗汽包水位计一次。

2.6.3.5 启动过程中应对空气预热器进行吹灰或冲洗。

2.6.3.6 当汽包压力达到1MPa(10kgf/cm2)、4.9MPa(50kgf/cm2)和 12.7MPa(130kgf/cm2)时，应有专人负责抄录膨胀指示器，并检查其指示应正常。

2.7 热 态 启 动

2.7.1 汽机启动时若高压内缸的下缸温度在150℃以上，称为热态启动。当汽机热 态启动时，主蒸汽温度应高于汽机高压内缸50℃，并至少具有50℃的过热度， 再热蒸汽温度应与主蒸汽温度力求一致，或至少高于汽机中压内缸金属温度30℃ 以上。

2.7.2 锅炉的检查、点火、升压、升温、增荷等参照冷态启动进行。在主蒸汽压 力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度符合汽机冲转参数，并保持稳定后，再通知汽机 启动冲转。在汽机高压缸胀差、缸胀、金属温升、温差不超过限额的情况下，可 加负荷到高压内下缸温度水平所对应的冷态启动时某一负荷值，然后按冷态启动 曲线顺序加到满负荷。

2.7.3 锅炉点火后应对

一、二级旁路系统进行暖管15～20min，暖管时过热器、再热器向空排汽门及疏水门应开启，待

一、二级旁路投入使用后再关闭。

2.7.4 热态启动若要求主蒸汽温度大于450℃时，应使用一级旁路系统减温水，控 制再热器进口汽温不超过450℃。

2.8 安全门的校验

2.8.1 锅炉大修或安全门检修后，必须进行安全门的校验。为防止安全阀的阀芯和 阀座粘住，应定期对安全阀作手动或自动的放汽试验，一般可在小修前进行。

2.8.2 汽包和过热器安全门的动作压力的整定值应符合《蒸汽锅炉安全监察规程》 的规定。再热器安全门动作压力的整定值为装设地点额定流量下工作压力的 110%。

2.8.3 安全门校验可单独启动锅炉进行，也可带负荷校验。校验可分机械动作，电 气手动动作，电气自动动作三个步骤进行。汽包和过热器安全门机械部分起座压 力的合格标准为整定值+0－490kPa+0-5kgf/cm2，电气部分为整定值± 98kPa(±1kgf/cm2)。

2.8.4 不带负荷单独校验安全门时锅炉起动的安全注意事项：

2.8.4.1 锅炉点火前必须联系汽机值班人员做好安全工作，防止汽水进入机内。

2.8.4.2 锅炉单独起动的饱和蒸汽温度上升速度不大于60℃/h，瞬时不大于2℃ /min。

2.8.4.3 启动过程中，应严格监视过热器、再热器管壁不超温，控制过热器出口烟 温不高于500℃。

2.8.5 校验安全门时应有技术领导人员在现场监护。

3 锅炉运行的控制与调整

3.1 运行主要限额

运行主要限额应在现场规程中规定，表9可作参考。

表9

续表9

3.2水位的调整

3.2.1 锅炉水位以汽包就地水位计的指示为准。锅炉正常运行时至少要用两只指 示正确的低地位水位计监视调节汽包水位，锅炉启、停时电接点水位计可作调整 汽包水位的参考。

3.2.2 汽包水位计和各低地位水位计应每班检查核对二次，每月至少试验高低水位 报警器一次，汽包水位计中的水位应有轻微波动，如果呆滞不动或模糊不清，应 进行冲洗。汽包水位应控制在正常水位±50mm范围内；最高最低水位为正常水 位±75mm。

3.2.3 若锅炉汽压和给水压力正常而汽包水位超过±50mm时，应即检查核对各水 位计是否正确，可将给水自动改为手控调节。若给水调节门卡涩，则应用给水隔 绝门或立即投入给水旁路系统，减少或增加进水量调整锅炉水位。并应立即通知 有关人员迅速修好。

3.2.4 给水自动或手动调整时，均应注意给水流量与蒸汽流量是否平衡，并尽量 避免给水流量的猛增猛减，在额定蒸发量下给水自动调节应有一定余度，防止事 故情况下锅炉缺水。

3.3 汽压的控制和调整

3.3.1 锅炉应采用定压运行，一般维持汽机额定汽压运行，力求做到汽压稳定。若 设备有缺陷，如调速系统发生不正常晃动。电动同步器失灵等，或低负荷运行 时，可暂时采用滑压运行。

3.3.2 各厂应根据具体情况制定出调节汽压的方法和操作步骤，在增加或减少燃料 量来调节汽压时，不应猛增猛减，以防燃烧恶化而发生火焰窜屏，过热器管壁超 温或燃烧不稳定而造成锅炉灭火。燃料量增减幅度应由试验决定。

3.3.3 当高压加热器发生故障，须紧急停用时，应立即降低锅炉负荷，密切注意再 热蒸汽进口压力，防止安全门动作以及过热器和再热器管壁超温等。汽机高加停 用时，机组出力一般不超过110MW。若要增加出力需经试验鉴定，并在现场规 程中规定。

3.4 主蒸汽和再热蒸汽汽温的控制和调整

3.4.1 正常运行时，应严格监视和调节主蒸汽和再热蒸汽温度为550±5℃。当 锅炉汽压或负荷变动时，应特别注意调节汽温正常，控制主蒸汽与再热蒸汽左右 两侧温差各不超过20℃，主蒸汽与再热蒸汽的温差小于50℃，并应注意监视过 热器和再热器管壁不超温。

3.4.2 调节主蒸汽和再热蒸汽温度的方法应在现场规程中规定。如：

3.4.2.1 调节燃烧喷嘴的倾斜角度。

3.4.2.2 调节二次风门的开度，纠正热偏差。

3.4.2.3 分层调节燃料量。

3.4.2.4 受热面吹灰。

3.4.2.5 调节减温水量。

3.4.2.6 调节烟气再循环或烟气调节挡板。

3.5 燃烧的调整

3.5.1 正常燃烧时，燃煤炉应具有金黄色火焰，燃油炉火焰应白亮，对流过热器出 口两侧烟温差不大于50℃，燃烧火焰应不直接冲刷水冷壁管，并无火焰窜屏现 象。燃料的起燃点应适中，若距喷嘴太近时，将引起结焦，烧坏喷嘴，距喷嘴太 远时，使燃烧不稳，锅炉灭火。

3.5.2 燃烧室出口的过剩空气系数α值应根据不同燃料试验决定，燃油炉应实行低 氧燃烧。

煤的灰熔点过低时或锅炉采用油、煤混合燃烧时，为防止炉膛结焦，可适当 提高过剩空气系数α值。烟气中最佳的氧量应由调整试验确定，氧量的正常波动 范围应不超过最佳值±0.5%。每月应用烟气分析仪将锅炉各部分的烟气详细检查 分析一次，漏风率不应超过《电力工业技术管理法规》的规定。

3.5.3 燃烧喷嘴四角布置时应对角投用，避免“缺角”运行，投用或停用燃烧喷嘴 时应逐只进行，以保持燃烧良好，为防止煤粉仓内煤粉结块自燃，给粉机不应长 时间停用，每班至少将备用的给粉机切换运行2h，对停用的燃烧喷嘴应少量通风 冷却以防过热烧坏。

3.5.4 锅炉值班人员应确知当值所用的煤种和主要成分(挥发分、水分、灰分)。并 了解入炉煤的发热量和灰熔点。

3.5.5 为了保证燃烧的稳定与完全，煤粉细度和水分，每班至少应取样分析一次。

3.5.6 煤粉仓粉位应保持在3m以上，粉位过低将会发生下粉不均或煤粉自流。应 定期降低煤粉仓的粉位。

3.5.7 锅炉应装有飞灰连续取样器，每班应分析飞灰及灰渣中的可燃物含量一次。

3.5.8 锅炉应通过调整试验制定燃烧调整操作卡，并应不断总结新的调整经验，修 订、完善燃烧调整操作卡。

3.5.9 锅炉各燃烧喷嘴应每二小时检查一次，如有燃烧不良或结焦等应及时进行调 整处理。燃煤炉的燃油系统应处于备用状态。

3.5.10 煤粉喷嘴投用前应先缓慢开启一次风门进行冲管，投用后立即检查着火情 况是否良好，燃油喷嘴或煤粉喷嘴在投用或停止时应及时调整风量，以防烟囱冒 黑烟。

3.5.11 设计为负压运行的锅炉，应调整吸风量，一般保持炉膛负压20～ 50Pa(2～5mmH2O)(现场规程中根据负压接点等情况确定)。锅炉上部不向外冒 烟。

3.6 低负荷运行

3.6.1 锅炉最低负荷应由试验决定，此时水循环和燃烧应保持良好，根据各厂具

体情况订出低负荷运行措施。

3.6.2 锅炉低负荷运行时，在运行操作上须注意：

3.6.2.1 锅炉燃烧不稳或燃煤挥发分过低，炉膛内大块焦渣有塌下的可能时，有 条件的厂应调整好稳燃器或投入1～2根油枪，使燃烧稳定。

3.6.2.2 一次风压应维持稳定，在增减负荷时必须及时调整风量。

3.6.2.3 停喷嘴前应先检查各喷嘴着火情况，应停用燃烧较差的喷嘴，尽量不要 停下排的喷嘴，切勿同时停用二只喷嘴。

3.6.2.4 要勤看火及时调整燃烧，着火点不宜过远。各看火孔、检查孔应关闭。

3.6.2.5 低负荷时应尽量少用减温水，以防蛇形管发生水塞。

3.6.2.6 严格控制煤粉细度，使煤粉细度达到规定要求。

3.6.2.7 如因给粉机故障造成炉膛缺角燃烧时，宜即增加运行给粉机给粉量，关 闭故障给粉机的一次风门，注意一次风压变化。

3.7 吹灰与打焦

3.7.1 为了清除锅炉受热面的积灰结焦，保持受热面清洁，提高锅炉安全、经济 运行水平，应定期对锅炉受热面进行吹灰、打焦。

3.7.2 吹灰或打焦时，必须遵守部颁《电业安全工作规程》的各项有关规定。

3.7.3 吹灰或打焦时，要求燃烧稳定，负荷稳定。为保证吹灰时锅炉不发生正 压、灭火。锅炉低负荷运行时，一般不宜吹灰。

3.7.4 吹灰或打焦时，应适当增大炉膛负压，加强对主蒸汽温度和再热蒸汽温度 的监视和调整。

3.7.5 吹灰、打焦的方法和次数，应根据燃用煤种和设备情况，在现场规程中规 定。

3.7.6 一般情况下每班应吹灰一次，每2小时检查燃烧喷嘴，如有结焦，即时清 除。吹灰前，必须充分暖管，吹灰完毕，必须关闭吹灰蒸汽隔绝门，开启吹灰蒸 汽疏水门。打焦时必须通知除灰值班人员，不可开启灰斗检查门。

3.8 排

污

3.8.1 为了保持锅炉汽、水品质良好，必须对锅炉进行连续排污和定期排污。

3.8.2 锅炉的排污量由化学部门确定。锅炉值班人员应按化学值班人员的通知进 行排污，排污操作人员必须遵守部颁《电业安全工作规程》的各项有关规定。排 污前必须查明，检修中的锅炉已与排污管系隔绝，如两台锅炉使用同一排污总 管，而排污管上又无逆止门时，则禁止两台锅炉同时排污。

3.8.3 正常运行时，锅炉必须经限流圈排污，排污门全开时不应超过半分钟。排 污应逐个进行，以防破坏水循环。

3.8.4 连续排污应排入连排扩容器，回收汽、水。

3.8.5 锅炉定期排污时的注意事项：

3.8.5.1 操作排污门时必须使用专用的扳手。排污门有缺陷时，应即修理。不允 许操作有严重缺陷的排污门，如门杆弯曲、阀门卡涩等。

3.8.5.2 开启排污门时应缓慢，防止发生水冲击。如排污时发生水冲击，则应将 阀门关小，直至水冲击消失，然后再缓慢开启排污门。

3.8.5.3 排污时应密切注意汽包水位的变化。

3.8.5.4 排污时应先开隔绝门，再开调整门。排污完毕，应先关调整门，再关隔 绝门。排污时，应检查管系阀门是否堵塞，排污后应复查排污门关闭的严密性。

3.9 除

灰

3.9.1 锅炉除灰必须遵守部颁《电业安全工作规程》的各项有关规定。

3.9.2 锅炉控制室与除灰处应有联系信号，除灰工作必须按除灰操作规定进行。 开事故除灰门必须征得司炉同意。除灰时，若锅炉发生故障，司炉应通知除灰人 员，必要时暂停除灰工作。

3.10 预防性工作

为了确保锅炉的正常运行，值班人员应按规定进行预防性的工作。具体项目 各厂自行制订，表10可作参考。

表10 锅炉预防性工作

3.11 自动控制和程序操作

应根据各厂自动控制设备的投用情况，编制自动及遥控设备的现场运行规 程，内容包括以下几个方面：

3.11.1 自动控制及遥控设备的特性。

3.11.2 各自动控制投入运行的条件和操作方法。

3.11.3 各保护装置投用的条件和操作方法。

3.11.4 各程序操作投入运行的条件和操作方法。

3.11.5 自动控制及遥控设备的运行注意事项。

3.12 主要辅机的运行

3.12.1 应定期检查运行情况(检查周期应在现场规程中规定)。

3.12.1.1 风机运行中的检查项目：

a.无异音和摩擦现象。

b.轴承油位计不漏油，油位正常，油位管畅通，油质良好，油环转动良好， 带油正常。

c.轴承冷却水充足，排水管畅通。

d.轴承温度、振动不超过规定值。

e.联轴器接合完整，防护罩罩好，地脚螺丝牢固。

f.辅助设备长期备用时，应定期试转5min或切换运行(将备用改为运行)。

g.风门挡板的就地开度和控制室开度指示一致。

3.12.1.2 回转式空气预热器运行中的检查项目：

a.运转平稳，无异常，电流无大幅度晃动。下轴承润滑油泵运行正常。 油温、油位、油流正常。回油温度不超过限额。

b.摆线齿轮运行正常，润滑油流指示片活动正常。

c.空气预热器进出口烟、风压数值正常，排烟温度正常。

d.润滑油泵出口油压正常。

e.定期对空气预热器进行吹灰。

3.12.2 电动机的运行情况应符合《厂用电动机运行规程》的规定。

3.12.3 主要辅机的运行限额：

3.12.3.1 滚动轴承温度一般不超过80℃或制造厂规定的限额。

3.12.3.2 滑动轴承温度一般不超过70℃或制造厂规定的限额。

3.12.3.3 齿轮箱外壳温度一般不超过80℃或制造厂规定的限额。

3.12.3.4 轴承振动不超过下列数值：

3.12.3.5 冷却水出水温度应在现场规程中规定。

4 锅炉机组的停止运行

4.1 滑参数停炉

4.1.1 正常情况下，锅炉机组的停炉可用滑参数方式。停炉应将煤粉仓内的煤粉 烧空。禁止将煤粉排入停用的锅炉或排入大气。停炉大修时必须清扫煤粉仓，只 有在停炉时间不超过三天时，才允许煤粉仓内存有剩余煤粉。煤粉仓内有余粉 时，应仔细地做好煤粉仓的堵漏工作，并严密监视煤粉仓的温度。此外，并将原 煤仓的煤尽量用完。

4.1.2 接到值长停炉命令后，应将停炉时间通知汽机、化学、热工和燃料值班人 员。燃煤炉应检查燃油系统确已入系备用，并根据煤粉仓是否烧空，决定制粉设 备的停止时间。

4.1.3 滑参数停炉的操作步骤如下：

4.1.3.1 燃油炉应逐渐减少燃油喷嘴。燃煤炉应逐渐减少给粉量，并根据燃烧情 况投用燃油喷嘴稳定炉火。锅炉降压降温的速度按汽机滑参数停机曲线进行(现场 规程中应附有汽机滑参数停机曲线)。

4.1.3.2 降压降温过程中主蒸汽与再热蒸汽温差不大于50℃。

4.1.3.3 在停炉过程中应彻底吹灰一次。

4.1.3.4 中间储仓式燃煤炉，若煤粉仓不需烧空时，停用给粉机前应先关闭下粉 挡板走尽余粉。若煤粉仓需烧空时，则在煤粉仓烧空，给粉机全停后再复查一 次。

4.1.3.5 滑参数停炉可根据不同情况进行：

a.汽压滑至2.9～4.9MPa(30～50kgf/cm2)时停炉。 b.汽压滑至1～1.5MPa(10～15kgf/cm2)，汽温250℃时停炉。停炉后应开启 过热器疏水门控制降压的速度。

4.1.3.6 待发电机解列汽机自动主汽门关闭后，关闭各燃油喷嘴，清扫燃油喷嘴 中的积油。锅炉停炉后禁止将燃料送入已灭火的锅炉。

4.1.3.7 锅炉灭火后应关闭

一、二级减温水和事故喷水，停用暖风器。

4.1.3.8 锅炉灭火后燃油炉必须开启送、吸风机通风，时间不少于10min；燃煤 炉烟道的通风可只用吸风机，时间不少于5min。通风时应注意避免锅炉产生急剧 冷却。

4.1.3.9 联系化学值班人员停止加药泵的运行，关闭连续排污门、加药门和取样 门。

4.1.3.10 对各下降管、下联箱进行一次排污。

4.1.3.11 锅炉进水至汽包水位+250～+300mm时，停止给水泵的运行。关闭各给 水门，开启省煤器再循环门。

4.1.3.12 有条件时使用除氧水或蒸汽对回转式空气预热器吹灰1小时。

4.1.3.13 锅炉灭火后，开启再热器冷段疏水门和再热器向空排汽门。

4.1.3.14 在锅炉尚有汽压时应注意保持汽包水位。锅炉冷却过程中，如汽包水位 下降需进行加水时，应关闭省煤器再循环门。

4.1.3.15 为了防止省煤器、空气预热器等处发生二次燃烧而损坏设备，锅炉灭火 后应由专人负责监视各段烟温，特别是空气预热器进、出口烟温。空气预热器进 口烟温低于100℃时，停止回转式空气预热器的运行。

4.1.3.16 灰渣斗存灰除尽后，停止除灰设备运行。

4.1.4 滑参数停炉时，若汽压尚有1.5MPa(15kgf/cm2)，则正常降压的时间一般为 8～10h，在降压过程中汽包上下壁温差不应超过50℃。

4.2 正常参数停炉

4.2.1 正常参数停炉的降荷方式按汽机要求进行，其他操作可参照滑参数停炉。

4.2.2 停炉后降压速度按各厂现场规程的降压曲线进行，一般为18h。

停炉后应紧闭炉门和各烟风道风门、挡板，以免锅炉急剧冷却。停炉4～6h 后可进行自然通风冷却，并进行必要的进水和放水。停炉18h后方可起动吸风机 进行冷却。 4.

3停炉的安全注意事项 4.3.1 锅炉停炉后为防止受热面内部腐蚀，必须根据各厂情况制订停炉保护措 施，并认真做好停炉保护工作。

4.3.2 在严寒冬季，锅炉停炉后应严格执行防冻措施。 4.3.3 锅炉压力尚未降到零时，不允许对锅炉机组及其附属设备不加监视，在电 动机未切断电源时，也不允许不加监视。 4.3.4 锅炉停炉后，若煤粉仓内尚有煤粉，则应封闭煤粉仓，每小时检查一次煤 粉仓的温度。 4.3.5 停炉过程中应严格监视汽包上下壁温差不超过50℃，否则应降低降压速 度。 4.3.6 在滑停过程中，特别是后阶段要注意主蒸汽温度的过热度，如减温水阀门 关闭后严重泄漏，影响主蒸汽温度的过热度时，应及时汇报班长、值长，联系汽 机班长提前停炉停机。 4.

4过热器的反冲洗 4.4.1 为了保证过热器管不致因内壁积聚盐垢发生爆管事故，必须对过热器定期 进行反冲洗，一般在锅炉机组大修时进行，小修时根据化学监督要求进行。

4.4.2 过热器反冲洗应具备下列条件：

4.4.2.1 得到值长通知。

4.4.2.2 锅炉本体受压部件检修工作结束。 4.4.2.3 汽机已具备向锅炉供水条件，将除氧器投入运行，保持高水位，且水温 为60～100℃，并能随时起动给水泵供水。

4.4.3 过热器反冲洗注意事项： 4.4.3.1 联系汽机班长，检查

一、二级旁路门已关严，维持冲洗水温在60～100 ℃。 4.4.3.2 在反冲洗过程中，应尽量保持较大给水流量，以利冲净，但不允许汽 包起压。 4.4.3.3 应以事故放水门连续放水控制汽包水位，必要时可开启定排放水门放 水。

4.4.3.4 根据化学的化验结果停止反冲洗。 4.4.3.5 反冲洗结束后，应检查冲洗系统确已隔绝。冬季还应采取防冻措施，以 免过热器管冻裂。

5锅炉机组事故及故障处理 5.

1事故处理原则和注意事项 5.1.1 发生事故后应立即采取一切可行的办法，消除事故根源，迅速恢复机组正 常运行，满足系统负荷的需要。在设备确已不具备运行条件时或继续运行对人 身、设备有直接危害时，应停炉处理。 5.1.2 发生事故时，班长应在值长的直接领导下，领导全班人员迅速果断地按照 现场规程的规定处理事故。值长的命令，除对人身、设备有直接危害者外，均应 坚决执行。 5.1.3 当发生与本规程没有列举的事故情况时，运行人员应根据自己的经验与判 断，主动地采取对策，迅速处理。事故处理后运行人员应如实地把事故发生的时 间、现象以及所采取的措施，记录在交接班簿上，并在班后会议上进行研究讨 论，以总结经验吸取教训。 5.

2事故及故障停炉 5.2.1 遇有下列情况之一时，锅炉机组应立即停止运行，即停止向燃烧室供给燃 料及空气。 5.2.1.1 汽包水位达到±200mm(若制造厂有规定或水位保护的可另定)；

5.2.1.2 锅炉所有水位计损坏；

5.2.1.3 主给水管道或主蒸汽管道发生爆破；

5.2.1.4 炉膛内或烟道内发生爆燃使设备遭到严重损坏；

5.2.1.5 燃料在尾部烟道内燃烧，使排烟温度不正常地突然升高；

5.2.1.6 炉膛灭火或燃油炉燃油调节阀后的压力，降到不允许的程度；

5.2.1.7 锅炉房内发生火警，直接影响锅炉的安全运行；

5.2.1.8 两台吸风机、送风机或回转式空气预热器停止运行；

5.2.1.9 安全门动作后不回座，压力下降，汽温变化达到迫使汽机停机； 5.2.1.10 压力超出动作压力而安全门不动作，同时

一、二级旁路和向空排汽门无 法打开；

5.2.1.11 再热蒸汽中断。 5.2.2 发生下列情况之一时应停止锅炉的运行；

5.2.2.1 锅炉水冷壁管、省煤器管、过热器管、再热器管严重泄漏； 5.2.2.2 锅炉主蒸汽温度或再热蒸汽温度或管壁温度超过限额，经多方设法调整 或降低负荷运行仍无法恢复正常；

5.2.2.3 锅炉汽水管道一次门前泄漏，威胁人身或设备安全； 5.2.2.4 锅炉给水、炉水及蒸汽品质严重低于标准，经努力调整，不能恢复正 常；

5.2.2.5 锅炉严重结焦或积灰，虽经努力清除仍难以维持正常运行；

5.2.2.6 锅炉房内发生火警，威胁设备安全；

5.2.2.7 锅炉汽包水位所有的远方指示器损坏；

5.2.2.8 炉顶严重泄漏，吊杆超温，烧红。 上述情况的停炉时间，由发电厂总工程师决定。

5.2.3 事故停炉的操作步骤如下：

5.2.3.1 发出厂用事故警报，并向值长汇报。

5.2.3.2 通知汽机班长，锅炉事故停炉。 5.2.3.3 立即停止向炉膛供应燃料和停止制粉设备，锅炉熄火。停止再循环风 机。 5.2.3.4 将各自动调节切换为手控，监视调节汽包水位正常，关闭减温水隔绝 门，事故喷水隔绝门。调节吸、送风机风门、挡板，维持炉膛负压50Pa(5mmH2O) 进行通风。 5.2.3.5 通知汽机值班人员调节开启

一、二级旁路门排汽10min或开启过热器、再热器向空排汽门排汽10min。 5.2.3.6 若在事故停炉后10min内，锅炉仍不具备起动条件时，则应停止送风机 和吸风机，关闭各取样、加药、连续排污一次门，通知化学停止加药。 5.2.3.7 保留空气预热器运行，当空气预热器入口烟温低于100℃，停止空气预 热器运行，同时应执行有关防止空气预热器及省煤器烧坏的措施。 5.

3锅 炉 灭 火 5.3.1 炉膛灭火时的常见现象： 5.3.1.1 炉膛负压突然增大，炉膛风压表指示在最大负值。微正压炉炉膛正压突 然减小。

5.3.1.2 炉膛内变暗，自看火孔看不到火焰。

5.3.1.3 汽压汽温急剧下降。 5.3.2 灭火的常见原因：

5.3.2.1 辅机故障跳闸。 5.3.2.2 给煤机故障，落煤管堵塞(单位式制粉系统)。给粉机故障“缺角”运行， 煤粉管堵塞。 5.3.2.3 煤粉仓粉位过低，给粉机给粉不均或部分给粉机给粉中断。

5.3.2.4 燃油炉燃油“失压”，燃油中断。

5.3.2.5 锅炉负荷过低，燃烧调整不当。

5.3.2.6 大量塌焦。

5.3.2.7 煤质太差，挥发分过低或煤种突变。

5.3.2.8 水冷壁管严重爆破。

5.3.2.9 除灰时，大量冷空气进入炉内。 5.3.3 灭火的处理：

立即停止向炉内供应燃料。禁止采用关小风门，继续供应燃料以爆燃恢复着 火。调整负压进行通风，一般燃油炉不少于10min，燃煤炉不少于5min，查出灭 火原因，然后重新点火接带负荷。 5.

4锅 炉 满 水

5.4.1 满水的常见现象：

5.4.1.1 汽包内的水位超过规定的正常值，高水位信号报警。

5.4.1.2 给水流量不正常地大于蒸汽流量。 5.4.1.3 严重满水时，过热蒸汽温度急剧下降，主蒸汽管道法兰处有汽水冒出， 甚至发生水冲击造成管道剧烈振动。

5.4.2 满水的常见原因：

5.4.2.1 给水自动调整器动作失灵。

5.4.2.2 锅炉值班人员疏忽大意，监视水位不严或误操作。

5.4.2.3 给水调节门卡涩。

5.4.2.4 低地位水位计失灵，指示偏低，发生误操作。

5.4.3 满水的处理：

5.4.3.1 汽包内的水位超过规定正常值，如经处理后，汽包内水位继续上升时， 应采取下列措施： a.开启事故放水门放水。

b.如主蒸汽温度急剧下降时，应即关闭减温水门，开启集汽箱和侧墙疏水 门，并通知汽机值班人员开启有关疏水门和作好紧急停机的准备。 5.4.3.2 汽包内水位仍继续上升高至+200mm时(若制造厂有规定或有水位保护的 可另定)，应采取下列措施：

a.立即发出厂用事故警报，紧急停炉处理，停止向锅炉上水。

b.待水位恢复正常后，迅速消除故障，重新点火接带负荷。 5.4.3.3 若低地位水位计失灵或解列，以汽包水位计监视水位时，如果运行人员 监视疏忽，以致汽包水位计内水位消失而未能及时发现，应立即停止锅炉机组的 运行。停止向锅炉上水，确认为满水时，可加强锅炉放水，尽快使汽包水位恢复 正常，消除故障后，可重新点火带负荷。 5.

5锅 炉 缺 水

5.5.1 缺水的常见现象：

5.5.1.1 汽包内可见水位低于规定的正常值，低水位信号报警。

5.5.1.2 过热蒸汽温度上升。 5.5.1.3 给水流量不正常地小于蒸汽流量(当水冷壁管或省煤器管破裂时，则相 反)。 5.5.2 缺水的常见原因：

5.5.2.1 给水自动调整器动作失灵。

5.5.2.2 运行值班人员疏忽大意，监视水位不严或误操作。

5.5.2.3 给水调节阀故障。

5.5.2.4 低地位水位计失灵，指示偏高，发生误操作。

5.5.2.5 给水泵故障，给水压力下降。

5.5.2.6 排污门严重泄漏，水冷壁管、省煤器管破裂5.5.3 缺水的处理：

5.5.3.1 若锅炉汽包内水位下降系因给水泵发生故障，给水压力下降造成，应立 即通知汽机值班人员起动备用给水泵，恢复正常给水压力。

5.5.3.2 若锅炉正在进行定期排污，应立即停止排污，若有排污门大量泄漏，应 即关闭排污系统的隔绝门。

5.5.3.3 如经采取恢复水位的措施后，汽包水位继续下降，应即汇报值长，降低 锅炉负荷。

5.5.3.4 如汽包水位继续下降，低至-200mm时(若制造厂有规定或有水位保护的可 另定)，应立即停止锅炉机组的运行。若不是由于运行人员监视疏忽而造成的缺 水，可缓慢地向锅炉进水，消除故障后，可重新点火带负荷。

5.5.3.5 若低地位水位计失灵或解列，以汽包水位计监视水位时，如果由于运行 人员监视疏忽，以致汽包水位计内水位消失而未能及时发现，应立即停止锅炉机 组的运行，此时不能继续向锅炉进水。

5.6 汽包水位计损坏

5.6.1 汽包水位计损坏的预防：

5.6.1.1 必须防止水位计云母片(或玻璃管)的温度发生突然的变化，如冲洗水位 计时，汽门、水门不可同时关闭，室外冷空气不要突然吹向水位计等。

5.6.1.2 冷水滴不可溅及水位计云母片或玻璃管。

5.6.1.3 核对汽包水位计，必须注意下列事项：

a.汽包水位计的汽管及水管的阻塞会引起水位计内水位的上升，如汽管阻塞， 则水位上升极快，如水管阻塞，则水位逐渐上升。

b.如汽包水位计有不严密处，将使水位计指示不正确。

c.如汽包水位计的放水门漏，则将引起水位计内水位降低。

5.6.2 汽包水位计损坏的处理：

5.6.2.1 如果汽包水位计中有一只损坏时，应立即隔绝检修，并核对另一只汽包 水位计和各低地位水位计指示的正确性，加强对汽包水位的监视调节。

5.6.2.2 如果二只汽包水位计都损坏，但有二只低地位水位计正确可靠，则允许 以低地位水位计监视调节汽包水位，继续维持锅炉运行二小时，但必须注意给水 流量和蒸汽流量的平衡，保持锅炉负荷稳定，对已损坏的汽包水位计应立即隔绝 检修。

5.6.2.3 如果二只汽包水位计都已损坏，且低地位水位计并不具备上述5.6.2.2的 条件时，应停炉处理。

5.7 水冷壁管损坏

5.7.1 损坏的常见现象：

5.7.1.1 严重损坏时，炉膛内发出爆破声，自炉膛检查孔、门听到汽、水喷出 的声音。

5.7.1.2 炉膛风压表偏正，自检查孔、门、炉墙不严密处喷出烟气或蒸汽。

5.7.1.3 汽包水位迅速下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量。

5.7.1.4 各段烟温下降，蒸汽压力、蒸汽流量和给水压力下降。

5.7.1.5 炉内燃烧不稳定，甚至造成灭火。

5.7.2 损坏的常见原因：

5.7.2.1 锅炉给水质量不符合标准，化学水处理不当或监督不严，使水冷壁管内 部结垢腐蚀。

5.7.2.2 管子被杂物堵塞，未能发现清除。

5.7.2.3 燃烧喷嘴附近或通焦孔四周管子保护不良，磨损严重或管子外壁严重腐 蚀。

5.7.2.4 吹灰器喷口或吹灰管安装不当，吹灰操作有错误，管子被汽、水吹坏。

5.7.2.5 管材或焊接质量不合格。

5.7.2.6 锅炉启动时，水冷壁管热膨胀受阻造成损坏。

5.7.2.7 炉膛内严重结焦，定期排污门大量漏水或锅炉长时间过低的低负荷运行 使正常的水循环破坏，以及升火方式不当等造成水循环不良，而使管子过热损 坏。 5.7.2.8 锅炉严重缺水。

5.7.2.9 炉膛内发生严重爆炸，使水冷壁管损坏。

5.7.2.10 大量塌焦砸坏水冷壁冷灰斗管子。

5.7.3 损坏的处理：

5.7.3.1 立即汇报值长，加强检查并注意损坏是否迅速扩大。

5.7.3.2 若水冷壁管损坏不太严重，尚能维持汽包正常水位则允许继续运行一段 时间。对于燃煤炉如设备上有条件可投入燃油嘴，稳定炉火，适当降低出力，煤 粉仓保持较低粉位，请示发电厂总工程师决定停炉时间。

5.7.3.3 若水冷壁管损坏严重，造成锅炉灭火或对锅炉加强进水后仍不能维持正 常水位，应立即停炉处理，停炉后继续加强进水，如汽包水位仍不能回升时，则 应停止对锅炉的进水，但省煤器再循环门不应开启。

5.7.3.4 停炉后应保留一台吸风机运行，待排除炉内汽、水后再停止。

5.8 过热器管损坏

5.8.1 损坏的常见现象：

5.8.1.1 自过热器检查孔、门可看到汽、水喷出或听到 汽、水喷出的声音。

5.8.1.2 炉膛负压减少或变正。

5.8.1.3 蒸汽流量不正常地小于给水流量。

5.8.1.4 过热器损坏侧烟温降低，过热蒸汽温度发生异常变化。

5.8.2 损坏的常见原因：

5.8.2.1 化学监督不严，汽水分离器结构不良或不严密，使过热器管内积聚盐 垢。

5.8.2.2 管内有杂物堵塞。

5.8.2.3 燃烧调节不当，经常发生火焰窜屏。

5.8.2.4 过热蒸汽温度或过热器管壁温长期超限运行。

5.8.2.5 管材或焊接质量不合格。

5.8.2.6 低负荷时，使用减温水不当，使过热器管发生水塞，局部管壁超温。

5.8.2.7 锅炉启、停工况不适当或停炉保养工作未做好，造成管子冷却不够或产 生腐蚀。

5.8.2.8 飞灰磨损，管夹或梳形板振动，造成过热器管破坏。

5.8.2.9 吹灰器安装不正确吹坏管子。

5.8.2.10 减温器套筒损坏、位移，或屏式过热器联箱隔板位移。

5.8.3 损坏的预防：

5.8.3.1 锅炉升火及运行中防止发生汽温和管壁温度超温。

5.8.3.2 确保汽水分离器的工作可靠，蒸汽品质合格。如发现蒸汽品质不合格， 必须分析其原因，并采取必要的措施。

5.8.3.3 锅炉大、小修时对过热器进行公共式冲洗。

5.8.3.4 锅炉大、小修时由检修人员进行防爆检查。

5.8.4 损坏的处理：

5.8.4.1 立即汇报值长，加强检查，并注意损坏是否迅速扩大。

5.8.4.2 若损坏不太严重，过热蒸汽温度尚能维持在正常范围内，则允许继续运 行一段时间，但应适当降低锅炉出力，保持燃煤炉煤粉仓较低粉位，请示发电厂 总工程师决定，尽早停炉处理，以防事故进一步扩大。 5.8.4.3 若损坏严重，过热汽温变化过大，不能维持在正常范围内，并且炉膛严 重正压，炉火极不稳定，应汇报值长立即停炉处理。

5.9 再热器管损坏

5.9.1 损坏的常见现象：

5.9.1.1 自再热器检查门、孔可看到汽、水喷出或听到汽、水喷出的声音。

5.9.1.2 损坏侧再热器后烟温下降，再热器汽温发生异常变化。

5.9.1.3 省煤器集灰斗内放出潮湿的细灰。

5.9.2 损坏的常见原因：

5.9.2.1 管壁被飞灰磨损。

5.9.2.2 监视调节不当，再热器管经常超温运行。

5.9.2.3 管材或焊接质量不合格。

5.9.2.4 管子被杂物堵塞。

5.9.2.5 锅炉起动工况不适当或停炉保养工作未做好，造成管子冷却不够或产生 腐蚀。

5.9.3 损坏的预防：

5.9.3.1 锅炉运行中防止发生再热器管超温。

5.9.3.2 锅炉升火期间应开启

一、二级旁路，确保再热器管有足够的冷却。甩负 荷时应投入

一、二级旁路。

5.9.3.3 锅炉大、小修时，应消除烟气走廊，由检修人员进行防爆检查。

5.9.4 损坏的处理：

参照“过热器管损坏”进行处理。

5.10 省煤器管损坏

5.10.1 损坏的常见现象：

5.10.1.1 严重损坏时，汽包水位迅速下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量。

5.10.1.2 自省煤器检查孔、门可看到汽、水喷出或听到汽水喷出的声音。

5.10.1.3 省煤器细灰斗内放出潮湿的细灰。

5.10.1.4 损坏侧省煤器后烟温下降。

5.10.1.5 烟道阻力增加，吸风机电流增大。

5.10.2 损坏的常见原因：

5.10.2.1 给水品质不合格，管子内壁腐蚀。

5.10.2.2 管材或焊接质量不合格。

5.10.2.3 管壁被飞灰磨损。

5.10.3 损坏的处理：

参照“水冷壁管损坏”进行处理，但在停炉后严禁开启省煤器再循环门。

5.11 给水管道发生水冲击

5.11.1 水冲击的常见原因：

5.11.1.1 给水管投入时，管内积存空气。

5.11.1.2 突然关闭或开启给水系统隔绝门。

5.11.1.3 起动中进水速度太快。

5.11.1.4 给水泵逆止门失灵，忽开忽关。

5.11.2 水冲击的处理： 5.11.2.1 给水管投入时发生水冲击应即适当关小阀门，加强放气，待水冲击消除 后，再缓慢进行投入操作。

5.11.2.2 当突然关闭或开启给水系统的隔绝门发生水冲击时，应即将隔绝门恢复 到水冲击前位置，以消除水冲击。

5.11.2.3 检查给水管路的支吊架是否松脱，检查给水泵逆止门是否正常，针对具 体情况进行处理。

5.12 锅炉尾部烟道二次燃烧

5.12.1 尾部烟道二次燃烧的常见现象：

5.12.1.1 锅炉尾部烟道温度不正常地突然升高。

5.12.1.2 自锅炉尾部烟道门、孔可发现火星或冒烟，烟囱冒黑烟。

5.12.1.3 若空气预热器处发生二次燃烧时，空气预热器外壳发热或烧红，空气预 热器电流表指针晃动。

5.12.1.4 烟道内负压剧烈变化。

5.12.1.5 烟道防爆门动作。

5.12.2 尾部烟道二次燃烧的常见原因：

5.12.2.1 锅炉起动或事故停炉时，操作调整不当，炉膛燃烧恶化，油或煤粉进入 尾部烟道内沉积在受热面上。

5.12.2.2 制粉设备调节不当，煤粉太粗或细粉分离器堵塞，锅炉燃烧不良，尾部 烟道内积聚大量煤粉。

5.12.2.3 低负荷时燃烧不良，尾部烟道内积聚了油或煤粉。

5.12.2.4 正常运行时，风量调节不当，使大量油和煤粉进入尾部烟道内燃烧。

5.12.3 尾部烟道二次燃烧的处理：

5.12.3.1 锅炉值班人员若发现尾部烟温不正常地升高时，应立即检查原因。特别 应检查锅炉尾部烟道内是否有二次燃烧。

5.12.3.2 检查确定锅炉尾部烟道内二次燃烧时，应即紧急停炉处理，并将吸、送 风机停止，严密关闭各风门、挡板。必要时保持锅炉连续少量进水，以冷却省煤 器。

5.12.3.3 向锅炉尾部烟道内充入蒸汽灭火。

5.12.3.4 检查尾部烟道各段温度正常后，谨慎地起动吸风机通风10min。复查正 常，设备亦未遭到损坏时，汇报值长，锅炉重新点火带负荷。

5.13 负 荷 突 降

5.13.1 负荷突降的常见现象：

5.13.1.1 锅炉汽压急剧上升。

5.13.1.2 蒸汽流量急剧下降。

5.13.1.3 锅炉安全门可能起座。

5.13.1.4

一、二级旁路门自动开启。

5.13.1.5 汽包水位先下降后上升；给水流量减少(当给水自动投用时)。

5.13.2 负荷突降的常见原因：

5.13.2.1 电力系统发生故障。

5.13.2.2 汽机或发电机发生故障。

5.13.3 负荷突降的处理：

5.13.3.1 若

一、二级旁路系统未投自动，可根据汽压升高的情况通知汽机值班人 员“手动”开启旁路门，以保护再热器和降低汽压，保持锅炉最低负荷运行。

5.13.3.2 根据负荷突降情况，立即停止部分煤粉或燃油喷嘴的运行；开启过热 器、再热器的向空排汽门，使汽压迅速恢复正常。燃煤炉部分煤粉喷嘴停止后， 若有必要，应投入燃油喷嘴，稳定燃烧。

5.13.3.3 调节风量、水位、汽温正常，必要时将自动调节改“手动”。

5.13.3.4 待故障消除后，恢复锅炉正常运行。若安全门曾动作过，则应检查各安 全门是否关闭严密。

5.14 锅炉的6kV厂用电源中断

5.14.1 6kV厂用电源中断的常见现象：

5.14.1.1 6kV电压表指示零位。

5.14.1.2 所有运行中的6kV电动机停止转动，电流表指示零位，低电压保护动 作，电动机跳闸，信号灯闪光，报警器响。

5.14.1.3 400V部分电动机联锁跳闸。

5.14.1.4 锅炉灭火。

5.14.2 6kV厂用电源中断的处理：

5.14.2.1 立即将跳闸电动机开关复置到停止位置。

5.14.2.2 按“锅炉灭火”进行处理。

5.14.2.3 待6kV电源恢复正常后，锅炉重新点火带负荷。

5.15 锅炉的400V厂用电源中断

5.15.1 400V厂用电源中断的常见现象：

5.15.1.1 400V电压表指示零位。

5.15.1.2 所有运行中的400V电动机停止转动，电流表指示零位，锅炉灭火。

5.15.1.3 热工、电气仪表电源中断，指示异常。

5.15.1.4 各电动门和电动调节机构电源中断。

5.15.2 400V厂用电源中断的处理：

5.15.2.1 立即将各跳闸电动机的开关复置到停止位置。

5.15.2.2 将各自动调节改为“手动”(监视调节，以热工机械仪表作为依据)，各 电动门和电动调节机构应手动操作。

5.15.2.3 按“锅炉灭火”进行处理。

5.15.2.4 操作空气预热器的盘车装置盘动空气预热器，开启烟侧人孔门进行冷 却，并对空气预热器进行吹灰。

5.15.2.5 待400V电源恢复正常后，锅炉重新点火带负荷。

5.16 油 管 爆 破

5.16.1 油管爆破的常见现象：

5.16.1.1 燃油压力突然下降。

5.16.1.2 氧量表指示增大，锅炉燃烧不稳或灭火。

5.16.1.3 锅炉汽压、汽温下降。

5.16.1.4 爆破处大量燃油喷出，接触热体后引起火警。

5.16.2 油管爆破的预防：

5.16.2.1 凡使用金属软管与燃油喷嘴连接时，应制定安全措施，并必须做到专人 负责。金属软管使用六个月后或结合锅炉大、小修应作1.5倍的水压试验，合格 后方可继续使用。

5.16.2.2 运行和拆装燃油喷嘴不可扭折金属管，以防损伤金属软管。金属软管不 能太短。

5.16.2.3 燃油喷嘴拆装后应用蒸汽吹扫。

5.16.2.4 投用燃油喷嘴时应进行检查，不得堵塞或渗漏。

5.16.2.5 做好油管防锈、防腐工作。对停用的燃油喷嘴连接管及其它油管应防止 油的凝固。

5.16.2.6 锅炉值班人员必须定期巡回检查。燃油喷嘴及其连接管的任何渗漏必须 立即修好。

5.16.3 油管爆破的处理：

5.16.3.1 迅速查出爆破点，并设法进行隔离，同时尽力维持锅炉正常运行。

5.16.3.2 采取有效措施，迅速清理积油，防止喷出的燃油接触热体而发生火警。 若已发生火警，应立即灭火。

注：关闭燃油阀门、切断油源时，应尽量缩小影响范围，不可任意扩大隔

绝，以致造成扩大事故。

5.17 吸、送风机故障

5.17.1 故障的常见现象：

5.17.1.1 电气故障：

a.2台吸风机或2台送风机同时跳闸时，锅炉灭火，1台吸风机或1台送风机 跳闸时，锅炉燃烧恶化或锅炉灭火。

b.风机电动机两相运行时，电流表指示为零或不正常增大，电动机有轰鸣 声。

c.电动机或电缆头冒烟着火。

5.17.1.2 机械故障：

a.振动、窜轴、伴有摩擦声或撞击声。

b.轴承温度升高。

c.电流表指针晃动。

d.引风机积灰产生强烈振动。

5.17.2 故障的处理：

5.17.2.1 吸风机或送风机故障跳闸，锅炉灭火时，按“锅炉灭火”进行处理，并 即复置开关，检查跳闸的风机，消除故障，重新点火带负荷。

5.17.2.2 1台吸风机或送风机故障跳闸，如在跳闸前无电流过大或机械部分故 障，同时锅炉亦未灭火，可立即复置并再合闸一次，如重合成功，则应迅速检查 跳闸原因，恢复正常运行。如重合不成功，应即发出厂用事故警报；汇报值长， 迅速减荷；关闭故障风机风门、挡板；根据运行风机的最高风量，尽量带足锅炉 出力；监视排烟温度不高于现场规程规定的限额；调节水位、汽温正常；复置、检查跳闸的风机，消除故障，恢复正常运行。

5.17.2.3 如吸、送风机电动机或电缆头冒烟、着火或电动机两相运行时，应立即 发出厂用事故警报，停止风机的运行。

5.17.2.4 如吸、送风机轴承温度升高，超过限额，经采取措施仍不能下降时，应 停机处理。

5.17.2.5 如吸、送风机振动、窜轴，当振动超过部颁技术管理法规规定时，应即 检查原因，消除故障。如振动继续增大，并伴有摩擦声或撞击声时，应即汇报值 长，适当降低该风机负荷。降低负荷后，若故障仍未消除，并仍有增强趋势时， 应停机处理。

5.18 回转式空气预热器故障

5.18.1 空气预热器故障的常见现象：

5.18.1.1 空气预热器转动部件发出剧烈的摩擦声和撞击音。

5.18.1.2 空气预热器电流表指针晃动或电流指示不正常增大。

5.18.1.3 空气预热器卡涩跳闸时，电流表指示零位。

5.18.1.4 排烟温度急剧上升，热风温度下降。

5.18.1.5 2台空气预热器同时故障跳闸，各辅机联锁动作，锅炉灭火。

5.18.2 空气预热器故障的处理：

5.18.2.1 1台空气预热器故障跳闸，如在跳闸前无电流过大或机械部分故障，可 立即复置再合闸一次，如重合成功，则应检查跳闸原因予以消除，如重合不成 功，应立即发出厂用事故警报，汇报值长，迅速减荷。操作空气预热器的盘车装 置，盘动空气预热器；开启其烟侧人孔门进行冷却；对空气预热器进行吹灰，控 制排烟温度不高于现场规程规定的限额；待故障排除后，恢复锅炉正常运行。

5.18.2.2 若空气预热器系由于减速器故障跳闸，盘车装置不能转动时，则应迅速 拆下减速器进行盘车；在盘车前应控制排烟温度不高于现场规程中规定的限额。

5.18.2.3 若空气预热器系由于转子卡涩、跳闸，盘车装置不能转动，则应控制排 烟温度不高于现场规程规定的限额，维持锅炉低负荷运行进行抢修。若故障无法 排除，汇报值长，停炉处理。

5.18.2.4 若空气预热器由于转子与外壳或密封板碰撞的原因发生故障时，应针对 具体情况进行处理，如适当降低锅炉出力；调整密封板间隙等，检查消除故障 后，恢复锅炉正常运行。

5.18.2.5 若二台空气预热器同时故障跳闸，锅炉灭火，按“锅炉灭火”及本条的 规定进行处理。

附录A 停 炉 保 护

(补 充 件)

锅炉的停炉保护一般可以采用热炉放水烘干法、抽真空干燥法、充氮法、氨 及联氨浸泡法。目前400t/h锅炉为了防止锅炉检修期间的腐蚀，比较广泛地采用 热炉放水烘干法。

A.1 热炉放水烘干法的具体操作方法

A.1.1 锅炉滑停到灭火前，汽包压力应不大于1.5MPa(15kgf/cm2)，汽包水位维持 在0～50mm。灭火后汽压降到1MPa(10kgf/cm2)，开启过热器疏水门，通知汽机 关闭

一、二级旁路。

A.1.2 锅炉灭火后各风门、挡板、人孔门、看火门等均应关闭严密。

A.1.3 锅炉灭火前开始抄录汽包各点壁温，以后每隔半小时抄录一次，直至汽压降 到零以后4h为止。

A.1.4 锅炉灭火后60min，开启大直径下降管放水门(一次门开足，直通门开1/4 转)，微开事故放水旁路门进行放水，放水至电接点水位计指示为-250mm时，再 继续放30min，然后关闭上述各放水门。使汽包内的水基本放完。

A.1.5 锅炉灭火后4h；屏式过热器后烟温不大于400℃；汽包压力在 0.8MPa(8kgf/cm2)以下；汽包上下壁温各点温度不大于200℃时，方可进行锅炉水 冷壁与省煤器放水。

A.1.6 开启各水冷壁下联箱、大直径下降管放水门(一次门开足，直通门开1/4 转)、事故放水旁路门，同时开启省煤器放水门1/8转。严格控制锅炉泄压速度：

0.8～0.3MPa(8～3kgf/cm2)所需时间一般为2～2.5h，0.3～0MPa(3～ 0kgf/cm2)所需时间一般为3h。

A.1.7 当汽包压力降至零时，开启所有空气门和微开集气箱向空排汽门，同时开启 给水操作台和减温水系统放水门。

A.2 热炉放水的注意事项

A.2.1 在带压热炉放水过程中，汽包上下壁温差最大值不得超过50℃，当温差达 到45℃时，应暂停放水，待温差稳定后，重新进行放水。

A.2.2 进行带压热炉放水试验，应对各级过热器进行割管检查，检查带压放水 的效果。

A.2.3 当炉膛内有大块焦渣包住炉管或在炉管上敷设卫燃带时，应根据具体情况， 适当推迟放水速度及时间，防止该处炉管过热。

A.2.4 停炉前应检查再循环水门是否关闭严密，电动门手动关严，以免给水进入汽 包，造成汽包下壁温度低。

停炉后应开启再热器向空排汽门和冷段疏水门，以便烘干再热器。

A.2.5 在锅炉放水过程中，应检查各处膨胀正常。

附录B 现场规程一般应附有的图纸目录

(补 充 件)

a.锅炉纵剖面图

b.锅炉汽水系统图

c.主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统图

d.锅炉排污系统图

e.暖风器、吹灰器的蒸汽及疏水系统图

f.燃烧系统图

g.燃油系统图

h.汽包及联箱上的热工仪表和自动控制装置的接点图

推荐第8篇：机组启动运行工作报告（全文）

安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程三级泵站

机组启动试运行

工 作 报 告

安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程机组启动试运行工作组

二〇一六年十二月八日 三级泵站机组启动试运行工作报告

1试运行工作概况

根据《水利水电建设工程验收规程》（SL223-2008）和《泵站安装和验收规范》（SL317-2015）的有关规定，经请示平坝区水务局同意，2016年12月5日至7日，安顺市平坝区水利工程管理处主持进行了安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程三级泵站工程试运行工作。安顺市平坝区水利工程管理处组织有关参建单位成立安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程三级泵站机组启动试运行工作组，全权负责机组试运行工作。机组启动验收工作组委派部分专家指导机组试运行工作；机组试运行工作组设立机组试运行小组，负责试运行的具体操作。试运行现场工作结束后，工作组审查了施工单位关于机组运行情况的报告，并形成试运行工作报告。 2．泵站试运行的要求、启动程序和步骤 2.1 泵站试运行的要求

(一)设备安装单位认真做好试运行前一切准备工作；试运行人员需熟悉相应设备状况，严格执行操作规程、安全规程及操作程序。

(二)试运行中要服从统一指挥，统一调度，发扬协同作战精神，任何单位或个人不得自行其事。

(三)试运行中要做好各种数据的检测、记录工作，记录要准确真实，应尽可能的将试运行过程中的各种数据记录完整保存下来。各安装单位在试运行前要将需检测记录的项目、内容等制成表格，试运行记录每半小时记录一次，待运行基本稳定后，每小时记录1次。 2.2 启动程序和步骤

机组启动试运行由机组启动试运行工作组下达中间机组启动试运行开、停机命令。

(一)机组试运行程序

（1）机组试运行小组按《操作规程》对设备进行全面检查； （2）机组试运行小组向试运行工作组汇报设备检查情况及人员准备情况；

（3）机组试运行人员全部到位；

（4）试运行工作组组长向机组试运行小组签发开机令；总值班长按运行方案组织人员开机；

（5）机组试运行小组对开机过程中的设备运行工况进行观测，运行数据进行记录；

（6）若运行过程中设备出现一般异常情况，及时向工作组汇报，由工作组确定采取相应措施；若情况较严重应立刻采取措施、停机检修；

（7）按有关要求机组运行满足时间要求后，由机组试运行小组向工作组汇报，由组长向机组试运行小组发出停机令；

（8）机组试运行工作组组织机组试运行验收并形成试运行工作报告。

(二)运行方案

（1）运行方式：根据《泵站安装及验收规范》（SL 317—2015）“机组验收要求单台机组带负荷连续运行24小时(含无故障开停机三次)或7天内累计负载试运行时间48小时，在此期间开、停机不少于三次”的要求，结合三级泵站的情况，采用单机连续运行24小时的方式进行机组试运行。

（2）泵站试运行开机顺序为1#水泵组、2#水泵组，试运行时间安排见试运行记录表，临时调整根据现场情况，由泵站试运行现场工作组技术负责人决定。泵站试运行具体要求如下：

(1) 机组启动阶段：1#机组启动时间为2016年12月5日10时，第一台机组试运行结束后，进行2#机组试运行。

(2) 无故障停机阶段：机组进入正常运行后，即可进入无故障停机阶段。无故障停机和重新启动的间隔时间应不少于15分钟，但最大间隔时间应不大于1小时。

(3) 扫尾阶段：12月6日10点以后，连续运行时间满24小时的机组即可停机，遂进行2#机组运行。

(四)试运行操作

详见《机组启动运行操作规程》。 (五)事故停机

下列各种情况发生，必须紧急停机 当发生以下情况之一者，应紧急停机：

（1）电气设备发生火灾或严重设备事故、人身事故； （2）主机组运转声音异常；

（3）主机组突然发生强烈震动或主泵内有清脆的金属撞击声； （4）主机组温度急剧上升并超过规定值； （5）液压系统有故障，危及安全运行； （6）上、下游河道发生人身事故或险情。 3本次验收范围及设备情况

主机泵：一用一备，共二台。型号：D46-50×4，额定流量：46m3/h，额定扬程：200m。

变压器：主变1台，型号S11-80-10/0.4kV，额定容量80KVA干式变压器,。

开关柜1台，型号：GGD1； 配电箱1台，型号：PZ30；

水泵软启动控制柜1台，型号：K-45-2B-R；

水处理设备（二氧化氯发生器）1台，型号：YYZ-200； 远程控制系统1套。 4泵站试运行

4.1试运行工作组会议

2016年12月5日8时，试运行工作组联合专家组召开了会议，听取了安顺市平坝区水利工程管理处关于试运行开机准备的情况汇报，并按《水利水电建设工程验收规程》（SL223-2008）和《泵站安装和验收规范》（SL317-2015）的要求，对机组启动试运行条件进行了严格审查，部署了开机的相关内容和要求，审查了有关资料，会议认为：

（1）与机组启动运行有关的建筑物已全部完成，并已通过分部工程验收；

（2）与机组启动运行有关的金属结构安装完成，并经过试运行； （3）机组和附属设备安装完成，经调整试验分部试运行，满足机组启动运行要求 ；

（4）必须的输配电设备安装完成，送（供）电准备工作已就绪，通信系统满足机组启动运行要求；

（5）机组启动运行的测量、监视、控制和保护等电气设备及自动化控制系统已安装完成并调试合格；

（6）有关机组启动运行的安全防护和厂房消防措施已落实，并准备就绪；

（7）按设计要求配备的仪器、仪表、工具及其它机电设备已能满足机组启动运行的需要；

（8）运行操作规程已经编制；

（9）运行人员的组织配备可满足启动运行要求； （10）水位和引水量满足机组运行要求。

试运行工作组一致认为三级泵站已具备试运行条件，同意安顺市平坝区水利工程管理处上报的泵站试运行方案，并确定12月5日10时，机组可正式启动。

4.2 试运行过程

4．2．1本次试运行进行了单机运行，按正常开机和无故障停机的规范要求，结合本工程特点，机组启动运行全过程为手动操作。

4．2．2 主机泵开停机过程 本次启动工作于2016年12月5日正式开始，由机组启动试运行工作组发布启动命令，开机次序为31#、2#。机组试运行具体开、停机情况分述如下：

1#主机泵于2016年12月5日10：00开机至12月6日10：30试运行结束停机，期间主动开、停机3次，1#机连续运行时间为24小时30分；

2#主机泵于2016年12月6日10：40开机至12月7日10：50试运行结束停机，期间主动开、停机3次，2#机连续运行时间为24小时10分；

2台机组泵单机连续运行时间均满足规范要求，试运行期间水泵组运行平稳，设备主要技术参数均符合规范要求，现场测试水泵机组单机流量均大于设计流量46m3/h，并达到按装置模型试验成果换算的原型机组相应的扬程下的流量和装置效率值，达到了招投标文件的要求。

机组试运行过程及运行时间见附件。 5系统运行情况

5．1电气设备运行情况

试运行期间，变压器、10KV高压输电线路、低压开关柜、配电箱、水处理设备（二氧化氯发生器）、水泵软启动柜运行正常。

5．2 建筑物工程观测

试运行期间通过对泵房、调节前池、输配水管道进行观测，未发现异常情况。 6试运行结论 6.1 本次泵站机组启动试运行严格按照有关规程、规范进行。组织机构健全，人员分工明确，责任到位。开停机严格执行操作票制度，发令、受令、操作、监护均明确到人，保证了试运行规范、有序进行。

6.2 试运行过程中，二台主机泵均一次启动成功，启动平稳，运行期间设备运转稳定、正常，各仪表指示基本正确，机组各部位运行正常，运转过程中振动值、噪音均满足规范和标书要求；泵房内噪音较大。单机运行时间满足规范规程要求；泵站远程控制系统界面清晰，操作简便、可靠，数据显示正确。主要设备技术性能指标及主要技术参数达到合同的要求；土建部分能满足设计要求，运行过程中未发现异常情况。

6.3 根据试运行情况及对参建各方提供资料的审查，试运行工作组认为抽水站机组已具备运行使用条件。 7存在的问题

无 8附件

8.1机组试运行工作组名单 8.2机组试运行小组人员名单 8.3机组试运行记录表

推荐第9篇：3号机组启动运行情况汇报

3号机组启动运行情况汇报

创冠环保（晋江）有限公司运行部

尊敬的各位领导、各位专家：

晋江市垃圾发电厂扩建工程3号机组在全体参建单位和生产部门的共同努力下，于2010年12月10日顺利通过72+24小时试运行，并实现了机组投产后安全、稳定、经济运行。现运行情况汇报如下：

1、3号机组试运时发现汽机低加和5#、6#炉的空气蒸汽预热器疏水有问题，经过停机消缺，于2010年12月10日进行72+24小时满负荷试运。4天总发电量万度，平均功率MW。全厂各系统运行正常，基本达到设计能力，运行参数详见附表。

2、做好生产准备工作，使试运过程井然有序。公司领导重视生产准备工作，生产人员全部在晋江一期跟班生产进行培训，还组织上课进行理论学习。各种运行操作规程、运行记录、操作票等通过学习培训，运行人员操作正确有序，在整个试运期间未发生因运行操作原因造成的设备或人身安全问题。。保证满负荷顺利运行。

3、3号机组通过72+24小时走运行后，为了保证机组安全穏定连续运行，运行部认真总结、评估设备状况。做好缺陷的班跟踪，日跟踪，及时了解设备动态，加强机组参数分析，加强现场巡检，及时发现和处理设备缺陷。

4、试运投产后各运行专用仪器、工器具的配置齐全，能满足生产需要。

5、各类设备、阀门的命名、编号、挂牌正确、齐全、统

一、规范。管道色环和介质流向等标识完善，基本符合有关规定。现场部分不够完善的正安排补全。 到目前为止3#机組运行情况正常具备移交生产条件。

创冠环保（晋江）有限公司运行部

2011年5月1日

推荐第10篇：运行岗位职责

内蒙古汇能集团蒙南热电厂电气车间运行岗位职责

电气班长职责：

第一条 电气班长隶属电气车间主任领导，在值班时间还受值长调度领导，并执行其一切调度命令。厂有关领导下达的操作命令，执行前必须先报告值长。

第二条 电气班长是电气设备安全运行的负责人，是电气设备的操作和事故处理的指挥人，重要操作的监护人，遵守规章制度的带头人。要不断提高自己的业务能力，熟悉有关规章制度，搞好培训工作，不断提高技术素质。

第三条 组织本班人员完成各项工作和生产任务，严格遵守《安全规程》《运行规程》，认真执行“两票三制”切实执行反事故措施，防止误操作，确保安全运行。

第四条

电气班长的值班地点是主控室，因故离开时得到值长的同意，并向本班人员说明去向。值长、班长不能在同一时间离开主控室。当值长因故离开时，班长代理值长的工作。

第五条 电气班长应提前20分钟进入现场查阅记录，掌握电气设备运行状况，了解运行方式。接班后将接班情况向值长汇报。 第六条 对违章作业，不听指挥的班内人员，有权停止其工作，事后报告值长。对班内人员违章造成的后果应负担责任。 第七条 值班期间电气班长应完成下列工作：

1、领导全班人员搞好交接班工作，要求值班人员认真填写值班日志和记录。

2、审查并批准操作票，担任工作许可人，并做好安全措施。

3、

4、审查并批准操作票，担任高压设备操作的监护人。督促人员对设备巡回检查，搞好设备的缺陷管理，设备的定期测试和切换工作。监护系统和发电机的并列。

5、随时分析运行状况，及时调整、维护设备，指导值班人员完成各项经济技术指标。

6、指挥值班人员处理电气事故，当接到主要设备重大异常报告时，应亲自复查一遍，并拟订措施。

7、搞好培训工作，组织反事故演习，事故预想，技术问答活动，提高全班人员的素质。督促班内人员保持设备完好清洁和现场卫生，搞好文明生产。

主值的职责：

第一条 主值受班长领导，并执行其命令，值长的命令也必须执行，但应尽快告知班长。

第二条 主值是监视主控室各种表计、信号和调整发电机负荷，保证机组和系统安全、经济运行的负责人，协助班长搞好工作，班长不在时代理班长的工作。

第三条

主值应熟知电气主接线系统，直流系统，厂用电系统，照明系统，主设备运行特性，极限参数，继电保护及自动装置的使用，信号装置的作用。应熟知电力调度规程的有关部分。 第四条

主值在接受命令时，首先应复诵无误后方可执行。如果命令危及设备和人身安全时应拒绝执行，并报告上一级领导。 第五条

主值的岗位是主控室，如有事外出，应经班长同意后方可离开，并说明去向。 第六条 主值完成下列工作：

１、及时调整发电机的运行，监视电能质量，确保机组安全经济运行。

２、担任电气设备的操作人和监护人。

３、搞好设备的定期巡回检查、试验、维护和缺陷处理，并协助其他人员进行此项工作。

４、在班长的监护和领导下，进行发电机和系统的并列操作以及事故处理。

５、协助班长搞好技术管理和培训工作。

厂用电工作职责：

第一条

厂用电工隶属于班长领导，班长不在时应接受主值下达的命令，对危及人身和设备安全的命令应拒绝执行。并报告上一级领导。

第二条

厂用电工是厂用电气设备安全经济运行的负责人，应熟知电气主接线系统，厂用电系统、照明系统、常用动力额定数据、厂用电系统继电保护及自动装置。

第三条

厂用电工的值班地点是主控室，需要离开主控室时，应得到班长同意，并说明去向。当发现车间有事故或异常时，应主动返回主控室听从指派。

第三条

厂用电工是高压设备操作的操作人和监护人，低压设备操作的监护人。

第四条

厂用电工应完成下列工作：

１、按规定或班长的指示完成电气设备的检查、测试工作。每班至少巡视检查1次。

２、按指示完成倒闸操作及安全措施的布置。３、在班长的领导下进行事故及异常的处理。 ４、完成

一、二次设备，直流系统的维护工作。５、协助主值管理、调整发电机。 ６、维护发电机电刷及设备缺陷处理。

副值班员的职责：

第一条 副值班员隶属班长领导，是厂用电工的助手，执行班长命令。值长直接向副值班员发出的命令，副值班员应报告班长或主值。危及人身、设备安全的命令应拒绝执行，并报告上一级领导。

第二条

副值班员的岗位是主控室，离开时应得到班长或主值的许可，说明去向，发现车间出现事故或异常时应主动返回主控室。

第三条

副值班员应完成下列工作：

１、监视主控盘的表计信号，按时正确记录仪表指示，核算发电量，厂用电率等经济指标。２、在监护下进行电气设备的倒闸操作，填写一般操作的倒闸操作票。

３、协助厂用电处理设备缺陷和电刷的维护工作。４、在班长的领导下，进行事故和异常的处理。

5、定期对设备巡视检查。

6、负责厂用电停送电操作。

7、管理安全用品、备品、备件，整理报表。

8、搞好工具、仪表、钥匙的管理工作。

9、搞好设备和现场卫生。

监盘守则：

第一条

监盘要做到精力集中，认真监视各种仪表，信号的变化情况。按规定要求细心、稳妥、准确地调整，保证设备安全经济运行。

第二条

监盘者要严守岗位，不闲谈，不做与监盘无关的事。当表计和信号出现变化、异常时须立即报告，并做必要的调整及异常处理,同时将时间，异常象征全面向班长汇报,由班长记录在有关记录本内。

第三条

未经考试合格者不得监盘。实习监盘者，必须有专人监护。

第11篇：运行岗位职责

各级运行人员岗位职责规定

第一章 总则

第一条 为确保机组安全经济运行,必须规范运行部各项工作,部门各个专业和岗位应职责明确,分工管辖界限清楚,高效优质完成各项任务,特制定本标准。 第二条 本标准适用于运行部各运行岗位。

第二章 各级运行人员岗位职责

第三条 专业工程师的岗位职责

（一）负责本专业运行技术管理工作，确保设备安全经济运行；

（二）对专业上发生的技术事故负管理责任；

（三）负责运行设备的操作、监控、调节、巡视、事故处理的监督，使所有运行操作安全、正确、有效；

（四）负责解决本专业运行技术问题，定期进行运行分析；

（五）负责对集控运行人员的专业培训、专业反事故演习和专业考试；

（六）负责掌握设备和系统变化情况，及时编制和修改运行规程和系统图，包括现场设备铭牌、标识的更换和定期检查、试验项目的修改。

（七）负责本专业报表、操作卡（单）的管理，包括卡的增补、修改、更换等。建立、健全专业设备台账；

（八）制止危及设备及人身安全的行为，负责提出改进建议和制定措施；

（九）研究解决威胁安全生产的技术难题，积极改善工作环境提出反事故措施。

（十）负责有关“九项监督”的技术管理。

（十一）完成由主任或副主任布置的其他工作。

第四条 安全培训专工的岗位职责

（一）据运行部工作的特点，在安全第

一、预防为主的安全生产总方针指导下，从事发电生产第一线的安全监督、安全检查、安全防范、消防安全工作；

认真落实完成厂部及本部布置的有关安全生产、安全管理工作的各项任务；

（二）认真按“三不放过”的原则完成有关事故及不安全情况的调查、分析、收集保存有关事故的资料档案，建立安全管理的各项台帐。

（四）根据厂及部门下达的培训工作计划，完成各项培训管理工作，落实组织并参加本部对机组值班员以下岗位的考试、评议工作及对值长资格的初考工作。建立完善本部人员的培训档案、资料；协助部领导完成对值班人员的岗位日常培训。

（五）负责本部群众性科技活动、合理化建议管理工作。

（六）负责本部文明生产的管理工作，参加厂、部二级巡回检查，落实有关整改项目的实施。

（七）负责各值、化学专业班组的建设工作，定期检查各值各班组的基础管理工作。

（八）负责本部临时工的管理和培训工作。

（九）完成由主任或副主任布置的其他工作。

第五条 运行部管理员的岗位职责

（一）负责本部考勤统计，编制各类行政管理所需的专门报表，并对数据的准确性负责；

（二）负责本部门办公、劳保等用品的计划编制、上报、物品领取、保管和发放工作。对物品的保管和准确发放负有责任；

（三）负责本部所有的办公桌、椅，各种低值易耗品和大件耐耗器具的申购、登记和管理工作；

（四）协助管理本部临时工；

（五）负责专项奖金的制表、分发工作，并对现金的安全保管和保密负有责任；

（六）负责厂部各类文件的收签、传阅、存档和保管工作，并根据各类文件的要求，对帐目的准确性负有责任；

（七）负责收、发本部门生产用有关记录本、表、文件、资料、各种通知，并负有整理和保管责任；

（八）负责复印机等公用办公设备的保管、保养工作和内部文件等打印、复印、装订工作；

（九）完成由本部门领导交办的其他工作。

第六条 值长的岗位职责

（一）值长是当值全厂生产设备安全经济运行、调度操作、事故处理指挥者，也是本值运行人员的行政技术负责人；

（二）值长对本值的安全生产工作负有全面责任；

（三）负责全厂生产设备的合理调度及经济运行,确保设备在最佳状态下运行；

（四）领导和组织全值人员精心地操作与调整，精心地监视，认真地检查，以保持管辖范围内发电生产设备的安全和经济运行。

（五）领导和组织全值人员，正确迅速地处理各种事故和异常，采取各种措施努力把事故造成的损失减少到最小限度。

（六）按照上级调度的命令，完成各项调度操作任务；

（七）认真执行“二票三制”中的有关规定，认真做好设备试运行工作。正确执行好各项安全措施及隔绝措施，以确保检修工作的顺利开展及检修人员的人身安全。

（八）认真执行厂发有关部门各项行政、技术管理标准，确保全值有秩序、有规范的完成生产、行政管理工作；

（九）对本值认真执行技术纪律、劳动纪律、文明生产的有关规定负有责任；

（十）按班组建设工作计划要求，认真搞好班组建设活动；

（十一）认真做好思想政治工作，加强精神文明建设。

（十二）完成部领导交办的其他工作任务。

第七条 单元长的岗位职责

（一）单元长是值长的助手，协助值长完成发电设备的安全、经济运行、操作及事故处理工作；

（二）分管本值运行基础技术管理工作及值长授权进行的工作；

（三）协助值长领导和组织全值人员精心地操作与调整，精心地监视，认真地检查，以保持管辖范围内发电生产设备的安全和经济运行。对重要或重大操作实施监护和操作。

（四）在异常或事故情况下，协助值长正确、迅速地完成各项有效措施的执行或协助值班人员完成事故处理的有关操作与调整；

（五）值长不在时负值长的指挥责任；

（六）必要时顶替本值机组值班员岗位工作；

（七）负责值内人员的技术培训；

（八）认真执行“二票三制”中的有关规定，做好设备试运行工作。正确执行好各项安全措施及隔绝措施，以确保检修工作的顺利开展及检修人员的人身安全。

（九）完成部领导交办的其他工作任务

第八条 主值班班员的岗位职责

（一）在值长和副值长的领导下，负责本机组的系统与设备的安全、经济运行；

（二）完成机组设备的巡视、正常启停、运行参数监视、调节、事故处理等工作。

（三）认真填写机组交接班记录,对填写各类运行技术记录的准确性、完整性负责。

（四）负责crt 画面监视，发现问题及时分析处理。

（五）负责全厂电气系统，包括500kv、220kv 系统以及厂用电系统的安全运行及事故处篇2：运行部岗位职责

四川九河电力股份有限公司 雷波电力托管运行部 岗

位

职

责

编 写 滕 鹏

审 核 祝林茂

四川九河电力股份有限公司

二0一二年十二月

四川九河电力股份有限公司雷波电力托管运行部管理文件汇编

目 录

四川九河电力股份有限公司简介„„„„„„„„„„„„„„„„2 四川九河电力股份有限公司雷波电力托管运行部组织机构„„„„„4 岗位工作职责

经理岗位职责„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„5 副经理岗位职责„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„7 办公室主任岗位职责„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„8 运行车间主任岗位职责„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„9 检修车间主任岗位职责„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10 运行管理员（值长）岗位职责„„„„„„„„„„„„„„„„„11 运行值班长岗位职责„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13 运行值班员岗位职责„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14 维护检修员岗位职责„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„15 大坝（取水口）运行值班员岗位职责„„„„„„„„„„„„„„16 安全员工作职责„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„18 门卫岗位工作职责„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20 四川九河电力股份有限公司雷波电力托管运行部管理文件汇编 四川九河电力股份有限公司

简 介

四川九河电力股份有限公司始建于一九八六年，原名为宜宾地区地方电力开发公司，一九九四年八月经四川省体改委批准改制为股份制公司（川改发【1994】368号文件，并更名为四川九河电力股份有限公司。公司有20mw装机水电站一座；110kv中心变电站二座和88公里110kv输电线路形成九河骨干电网。九河电网与国家电网屏山220kv变电站一点并网运行。

公司拥有资产总价值人民币二亿以上，资产负债率23%，公司现有在册员工233人，其中高、中级职称人员30人，高、中级技能人员75人。全部员工分别持有各类上岗作业证（包含各类特种作业证和电工进网作业证）。公司年发电量1.25亿千瓦时，转供电量3亿千瓦以上，年销售产值15000万元，实现利润1000万元。公司经营自身电站生产的电力供屏山大宗企业用电后与国家电网联网互调余缺；并充分利用企业资质 【国家电监会承装（修、试）电力设施许可证：承装、承修、承试三级资质】和人才资源优势对外承接小水电站和110kv电压等级及以下变电站的设备安装、调试、维修；对外协管、代管地方小水电站的生产运行经营服务事务。现拥有一支专业 四川九河电力股份有限公司雷波电力托管运行部管理文件汇编 的电气调试队伍及电力物业托管管理队伍。业务领域涉及电力工程、机电工程、建筑智能化工程、技术咨询、水电、火电、变电等电气调试、检修维护、电力运行等全程服务为一体的综合性工程总承包实力企业。目前公司工程施工装备及技术工艺均达到国内领先水平。已为国家电网、南方电网、地方电力集团、云南弘鑫能源公司、国家核工业812技改等多项国家重点工程，提供了优质产品及安装、调试等工程。公司于2010年荣获“四川省宜宾市先进安装企业”，连续多年被评为“用户质量满意企业”，并于2008年获得了“抗震救灾先进企业”，2009年度成都电监办授予“四川省电力行业安全生产创先争优先进集体”等多项荣誉，以其超群的质量和诚信服务深得用户信赖。目前公司对外协管、代管水电站五座，总装机容量已超过100mw。

企业精神：

团结合作共赢谋发展

敬业勤奋实干创未来

四川九河电力股份有限公司雷波电力托管运行部管理文件汇编 雷波电力托管运行部组织机构 篇3：运行管理部岗位职责

华东电力物业管理分公司

运行部管理及人员职责

本职责规定了运行维护管理部的基础管理、运行管理、技术管理、安全管理、部门建设。

一、部门基础管理： 1.1设备台账、产品及设备安装使用说明书（包括产品相关技术说明书）、设备出厂资料（包括设备出厂实验数据、设备备品备件清单等）、图纸资料（包括一次安装图、二次接线图、防雷接地图等图纸）。

二、运行检修： 2.1运行资料至少包括：值班记录（运行日志）、保护动作记录、避雷器动作记录、工作票登记、操作票登记、设备定期切换试验记录、继电保护及自动装置检验记录、紧急解锁钥匙使用记录、开关跳闸次数记录、设备检修（试验）记录、设备缺陷记录、蓄电池测量记录、巡视检查记录、红外测温记录、接地线装拆记录、继电保护定值记录、设备维护工作记录。

三、技术管理： 3.1现场资料管理：各级调度规程、现场运行规程、典型操作票（见现场运行规程）、应急预案、危险点分析等。 3.2设备管理资料：输变电设备状态评价报告、变电站内直埋电力电缆走向图、变电站设备最小载流元件表（或限额表）、变电站一次系统模拟图、站用电系统图、交直流熔断器及空气开关配置一览表等。 3.3专业管理资料包括：运行分析记录、运行月报表、综合月报表等。

四、安全管理： 4.1安全管理包括：安全活动记录、事故预想、反事故演习、事故应急处理预案、安规考试、安全工器具试验报告等资料。

五、部门建设： 5.1部门建设包括：教育培训、部门达标及活动（含民主管理）、政治学习等。

运行部人员职责

一、部长及副部长岗位职责及安全职责 1.1岗位职责：

1.1.1负责部门的安全文明生产、日常工作安排、质量管理、

基础管理、技术培训、优质服务及部门员工职业道德教育等各项管理工作。 1.1.2负责制定部门工作计划，并组织实施、检查、考核和总

结。带领全部门人员完成上级下达的各项任务和技术经济指标。 1.1.3负责制定变电站轮班表、设备巡视卡、设备维护周期卡，并督促执行；按时上报总结及各类报表、1.1.4负责查阅有关记录和检修、试验报告，了解运行、检修

情况，定期巡视设备，掌握设备状况，对存在的设备缺陷认真核实，对严重缺陷及时组织分析。

1.1.5负责检查当班人员值班纪律，及时制止违章行为，遇有

较大停电操作、检修工作以及较复杂的倒闸操作和事故处理时，应亲自主持准备工作，到现场把好技术、安全关。

1.1.6负责根据上级安排，认真开展好各项安全检查，发现问

题认真分析，制定措施，及时处理，及时消除设备缺陷和不安全现象。 1.1.7负责贯彻各项各项反事故技术措施，督促完成上级下达

的反事故措施计划，按时组织制定变电站现场防止误操作的技术和组织措施（现场勘查、危险点分析），以及安全生产的防范措施，并严格执行。 1.1.8负责提出备品备件计划。 1.1.9负责加强部门民主管理，落实部门公开化。 1.1.10负责组织编制事故应急预案，开展事故预想和反事故

演习，加强部门安全技术培训和岗位练兵。 1.1.11负责落实全站人员的岗位职责。 1.1.12负责做好新、改、扩建工程的生产准备，参与设备验

收。

1.1.13负责组织部门员工收集设备运行、检修信息，在规定

时间对被管理设备进行及时、准确的状态评价，并编制初评意见报告公司上级领导（此工作每年至少一次）。初评意见报告应涵盖所管辖

设名牌参数、投运日期、上次检修日期、状态量检测信息及部门评价建议内容等。 1.1.14负责带领全部门人员做好部门建设工作，促进部门管

理工作中持续提高管理水平。 2.1安全职责： 2.1.1部长是本部门的安全第一责任人，对本部门员工在生产劳动过程中的安全和健康负责，对所管辖设备的安全运行负责，对落实“三不伤害”负责。 2.1.2制定部门安全目标并组织实施，控制未遂和异常。 2.1.3组织制定部门事故应急预案，组织安全活动，开展反事故演习。 2.1.4带头贯彻执行安全规程规定，坚决制止习惯性违章行为。 2.1.5组织岗位安全技术培训，加强对部门员工及先关人员的安全教育。 2.1.6组织和参加定期安全检查和专项安全检查活动，落实上级下达的各项反事故技术措施。

2.1.7负责落实本部门的安全工器具的安全检查和周期预防性试验。 2.1.8负责检查变电站内的工作环境、安全设施、设备工器具的安全状况。对本部门员工正确使用劳动保护用品进行监督检查，对发现隐患做到及时消除、登记和上报。 2.1.9支持部门安全职责，对本部门发生的异常、未遂、障碍及事故处理等不安全事件，督促本部门员工做好记录，及时上报，并保护好现场，组织分析原因，总结教训，落实改进措施。

二、专责工程师岗位职责及安全职责 1.1岗位职责： 1.1.1专责工程师是本部门的技术负责人，负责运行技术管理和培训工作，处理现场的技术问题。

1.1.2负责监督检查技术规程和现场运行规程的贯彻落实情

况，编写、修改现场运行规程。 1.1.3参加较大停电工作和复杂倒闸操作的监护，参加变电站的验收和技术资料的收集。 1.1.4负责掌握并分析设备的健康状况，及时提出处理意见，组织部门运行分析、技术分析和事故分析。

1.1.5负责督促检查各项技术资料、记录、图纸的填写、审查、分析和综合管理。 1.1.6负责参加编写、审查各项现场作业工序工艺标准卡，并检查技术措施的执行情况。 1.1.7负责新技术、新工艺的推广应用。 1.1.8协助部长做好工作计划安排和生产管理工作。 1.1.9负责编制并组织实施部门培训计划，负责对新进员工进行生产知识、安全知识、规程制度的拷问和抽测。篇4：运行专工岗位职责 xxx水电厂运行专工

岗位职责 篇5：电气运行岗位职责

电气运行岗位职责 1.在主管领导的领导下，全面负责发电车间电气设备运行维护工作及停送电、倒闸操作。 2.认真按照巡回检查制度对车间电气设备进行巡检维护。 3.严格执行“操作票和操作监护制度”所有电气设备的停送电操作和倒闸 操作均应严格填写操作票并执行操作监护制度。 4.设备发生事故时，应沉着，冷静，准确，果断的判断，并尽快通知相关 人员进行处理。 5.协助值长搞好余热发电安全文明生产及节能降耗工作。 6.熟悉《电气安全运行、操作管理制度》《电业安全操作工作规程、（发 电厂及电气部分）》、《电网调度管理规程》相关部分，严格值班调度纪律。 7.负责发电机解并列和日常调整维护工作。 8.认真填写运行记录，运行报表每小时一填。 9.负责本岗位辖区的卫生保洁。

第12篇：设备运行管理制度

设备运行管理制度

为了进一步加强对在线自动化仪表设备的管理,增强维检人员的责任心,减少自动化仪表设备事故率,提高在线自动化仪表运转率，加大修旧利废考核力度，减少以换代修，降低生产成本。本制度针对在线自动化仪表的管理及维检的实际情况,制定出台本制度。

一．计控设备点巡检管理制度

1．目的

切实做好计控设备的使用、维护、检修工作，及时发现和消除设备事故隐患，贯彻执行设备良性运行第一，预防维护为主的原则，落实点巡检制度，树立“运检合一”，管、用、修结合，分工明确，责任到位，全员参与的设备管理指导思想，保证设备良好运行。 2．适用对象

本制度适用于和计控设备有关的车间和职能部门。 3．范围划分

本着谁使用谁岗检，谁维修谁巡检的原则，各分站认真对所辖区域进行点巡检。 4．职责及要求

4．1技术科负责点检工作的组织实施，制定岗、点检内容和标准，并指导和检查岗、点检工作。制定隐患整改通知单，负责对相关单位进行考核。

4．2车间、中心的维护人员负责本区所有计控设备的“巡检”，按照点检内容和点检标准每班至少点检两次，根据设备运转特性来判定设备运转是否正常，做好点检记录。发现设备有异常现象，应及时处理，并作现场处理记录，当班处理不了的必须在点巡检记录中注明。

4．3各车间、中心对技术科下达的隐患整改项目要及时优质完成，临时性、突发性的抢修工作要随叫随到。

4．4技术科负责重要计控设备的专检工作，同时负责对岗检和巡检的检查、监督和考核。 5．计控设备考核规定

5．1岗位建立点巡检记录，无记录本扣相关单位每区域每月300元。

5．2技术科分管区域负责人定期参加现场关键设备专业点检，不定期对岗检、巡检工作进行抽查，凡发现未按要求岗检、点检，漏检、现场隐患未反映到记录本上、无记录的一项考核责任单位50-200元。

5．3因点检不到位，发生设备事故而影响生产的，考核相关单位100-1000元。

5．4 所有箱柜必须关好箱门，现场开关箱、控制箱必须关好柜门、箱门，发现一次考核相关责任单位50元。

5．5对损坏的计控设备使用单位要及时上报，不及时上报，找不到责任单位者，一次考核使用单位200元。

5．6对下发的隐患整改单能完成而无故不按时完成的一次一项考核50--100元。

5．7技术科下发的隐患整改表一次未返回的考核整改单位100元.

5．8各级点检人员及时发现重大设备隐患，经确认后给予发现人100－200元奖励。

5．9岗检、点检认真，记录填写规范，能正确反映设备运行状况。

5.10每月设备隐患完成率100℅，视完成质量情况奖励相关单位100-300元。

二．计控设备事故处理管理制度

1.事故分级

设备事故按经济损失大、小，以及对生产影响程度分为：特大、重大、一般、故障和小故障五类，具体划分如下：

⑴、特大计控设备事故：设备事故的修复费在100万元及以上者为特大设备事故。

⑵、重大设备事故：凡达到下列条件之一者为重大设备事故。 ①、设备事故的设备修复费在10—100万元(不含100万元)者； ②、主要生产设备发生设备事故，使生产系统停机24小时及以上者。

⑶、一般设备事故：凡达到下列条件之一，为一般设备事故。 ①、设备事故的设备修复费在3—10万元(不含10万元)者； ②、主要生产设备发生设备事故使生产系统停机8—24小时(不含24小时)。

⑷、设备故障：主要生产设备发生设备事故，使生产系统停机4—8小时(不含8小时)者；

⑸、设备小故障：凡因设备原因使主要生产设备停机5分钟—4小时(不含4小时)者均为设备小故障。

2、事故抢修

计控设备发生事故后，事故车间、科室、中心要迅速处理，防止事故扩大，立即组织抢修并通知技术科主管人员，抢修有困难时，应及时向技术科联系，由技术科通知相关专业给予支持，技术科应积极协调联系和落实检修人员的到场情况，并配合车间、科室、中心组织抢修。

3、事故分析

⑴、明确事故和故障的性质和分级，制定事故和故障的管理流程，包括：发生、报告、现场保护、原因分析、临时措施、解决方案、实施方案、处理结果、最后归档，形成防止类似事故和故障发生的管理闭环。

⑵、发生特大设备事故，由公司主管经理主持分析会，设备管理部部长、二级厂厂长和主管处长参加，及有关单位参加。发生重大设备事故，由设备管理部部长或主管部长主持分析会，二级厂厂长和主管处长参加。分析结果和处理意见按要求在规定的时间内报送有关部门。

⑶、发生一般设备事故，由主管处长主持分析会，技术科及相关车间、科室、中心参加，在事故发生后3天内，把分析处理意见和事故报告上报技术科。 ⑷、设备故障由技术科主持分析，设备管理部派人参加，相关车间、科室、中心参加。把事故报表和分析处理意见在2日内上报技术科。

⑸、事故分析的主要内容是对事故经过、原因、事故责任进行分析，总结经验教训及制定防范措施，要做到事故原因不明，责任不清不放过；事故责任者，不受到教育不放过；防范措施不落实不放过。

⑹、通过对设备事故和故障的统计分析，揭示其发展规律，找出其潜在隐患，做好防范工作。技术科区域技术员每月都要对所管范围内的计控设备事故进行一次统计分析，按事故和故障发生的类别、原因、部位、次数、影响时间、损失费(修复费和减产损失费) 逐项进行统计分析, 掌握事故的发展趋势，并将当月发生设备事故和故障填入档案。

4、事故处理

一般设备事故由事故车间、科室、中心上报技术科。重大以上设备事故的处理由设备管理部提出处理意见，报公司主管领导批准。

5、事故统计

⑴、事故次数：设备发生事故使生产中断，一般按中断一次计算一次。如果一台设备发生事故、修复开机还没有达到正常生产时，在同一部位又发生事故，后一事故应认为是前一事故的继续，只记事故一次，事故时间和事故损失费则要累计计算。

⑵、事故时间

①、一般按设备停机到设备具备恢复生产条件之间的时间计算。 ②、有备用机组的设备事故时间为事故设备停机到备用设备开机的时间。

③、设备发生事故使生产中断被迫提前检修者，其事故时间的计算为事故设备停机到设备具备恢复生产条件之间的时间。

⑶、设备事故损失：设备事故损失包括设备修复费和减产损失费，设备修复费为修复或更换损坏的设备发生的材料、备件、人工及管理费用等。

设备损坏严重无法修复的应为更换与该设备规格，装备水平相应设备的现行价格。减产损失费为因事故影响减少的产品产量所带来的经济损失，一般为单位产品(半成品)利润乘以减产数量(所有产品价格一律按公司规定的内部价格计算)政策性亏损产品可不计减产损失。

设备事故损失费计算公式如下：

设备事故损失费=单位产品利润×小时计划产量×影响生产时间+设备修复费。

计算减产损失时，如生产任务不足应按年平均小时计划产量计算。

⑷、一台设备发生事故影响几套设备停产时，其减产损失费应为被涉及设备减产损失的总和。

⑸、设备故障(含小故障)与设备事故管理相同。

6、事故上报制度

⑴、重大及以上事故发生后，事故车间、中心必须电话通知技术科。在设备修复后2天内，事故车间、科室、中心向技术科上交详细事故情况表。

⑵、一般设备事故和设备故障在事故修复后2天内，事故车间、科室、中心向技术科上交详细事故情况表。

⑶、事故车间、科室、中心把每月的设备事故、故障的统计分析，与生产科的报表相一致，上交技术科区域技术员。

⑷、相关车间、科室、中心要建立完善事故、故障台帐，事故、故障台帐内容应包含：５分钟以上故障、故障部位、故障时间、产生原因、处理结果、采取防范对策。每月列表报技术科区域技术员。

7、事故和故障考核细则

⑴、发生特大设备事故，由公司主管经理主持分析会，设备管理部部长、二级厂厂长和主管处长参加，及有关单位参加。发生重大设备事故，由设备管理部部长或主管部长主持分析会，二级厂厂长和主管处长参加。分析结果和处理意见按要求在规定的时间内报送有关部门。延误一天扣罚责任单位500元并累计。

⑵、发生一般设备事故，由主管处长主持分析会，设备管理部主管部长和技术科参加，事故相关车间、科室、中心参加，在事故发生后3天内，相关车间、科室、中心把分析处理意见和事故报告上报技术科。延误一天扣罚责任单位200元并累计。

⑶、设备故障由技术科主持分析，设备管理部派人参加。事故报表和分析处理意见由相关车间、科室、中心在2日内上报技术科。迟误一天扣罚责任单位100元并累计。

⑷、发生一起特大设备事故，考核由设备管理部召开事故分析会决定。

⑸、发生一起重大设备事故,考核责任单位奖金总额的10%,并依法追究当事人的责任。

⑹、发生一起一般设备事故，视情节轻重、损失大小，责任轻重,扣罚事故责任单位500—5000元奖金。重复事故则加重考核。

⑺、发生一起设备故障，视情节轻重和损失大小，原则上扣罚事故责任单位50—100元/小时奖金。一个月之内连续发生，则酌情加重处罚。

⑻、凡牵扯生产的主要计控设备发生事故或故障，事故单位应在二小时以内上报技术科，隐瞒不报，每次扣罚责任单位200元。

⑼、设备事故发生后，除向有关部门通报外，要立即组织抢修处理，采取措施，杜绝事故蔓延和扩大，把损失降低到最小限度，争取尽快复产。处理及时，将报主管处长审批给500-5000元奖励。

⑽、事故管理作为全年评比优秀的重要条件和依据。

第13篇：设备运行管理制度

设备运行、维修、保养管理制度

1、设备使用过程中，各使用单位定期对设备使用情况、设备状况进行检查，确保设备处于完好状态运行。

2、设备操作工每班班前进行巡回检查；班中时刻注意设备运转、油标油位、各部温度、仪表压力、指示信号、保险装置等是否正常，发现问题及时排除。

3、贯彻设备使用与维护、保养相结合的原则，谁使用，谁维护。单人使用的设备实行专责制。主要设备实行包机制（包运转、包维护、包检修）。设备使用实行定人、定机，凭证操作。主要管、线缆装置，实行区域负责制，分片包干的管理办法

4、各种设备司机，必须经过培训，达到本设备操作的技术等级“应知”、“应会”要求，经考试合格，领到合格证，才能上岗。设备司机都要做到“三好”，即管好、用好、修好；“四会”，即会使用、会保养、会检查、会排除故障。

5、严格执行日常保养（维护）和定期保养（维修）制度。日常保养：操作者每班照例进行保养，包括班前10－15分钟的巡回检查；班中责任制，注意设备运转、油标油位、各部温度、仪表压力、指示信号、保险装置等是否正常；班后、周末、节日前的大清扫、擦洗。发现隐患，及时排除；发现大问题，找维修人员处理。定期保养：设备运行1－2个月或运转500小时以后，以操作工人为主，维修工配合，进行部分解体清洗检查，调整配合间隙和紧固零件，处理日常保养无法处理的缺陷。定期保养完后，由车间技术人员与设备管理员进行验收评定，填写好保养记录。确保设备保持整齐、清洁、润滑、安全经济运行。

6、主要重点设备应定期进行精度、性能测试，做好记录，发现精度、效能降低，应进行调整或检修。对主要重点设备的关键部位要进行日常点检和定期点检，并做好记录。

7、特种设备（防爆电气设备、压力容器和起吊设备），应严格按照国家有关规定进行使用和管理，定期进行检测和预防性试验，发现隐患，必须更换或立即进行处理。

2、设备定期检修制度

1、坚持执行设备的维护保养与预防检修相结合的检修制度，积极推行故障诊断和状态监测技术，按设备状态合理确定检修时间和检修制度，逐步向预知检修和专业化修理方向发展，以提高检修质量，降低检修费用，缩短检修停机时间。

2、设备检修按不同检修内容和工作量，划分为日常检修、一般检修和大修理三种。（1）日常检修（小修）：部分拆卸零部件进行检查、修整、更换或修复少量磨损件。（2）一般检修（中修、项修）：一般要部分解体、修复或更换磨损的零部件、局部刮研，校正与调整，更换油质，以恢复设备的精度和性能。（3）大修理：对设备进行全面解体，全面清洗检查修理，修复或更换重要部件，完全恢复设备的精度与性能和定额出力。

3、设备日常检修、一般检修所需费用，直接进入生产成本，设备大修理费由设备大修理资金中支出，设备大修理基金按规定的2.5％提存率提取,不得少提或不提,专款专用，不得挪用，以保证设备按期大修。

4、各工程处、厂应认真编制施工设备大修理计划，报公司进行审查。经批准下达的设备大修理计划，必须纳入本单位的生产计划，设备大修应本着急用先修，全年均衡安排。

5、施工设备大修理工作，原则上由使用单位负责，有些较复杂的设备或特殊设备，使用单位大修有困难时，经机电科长或机电矿长同意，可以安排机厂，对特殊设备可安排外委修理。应严格执行设备大修理开工报告及竣工决算制度，大修设备竣工后，必须做空、轻、重负荷运转和效能测定，电气设备大修应提供试验报告书。施工设备大修应严格按《煤矿机电设备检修质量标准》进行检修，大修完后按检修质量标准进行验收，有完整的检修记录。特别是提升机大修时主轴及制动系统的传动杆件应进行无损探伤；主要扇风机大修时主轴及传动系统应进行无损探伤。

6、大修理过的设备要实行保修制，在保修期内，发生的修理质量问题，应由承修单位免费修理，保修期一般不少于三个月。

7、主要设备实行预防性计划检修，各单位应认真编制全年预防性检修计划，如提升绞车、主排水泵、空压机、供电线路、变压器、开关柜等和生产中的关键设备，每年应不少于二次计划检修，凡无备用设备与非停止生产不能检修的设备，应安排在节假日停产检修，检修内容按日常检修和一般检修的要求进行，要作好预防性检修记录，并整理成检修技术文件，立案存档。

8、有计划的停产检修设备，做到有计划的解决生产系统机电设备的各个环节存在的问题，能起到生产任务完成和机电隐患解决的目的，计划停产检修必须提前做好各项准备工作，如落实检修项目内容、工具材料配件准备、确定参加人员与起止时间、检修工艺和质量标准、安全技术措施以及项目负责人等。

9、采掘运输设备和井下小型设备，一律定期轮换上井检修，根据不同设备，制定检修间隔期，到期就将设备换下来上井检修，严禁“连根倒”、“连轴转”。

10、安排好季节性机电检查检修工作。雷雨季节前，对供电线路、变配电设备、防雷电设施都要进行检查、测定和试验及检修工作；矿井主排水泵、管路及水仓都要进行检修和清理。冬季前锅炉和供暖设备要检修好，怕冻的设备应采取防冻保温措施。

设备管理制度

一、总则

1、为加强设备管理，提高公司设备管理水平，进一步落实管理责任，明确各级管理人员的职责，特制定本办法。

2、设备管理应当依靠技术进步，促进生产发展和预防为主，坚持使用与购置，日常维护与计划检修，修理改造与更新，专业管理与群众管理，技术管理与经济管理相结合。

3、设备管理的主要任务是对设备进行综合管理，管好、用好、修好、改造好设备，不断改善和提高企业技术装备素质，取得良好的投资效益和使用效益。

4、使用设备的单位都必须严格按照机电设备管理制度执行。设备管理的主要技术经济指标纳入部门业务管理和责任人履职的责任目标考核。

二、管理机构与职责

5、公司设备管理机构与职责实行两级管理五级责任，公司电科与项目部（厂）两级机构，公司分管领导→机电科科长→项目经理、机电副队长、机电队长、机厂厂长→技术员、设备管理员、机电修班组长→操作使用维护人员五级责任。

6、各级机构、人员构成机电管理的主体，是机电设备管理、技术管理和安全运行的相应级别的责任人，要贯彻执行上级有关机电安全方面的方针、政策、法规，承担相应责任的机电安全管理工作，负责建立健全和履行各项管理制度，执行操作规程、使用规程、维护规程，对所管设备负责。

三、设备选型购置

7、根据施工需求，设备使用单位应提前一个月提出设备使用计划，机电科在全处范围内进行平衡。确需购置新设备时，由机电科根据需功能、用途、安全、性能等方面要求提出设备型号，在分管领导主持下进行技术经济论证，科学决策。

8、选型应遵循标准性、通用性、先进性、实用性、可靠性原则，选购性能价格比高的产品，禁购“三无”产品、落后淘汰产品。

8、采购机电设备原则上由公司统一集中采购，单台价格超0.3万元、一次采购总价超过5万元的采购计划应采用招标采购。

9、对应急和抢险救灾设备可采用比价采购，紧急时报处同意项目部就近采购。

四、设备安装调试

10、为保证设备的安装质量和运行时的安全性能，对大型设备和重要设备安装可由处里组织专业人员进行安装，主要包括井架、绞车、变电所、改绞等，须编制专项安装安全技术措施，并按规定程序上报审批后才可施工。

11、新设备安装后必须按要求进行调试，对需要有资质试验机构进行试验的项目，包括设备上各种仪器仪表的测试整定、保护装置的试验等，如提升机主轴及制动系统的传动杆，制动闸的制动力矩、空动时间和制动加减速，提升钢丝绳和悬吊钢丝绳，空压机的压力表、温度计，罐笼的保险链、吊架、主链板，吊桶梁销轴等，由机电科负责联系，组织测试。

12、在确认安装达到技术性能要求，符合安全使用标准，出示测试合格报告书方可现场交接投入使用。同时应将设计图纸、说明书、安装数据、调试试验记录等质量文件交一份给使用单位存档。

13、对新安装的电气设备，必须按新安装交接试验标准进行，并写出详细的试验报告。变压器、电动机、开关、电缆等设备在投入运行前必须做测试、调整和电气试验。

14、每年雷雨季节和冬季高峰负荷到来前对电气设备必须进行预防性试验，内容有：测量绝缘电阻和直流电阻，交流电压和直流电压试验，测量介质损耗，绝缘油试验，测量接地电阻，校验继电器保护装置及计量仪表，安全指示装置与防护用品试验。对输电线路、避雷器等设施，进行巡线检查，排除故障隐患，合格后投入运行。

五、设备的使用操作、保养润滑、维护检修

15、所有施工设备的使用应制定有效的管理制度、岗位操作规程，由专业人员执行，对使用的设备实行包机制、区域负责制，由专人负责日常和定期维护、保养、润滑和检修。

16、操作人员必须精通基本业务，钻研操作技能，做到“三好”、“四会”、“四项要求”、“五条纪律”。“三好”即管好、用好、修好；“四会”即会使用、会保养、会检查、会排除故障。“四项要求”即整齐、清洁、润滑、安全；“五条纪律”即：实行定人定机，凭操作证使用设备，遵守安全操作规程；经常保持设备整洁，按规定加油，保持合理润滑；遵守设备交接班制度；管好工具，附件，不得遗失；发现异常立即停车检查，自己不能处理的问题应及时通知有关人员检查处理。

17、根据不同设备制定出季检、月检、旬检、日查、班巡等制度，加强设备预防性检查和检修，做到台台经手，不遗漏。检查中查出的问题，不影响安全生产的要定时、定人、定措施处理，影响安全生产的问题或属于重大隐患的，必须立即停止使用并采取保障措施，安排处理，项目部干部应有专人指挥协调，并上报机电科。对故障设备，使用单位必须及时修理，不得积压不修，努力降低故障设备的比例。

18、设备管理部门应设有负责润滑油的管理人员，加强润滑油的定额和消耗管理，负责编制设备油料计划与换油计划，以及设备润滑的管理工作。

19、严格执行设备润滑“五定”（点、质、量、时、人）与“三级过滤”（入库、发放、加油）规定，强化润滑状态的技术检查，减少机件磨损，降低功能消耗。20、防爆电气设备（五小防爆电气设备）在入井前，须由机电科防爆管理小组检验合格发放入井许可证，井口把勾工凭证方可安排下井。防爆电气设备实行日检查维护和定期轮换上井检修制。

21、为建立设备管理责任制长效机制，必须将使用、操作、保养、维护、润滑、检修与职工经济收益挂钩。

六、设备统计与备件管理

22、重视设备统计工作，各单位必须在每月20日将设备报表报至机电科，内容包括设备编号、型号、数量、使用、备用、待用、完好、待修、闲置、用途等情况。机电科应在每月5日前将全处设备统计清楚，设备使用情况、待修情况、分布情况须有明确说明。对重要、大型施工设备如绞车、井架、排水设备应编制分类设备报表分表。

23、机电科要加强备件管理，根据备件品种特点和占用资金情况推行ABC管理，合理确定储备定额和消费定额，加强技术、计划、库房管理。针对全处设备情况，根据项目部每月配件计划，制定出大型、重要设备的备件计划，报处审批采购，确保供应及时，不耽误维修。

24、项目部根据自身特点每月底集中编制下月设备易损件、关键件、通用件备件计划，报处审批后由处采购或自行采购，存于现场材料库以备使用，工程结束后可转入材料科存库。

七、技术档案管理

24、机电科设立设备技术档案室，有专人管理，做到大型设备、重要设备一台一档，所属资料齐全，包括产品合格证、煤安标志、防爆合格证、使用说明书、岗位操作规程、图纸、装箱单、调试安装验收单、试验记录、设备历次事故记录、安装图纸、大修改造记录、性能检验记录等。

26、因工作需要借阅资料的，经领导批准，办理借用手续借阅，用完后须完好无损及时归还。档案室技术档案应分类存放于柜内，作好防火、防潮、防虫、防鼠等工作。

27、项目部也应建立相应技术档案管理部门，收集相关资料用于指导生产。

八、仪器仪表管理

28、测量仪器仪表、监测仪器仪表、设备调试仪器仪表等重要设备应建立专门台账，设备有专人保管、专人使用，严禁外借。

29、必须定期对仪器仪表进行保养、校验。

九、特种设备管理（大、精、稀设备）

30、大、精、稀设备采取专机专人承包制，包使用、包维修、包保养，未经许可，任何人不准操作。

31、大、精、稀设备，必须做到精心使用和保养，对设备要进行日常点检和定期点检，定期进行精度、性能测定，做好记录，发现效能降低或精度超限时，应进行调整或检修。

32、大、精、稀设备特别要加强润滑管理，建立润滑卡片，进行油质状态监测，做好换油记录。

33、大、精、稀设备实行年度和月度计划性检修制，项目部对检修的设备和项目要编制检修计划书，检修计划书要报处机电科备案。设备的安全保护装置的可靠性测试必须编入检修作业计划书。

34、检修作业计划书应包括设备名称、检修项目、检修程序、工艺和方法、工器具、检修开始时间和持续时间、人员组织、检修的标准、项目负责人、安技保障措施等。

十、设备租用

35、对于部分大型设备、特种设备采用外租赁的，由机电科负责具体操作。租赁应签订租赁合同，列明清单，保证外租赁设备完好、性能可靠。机电科每月根据我处施工情况，分析设备的需求情况，对合同到期、近期又用不上的外租设备要及时进行退还，终止合同。

36、机电科对项目部所使用设备采用内部租赁的形式，每月底由机电科向财务科出具项目部设备租赁费用清单，进行费用结算。项目部之间借用设备或转租必须经处机电科同意并办理相应手续。

37、设备流动实行双向监督。电气设备出入库必须达到完整完好整洁标准；机械设备除正常使用磨损外必须达到完整完好整洁标准。

38、凡出库、退库不达标者，严格追究相关人的责任， 十

一、事故分析追究

39、机电运输事故根据其影响生产和基建施工时间，造成损失程度和性质，分为一般事故、重大事故、特大事故三种。40、发生一般机电事故，由项目部、队、厂设备管理人员，及时向处调度、机电科、安监处汇报，填写“一般机电运输事故登记表”，并于三天内报机电科、安监处备案。重大、特大机电运输事故，项目部、队、厂应立即向处分管领导、处调度室、机电科、安监处汇报，处各部门按有关规定逐级上报。

41、一般机电运输事故的分析追查，由项目部、队、厂领导组织，机电科、安监处参加事故分析追查。重大、特大机电运输事故分析追查，由处领导组织，机电、安监和发生事故单位，公司机电、安监部门参加事故分析追查。

42、事故分析追查本着“四不放过”的原则，认真分析追查，按事故报表的要求，逐项调查清楚，对事故提出处理意见上报审批。对事故责任人按其责任大小、情节轻重、造成的后果等情况，给予批评教育、经济赔偿或行政处分，直至追究刑事责任。

43、发生事故的单位，一方面要采取措施，组织力量进行事故抢救和控制，防止事故扩大，做好恢复生产的各项工作，另一面要及时向上级汇报，同时调查事故发生经过和原因分析，接受教训，采取预防措施。 十

二、检查考核与奖罚

44、积极开展设备管理达标活动，要求项目部（厂）每旬自查自评一次，处每月进行检查评比一次，每季检查考核总评一次，纳入处安全质量标准化项目部创级考核体系。

45、检查考核主要分三个方面：设备指标、进出库设备状况、业务管理与人员素质。

46、设备指标考核为：

①、技术资料是否齐全，设备合格证明文件是否有产品合格证、煤安标志，防爆设备有防爆合格证； ②、设备完好率≥90%；

③、大型在用设备完好率100%；

④、防爆电气设备及小型电器防爆率100%； ⑤、电缆吊挂合格率100%；

⑥、矿灯完好率≥95%，井下在用矿灯个个完好，无红灭灯； ⑦、机电设备安全运转良好，故障率低，无重特大机电运输事故；

⑧、安全保护装置完备、可靠、投入情况；无失效现象；

47、出进库设备状况考核为：设备实现双向流动、双向监督。出库设备必须台台完好、整洁、喷漆，确保到现场后能安全投入使用；退库设备除正常使用磨损外，须完好完整，表面清洁，不得有水泥、油污，外罩不得变形。

48、业务管理和人员素质考核为：通过设备图牌板、管理制度、安全质量标准化检查、日常维护保养使用情况、设备现场文明管理、人员应知应会等方面考察综合评分。

十三、从业人员教育与管理

49、机电设备管理人员和操作使用维护人员，要牢固树立“安全第一，预防为主，生命至尊”的宗旨。

50、各级管理机构要坚持培训教育长抓不懈，通过法律、规程、安全常识的学习，不断增强职工的安全意识，同时要加强职工应知应会和岗位技能培训，通过有组织的讲学、授课、培训、自学等方式提升机电人员技能素质，为安全生产提供保障。

51、管理人员须取得相应的安全资格证，设备操作使用维护人员须取得相应的特殊工种特殊岗位操作证，方可从业。任何无证人员不得上岗。

52、机电从业人员在分管领导的安排下，由机电科、劳资科协调，立足全处，着眼业务技能和技术力量进行平衡，保证人力资源的合理均衡使用，严禁任何人的无序流动和串岗。十

四、处罚

53、各级管理部门和人员不积极履行职责，不正确履行岗位责任，出现违反管理规定和岗位制度的行为，造成损失、事故的，应根据公司和处相关规定进行责任追究，给于行政处分和经济处罚。

54、因责任心不强、管理严重失误、违章指挥或恶意破坏的，比从严追究

机电事故分析追查制度

1、凡因各级机电人员管理失误、设计缺陷、措施不力、操作不当，以及对机电设备、设施监测、检查、维修不到位而造成的人员伤亡、设备设施损坏或严重影响到生产时间的事故，统称为机电事故。

2、机电事故根据其造成的人身伤害、经济损失程度、影响生产和基建施工时间，分为一般机电事故、较大机电事故、重大机电事故三种。

3、发生一般机电事故，由项目部、队、厂设备管理人员，及时向处调度、机电科、安监处汇报，填写“一般机电运输事故登记表”，并于三天内报机电科、安监处备案。重大、特大机电运输事故，项目部、队、厂应立即向处分管领导、处调度室、机电科、安监处汇报，处各部门按有关规定逐级上报。

4、一般机电事故的分析追查，由项目部、队、厂领导组织，机电科、安监处参加事故分析追查。较大、重大机电事故分析追查，按照事故追究权限组织分析追查，由处领导组织，机电、安监和发生事故单位，公司机电、安监部门参加事故分析追查。

5、事故分析追查本着“四不放过”的原则，认真分析追查，按事故报表的要求，逐项调查清楚，对事故提出处理意见上报审批，提出切实可行的整改防范措施。对事故责任人按其责任大小、情节轻重、造成的后果等情况，给予批评教育、经济赔偿或行政处分，直至追究刑事责任。

6、发生事故的单位，一方面要采取措施，组织力量进行事故抢救和控制，防止事故扩大，做好恢复生产的各项工作，另一面要及时向上级汇报，同时调查事故发生经过和原因分析，接受教训，采取预防措施，避免同类机电事故的发生。

7、机电事故发生后，如隐瞒不报，将视情节轻重给予责任人相应的处罚。

防爆设备入井安装、验收制度

1、各施工项目部都要成立防爆领导小组，领导小组负责人由机电经理担任，负责全项目部防爆管理工作，机电队长要具体抓好防爆管理，成员要由经过防爆培训学习领取合格证的人员担任。

2、井下防爆设备，禁止采用三无产品及淘汰产品，必须证件齐全（防爆合格证、质量合格证、煤安标志证书），由防爆小组统一管理。

3、防爆电气设备及五小防爆电气设备在入井前，须由防爆管理小组检验合格后，发放入井许可证，井口把勾工凭证方可安排下井。

4、井下防爆设备安装，必须严格按照相关防爆管理规定进行，安装人员安装后由防爆小组进行验收，验收合格后，方可通电使用。

5、防爆小组验收时，必须严格按照防爆管理规定进行验收，对于电气闭锁、瓦斯电闭锁装置进行检查、检测，对于防爆设备的接地装置进行认真检查，检查密封圈、挡板是否按规定安装，发现不合格的，严禁通电使用，整改合格后方可正常投入运行。

6、设备应定期进行精度、性能测定，作好记录，发现问题及时进行调整和检修。

小型电器管理制度

1、设备使用过程中，各使用班组应定期对设备使用情况、设备状况进行检查，确保设备处于完好状态运行。

2、设备操作工每班班前应进行巡回检查、指示信号、保险装置等是否正常，发现问题及时排除。

3、设备使用班组每月应进行一次设备检查，项目部每月组织一次设备大检查。

4、各项检查工作严格按照《煤矿施工设备完好标准》、《煤矿矿井机电设备完好标准》进行。

5、对设备的重点部位着重检查，包括设备上各种仪器仪表的整定、保护装置的试验等。

配件管理制度

1、机电科要加强备件管理，根据备件品种特点和占用资金情况进行管理，合理确定储备定额和消费定额，加强技术、计划、库房管理。针对全处设备情况，根据项目部每月配件计划，制定出大型、重要设备的备件计划，报处审批采购，确保供应及时，不耽误维修。

2、项目部根据自身特点每月底集中编制下月设备易损件、关键件、通用件备件计划，报处审批后由处采购或自行采购，存于现场材料库以备使用，工程结束后可转入材料科存库。

3、配件采购应根据其数量金额等采取招标或比价采购的原则，质量、价格、售后服务综合比较后，确定购买。

4、配件应分门别类、集中管理存放，配件应有分类卡片，便于找取；项目部配件购买及存储情况应及时向处汇报，便于统一管理，以备全处各工区调配使用。

设备出、入库管理制度

1、

设备出库应由设备管理员签发出库单，设备出库时必须完好状态，电气设备必须三证齐全，吊桶、钩头、罐笼等提升设备必须销轴检验、探伤合格，检验报告齐全。

2、

设备出库应做好登记，及时调整设备的使用地点。

3、

设备出库时，各种配件必须齐全，设备管理员在出库单上写好明细，以备回收时参考。

4、

设备入库时，由设备管理员验收，检查设备状态，检查设备配件是否齐全，对于损坏严重、缺件的设备，根据设备管理规定，对项目部相关负责人进行处罚。

5、

设备入库前必须进行检查、检修、清理，保证设备完好，然后入库，以备其他工地使用。

6、

设备入库后，设备管理员应及时调整设备台帐，调整使用地点。

设备验收制度

1、设备使用前，各单位必须按照《煤矿施工设备完好标准》、《煤矿矿井机电设备完好标准》对设备进行检查，确保所用设备达到完好标准。新购置的施工设备，应检查技术资料及设备出厂合格证，达不到完好标准或不合格的设备一律不能使用。必要时对设备的重要部件进行检查和试验，试验必须委托有资质的单位进行。

⑴在出厂前、事故后和日久未用的吊桶提梁，使用前必须经过探伤。

⑵临时罐笼出厂前有保险链、吊架、主链板探伤报告。 ⑶出厂前、事故后和日久不用的提升钩头，在使用前各主件必须探伤和做拉力试验。 ⑷提升机主轴及制动系统的传动杆件出厂前应有探伤报告。 ⑸扇风机主轴及传动轴出厂前应有探伤报告。

⑹提升机、压风机、水泵等设备的各种仪器仪表在使用前应进行检验和整定，保证指示和动作准确可靠。

⑺提升、悬吊设备的钢丝绳使用前必须试验，试验合格后方可使用。需要进行安装的设备，必须有设备安装设计图纸；有出厂设备说明书、图纸和技术资料；大型设备应编制施工组织设计。

2、安装前应对设备进行清点检查，如有缺损或与装箱单及设备要求不符，应列出详细明细表，报设备管理部门，向厂家或有关单位提出要求补给或索赔。

3、设备安装工作必须执行《煤矿机电安装工程质量标准》的规定；电气设备的调试，必须执行《煤矿电气试验规程》的规定，以及国家有关标准和规程的规定。

4、安装的各种设备必须达到设备安装工程质量标准的规定，否则不能投入运行。

5、设备安装完毕，应由安装、使用、安全监察、机电设备管理等单位的有关人员参加验收并进行试运转。办理移交手续，将设计图纸、出厂说明书、图纸和技术资料、安装时的测量数据、调试记录等质量资料交给使用单位的设备管理部门管理。

6、使用单位按标准化机房的要求，建立要害场所管理制度、操作人员岗位责任制、操作规程等各种制度。配齐运行、检修等有关记录，操作维修人员实行持证上岗。

设备库房管理制度

1、

设备库由专人管理，设备分类摆放，并挂牌；设备库房保持为卫生清洁，并配备足够的消防设施。

2、

设备库房严禁闲人进入，对于带油设备严格管理，严禁携带烟火进入。

3、

设备库房行车应由专职起重工操作，起吊设备严格按行车操作规程执行。

4、

设备库房出现损坏时及时修复，防止漏雨，损坏电气设备。

5、

设备库应照明齐全、光线充足，便于安全起吊设备。

第14篇：6、机组启动运行技术报告

东莞市常平镇新桥排涝站改建扩容工程

机组启动试运行技术报告

批准：东莞市机电排灌管理站审核：周志光校核：叶淦芬编制：尹明新

编制日期：2010年10月

一、工程概况

本排站有3台1600SLQ10-55.5型上海凯泉水泵厂生产的轴流泵，每台水泵配置710kw电机，总装容量2130千瓦；电机选用兰州电机厂TL710-20/2150型三相高压同步电动机3台；高压金属铠装移开式开关柜7块、高压计量柜1块,高压辅助计量柜1块，干式变压器(SCB9-315/10 10±2.5%0.4KV Dyn11) 1台、干式变压器(SC9-125/10 10±2.5%0.4KV Dyn11) 1台、低压抽出式开关柜8块、自动电液变阻启动补偿控制柜3台、动力配电箱及电源箱、照明配电箱、控制箱11个、微机综合自动化装置2套、检修排水泵2台、技术供水泵2台、真空泵1台以及管路系统。

二、机组启动试运行目的

机组启动试运行目的是调试好机组各部位设备是否能达到运行使用要求。确保大暴雨到来，各机组能正常使用，水泵能进行排水，确保工厂和人民财产安全。

三、机组启动试运行已具备的条件

1、供电线路已通电（高低压电已通电）。

2、与机组启动试运行有关的水工部分建筑物已验收。

3、金属结构及启闭设备的安装完成并已验收（检测部门已验收，达到合格标准）。

4、各种电气设备（高低压配电柜、变压器、主电动机、配电箱等）

5、油、气、水等辅助设备已调试。

6、消防设备的安装布置已到位。

7、绝缘工具已配置齐全。

8、试运行指挥、操作、监护人员已安排。

9、开机操作票、试运行记录表已编制。

四、机组启动试运行开、停机操作方式

机组启动试运行开、停机操作方式：

1、手动操作步骤（1）合上高压屏开关（高压开关）、检查变压器输电达正常状态。（2）合上总屏闸刀开关，合上空气开关。（3）合上启动屏闸刀开关，再合上空气开关，扭动电压相序按钮，检查三相电压达正常，按启动钮启动电动机，启动开始至当电流表指针开始下降及电动机声音接近正常时按运行钮使机组投入正式运行。停机操作方式：（a）先按启动屏“停止”按钮，其次断开空气开关。断开闸刀开关。（b）断开总屏空气开关、断开闸刀开关。

2、中控室自动控制步骤：

五、机组启动试运行的外围条件

机组启动试运行的外围条件是所有活动拦污栅已调试好，达到使用功能。外围垃圾已清理干净。已满足机组试运行条件。

六、机组启动试运行的步骤

（1）提升防洪闸闸门、关闭自排闸；

（2）开启循环冷却水电源，启动水泵，对水泵供水； （3）启动室内降温设备； （4）开启主变电源； （5）低压侧主变合闸；

（6）打开1号（或2号、3号）启动柜电源，按下启动开关。

七、机组启动试运行中的紧急停机情况

若发生电机电流异常，水泵、电机声音异常，应立即采取紧急停机措施。

八、机组启动试运行的时间安排

2010年10月22日

九、附

1、机组启动试运行人员安排

2、机组启动试运行主机开（停）机操作规程

3、机组试运行记录表

4、东莞市中小型电力排灌站运行操作规程

5、东莞市中小型电力排灌站运行管理制度

4 机组启动试运行各岗位人员安排

机组启动试运行各岗位人员安排

一、机组启动试运行领导小组人员： 主管单位：东莞市水利局

东莞市机电排灌管理站

项目法人： 常平镇城乡水利防灾减灾工程建设领导小组办公室 监理公司： 东莞市东水工程监理有限公司 安装单位： 青州市水利建筑总公司

二、机组启动试运行监护、操作人员： 机电监理：徐智勋 计算机监控：叶淦芬 启动试运行发令人：叶淦芬 启动试运行安全监护： 叶祐华 操作人：谭玉仕

监护人：叶祐华

三、各岗位监视、巡检人员： 抄表、运行情况纪录： 谭国干 控制室：尹明新 水泵层：张志容 水位监测：张志容 水工建筑物监测：吴华劲

各设备供应厂家代表，在相应设备旁监控，业主安排的管理人员巡视设备运行情况。

第15篇：山西电网并网机组运行规则

山西电网并网机组运行规则

为适应电力供需形势和电力体制改革得新变化，进一步强化调度纪律，提高发供电企业设备健康水平，确保电网安全稳定运行，奖优罚劣，促进多发多供，满足全省经济发展和人民生活对电力的需求，依据《电力法》、《电网调度管理条例》、《电网调度管理条例实施办法》、《电力供应与使用条例》及国家有关电力调度等有关法律、法规、条例、规程和政策，结合山西电网实际情况，制定本规则。

一、总 则

第一条 山西电网并网机组运行规则坚持“公开、公正、公平”的调度原则和平等竞争、高度透明、困难分担、依法准入、接受监督的原则。

第二条 山西电网并网机组运行规则规则适用于山西省电网经营企业和并网电力生产企业（机组）。

第三条 山西电网并网机组运行管理规则规则主体：

1、电网经营企业：山西省电力公司（以下简称“省公司”）。

2、电力生产企业：省级调度机构（以下简称“省调”）直接调度的并网电力生产企业（以下简称“省调电厂”）。

第四条 电网经营企业和电力生产企业都必须执行国家有关法律、法规、条例和电力行政主管部门、山西电网颁发的保证电网安全运行的各类规章制度，严格执行调度指令，按照调度要求进行电网事故处理，严格执行日发电调度计划曲线（包括有功、无功）。 第五条 省公司依据本规则结算并网省调电厂上网电量。 第六条 调频（或调整网间潮流）、调压、调峰是每一个上网发电厂（机组）应尽的义务。为保证调整网间潮流的合格率，省调电厂按调整性质分为网间潮流调整电厂（机组）和基荷电厂。

1、网间潮流调整厂：省调指定参与调整网间潮流的省调电厂（机组）。当山西电网独立运行时，确定为第一调频厂。

2、基荷电厂：除了网间潮流调整厂以外，其余省调电厂均为基荷电厂，主要承担电网基本负荷；当山西电网独立运行时，应积极主动参与调整频率，保证电网正常运行。

3、根据电网运行需要，省调可变更基荷电厂和网间潮流调整厂。第七条 省调及其省调电厂都必须执行本规则。

第八条 省公司所属各供电分公司应参照本规则制定所辖电网上网小电厂运行规则。

二、年度发电量调控目标的编制

第九条 全省年度发电量调控目标，由省电力行政主管部门根据全省经济发展形势和电力需求情况预测，结合电网结构、省调电厂及各市（地）经贸委上报的所属地方电力企业年度发电量建议指标，综合平衡后编制下达。省调电厂年度发电量调控目标由省经贸委直接分解下达，非省调电厂年度发电量调控目标，省经贸委切块下达市（地），由各市（地）经委牵头会同市（地）供电部门分解下达。

三、省调电厂（机组）发电调度计划的编制 第十条 月度发电调度计划的编制

省调在省电力行政主管部门编制的年度发电量调控目标的基础上，综合考虑用电负荷需求、月度水情、燃料供应、供热机组供热等情况和电网设备能力、省调电厂设备检修情况以及电厂运行和电网安全等因素，编制省调电厂月度发电调度计划。

第十一条 日发电调度计划的编制

1、日发电调度计划的编制原则：在月度发电调度计划的基础上，省调综合考虑日用电负荷预测、近期内水情、燃料供应情况、省调电厂机组出力水平（省公司核定）和电网设备能力、设备检修情况等因素后，进行发电计划平衡。网间潮流调整厂（机组）要留有适当调整余量，全网应留有不低于最大统配发电负荷4％的旋转备用容量。

2、电力生产日调度计划主要内容包括：省调电厂（机组）日发电负荷曲线、日发电量、机炉启停和日发、供电设备检修计划等。

3、电力生产日调度计划应在前一天十六点前下达省调发、供电单位。

第十二条 电力生产日发电负荷曲线的修改原则

省调当值值班调度员可根据下列情况修改省调电厂电力生产日发电负荷曲线，并做好记录。

1、经省调当值调度员根据当时电网需要许可提前（或推后）并网或停机者；

2、机组并网之后或滑停过程中，经所属电厂自身调整且根据核定技术出力仍无法满足曲线者；

3、计划外临时安排机组恢复运行或并网者；

4、经省调同意利用后夜低谷时间机组临时消缺，且在次日6时之前并网者；

5、发生电网事故造成负荷有较大变化时；

6、非省调发电厂较大的机组非计划停用时；

7、大用户非计划启、停影响较大时；

8、气象条件的变化影响较大时；

9、监测点电压越限时；

10、其它非预见到的情况，影响电网安全、稳定运行时。

四、并网机组运行规则

第十三条 基荷发电厂应按省调下达的日发电负荷曲线（包括当值调度员下达的修改曲线）调整发电出力，其偏差不能超过日发电负荷曲线的±2.5％（当日发电负荷曲线的2.5％不足1Mw时，按 1Mw计算，当日发电负荷曲线的2.5％大于20MW时，按20MW计算）。并要求其偏差值在15分钟之内至少过零一次。

第十四条 水电站应根据省调下达的日发电负荷曲线或当值调度员指令调整出力。如遇水情发生变化，水电站须执行水调命令时，水电站值班人员应及时通报省调，并将执行水调的依据上报省调。按照电调服从水调的原则，省调及时调整水电站的出力。

第十五条 网间潮流调整厂应根据省调下达的日发电负荷曲线（包括当值调度员的修改曲线），结合华北电网网间潮流控制要求，调整发电出力至要求值（即：Pi＋ACEi），并满足A

1、A2网间潮流控制性能指标。其中：

Pi----网间潮流调整厂日发电负荷曲线i时刻发电功率。 ACE----网间潮流i时刻区域控制偏差值，即△Pi＋B×△fi。 △Pi----网间潮流i时刻计划值与实际值偏差。 B----频率偏差系数。

△fi----电网频率i时刻标准值与实际值偏差。

A1----每5秒钟采样一次系统频率和网间潮流并计算ACE，要求 ACE在每15分钟内至少过零一次，且每15分钟ACE未过零次数≤40次/月。

A2----要求每15分钟内，ACE的平均值都在规定的区域Ld以内，要求每15分钟ACE平均值越限Ld次数≤40次/月。

Ld----ACE规定合格区域 第十六条 AGC机组运行规则

1、一般AGC机组应跟踪省调下达的日发电负荷曲线（或当值调度员下达的修改曲线）调整出力。

2、参与调整网间潮流的AGC机组按省调下达的日发电负荷曲线加该机组应承担的ACE值份额调整出力（或由当值调度员远方操作）。

即：Pij＋ACEij。

Pij ----第j台AGC机组日发电负荷曲线 i时刻发电功率。 ACEij----第j台AGC机组i时刻ACE调整份额值。 ACEij = ACEi ×（第j台A GC机组发电机铭牌容量／所有参与调整网间潮流的AGC机组容量之和）

第十七条 基荷发电厂运行规则

1、低谷时段实际发电曲线高于日发电负荷计划曲线2.5％多发的电量，按该时段一倍数值计算影响电量，并以此在上网电量中调整该时段结算电量。

2、平峰时段实际发电曲线高于（或低于）日发电负荷计划曲线2.5％多发（或少发）的电量，按该时段一倍的数值计算影响电量，并以此在上网电量中调整该时段结算电量。

3、高峰时段实际发电曲线低于日发电负荷计划曲线2.5％少发的电量，按该时段一倍数值计算影响电量，并以此在上网电量中调整该时段结算电量。

4、任何时段偏离日发电负荷计划曲线的差值15分钟之内不过零多发（或少发）的电量，按该时段一倍数值计算影响电量，并以此在上网电量中调整该时段结算电量。

第十八条 网间潮流调整厂运行规则

1、网间潮流调整厂应保证网间潮流控制性能指标(以总调统计为准)。

2、当月网间潮流控制性能指标达到网调要求时，实际发电量高于日发电负荷曲线多发的电量按实际上网电量结算，实际发电量低于日发电负荷曲线少发的电量，按日统计、月累计方式计算补偿电量，并以此在上网电量中调整该时段结算电量。

3、当月网间潮流控制性能指标未达到网调要求时，实际发电量低于日发电负荷曲线少发的电量按实际上网电量结算；实际发电量高于日发电负荷曲线多发的电量,按一倍数值计算影响电量，并以日统计、月累计方式，并以此在上网电量中调整该时段结算电量。

4、因电网原因，潮流调整电厂超出调整范围造成网间潮流控制性能指标不合格者，电厂和省调当值调度员要做好记录，并在结算时免于考核。

第十九条 AGC机组运行规则

1、参与调整网间潮流的AGC机组，执行网间潮流调整厂运行规则。

2、不参与调整网间潮流的AGC机组，执行基荷厂运行规则。第二十条 新投产机组（72小时或168小时试运行后）半年之内，原则上执行本规则，补偿和违约电量按50％执行。

第二十一条 省调下达的日发电负荷曲线（包括当值调度员下达的修改曲线），省调电厂必须按照核定的技术出力满足电网调频、调峰、调压等需要。在执行过程中因省调电厂自身原因，影响日发电负荷曲线（包括当值调度员下达的修改曲线）且不满足本“规则”“第十二条”规定时，执行本“规则”相关条款至当日24时为止。由于机组非计划停运且超过两小时，依照规则有关条款按 50%考核到当日24时。

第二十二条 省调电厂运行机组发生以下情况，除电网需要外，原则上五天之内不再安排该机组并网。

1、运行中由于电厂自身原因（包括一次、二次设备）掉机者；

2、运行中锅炉本周期间发生二次灭火者；

3、本周期间甩出力二次且原因不明者；

4、辅机故障影响出力时间超过十八小时者；

5、不能按计划开机时间并网者。第二十三条 对违反调度指令的运行规则

1、违反电网调度指令或其他调度纪律的情况要记其违纪电量，违纪电量从上网电量中扣减。

2、违纪电量以当值调度员记录的起止时间及修改后的日发电负荷曲线和实际发电出力之差值计算所得电量的两倍在上网电量中扣减；

3、执行指令不力造成省调越级拉路者，在上网电量中加罚五倍的拉路损失电量（按违纪电量统计）；

4、省调当值调度应作好违纪电量记录（时间，电力），并通知有关发电厂值班员作好记录备查。

第二十四条 本规则以省调自动化采集系统的数据为准。如遇电厂自身原因造成自动化系统故障，按该厂当月最大影响电量日的影响电量统计，在上网电量中调整结算电量。

第二十五条 出现下列情况之一者，将给予省调电厂补偿电量，并以此从上网电量中调整结算电量。

1、所有上网机组在低谷时段（或节假日非低谷时段），因电网原因省调要求将出力降至有关部门核定的最小技术出力以下时（全厂总出力），视为深度调峰，双方必须做好记录（深度调峰容量、起止时间），并以日统计、月累计方式，在上网电量中调整结算补偿电量。其补偿电量计算办法如下：

补偿电量＝深度调峰容量×时间×1.5。

2、已经批准并确已开工检修的机组，因电网需要，按调度要求停止检修工作，及时并入电网者，并网时间从接网时刻至当日24时计算，统计方法同上。并在上网电量中调整结算补偿电量。其补偿电量计算办法如下：

补偿电量＝机组容量×时间×当日省调负荷率×1.5。

3、停备机组（停机时间未跨晚峰），因电网需要，重新并入电网者，时间按并网时刻至当日24时计算，双方必须做好记录，并以日统计、月累计方式，在上网电量中调整结算补偿电量。其补偿电量计算办法如下：

补偿电量＝1.5×机组容量×时间×当日省调负荷率。

4、正在滑停的机组，因电网需要，重新恢复至正常负荷水平者，时间从当值调度员下达停机命令开始至当日24时计算，双方必须做好记录，并以日统计、月累计方式，在上网电量中调整结算补偿电量。其补偿电量计算办法如下：

补偿电量＝机组容量×时间×当日省调负荷率×1.5。 第二十六条 根据电网运行情况，省调当值调度员临时修改日发电负荷曲线时，修改负荷曲线变化在30MW及以下，、10分钟之内和修改负荷曲线变化在60MW及以下，15分钟之内不进行影响计算。 第二十七条 当发生 200MW及以上机组掉闸或电网较大事故时，省调当值调度员来不及修改曲线，非事故电厂临时执行调度指令加减负荷期间不按影响电量计算。

第二十八条 由于其他原因，经当值调度员确认，不按影响电量计算时，电厂值长和当值调度员应做好记录（包括起止时间、原因等）。

第二十九条 对于一厂内有产权不同机组的影响、违纪电量按实际发电量比例分担。

第三十条 省调要按季公布被扣除影响电量、违纪电量的企业及明细，同时上报省电力行政主管部门。

被扣除的影响电量、违纪电量的结算金额，省电力公司要单列帐户，专款专用，用于AGC电厂（机组）的补偿电量和对多发多供、安全调度做出贡献的单位和个人的奖励等，严禁挪作它用。

需对扣除的影响电量、违纪电量的结算金额列支时，省电力公司要及时请示省电力行政主管部门，在取得同意后，方可列支，并在年终将收支总体情况公布于众。

注：

1、上网电量：发电厂上网关口表实测电量

2、影响电量：没有履行本规则所发生的电量

3、违纪电量：违反调度纪律所发生的电量

4、补偿电量：电网经营企业履行规则对发电厂的补偿电量

5、结算电量：上网电量－违纪电量－违约电量＋补偿电量 第三十一条 省调要对影响电量、违纪电量及补偿电量月统计、季累计，在季度调度信息发布会上予以公布，并作为结算依据。

第三十二条 调度信息披露办法

1、每月17日和下月2日省调将调度快报报省经贸委；

2、每月15日后，省调将调度月报报省经贸委，同时送各省调电厂；

3、每季度首月10日召开“三公”调度信息发布会；

4、以上信息在省调调度信息发布网页同时发布。第三十三条 调度信息披露内容

1、山西电网结构情况、电网安全运行约束条件、并网机组技术性能等基础资料；

2、省调电厂月度发电调度计划及电网检修计划；

3、国家经贸委印发的《电网调度信息披露暂行办法》规定应当披露的其它信息；

第三十四条 本规则由省调计算机自动对执行日发电负荷曲线进行实时计算，进行日统计、月累计、按季汇总。

第三十五条 每月2日前各发电厂应与省调核对计算结果，省调于每月3日前将结果报有关部门（遇周休日顺延）。

第三十六条 峰谷时段的规定

1、

一、四季度

低谷时段： 22:00－次日06:00（八个时段） 高峰时段： 08:00－11:00 17:00－21:00（七个时段）平峰时段： 06:00－08:00 11:00－17:00 21:00－22:00（九个时段） 2、

二、三季度

低谷时段：22:00－次日06:00（八个时段） 高峰时段：08:00－11:00 18:00－22:00（七个时段）平峰时段：06:00－08:00 11:00－18:00（九个时段）

五、附 则

第三十七条 本规则解释权为山西省电力行政主管部门。 第三十八条 本规则自二 ○○三年六月一日起执行，原《山西电网并网机组运行规约》同时废止。

山西电网并网机组运行规则补充意见

根据近两年山西电网并网机组运行规则的执行情况和电网发展情况，提出以下补充意见：

一、调度数据网和经济调度系统升级投运后的考核管理

1、具备条件的发电厂下达单机（10千瓦及以上机组）发电计划曲线，实行单机运行及考核管理。

2、AGC机组考核

（1）擅自改变速率应承担违约电量 违约电量=机组核定容量×24小时×天数 （2）擅自退出AGC应承担违约电量 违约电量=机组核定容量×24小时×天数

二、机组计划检修，要严格按照年、季、月度检修平衡时间进行检修

1、电网经营企业或发电企业因故影响机组不能按计划检修时间开工或竣工，应提前向省调说明情况。并承担违约责任电量。

年度违约电量

=调整年度（A、B级）计划机组核定容量×24×1 季度违约电量

=调整季度（A、B、C级）计划机组核定容量×24×2 月度违约电量

=调整月度（A、B、C、D级）计划机组核定容量×24×3 因政治原因，或其它电厂出力不足、气候及自然环境等不可预见原因影响机组不能按计划检修时间开工或竣工。省调应及时调整相关机组检修计划。双主均不承担违约责任。

2、发电机组非计划检修考核

（1）发电机组年度非计划停运时间大于允许停运时间，应承担违约责任

违约电量=机组核定容量×（非停小时－允许非停小时） （2）发电机组年度强停次数大于允许强停次数，应承担违约责任。

违约电量=机组核定容量×24小时×（强停次数－允许强停次数） （3）允许强迫停运次数及允许非停不时指导 机组容量 强停次数

允许非停小时 （mw） （次数）

（小时）

500及以上 4 200 300

2.5 165 200

185 100

2 140 50及以下

1100 液态排渣炉

4500 循环硫化床机组

4

500

三、发电机组应满足有关规定（一次调频、进相运行、PSS等技术标准）保证电网安全稳定运行，否则应承担违约责任。引起电网事故的还应追究责任。 违约电量=机组核定容量×24小时×3

四、建立平衡账户，月统计、年兑现。

五、建议自2005年6月1日起正式执行。

第16篇：小三峡水电站 机组设备试运行操作规程

蓄水及首台机组启动验收

四川米易县小三峡水电站

机组设备试运行

操作规程

水电五局小三峡机电安装项目部

二OO六年十二月

审定：赵书春

审查：李 俊

校核：范长江

编写：王甲荣 尹志强 牟学芬 何祖红

水电五局小三峡机电安装项目部

二OO六年十二月

目

录

一 机组充水试验操作 .........................................................4 二 机组空载试运行操作 ...................................................16 三 发电机短路升流试验操作 ...........................................24 四 发电机升压试验操作 ...................................................26 五 发电机带主变与110KV高压配电装置试验操作 ......28 六 机组并网及负荷试验操作 ...........................................32

小三峡电站机组试运行操作规程

一 机组充水试验操作 1充水前的检查

目的：确认机组是否具备充水条件。 1.1 流道的检查

1.1.1 坝前进水口1#机组拦污栅已施工完毕验收合格，拦污栅周围已清理干净验收合格。

1.1.2 进水口1#机组用工作闸门、启闭装置已安装完工，门槽已清理干净并验收合格。工作闸门在无水情况下调试合格，启闭时间符合设计要求并处于关闭状态。

1.1.3 1#机组进水流道、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已安装完工，清理干净并检验合格。灌浆孔已封堵，测压头已装好，测压管阀门、测量表计、压力开关均已安装完工，调试合格整定值符合设计要求。所有过水流道进入孔的盖板均已严密封闭，封水盖板已安装完工，且所有螺栓均已紧固。

1.1.4 蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净，固定转轮的楔子板、临时支座、转轮检测平台均已拆除。

1.1.5 蜗壳排水阀及尾水排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。全厂渗漏检修排水系统已安装完工，调试完毕，其手动、自动均能可靠运行。

1.1.6 尾水闸门槽极其周围已清理干净，尾水闸门已安装完工检验合格，启闭情况良好，尾水闸门处于关闭状态。 1.1.7 上、下游水位测量装置已安装完工，调试合格。 1.1.8 非本期试运行的2#、3#机工作闸门及尾水闸门处于关闭状态，并已采取安全措施防止误动。 1.2 水轮机部分检查

1.2.1 水轮机转轮及所有部件已安装完工，检验合格，记录完整，转轮叶片与转轮室之间的间隙已检查合格，已无遗留物。 1.2.2 导水机构已安装完工、检验合格，并处于关闭状态，接力器锁定投入。导叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求，轮叶全关。

1.2.3 真空破坏阀已安装完工，经严密性试验及设计压力下的动作试验合格。

1.2.4 主轴工作密封与空气围带已安装完工、检验合格，密封自流排水管道畅通。密封水压力开关和空气围带压力开关已调整至设计值。

充水前投入检修密封：关130

1、130

2、1305阀，开130

7、1309阀，空气围带充气。

1.2.5 顶盖排水泵已安装完工，检验合格，手动、自动工作均正常，投入运行，并切至“自动”，12

28、1232阀全开。1.2.6 受油器已安装完毕，符合规范规定要求。

1.2.7 水导轴承润滑冷却系统已检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试合格，各整定值符合设计要求。 1.2.8 水轮机各测压表计、示流器、均已安装完工调试合格，整定值已调整至设计参考值。振动和摆度传感器均已安装完工调试合格。

1.3 调速系统的检查

1.3.1 调速系统及其设备已安装完工，调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部表计、压力开关、安全阀、自动化元件均已整定符合设计要求，管道检查和压力试验完毕。 1.3.2 压力油罐安全阀按规范要求已调整合格，且动作可靠。油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。回油箱油位继电器动作正常，高压补气装置手、自动操作动作均正确。漏油装置调试合格，手动、自动工作均正常。

1.3.3 调速系统各油压管路、阀门、接头及部件等经充油检查，额定压力下无渗漏现象。

1.3.4 调速器机电柜已安装完工并调试合格，各电磁阀、电气/液压转换装置工作正常。

1.3.5 手动操作进行调速系统的联动调试，检查调速器、接力器、及导水机构操作的灵活性、可靠性和全行程内动作的平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器三者的一致性，并录制导叶和接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。 1.3.6 手动操作检查浆叶动作的平稳性，浆叶开度和调速器柜的浆叶开度指示器的一致性，调整好导叶和桨叶的协联关系。 1.3.7 事故配压阀、两段关闭和机械过速保护装置均已安装完毕调试合格，动作试验正确，特性参数已按制造商的设计数据整定完毕。紧急关闭时导叶全开到全关所需的时间符合设计要求。 1.3.8 锁定装置调试合格，信号指示正确并处于投入位置。 1.3.9 调速器静态调试已完成，手动模拟开、停机试验合格，由计算机监控系统进行自动操作模拟开、停机试验和电气、机械事故停机试验，各部位动作准确可靠，关机时间调整完毕，符合设计要求。

1.3.10 机组测速装置已安装完毕并调试合格，动作接点已按要求整定完毕。 1.4 发电机的检查

1.4.1 发电机整体已全部安装完工，试验检验合格，记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无任何杂物。 1.4.2 推力轴承及轴承油位、温度传感器、冷却水压已调试，整定值符合设计要求。

1.4.3 推力轴承高压油顶起装置已安装完毕，检验合格，阀门及管路均无渗油现象。

1.4.4 机组用空气冷却器已安装完工检验合格，水路风路畅通，阀门、管路无渗漏，冷却水压力已调整至设计值。风罩内其它所有阀门、管路、接头、变送器、电磁阀等均已检查合格，处于正常工作状态。

1.4.5 发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正确，制动系统压力符合设计要求。 充水前制动系统置“手动”复归位置：关1

319、1

327、1

321、1

329、1304阀，开1

315、1

317、13

33、1331阀。

1.4.6 测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器，测温系统均已安装完工，调试合格，整定值符合设计要求。 1.4.7 发电机转子集电环、碳刷、碳架已安装完毕，检验合格。 1.4.8 发电机风罩内所有电缆、导线、辅助接线端子板均已检查正确无误，牢固可靠。

1.4.9 发电机内灭火管路已安装完工，检验合格。 1.5 励磁系统检验

1.5.1 励磁变已安装完工试验合格，高、低压端连线与电缆已检验合格。

1.5.2 励磁系统屏柜已安装完工检查合格，主回路连接可靠，绝缘良好，功率柜风冷却系统安装完工，检验合格。阳极开关断开。 1.5.3 灭磁开关接触良好，试验合格，动作灵活可靠。灭磁开关断开。

1.5.4 励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。 1.5.5 励磁操作、保护及信号回路接线正确，动作可靠，表计校验合格。

1.6 油、风、水系统的检查

1.6.1 全厂透平、绝缘油系统已能满足1#机单元及其他零星用油设备的供油、用油和排油的需要。油质经化验合格，且与2#、3#机可靠隔离。 1.6.2 机组推力轴承及各导轴承润油有温度、压力、油位检测装置已安装调试合格，整定值符合设计要求。

1.6.3 油压装置回油箱、漏油箱及所有管路、阀门、接头、单向阀、油压装置油泵、漏油泵及所属自动化元件、各液位信号器及压力变送器等已安装完工，试验合格且已投入运行。油压装置油泵、漏油泵已投入运行，并置“自动”。

1.6.4 全厂技术供水系统包括蜗壳取水口、滤水器、供水泵、供水环管等已安装完工，调试合格，记录完整。供水泵手、自动状态均可正常工作，各管路、阀门、滤水器、接头等已试压合格、清洗干净，无渗漏现象。并做好与2#、3#机的隔离保护措施。 1.6.5 厂内渗漏检修排水系统已安装完毕，并经全面检查合格。排水泵、排水阀手动、自动工作正常，已投入运行，并置“自动”。水位传感器已调试，其输出信号和整定值符合设计要求，渗漏排水系统和检修排水系统处于正常投运状态。各排水系统的排水量应满足机组正常运行和检修的需要。

1.6.6 全厂两台高压空压机、两台低压空压机均已调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各测压表计、温度计、安全阀及减压阀工作正常，整定值符合设计要求。高低压气系统已经投运，处于正常状态。

1.6.7 1#机组单元所用的高、低压空气管路已分别通入压缩空气进行漏气检查合格，能随时可供1#机组使用，并且与2#、3#机可靠隔离。 1.6.8 各管路、附属设备已按规定刷漆，阀门已挂牌编号。 1.6.9 1#机组段和副厂房、主变等部位的消防供水系统安装调试完毕，并与其他部位有效隔离。 1.7 电气一次设备的检查

1.7.1 发电机主引出线、中性点引出线处的电流互感器已安装完工试验合格。

1.7.2 发电机断路器、隔离开关、高压开关柜、避雷器已全部安装完工，试验合格，具备带电试验条件。发电机断路器DL

1、隔离开关G

11、G9

11、G912处于断开位置。

1.7.3 发电机电压母线及其设备已全部安装完工检验试验合格，具备带电条件。

1.7.4 1#主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，事故排油系统以及保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。

1.7.5 110KV系统已安装完工，所有试验合格，具备投运条件。110KV出线已安装完工，已具备投运条件。

1.7.6 厂房、开关站接地网已完成，全厂总接地网接地电阻值已测试，符合设计要求。

1.7.7 厂用电10KV系统包括1#、3#厂变等电气设备已安装完工，调试合格。备用电源已经形成且为3#厂用变送电，作为机组试验时期的电源。机组试验完毕投入运行后，由1#厂变为全厂提供电源，3#厂变的外来电源作为备用电源。 1.7.8 厂用400V系统电气设备已安装完毕，调试合格。1#机组调试及试运行期间400V系统Ⅰ段、Ⅱ段母线并列运行，由1#、3#厂变互为备用提供电源。

1.7.9 做好与未投运2#厂变的安全隔离措施，将2#厂变低压侧断路器402ZKK断开并悬挂“禁止合闸”标识牌。 1.7.10 备自投装置已检验合格，工作正常。

1.7.11 厂房相关照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检验合格。 1.8 电气二次系统及回路的检查

1.8.1 机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工，通电调试工作完成，机组现地LCU监控系统和回路、机组辅助控制系统及回路均已安装完工，并调试合格。所有电缆接线正确、可靠。 1.8.2 1#机组LCU、公用LCU、进水口工作闸门控制系统已安装完毕，与被控设备联调完成，各控制流程满足设计要求。全厂集中监控设备、UPS等已安装完工，检验合格。

1.8.3 计算机监控上位机系统已建立，整个网络通讯已形成。现地1#机组LCU、公用LCU监控系统与上位机已能正常实现通讯。 1.8.4 各LCU的输入回路逐一检查输入信号的正确性和输入数据的准确性已全面完成且正确。

1.8.5 各LCU开出点逐一动作至现场设备，检查动作的正确性已完成，结果正确。

1.8.6 LCU与各被控设备、厂用电及油压装置、高低压气系统、渗漏检修排水泵、断路器、隔离开关的模拟传动试验已完成，动作正确可靠。

1.8.7 LCU与励磁、调速系统间的控制流程的模拟传动试验已完成。

1.8.8 机组电气控制和所属设备相关的保护系统和安全自动装置设备已安装完工检验合格，电气操作回路已检查并作模拟试验，已验证动作正确性，电气保护装置已按定值单进行整定，具备投运条件。

1.8.9 下列电气操作回路已检查并模拟试验，其动作正确、可靠、准确：

1） 进水口工作闸门自动操作回路。

2） 机组自动操作与水力机械保护回路。 3） 机组调速器系统操作回路； 4） 发电机励磁系统操作回路； 5） 发电机断路器操作回路； 6） 直流系统及信号回路； 7） 全厂公用设备操作回路；

8） 1#机组、主变及110KV线路的同期操作回路； 9） 厂用400V系统备用电源自动投入回路；

10） 110KV断路器、隔离开关和接地开关的操作回路和安全闭锁回路；

11） 火灾报警信号及操作回路。 1.8.10 以下电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查，继电保护回路已进行模拟试验，动作正确、灵敏、可靠。

1） 1#发电机继电保护与故障录波回路。 2） 主变压器继电保护与故障录波回路。 3） 110KV线路继电保护与故障录波回路。

4） 10KV系统继电保护回路，400V系统继电保护回路。 5） 仪表测量回路。

1.8.11 厂内通讯、系统通讯及对外通讯等设施已安装调试完毕，检验合格，回路畅通，准确可靠能够满足电网调度、厂内生产调度的需要。

1.9 消防系统的检查

1.9.1 与启动试验机组有关的主副厂房等部位的消防设施已安装完工，符合消防设计与规程要求，并通过消防部门的验收。 1.9.2发电机内灭火管路、灭火喷嘴、感温感烟探测器已安装完毕，检验合格。

1.9.3 全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。

2机组充水试验

目的：检查机组过水通流部件的渗漏情况，并根据现场情况确定各密封部位压力开关的实际整定值。 2.1 充水条件

2.1.1 确认坝前水位已蓄水至最低发电水位。 2.1.2 确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。

2.1.3 指定专人确认蜗壳进入门、尾水进入门已关闭牢靠，蜗壳取水阀、蜗壳排水阀、尾水排水阀处于关闭状态。 2.1.4 确认尾水已充水。

2.1.5 指定专人确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已投入。

2.1.6 指定专人确认空气围带、处于投入状态。

2.1.7 确认厂内渗漏排水现处于自动控制位置：020

5、020

1、020

7、0

213、020

9、0215阀全关，020

8、0204阀全开。2.1.8 确认厂内检修排水现处于自动控制位置：02

25、02

29、02

31、0

217、02

21、0223阀全关，0

216、0212阀全开。2.2 尾水流道充水试验

2.2.1 打开有关排气阀，限度开启尾水检修门（开度100㎜）向尾水流道充水，在充水过程随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压系统管路、尾水管进人门等处的漏水情况，记录测压表记读数。

2.2.2 如在充水过程中一旦发现渗水异常现象，应立即停止充水并及时进行处理。

2.2.3 待充水与尾水平压后，提起尾水闸门，并锁定在门槽口上。 2.3 进水流道充水试验

2.3.1 限度开启工作闸门（开度100㎜）向进水流道及蜗壳充水，监视蜗壳压力上升情况。在充水过程中随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压系统管路、蜗壳进人门等处的漏水情况，发现异常应立即停止充水，并及时进行处理。

2.3.2 在充水过程中需指派专人观察各测压仪表及仪表接头有无漏水情况，并监视水力测量系统各压力表计的读数。 2.3.3 充水过程中，检查流道排气是否畅通。

2.3.4 充水过程中，观察厂内渗漏水情况及渗漏排水水泵排水能力和运转可靠性。

2.3.5 进水口工作门充水平压后记录充水时间，并将工作门提至全开位置。

2.4 充水后的检查和试验

2.4.1 进行工作闸门静水启闭试验，调整闸门启闭时间符合设计要求。进行远方闸门启闭操作试验，闸门启闭应可靠，位置指示准确。

2.4.2 观察厂内渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转的可靠性。

2.4.3 打开技术供水阀门启动技术供水设备向机组技术供水系统充水，并调整水压至工作压力，检查滤水器、各部位管路、阀门、接头工作情况，有无渗漏。

二 机组空载试运行操作

1 起动前的检查及操作

1.1 主机周围场地已清扫干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充足，无关人员退出1#机工作现场，通讯系统布置就绪，各部位运行人员已进入岗位。振动、摆度测量装置调试完毕，检验合格，已投入运行。

1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。

1.3 起动机组冷却水泵，调节各冷却用水流量和水压至设计值。 1.4 厂房渗漏排水系统、高低压气系统已投入自动运行。 1.5 记录上下游水位、各部位原始温度、水压等已记录。 1.6 油压装置处于自动运行状态。 1.7 漏油装置处于自动运行状态。

1.8 机组启动前用高压油泵顶起转子一次：检查并操作：13

33、1

319、1

327、1

312、1

321、1

329、130

4、1130阀全关，1

314、1131全开，检查顶转子情况。油压解除后检查发电机制动器，确认已全部复归。

1.9 水轮机主轴密封水投入：关12

51、12

47、12

59、12

55、1261阀，开126

3、1253阀，并控制1253阀开度，调整主轴密封水水压至规定值。

检修密封排气：关130

1、130

5、1307阀，开1302阀。检查围带排气情况。 1.10 调速器处于以下状态：

1）油压装置主供油阀1111阀门开启，调速器油压指示正常。 2）调速器滤油器位于工作位置。 3）调速器处于手动工作位置。 4）调速器控制导叶、轮叶于全关位置。 1.11 与机组有关的设备：

1）断开发电机出口断路器DL1，断开G

11、G9

11、G912隔离开关。

2）拔出发电机转子集电环碳刷，断开励磁阳极开关，断开灭磁开关。

3）投入水力机械保护和测温装置。 4）拆除所有试验用的短接线和接地线。

5）从发电机出口母线A、B、C三相引线，接标准频率表监视发电机转速。

6）机组现LCU已处于工作状态，并具有安全监测、记录、打印报警机组各部位主要运行参数的功能。 2 机组首次手动启动试验

2.1 机组轴承油位正常，符合设计要求。 2.2 拔除锁定。

2.3 制动闸处于复归位置。

2.4 水轮发电机组的第一次启动采用手动开机。将调速器切换到手动位置，手动缓慢打开导叶开度，当机组开始转动时再将导叶关回闭，记录导叶启动开度，在转速上升和下降过程中由各部观察人员检查和确认机组转动与静止部件之间无摩擦或碰撞情况。

2.5 确定各部位无异常后，再次采用手动开机，机组转速升至额定转速的50%时暂停升速，观察各部运行情况。检查无异后继续增大导叶开度，使转速升至额定值。转速稳定后，测量机组转动部分的摆度和固定部分的振动。记录当时水头下机组空载的开度。

2.6 在机组升速过程中，检查电气转速信号装置相应接点的正确性。

2.7 根据机组空转的振动情况，确定发电机转子是否需做动平衡试验。

2.8 在机组升速过程中应指派专人监视并记录推力瓦的各导轴瓦的温度，不应有剧烈突变现象。机组达到额定转速后，在1小时内，每隔10min测量一次各部轴承的温度，1小时后，每隔30分钟记录一次。观察并记录各轴承的油位、油温的变化，应符合设计要求，待温度稳定后，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。

2.9 机组启动过程中，密切监视各部位的运转情况，如发现金属碰撞或摩擦、推力瓦温度突然升高、推力油槽或其他油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，则立即停机检查。

2.10 监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压，记录水轮机顶盖排水泵运行情况和排水工作周期。

2.11 记录全部水力测量系统计表读数，记录机组的振动、摆度值应符合厂家设计规定值。

2.12 测量发电机一次残压及相序，相序应正确。 3 机组空载运行下调速系统的调整试验

3.1 检查调速器测频信号，其波形正确，幅值符合要求。 3.2 检查调速器机械部分的工作应正常。 3.3 频率给定的调整范围应符合要求。

3.4 手、自动切换试验，接力器应无明显摆动，机组转速摆动值应不大于规程规范要求。

3.5 进行调速器的空载试验及扰动试验，

1）找出空载运行调节参数，在该组参数下机组转速相对摆动值不超过+0.25%。

2）扰动量为±8%额定转速，转速最大超调量小于扰动量的30%、3）超调次数不超过2次、调节时间均符合规程规定。 3.6 记录油压装置油泵的运转时间及工作周期。

3.7 调速器自动运行时记录接力器活塞摆动值及摆动周期。 4 手动停机及停机后的检查

4.1 机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。

4.2 手动关闭导叶开度，当机组转速降至30%ne时，手动投入机械制动至机组停止转动，解除制动装置使机组制动器复归，此时注意监视机组不应有蠕动。同时记录机组投入制动到到转速小于5%ne需要的时间。

4.3 停机过程中同时检测转速信号装置95%ne、30%ne、5%ne各接点的动作情况应正确。

4.4 停机后投入导叶接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封水，根据具体情况确定是否关闭工作闸门。 4.5 停机后的检查和调整：

（1）检查各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。 （2）检查转动部位的焊缝是否有开裂现象。

（3）检查发电机上下挡风板、风叶是否有松动或断裂。 （4）检查制动闸的摩擦情况及动作的灵活性。 （5）在相应水头下，整定调速器空载开度。 （6）调整油槽油位继电器的位置接点。 5 机组过速试验及检查

5.1 将测速装置115%ne和140%ne的接点从水机保护回路中断开，用临时方法监视并检验其动作情况。将机械换向阀等机械过速保护装置切除。

5.2 投入导叶与浆叶的自动协联装置。

5.3 以手动方式开机，待机组达到额定转速运转正常后，将导叶开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%ne，观察测速装置的动作情况。

5.4 如果机组运行无异常，继续将机组转速升至设计规定的过速保护整定。同时监视电气与机械过速保护装置的动作情况。 5.5 过速试验过程中应密切监视并记录各部位摆渡和振动值，记录各部位轴承的温升情况，并注意是否有异常响声。 5.6 过速试验停机后进行如下检查：

（1）全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、磁极健、阻尼环磁极引线、磁轭压紧螺杆等有无松动或移位。 （2）检查发电机定子基础及上机架千斤顶状态。 （3）检查各部位螺栓、销钉、锁片是否松动或脱落。 （4）检查转动部位的焊缝是否有开裂现象。

（5）检查发电机上下挡风板、导风叶是否有松动或断裂。 （6）检查制动闸的摩擦情况及动作的灵活性。 6 机组无励磁自动开停机试验 6.1 自动开停机前检查与操作

（1）调速器切至“自动”，油压装置和漏压泵切至“自动”； （2）制动闸系统切自动运行：关1

319、1

321、1

312、1

314、11

31、1130阀，开13

33、1

327、1329阀。

（3）空气围带投自动：关130

2、1307阀，130

1、1305阀。（4）主轴密封水投自动：关1253阀，开12

51、1247阀。（5）确认所有水力机械保护回路已投入，且自动开机条件已具备。

（6）首次自动启动前应确认接力器锁定及制动器实际位置与自动回路信号是相符的。

6.2 检查具备自动开机的条件后，按试验确定的空载运行参数，分别在现地LCU及中控室上位机部位操作自动开机。机组由“静止”—“空转”，检查计算机监控程序各部位的执行情况，直到机组升至额定转速。

6.3 自动开机，做好以下各项试验记录：

（1）检查机组自动开机顺序是否正确，检查技术供水等辅助设备的自动投入情况。

（2）检查调速器的动作情况。

（3）记录自发出开机脉冲至机组开始转动的时间。 （4）记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。 （5）检查测速装置的工作是否正常。 6.4 机组自动停机试验

检查机组完全具备自动停机条件后，机组在额定转速空转状态，分别现地LCU及远方上位机方式操作自动停机，机组由“空转”—“停止”

6.5自动停机做好以下各项的检查记录：

（1）检查自动停机顺序是否正确，各自动化元件的动作是否正确可靠。

（2）记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动所需的时间。 （3）检查制动器自动投入与复位是否正确，记录制动后机组停机的时间。

（4）检查测速装置，调速器及自动化元件的动作是否正确。 7 事故停机与紧急事故停机试验 7.1 自动开机，模拟发电机保护事故、励磁事故、水机事故，作用于事故停机，检查事故停机回路与LCU事故停机流程的正确性与可靠性，检查事故配压的动作情况应正确。

7.2 手动操作紧急停机按钮，作用与紧急停机，检查LCU紧急事故停机流程的正确性与可靠性，检查紧急事故电磁阀的动作情况正确。

三 发电机短路升流试验操作

1 发电机升流试验前做好以下准备：

（1）在发电机出口断路器内侧设置可靠的三相短路接线。 （2）用厂用10KV并接于励磁变高压侧提供主励磁装置电源。 （3）投入水机保护。

（4）切除发电机事故引出联动水机保护的（软、硬）压板。 （5）从发电机出口母线A、B、C三相引线至调速器一机频信号以维持机组的稳定。

（6）励磁调节器切换至“手动”（电流反馈控制）。

（7）测量定子绕组绝缘电阻、吸收比，如不满足GB8564-2003标准的要求则进行短路干燥。

2 手动开机至额定转速，检查各部位运行正常。手动合灭磁开关，手动启动，并操作励磁装置，使定子电流升至25%额定值。检查发电机各电流回路的正确性和对称性。

3 检查发电机差动保护回路的极性和相位，检查发电机后备保护电流回路的极性和相位，各表计的电流回路是否正确。 4 在发电机额定电流下，测量机组振动与摆度，检查碳刷与集电环工作情况。

5 在发电机额定电流下跳开灭磁开关，检验灭磁情况是否正常。 6 每隔10%额定定子电流，记录定子电流与转子电流，做出发电机上升段和下降段的短路特性曲线。 7 发电机短路干燥

7.1 机组短路干燥时短路电流的大小，按每小时升温不超过5～8℃的上升速率控制，绕组的最高温度不超过80℃，每8h测量一次绕组的绝缘和吸收比。

7.2 停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机，并拆除短路线。

四 发电机升压试验操作

1 投入发电机保护装置，水机械保护及自动控制装置；投入发电机振动、摆度测量装置；断开1#发电机出口断路器DL1，断开G11隔离开关，合G9

11、G912隔离开关。解除10KV励磁临时用电源电缆（包括厂变侧），恢复励磁变高压侧接线。解出“从发电机出口母线A、B、C三相引线至调速器”的导线。机组励磁采用自并励手动递升加压。

2 自动开机至额定转速，机组各部运行正常后，手动启励，并升至25%额定电压值，进行以下项目的检查：

1) 发电机及引出母线、发电机断路器、各分支回路带电是否正常；

2) 振动、摆度是否正常；

3) 电压回路二次测相序、相位和电压值是否正确。 3 以上检查无问题后，继续升压至50%额定电压，检查无问题后跳开灭磁开关，检查灭弧情况。

4 继续升压至发电机额定电压值，检查一次带电设备运行是否正常；检查电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确；测量机组振动与摆度值，测量轴电压。

5 额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情况。

6 进行零起升压，每隔10%额定电压记录一次定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性上升曲线。 7 续续升压，当发电机空载励磁电流升到额定值时，测量定子最高电压，注意此时定子电压不应超过1.3倍额定电压，并在该电压下持续5分钟。

8 手动操作由额定电压开始降压，每隔10%额定电压记录一次定子电压，转子电流和机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。

9 发电机空载下励磁装置的调整试验

9.1 额定转速下，检查励磁调节器手动单元的调节范围检查； 9.2 励磁调节器自动起励试验；

9.3 自动电压调整范围检查应符合设计要求；

9.4 在发电机额定转速下，分别检查励磁调节器投入、手/自动切换、通道切换、带励磁装置自动开停机等情况下的稳定性。发电机在95%—100%额定转速范围内，投入励磁系统，使发电机端电压从零上升到额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，振荡次数小于2次，调节时间小于5秒。 9.5 进行励磁装置10%阶跃试验。

9.6 空载电压下进行逆变灭磁试验和跳灭磁开关灭磁力试验。 9.7 测定发电机电压频率曲线。

9.8 进行低励、过励、PT断线、过电压等保护调整及模拟动作试验。

9.9 励磁装置本体的试验由制造单位完成并提供试验报告。

五 发电机带主变与110KV高压配电装置试验操作

1 发电机对主变及110KV高压配电装置短路升流试验 1.1 投入发电机继电保护、水力机械保护装置，主变瓦斯保护，中性点接地开关主变冷却器系统及其控制信号回路。

1.2 在110KV出线隔离开关内侧侧设置三相短路点，升流前断开发电机及主变高压侧断路器所有的跳闸回路; 1.3 用厂用10KV并接于励磁变高压侧提供主励磁装置电源。1.4 断开2#主变高压侧隔离开关G1021及断路器DL102，并采取防止误合的安全措施。

1.5 断开线路隔离开关G1

516、接地开关G1120，断开母线PT接地隔离开关G1

110、G1180，断开1#主变高压侧接地开关G10130。

1.6 合1#主变高压侧断路器DL10

1、隔离开关G10

11、中性点接地隔离开关G1019。

1.7 合1#机出口断路器DL

1、隔离开关G11，合1#机出口母线隔离开关G9

12、G911，合10KV母线I段隔离开关G918，断开41T 高压侧断路器DL90

1、隔离开关G9011。

1.8 开机后递升加流，检查各电流回路是否正确，检查主变、线路保护的电流极性和相位是否正确。

1.9 继续升流至发电机50%、75%、100%的额定电流观察主变与高压配电装置的工作情况。 1.10 升流结束电流降回零后模拟主变保护动作，检查跳闸回路是否正确。拆除主变高压侧及高压配电装置的各短路点的短路线。

2 发电机对主变及110KV高压配电装置的递升加压试验 2.1 投入发电机主变继电保护、110KV线路保护等继电保护装置自动装置控制回路。 2.2 发电机对主变的递升加压

（1）断开1#主变高压侧断路器DL10

1、隔离开关G1011，确认2#主变高压侧高压隔离开关G1021和断路器DL102处于断开位置。机组励磁采用自并励手动递升加压。

（2）手动递升加压，分别升至发电机额定电压的25%，50%，75%，100%。

（3）1#机出口与10KV母线间的定相检查。 2.3 发电机对开关站投运设备的递升加压

（1）合上1#主变高压侧断路器DL101与隔离开关G1011，检查确认2#主变高压侧隔离开关G10

21、线路隔离开关G1516处于断开位置。

（2）分别在25%，50%，75%，100%的额定电压下检查开关站一次设备的工作情况。

（3）检查110KV母线电压回路的正确性。

（4）检查10KV母线PT与110KV母线PT间定相正确，检查主变高压侧断路器同期回路的正确性。 2.4 手动零起升压后，分别在50%、100%额定电压下检查主变和110KV系统一次投运设备的工作情况。

2.5 检查110KV母线二次电压回路的电压、相序和相位应正确。 3 电力系统对110KV母线充电

3.1 充电前：检查并断开主变高压侧断路器DL10

1、DL10

2、隔离开关G10

11、G1021，检查并断开线路接地开关G15160、母线接地开关G1120，检查并断开母线接地开关G1

110、PT接地开关G1180，检查并合PT隔离开关G118。合线路隔离开关G1516，对110KV母线充电。

3.2 用系统电压检查母线PT电压、相序、相位应正确。 3.3 系统电源送至110KV母线后，在110KV线路PT与110KV母线PT间定相正确。检查线路DL同期回路应正确。 3.4 检查系统相序于电站高压母线相序相同。 4 系统对主变冲击合闸试验

4.1 对1#主变进行冲击试验前，检查并断开1#发电机出口断路器DL

1、隔离开关G11，检查并断开厂变41T高压侧断路器DL90

1、隔离开关G9011。检查并断开1#主变高压侧断路器DL10

1、接地开关G10130，合1#主变高压侧隔离开关G10

11、中性点接地刀闸G1019.

4.2 投入主变继电保护和冷却系统、110KV线路保护、自动装置控制回路。

4.3 合1#主变高压侧断路器DL101，对主变进行冲击5次，每次时间间隔10min，检查主变有无异常，并检查主变差动保护及瓦斯保护的工作情况。

4.4 用系统电压检查10KV母线PT电压、相序和同期回路应正确。

4.5 再次检查6KV母线PT与110KV母线PT间的相序应正确。

六 机组并网及负荷试验操作

1 机组并网试验

1.1 对每个同期点先做假同期并网试验。

1.2 在正式并网试验前，断开发电机出口隔离开关G11，模拟手动和自动准同期装置进行机组并网试验并由厂家调整自动准同期装置参数，确定自动准同期装置工作的准确性。 1.3 正式进行机组的手动与自动准同期并网试验。 1.4 进行其它同期点的手动与自动准同期并网试验。 2 机组带负荷试验

2.1 并网后手动方式逐渐增加负荷，检查机组各部位运行情况，观察并记录机组在各种负荷下的振动值。记录不同负荷时导叶开度、轮叶开度、有功功率、励磁电流、机组定子电压、功率因数、轴承温度等，然后手动降至空载。最后进行自动增减负荷试验。应快速越过机组振动区。

2.2 在带负荷情况下，观察1#发电机机组、主变、110KV系统一次设备的工作情况。

2.3 进行带负荷下调速器系统试验。检查调速器系统得协联关系是否正确。

2.4 进行带负荷下励磁装置试验。

2.5 分别在调速器、励磁装置以及计算机监控上进行发电机有功、无功功率从零到额定值的调节实验，调节应平稳无跳动。 3机组甩负荷试验

3.1 机组甩负荷试验应在额定有功负荷的25%、50%、75%和100%下分别进行，根据要求记录有关数据。

3.2 在额定功率因数下，突甩负荷时及甩负荷后励磁系统的工作运行情况及稳定性。

3.3 检查调速器在甩负荷时及甩后的动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升率、机组转速上升率等，均应符合设计规定。

3.4 机组甩负荷后，进行全面检查。

3.5 机组带额定负荷下调速器低油压关闭导水叶试验。 3.6 事故配压阀动作关闭导叶试验。

3.7 根据设计要求和电厂具体情况进行动水关闭工作闸门试验。

3.8 倒换厂用电：断开厂用变41T低压侧空气断路器401ZKK，合隔离开关G9011，合DL901对41T充电正常，然后倒换厂用电。

第17篇：罩式炉机组设备工作总结

罩式炉机组设备工作总结

一、概述

罩式炉机组是冷轧厂的咽喉部位，机组设备运行的好坏直接影响着机组生产和后序机组的生产。目前，罩式炉机组

一、

二、三期炉台设备以分别投产运行了

5、

3、1年，在这过程中，设备不同程度暴露出各种问题，对机组的正常生产影响很大，尤其是

一、二期炉台设备。一期设备在九八年开始严重劣化，当时主要表现在内罩变形、加热罩炉衬脱落严重、加热罩烧嘴故障等方面。在此之间，我们还是做了大量工作，并经过努力基本保证了设备的运行和机组的生产，但由于罩式炉设备的特殊性（备件在线量大）和生产的特殊性，在备件和检修方面就一直欠帐，积累下来就导致了罩式炉目前设备劣化严重，运行状况差的局面。现将近阶段罩式炉设备工作总结如下：

二、设备状况分析

（一）加热罩

1、故障情况 1）、烧嘴故障：该故障是导致加热罩升温缓慢的主要原因，具体表现在烧嘴火焰弱、不能点火、套筒损坏和烧嘴损坏。原因为空气量和煤气量不足或配比不当，造成火焰弱和燃烧不完全；煤气电磁阀关不严，烧嘴有煤气泄漏，火焰监视器损坏，造成火焰监视器有信号或不能探测而不能点火；煤气空气压力不足，造成火焰长期在套筒和烧嘴内燃烧，导致局部温度过高而损坏。 2）、煤气电磁阀故障：主要表现为电磁阀关不严、堵塞、打不开。原因为电磁阀动作频繁（在加热罩保温时），环境温度较高，煤气质量差（含杂质多）等。 3）、空气热风管损坏：由于加热罩炉衬的局限，烧嘴区炉衬易产生松动，而导致热风管高温烧坏，并且很难进行修理。 4）、密封环损坏：由于加热罩密封环为软性材料，在内罩余水清除不净的情况下，会造成密封环因不断侵水、加热的过程而损坏。从而漏火损坏其它设备。

2、处理情况 1）、结合加热罩密封环的特点和三起加热罩密封环的结构，在机动科的大力支持下，今年

7、

8、9月分别对

一、二期共18个加热罩进行了密封环改造，目前以全部改造完，使用效果良好，加热罩低部漏火的状况得到了极大的改善。2）、根据加热罩的劣化情况，以对加热罩烧嘴状况的统计为依据，分别对1#8#14#15#等9个加热罩的炉衬、热风管、烧嘴进行了全面检修，更换了损坏的烧嘴和热风管、炉衬。使得这些劣化严重的加热罩设备状况有了很大改善，保障了机组的正常运转。但由于主要材料备件热风管和烧嘴的消耗量和费用太大太高，且供货周期长，现场已无料可修。目前已停修近两月。 3）、在对煤气电磁阀国产化失败的情况下，我们加强了对电磁阀的清洗和调整。并将到货的备件成批进行更换，便于使用跟踪。经过努力在一个阶段内加热罩的状况改善不少，但因备件的供应未跟上，目前，加热罩煤气电磁阀状况又下降许多，导致多个加热罩的加热升温非常缓慢，加热延时多，严重制约了机组生产。 4）、对烧嘴故障进行了统计，并检测了烧嘴的空气煤气情况，对损坏严重的烧嘴进行了更换，对烧嘴堵塞的进行了疏通，更换并补充了烧嘴套筒，基本满足了生产需要。但因热风管、煤气电磁阀、烧嘴的相互影响，烧嘴状况并没有得到彻底改善。

5）加热罩通讯故障检查。针对

二、三期加热罩出现的通讯故障问题，我们对加热罩进行了检查及采取了一些相应的措施： （1）

二、三期加热罩通讯电缆全部进行了更换。（2） 加热罩通讯插头进行了检查紧固。

（3） 过对频繁出现故障的加热罩进行了跟踪检查，如22#加热罩，ET200M控制箱下方的底板漏火情况严重，由于检修进度未跟上及时处理，导致ET200M控制箱经过了近一个月的高温辐射，对箱内的控制、通讯模板造成一定影响。现该罩漏火情况已处理。 目前加热罩的检查工作已完成。但加热罩通讯模块IM153目前已无备件，并缺8块（12#～18#冷却罩无通讯模块共7块），现14#加热罩因缺通讯模块停用。

（二）冷却罩

1、由于冷却罩本身结构较简单，设备也较少，因此出现的故障不多，主要就是冷却风机风筒问题。因投产使用多年来，基本未对冷却风机进行过处理，只进行了少部分备件更换，再加上冷却罩喷淋时高温水蒸汽对风机的腐蚀影响，因而造成大批风机风筒穿孔变形，影响使用和机组生产。

2、三期冷却罩电机，从2000年7月投产至今年1月，4个冷却罩已经有6台电机烧损，平均每个月烧损一台。在生产过程中，因风机烧损，而换罩或待罩，严重影响生产。针对这一情况，我们对冷却罩的控制过程进行分析，发现是由于冷却罩电机的保护开关没有起到保护作用造成的。内罩热辐射冷却之后，设置冷却罩。

安装在ET200箱内的235F3和235F5是电机的保护开关，它们各保护一台电机。它的保护原理是：当电源的三相电流不平衡、电流超过保护开关的设定值时，开关跳闸，主触点短开，切断风机电源，同时辅触点闭合，将跳闸信号送给PLC。PLC接收到保护开关的跳闸信号后，报警显示，当操作人员发现报警后，通知维护人员到现场确认和处理。但是，三期的冷却罩电机的保护开关，实际上是一种热继电器，（型号是：3RU1126-4AB1）当风机电流过负荷时，主触点发热使辅触点闭合，送给PLC一个报警信号，而主触点却没有断开；PLC接收到报警信号后，仅仅报警显示，并没有切断启动MCC的输出信号，这样就使风机在故障状态下继续运行，而没有使风机得到保护。经常是维护人员知道故障情况赶到现场时，风机已经烧损。由于罩式炉的工作情况特殊，冷却罩在各个炉台上循环使用。一方面，如果操作人员没有将动力连接插头插好，就会造成风机缺相运行。另一方面，当冷却罩刚扣到炉台上时，内罩的温度很高，如果风机在短时间内没有运行，风机的外壳受到内罩高温辐射的影响，将会变形，常使风机卡阻。所以，风机的保护开关就非常重要。三期冷却罩电机的保护开关采用热继电器，不能断开电机电源，PLC又没有停止电机运行的保护程序，是不符合控制要求的。

解决措施：根据电机的控制原理图分析但根据现场的实际情况考虑。将冷却罩ET200箱内的两个热继电器改为二期一样空气开关型号，让空气开关的主触点切断风机电源，辅助点产生报警信号送给PLC，从改造后使用三个月来没有再烧损过电机。

3、针对冷却风机备件费用高，且供货周期长的特点，现已经将风筒进行了国产化，并更换了材质（不锈钢），目前备件已开始供应，保证了设备的运行。备件情况：7月申报4件，交货期为9月份，目前交货2件。

9月申报4件，交货期为12月份。

（三）、炉台

1、故障情况 1）、冷却水报警：是指炉台冷却水在水流量不足的情况下所产生的安全措施，造成的原因多种多样，主要为炉台冷却水系统堵塞和流量开关假信号，而系统堵塞又是主要原因。分别可能在过滤器、快速接头、内罩、管道等部位发生堵塞现象。造成堵塞的原因又与水质和法兰结垢（水垢）有关。 2）、紧急吹扫：这是保证炉台安全生产的一个必须的安全防范措施，是为了杜绝当炉台发生泄漏时不会引起爆炸。但是，目前机组此故障次数较多，且因紧急吹扫后炉台进行充氮，导致退火周期延长，大大影响了机组生产，是仅次于加热延时的故障。其产生的原因主要为炉台液压夹紧缸松动（夹不紧）、电控通讯故障、阀站掉电、内罩损坏（开裂）、密封圈老化损坏等。 3）、液压缸故障：液压缸的故障也是多种多样的，主要有液压缸不动作、旋转不到位、压不紧、内泄、外泄等。系统压力不足回导致液压缸不动作和转不到位，及压不紧。高温环境对液压缸密封的损坏会造成液压缸泄漏。 4）、炉内压力不回零：该故障发生在退火开始阶段，会导致退火程序不能继续执行。产生的原因基本为氮氢管道因焦油沉积而堵塞，排气不畅。另一个为内罩设置时，信号锁定时间缩短，导致氮氢管道上气动阀开启时间短所致。 5)、阀站：从去年三期炉台建成投产自今，不到一年时间，阀站ET200箱内183A2（I/O模块）上的两个输出点（控制氢气伺服阀开和关）以及相邻的几个输出点经常被烧损。到目前为止，已有二十多块模块被烧损。平均每个炉台烧损3块模块，相当于每个炉台每三个月就烧损一个模块。由于模块烧损较多，备件到货时间教长，三期炉台中曾经有几个炉台长时间无法自动调节，被迫改为手动调节。由于手动调节滞后时间较长，调节误差较大，常因氢气流量大，没有及时调节，引起紧急吹扫。严重影响生产。阀站对氢气伺服阀的调节过程进行观察，发现氢气伺服阀在调节过程中，主要是开（关）输出点在输出或关断这一瞬间，在中间继电器内有时会产生强烈的电弧花，严重时，阀站的输出信号还会瞬间关断，我们把中间继电器拔下来检查，发现有的继电器内的接点被烧损，于是我们对氢气伺服阀的控制线路进行分析，认为控制线路不合理。氢气伺服阀的控制线路的电气增加两个中间继电器，从2001年4月11日到4月19日，我们利用装出炉的间隙时间，分别对31#—39#炉台进行改造。改造后我们对它的调节过程（吹氢段）进行跟踪观察，再也没有出现输出信号瞬间中断的现象；我们还在吹氢段多次大幅度修改氢气流量的设定值，观察它的调节过程和调节误差，发现调节过程良好，调节误差符合生产工艺要求。在未改造之前，九座炉台平均每个月都有1—2块模块被烧损，从改造至今已有一个月时间，没有出现模块被烧损的情况。

2、解决措施 1）、针对冷却水报警的增多，我们制定了每半月清洗水过滤器和流量开关探头的制度，并加强对故障的检查确认。还针对高温时需停炉处理快速接头的弊端，对内罩回水管进行改造，增加一个截止阀，便于在高温状态下对接头进行清洗，目前已基本改造完。 2）、针对炉台紧急吹扫的严重性，首先加强了管理，专门制订了炉台紧急吹扫后的手动换氢制度，要求生产设备三方共同对炉台的泄漏情况进行确认签字，然后再进行手动换氢，以确保生产安全。同时加强了对内罩的检查更换，液压缸的处理，以及炉台通讯设施的日常维护。 3）、对氮氢管道在今年

4、5月也进行了改造，在39个阀站的氮氢排放管道上增加焦油排放阀和管道清洗阀，并相应制定了焦油排放制度和检查监督制度。要求每班每两天进行一次排放。降低了炉台压力不回零的次数。但这只是对炉台氮氢支管的处理，而排放总管因生产条件不允许和从安全考虑，一直未能进行改造。 4）、液压缸也是在线量较大，虽进行了国产化，可效果不理想，国产液压缸的使用寿命较短，不能很好的满足需要。还开展了液压缸的修复工作，但由于密封没过关，故修复的质量较差，且时间也得不到保障，现已基本上没有什么修复件。所以只有加强管理，从统计每个炉台液压缸的状况入手，优先处理情况最糟糕的液压缸，用有限的备件，保证设备的运行。同时在今年

5、6月份还对液压缸压紧头进行了改良，用不锈钢螺栓代替了以前的螺栓，避免了锈死，方便了调整。

（四）、内罩

内罩是在高温状态下加热，又进入水冷却状态的设备，对材质要求很高。这样冷热交替使用，极易产生疲劳，对内罩的寿命是有很大影响的。经过各方面努力，内罩备件的本地化已完成，并能很好的满足生产需要。但由于机组内罩的使用寿命基本已到，遂出现大批量的变形，需要报废或修复。就目前来看，修复件的日益减少和报废件的增多，且新备件供货不能及时，其矛盾正越来越突出。经与厂家联系，还能够保证修复件。

备件情况：4月份申报4件（3件一期、1件二期），供货时间10月份，目前还没到货；

9月份申报 6件（4件一期、2件二期），供货时间明年2月份；

（五）、液压系统

罩式炉原设计就只有一套液压系统，要满足39个炉台液压缸动作的需要。然而在三期炉台建成后，三期炉台的液压压力就一直偏低，给生产带来了很大的影响，不仅操作不方便，且常常造成紧急吹扫，存在安全隐患。同时，该系统的液压泵易损坏，常只有一台泵在保持生产，也存在着瘫痪的危险。

因此，我们经过分析，对系统进行了改造；①增加了应急措施，即在原系统上增加了部分连接管道，用于与翻钢机液压系统的连接。在炉台液压系统瘫痪时，可用翻钢机液压系统保证能继续生产。②在三期炉台还增加了一套蓄能报压系统和一套液压系统，分别用于给三期炉台液压系统报压和供压。目前，蓄能报压系统已在7月份安装完，液压系统在9月份安装调试完。投入使用正常。

三、目前还存在的问题

1、加热罩加热升温缓慢：导致此问题的原因主要有烧嘴燃烧状况差，煤气电磁阀打不开或关不严，热风管损坏，烧嘴损坏等。近期对加热罩烧嘴的故障统计来看，烧嘴损坏有30件，煤气电磁阀故障的烧嘴有73个，热风管损坏的烧嘴有23个，（烧嘴总数有253个煤气烧嘴，23个氢气烧嘴）而备件就只有2件氢气烧嘴，煤气烧嘴已没有。详见附表。

2、炉台液压缸故障：由于备件修复的质量得不到保证，且新备件又没到货，备件缺口无法弥补，只能勉强维持生产。近期统计炉台液压缸情况，旋转不到位的液压缸有49个，转不动的液压缸有18个，缺液压缸1件。（在线量312件）详见附表。

3、炉台紧急吹扫：因其产生的原因较多，在处理上应逐项进行。就近3个月炉台紧急吹扫的次数的统计来看， 7月13次，8月27次，9月23次。详见附表。

4、炉台冷却水报警：该故障次数也是居高不下，从统计来看，7月21次，8月39次（按每天统计），9月58次（按每班统计）。9月12#炉台还出现一次险肇事故，原因为内罩结垢太多和水质不佳。详见附表。

四、需厂部解决的困难

1、备件：罩式炉的备件问题主要是在线量较大的备件上，如煤气电磁阀、烧嘴、液压缸、热风管、烧嘴控制器等，在执行数量和交货周期上与计划情况入较大，需机动科考虑实际情况尽快解决，并保证备件的供货周期。申报备件已过交货期而未到货的备件见附表。

2、检修：罩式炉设备至投产以来就一直存在欠修，虽然在厂领导和机动科的大力支持下，也对加热罩进行了几次大修，但设备的正常修理因无检修时间和检修人员不能固定满足，因而设备劣化也较快。所以，在罩式炉有检修工作时，希望能保证检修人员的到位，及时完成项目缺陷。

五、下步工作措施

1、对加热罩烧嘴空气煤气进行检测，对其进行空煤比调节，使烧嘴燃烧状况得到改善。并在备件到货后，对损坏的烧嘴、煤气电磁阀进行清洗更换。在日常工作中，加强维护的电磁阀清洗，处理。

2、对加热罩密封环还有问题的6#、9#、11#、17#加热罩进行检修处理。

3、对炉台液压缸进行仔细跟踪统计后，对液压缸进行调整、更换、紧固。加强与生产方的联系，在炉台点火之前对液压缸进行检查处理，防止退火过程中出现松动问题。

4、对炉台冷却水报警的问题，首先加强维护的清洗和检查确认工作，再安排外委对炉台内罩水系统的清洗，彻底解决系统内堵塞问题。

5、对煤气电磁阀和液压缸进行打号跟踪管理，主要跟踪其使用状况，便于备件的申报和修复。

6、对紧急吹扫的炉台进行统计分析，找出原因，然后安排人员逐一进行仔细检查和处理，逐步改善炉台紧急吹扫的状况。

第18篇：运行电工岗位职责

丽水36-1气田终端处理厂

Lishui 36-1 Gas Field Terminal

运行电工岗位职责

1.运行电工接受电气师的直接领导，对电气师负责。

2.运行电工应持有地方进网作业证，熟悉终端供配电系统，保证动力设备正常

运转。

3.监视控制盘上的信号报警，出现异常情况及时处理，并向电气师汇报。

4.运行电工在送电前要根据实际的情况，确定配电盘等设备的工作性能是否处

于最佳工作状态，并做好相关检查记录，出现问题要向电气师及时汇报并尽快解决。送电后，也要观察设备运行的具体情况，并记录相关性能参数。

5.运行电工暂时离岗期间，由维修电工暂代运行电工行使职责。

6.记录各高压配电柜电表参数，每天汇报给中控。

7.保持主配电间清洁卫生，保持电气间设备清洁。

8.根据上游电调指令在维修电工监护下，完成终端电气设备的供电及断电工作，

并作好记录（往来电调指令做好录音记录）。

9.负责所辖区域空调机组和消防设备的日常巡检。

10.负责主变电所工具、配件的摆放和保管。并将有关配件、工具登记。

11.涉及安全和工艺生产部门的工作时，要与相关人员及电气师联系。

12.加强技术学习，钻研业务，坚持安全生产，严格按操作规程进行操作。

第19篇：运行电工岗位职责

运行电工岗位说明

1 岗位基本信息

岗位名称：运行电工（强电） 所属部门：招商物业工程部 2 岗位目标和概述

本岗位为24小时班制(上24小时休48小时)，熟悉大厦设备的运行情况，按照操作规程或作业指导书对设备进行保养、维护，确保设备的正常运行。同时根据客户维修需要，为客户提供及时、保质、保量的维修服务。 3 主要岗位职责

a) 遵守各项规章制度，执行本岗位的安全操作规程、服务规程、作业指导书，达到本岗位质量标准，做好要求的工作记录。

b) 积极参加岗位培训，努力学习专业技术，提高本岗位工作技能。

c) 熟悉辖区内供配电系统的运行方式，电缆线路的敷设、布置及配电箱的位置，功能和控制对象，设备容量、规范、位置，操作方法及注意事项。

d) 负责供配电设备设施的运行操作、维护保养和巡视检查。 e) 负责供配电设备设施的零修和当班中发生的异常现象和一般故障的处理。

f) 执行应急处理程序和请示报告制度及时报告、妥当处理紧急情况或突发事件。

g) 正确使用、妥善保管所使用的工具、仪表，维护好现场作业环境。

h) 服从班长的工作安排，完成各项临时工作任务。 4 工作内容

a) 负责对大厦机电设备的运行值班、处理突发应急故障，参与协助设施、设备的维修、保养工作，对发生的问题及时向上级领导汇报。

b) 值班人员必须熟悉大厦的空调、设施、设备等供电情况，掌握相关设备的操作程序和相关处理措施，禁止非本部门人员进入机房。

c) 定期巡视设施、设备的运行情况，认真做好巡查记录和值班记录。

d) 保证值班室、配电室的清洁及物品的有序摆放。

e) 遇到突发停电或发生其他突发事故时，应从容镇定，按规定程序及时排除故障或采取应急措施，迅速通知相关人员处理。

f) 加强防范意识，做好防火、防水、放小动物的安全管理工作。

g) 每月统计用电量，并进行月度用电分析对比，及时发现问题，杜绝浪费。

h) 熟练的掌握大厦内供电方式状态路线走向及所辖设备的原理，技术性能及实际操作。

i) 负责配电室、楼层电井的日常运行、维修、保养（保养时有维修人员负责配合）。

j) 负责管辖范围内所有公共设备的用电应急维修。

k) 负责大厦内、外围照明灯具、大屏幕的启、停。

l) 负责电井、各配电箱（柜）表面清洁。

m) 负责每天对主要通关边检区域、主辅变、柜台进行巡查，发现问题及时维修或上报，并填写巡查记录。

n) 负责对室外高杆灯、路灯、外檐灯、景观灯及室外配电箱进行巡视，发现问题及时维修或上报

o) 主辅变、强电井各配电箱各级控制闸进行梳理、明确每个闸所控制设备 5 安全事项

a) 电工安全专用工具的绝缘性能、机械强度、材料结构和尺寸应符合规定，妥善保管，严禁他用，并应定期检查，校验。工作前应详细检查自己所用工具是否安全可靠，穿戴好必须的防护用品，以防工作时发生意外。

b) 在施工现场施工必须有两人以上方可作业。电气操作人员应思想集中，电器线路在未经测电笔确定无电前，应一律视为“有电”，不可用手触摸，不可绝对相信绝缘体，应认为有电操作。

c) 线路上禁止带负荷接电或断电，禁止带电作业。维修线路要采取必要的措施，在开关手把上或线路上悬挂“有人工作、禁止合闸”的警告牌，防止他人中途送电。

d) 工作结束后，必须全部工作人员撤离工作地段，拆除警告牌，所有材料、工具、仪表等随之撤离，原有防护装置随时安装好。

e) 有人触电，立即切断电源，进行急救，电气着火，应立即将有关电源切断，使用灭火器或干砂灭火。

第20篇：运行班长岗位职责

运行班长岗位职责

1、电气运行班长是班组行政、安全生产的总负责人，是全厂电气设备正常运行和事故处理的领导人。

2、电气运行班长在行政上隶属电气分场领导，在岗位上受当值值长的领导。

3、发生事故时，指挥全班人员按规定迅速果断的处理事故，避免事故扩大，并将处理情况随时汇报值长，听其命令。

4、严格要求自己，以身作则，并经常检查各岗位的工作，带领全班人员执行好各种规章制度，团结全班人员搞好安全文明生产。

5、对自己布置的工作和发布的命令负责，对上级发布的命令有明显错误的，有权拒绝执行，并可越级上报。

6、对值班期间违反劳动纪律、规章制度和不服从指挥者要进行批评教育，无效时有权停止其工作，并汇报分场领导。

7、在值长领导下，合理调整运行方式，确保各机组安全经济运行。

8、审核倒闸操作票，合理分配本班人员进行操作和监护工作。

9、认真办理电气工作票，对不合格的工作票拒绝签字并提出合理意见。

10、督促本班人员做好所管辖设备调整维护和节电工作。在发现重大设备缺陷和异常时，应亲自检查一遍，并拟定采取的措施。

电气分场

《机组设备运行岗位职责.doc》

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