机组直流系统运行规程

机组直流系统运行规程（共6篇）

篇1：机组直流系统运行规程

直流系统运行规程

7.1直流系统概况

7.1.1我厂两台集控机组均设有独立的110V和220V直流系统。110V和220V直流系统都采用单母线接线方式，均设有三套硅整流充电装置，其中两套分别接于两台机组的直流系统，另一套作备用。

7.1.2110V和220V直流系统各接有一组蓄电池，＃1机组110V直流系统的蓄电池型号规格为:TFM-300,共53只，是一种装有安全阀的气体再化合铅酸蓄电池。＃2机组110V直流系统的蓄电池型号规格为:GF-300,共53只。＃

1、2机组220V直流系统的蓄电池型号规格均为：GF-800,共107只。110V和220V直流系统均不设端电池。

7.1.3110V和220V直流母线上均装设一套ZYJ-1型直流绝缘监察装置,110V直流母线上还装有一套闪光装置。7.2直流系统设备规范

7.2.1110V直流系统硅整流充电装置规范：

7.2.2220V直流系统硅整流充电装置规范：

7.2.3110V、220V直流系统蓄电池规范：

注：除＃1机组110V蓄电池为广西沙湖蓄电池有限公司产品外，其余均为重庆蓄电池总厂产品。

7.3直流系统正常运行方式

7.3.1正常情况下，两台机组的直流系统单独运行，直流母线上的蓄电池和硅整流充电装置并列运行，硅整流装置按浮充方式对蓄电池充电外，还供直流母线上的所有负荷。7.3.26kV、0.4kV工作段，保安段和照明段配电装置的直流电源采用合环供给。

7.3.3公用段配电装置的直流电源正常情况下采用合环运行，亦可开环运行：

a.对于220V直流电源，只有当公用Ⅱ段#2屏的双投开关投向#1机220V直流时才可合环运行，其它位置为开环运行；

b.对于110V直流电源，只有当公用Ⅱ段#4屏的双投开关投向#1机110V直流时才可合环运行，其它位置为开环运行。

7.3.4化水段配电装置的直流电源只能开环运行。7.3.5除尘段、除灰段配电装置直流电源运行方式：

a.除尘Ⅰ段220V直流电源只能由#1机220V直流电源供给；

b.除尘Ⅱ段和除灰段配电装置的220V直流电源正常情况下应合环运行，且只有当除灰段#19屏的开关合上，除尘Ⅱ段#1屏及除灰#1屏的双投开关都投至#2机220V直流时才能实现，其它情况应开环运行；

c.除尘Ⅰ段的110V直流由#1机110V直流供给，除尘Ⅱ段的110V直流电源可由#1,#2机110V直流取得；

d.除灰配电装置通过改变双投开关的位置可从#1,#2机110V直流取得电源。

7.4直流系统的运行操作、监视与检查

7.4.1直流110V、220V硅整流器作浮充运行时的投运操作：

a.应先检查设备内有无异常，如：紧固体有无松动，导线连接部位有无松动，焊接处有无脱焊等；

b.测量主回路绝缘合格；

c.将转换开关FK投向所需位置；

d.将主电路开关投向“稳压”（向下）位置； e.将各调节旋扭旋至最小位置；

f.将切换开关K1切至“稳压”位置；

g.将切换开关K2切至“手动”（或“自动”）位置； h.合上主电路空气开关ZK；

i.按下运行按钮QA，“运行”灯亮；

j.调节手动电压调节电位器（或“电压调节”旋扭，“电压微调”旋钮），使输出达到所需值。7.4.2直流110V、220V硅整流器停运的操作与投运的操作顺序相反。

7.4.3正常运行时，硅整流器对蓄电池进行浮充的电流值按下式计算：浮充电流＝0.001C（C为标称容量的安时数）,浮充电流过大或过小时应及时进行调整。7.4.4220V直流母线电压应保持在225～230伏之间，110V直流母线电压应保持在110～115伏之间。

7.4.5ZYJ-1型直流绝缘监察装置应投入运行,运行中不允许调整已整定好的“绝缘信号整定”电阻的位置。

7.4.6蓄电池在运行中严禁过放电，即蓄电池的单体电压不得降至1.6V以下。7.4.7蓄电池放电以后，必须立即进行补充充电。

7.4.8正常运行时，值班人员每班至少两次对直流系统母线电压绝缘情况，硅整流充电装置，蓄电池进行全面检查。

7.4.9直流系统母线屏检查项目：

a.直流母线电压应在允许范围内，否则应调整硅整流器的输出电流； b.测量直流系统对地绝缘，应无接地现象；

c.检查直流屏上各表计、灯光应正常，试验闪光装置应正常；

d.各开关运行位置与运行方式相符；

e.母线联接处无松动过热现象，盘内开关、开关、熔断器、电缆头接触良好无发热及损坏。7.4.10硅整流充电装置的检查项目：

a.硅整流装置屏上各电压、电流表指示正常；

b.屏上开关位置及各种信号、指示灯与实际运行方式相符； c.各部件联接良好，接头无松动发热现象； d.硅元件、隔离变等设备无过热、冒烟现象； e.柜内元件声音正常，无放电现象。7.4.11蓄电池检查项目：

a.检查蓄电池及其周围环境应清洁干燥，自然通风良好。b.开启通风设备，检查其运行情况；

c.检查有无短路、变形变色、背梁上生盐、漏酸、沉淀物过高、有没有落后电池等（每个蓄电池的电压为2.15～2.20伏）；

d.检查蓄电池液面、密度是否正常（密度为1.210～1.220，25℃）； e.防酸栓是否已拧紧；

f.极栓与连接条之间的螺栓有无松动现象；

g.检查蓄电池壳体是否有破损、漏液现象。7.4.12蓄电池运行的注意事项：

a.不能使用二氧化碳泡沫灭火器扑灭蓄电池火灾，应使用干粉灭火器。b.若溢出的硫酸接触到人体皮肤，应立即用大量的水冲洗。5直流系统异常运行和事故的处理 7.5.1直流母线电压过高或过低 a.现象：

1）预告信号铃声响，发“直流母线故障”光字牌；

2）直流电压表指示偏高或偏低；

3）ZYJ-1型直流绝缘监察装置上的“电压高”或“电压低”按钮灯亮。

b.处理：

1）检查直流屏上的表计指示是否正常，ZYJ-1型直流绝缘监察装置是否正常； 2）检查硅整流充电装置是否正常运行，同时调整其输出；

3）如因硅整流充电装置故障引起，应将其停运，切换至备用硅整流充电装置运行。7.5.2硅整流装置故障 a.现象：

1）面板上的蜂鸣器响，故障灯亮； 2）交流接触器跳闸。

b.处理：

1）如属自动稳压、稳流部分发生故障，可转换至手动调节位置运行；

2）按面板上所发信号处理仍无法恢复运行者，应将其退出运行，投入备用硅整流装置。7.5.3直流系统接地 a.现象：

1）发“直流母线故障”光字牌；

2）ZYJ-1型直流绝缘监察装置的“绝缘低”按钮灯亮。b.处理：

1）检测直流母线正、负极对地绝缘，判断接地极性，查出接地支路； 2）通知继保人员处理。

第八章继电保护及自动装置运行规程 8.1概况

6KV厂用电源快切装置是东大金智电气自动化有限公司生产的MFC2000-2型微机厂用电快速切换装置。发电机自动准同期装置是深圳市智能设备开发有限公司生产的SID-2V型发电机微机准同期装置。发变组、高厂变、启备变、自用变保护均采用国电南京自动化股份有限公司生产的数字式GDGT801A型保护装置。工作变和备用变采用南京自动化设备厂生产的晶体管式保护。

8.2继电保护及自动装置的投入和退出

8.2.1电气设备禁止在无保护及保护装置不完善的条件下投入运行，系统设备的保护定值及运行方式由调度给定，厂用设备的保护定值及运行方式由生技部给定，不得随意更改。8.2.2正常情况下，保护和自动装置必须根据值长和调度命令投入和退出。因故停运的保护装置，经中调或生技部批准可使用备用保护或设置临时保护装置代替。

8.2.3当接到投入和退出某种继电保护及自动装置的命令时，必须重复清楚无疑，记录发令人姓名及保护投退的时间、内容后，方可执行。并及时将执行结果报告命令发布人。8.2.4继电保护和自动装置投运前的检查项目

a.继电器外壳清洁完整，铅封、玻璃完好，线圈不发热，接点无伤痕、不振动，轴承不脱落，罩内无水珠； b.有无掉牌现象；

c.晶体管保护各插件插入良好，无突出、接触不良现象；

d.应注意检查各保护屏信号灯和表计是否正常，继电器有无胶臭味等；

e.保护定值正确无误，保护插板和出口压板的投退情况是否与当时运行方式一致； f.保护装置及自动装置的投、停应与当时运行方式一致；

g.保护屏的电流试验端子接触良好，无开路现象。运行人员切不可将此端子误作保护压板断开，防止电流互感器二次回路开路；

h.各端子接线牢固，无松动现象；

i.各连接线布置整齐，电缆有联络标签，备用芯可靠接地并固定好； j.电流互感器二次回路无开路现象，电压互感器二次回路无短路现象。k.保护室环境温度不大于35（40）℃ 8.2.5投入保护压板应按下列顺序进行： a.核对保护名称。

b.检查试验端子是否紧固接好。

c.检查保护压板无氧化现象。

d.用万用表测量保护压板两端间无电压及两端对地极性正确后，方可投入保护压板。e.保护压板上好后，用万用表测量保护压板应接触良好(对于微机保护装置的保护插板，保护插板插入后应检查插板信号灯亮)。

8.2.6在继电保护回路上工作或继电保护盘上进行打孔等振动较大的工作时，凡对运行有影响者应将有关情况汇报值长及有关负责人，在得到他们同意后方可工作，工作前应采取防止运行中设备误掉闸的措施，必要时应经调度和值长同意将有关保护暂时停用，并作好安全措施。

8.2.7保护的退出：只要将保护压板断开或将保护插板拔出即可。

8.2.8设备停运后如保护回路无工作或没有特殊要求时，不必操作保护压板。8.2.9继电保护装置及自动装置的投、退必须有监护人在场进行监护和核对。

8.3改变继电保护装置工作状态的规定 8.3.1系统设备继电保护装置定值的变更，应根据调度所继电保护整定值通知书或电话命令；厂用设备继电保护装置定值的变更，应根据厂生技部的保护定值更改通知单。经核对无误后由继电保护人员担任执行。改变继电保护定值前，必须将相应保护退出，改变后由改变定值的工作负责人将改变情况详细记入继电保护记录薄内并向运行值班做书面交待。

8.3.2系统设备继电保护装置及自动装置的结线回路改变必须根据调度所有关领导批准的图纸进行；厂用设备继电保护装置及自动装置的结线回路改变必须根据厂有关领导批准的图纸进行。经验收合格后，继保人员将设备异动报告及改动原因、内容和修改后的图纸送交运行分场。

8.3.3上述工作结束后，值班人员会同工作负责人进行全面检查无误后，方可投入已退出的保护。重要改接线必须经验收合格，全面试验方可投运。

8.3.4新安装的继电保护及自动装置在投入运行前，其定值单、图纸、规程应齐备，并使运行人员掌握后方可投入运行。

8.4继电保护装置及自动装置的运行和维护

8.4.1值班员每日接班后，必须查看继电保护记录本，了解继电保护和自动装置变更情况，并及时在继电保护记录本上对新改变部分签名示知。

8.4.2电气值班人员在值班期间必须对继电保护及自动装置进行两次全面检查,检查项目如本规程8.2.4款,每班清扫一次控制盘面和保护屏正面继电器等。

8.4.3值班人员检查时不应操作装置内的开关、按钮等，只能操作引至保护屏上的开关及按钮。

8.4.5值班人员发现保护装置和自动装置有异常时，应立即汇报调度或值长，并按下列规定处理：

a.电流互感器二次回路开路或电压互感器二次回路短路时，应迅速将与互感器连接的保护退出，通知继保人员处理或值班人员自行处理；

b.发“电压回路断线”光字牌时，应退出相关的保护，并进行处理或通知继保人员处理； c.当发现装置异常，有误动作可能（如继电器掉牌、冒烟着火或接点开闭异常，阻抗元件异常等）应立即将该保护退出，通知继保人员处理。

8.4.6直流系统发生接地现象时，应立即通知继保人员进行检查。

8.4.7发生事故时，值班人员应及时检查并准确记录保护装置及自动装置的动作情况： a.哪些开关跳闸，哪些开关自投；

b.出现哪些灯光信号；

c.哪些保护信号继电器掉牌（检查掉牌时必须由两人进行，得到值长同意后方可恢复）； d.保护装置及自动装置动作时间；

e.电压、周波、负荷变化情况及故障原因；

f.如果为保护误动作，则应尽可能保持原状，并通知继保人员处理。

8.4.8在所有设备的同期回路上工作后，应由继保人员对同期装置工作情况进行检查并试验其正确性。

8.4.9所有在差动保护、方向保护、距离保护等的电流、电压回路上工作后，必须检查工作电流、电压向量之后方可正式投入运行。

8.4.10采用晶体管保护的保护屏、箱、柜、金属外壳应可靠接地，金属外皮的控制电缆外皮两端接地，无金属外皮的控制电缆，备用芯在两端应接地。8.4.11运行中的设备不允许同时退出以下主保护： a.发电机差动与发变组大差动

b.发变组大差动与主变、厂高变重瓦斯 c.启备变差动与启备变重瓦斯

8.5发变组和高厂变保护装置

8.5.1发变组和高厂变保护由A、B、C柜组成，A、B柜的配置和功能完全相同并互为冗余。8.5.2发变组和高厂变保护A柜主要由两套微机、保护插板、出口压板、打印机、电源开关等组成。第一套微机有两块CPU即1CPU1和1CPU2，这两块CPU共同运算的保护有：发电机差动、主变差动、发电机逆功率、发电机定子接地、发电机过电压、主变零序、高厂变低压过流、断路器失灵、主变通风、高厂变通风、转子过负荷。第二套微机有两块CPU即2CPU1和2CPU2，这两块CPU共同运算的保护有发变组差动、高厂变差动、程序逆功率、定子匝间、发电机对称过负荷、发电机不对称过负荷、发电机过激磁、主变阻抗、高厂变Ⅰ分支过流、高厂变Ⅱ分支过流、发电机失磁、转子一点接地、转子两点接地、非全相。8.5.3C柜主要由非电量微机保护、分相双跳操作箱、保护压板、出口压板等组成。非电量保护有：主变冷却器全停t1、主变冷却器全停t2（＃2机组已取消）、发电机断水t1、发电机断水t2、主变重瓦斯、高厂变重瓦斯、灭磁开关联跳、紧急停机。

8.5.4A、B、C柜均有两路工作电源，一路交流220V电源由UPS电源配电柜引至发电机电度表屏中间端子，再由中间端子分三路分别引至A、B、C柜经电源小开关供柜内照明、打印机使用。另一路直流110V电源由#2集控室电气电源柜经电源小开关引至保护屏，再经电源小开关向相应部件供电。8.5.5A、B、C柜均有保护插板和出口压板，保护插板在需要退出某个保护或改定值等情况下退出，出口压板在保护装置检修或调试情况下退出。

8.5.6＃1机组C柜的主变冷却器全停t1、主变冷却器全停t2、发电机断水t1、发电机断水t2保护，在改变其保护压板的投、退状态时，须在控制面板上输入9999密码，装置才确认保护的更改。8.5.7转子一点接地保护在转子负极固定叠加直流电压50V。正常情况下，测量转子负极对地电压为50V，正极对地电压等于正负极电压加上负极对地电压。

8.5.8在停机对发电机转子摇绝缘时，须将信号继电器盘后LDK开关拉开；开机前应将LDK开关投入。

8.5.9正常运行时，A、B柜的转子一点接地保护只能投入一套运行。当A柜或B柜保护装置出现异常时，退出故障柜的转子一点接地保护，投入正常柜的转子一点接地保护。（转子一点接地保护投、退小开关在保护屏后）

8.5.10转子两点接地保护正常运行时在退出状态，当转子一点接地保护动作时，经厂级领导批准或经检查核实转子回路确实出现接地时，方能投入转子两点接地保护。

8.5.11主变高压侧绕组中性点接地刀闸拉开时，主变间隙零序T0保护插板必须投入。主变高压侧绕组中性点接地刀闸长期在合闸状态时，主变间隙零序T0保护插板必须退出。8.5.12发变组出口断路器在断开位置时，联动锅炉灭火保护装置MFT出口。

篇2：机组直流系统运行规程

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。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 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。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。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

篇3：机组直流系统运行规程

晶闸管—电机直流调速系统的性能稳定，运行可靠，而且效率高，耗能低，所需修理费用低，由它取代直流发电机机组调速系统可降低能耗，获取良好效益。根据有关资料记载和相关理论的计算结果，原直流发电机组调速系统主拖动电机的各种损耗为：定子铜耗5.9kW，转子铝耗5.53kW，铁耗3.12kW，杂耗2.15kW，机械损耗1.75kW。而发电机的机械损耗和励磁回路的电能损耗也近3kW，总损耗接近5.9+5.53+3.12+2.15+1.75+2.5=21kW，而现在较大容量的可控硅调速系统的损耗也不足5kW，因此对发电机组调速系统进行改造后可减少能耗近21-5=16kW。根据公司设备开动台时的统计，粗加车床每年的总开动台时达6000h，每台车床每年耗电16×6000=96000kW·h，按现有电价0.49元/(kW·h)，改造后年节电费可达96000×0.49=47040元。

1. 节能改造方案

改造选用了KZ系列可控硅直流调速装置，它是一个三相全控桥式电枢可逆的逻辑无环流双闭环控制系统，与普通直流电机或直流力矩电机配套，改变电机的电枢电压或励磁电压进行调速，电机可以在四象限内运行，其中Ⅰ和Ⅲ象限内电机运行在电动状态，Ⅱ和Ⅳ象限内电机运行在发电状态，低于额定转速采用恒转矩调速，高于额定转速采用恒功率方式调速，装置调速范围宽。

粗加车床直流电机的型号为ZD2-123-1B, 160kW, 440V，额定电流为399A，励磁电压220/110V，转速为1200r/min;测速机的型号为ZYS-3A, 110V, 22W;直流调速装置型号为KZZ-600A/400V。

2. 系统工作原理

调速装置主拖动柜接线见图1，图1中17-13为测速机的反馈输入，26、28和30端为控制电源输入端，经三相桥式整流后为系统提供±24V，±15V，±10V电源，1U、1V、1W是三相交流电源，1C、1D是直流输出，56是给定输入，P24为+24V电源，63、64分别为脉冲使能和运转使能指令，DD为点动控制，ZK、FK分别为正向和反向控制，SS和JS分别为电机的升速和降速控制，31、32为控制电源输入，33、34为电机磁场电压输出。

图2是逻辑无环流可逆直流调速系统原理框图，主电路采用反并联连接，因为无环流不需要设置限环流电抗器，控制电路是典型的转速和电流双闭环系统，脉冲分配器是分设的，MCP1和MCP2分别控制正反组的整流桥，工作时有整流和逆变两种状态，当给定信号为正时，速度调速器ST的输出电压Ust为负，逻辑切换装置LK给正组桥发出触发脉冲，使其处于导通整流状态，电机正转;当要求停车或者反转时，给定信号为0或负值，ST输出电压Ust为正，由于电机电枢电流不为0，逻辑切换电路LK仍然向正组桥提供脉冲，但使正组桥处于逆变状态，电流和转速变小，当电枢电流为0时，此时电机处于制动状态，快速停车或反向运转。

3. 参数设置

(1)主电路参数设置

在逻辑无环流可逆直流调速系统中，主电路由三相对称电压源、反并联晶闸管整流桥、同步触发器、平波电抗器和直流电机等组成。反并联晶闸管整流桥和同步触发器分别为MTC160-12-0908160模块和附加控制子模块中6脉冲同步触发器。

三相对称交流电源幅值20V，频率50Hz，相位互差120°。同步触发器频率50Hz，平波电抗器电流600A，电感量为0.057mH，频率50Hz。直流电机为原电机ZD2-123-1B, 160kW, 440V，额定电流399A，励磁电压220/110V，转速为1200r/min。测速机型号ZYS-3A, 110V, 22W。

(2)控制电路参数设置

(1) 逻辑切换装置参数设置。逻辑切换装置LK采用数字逻辑电路，其输出以0和1的数字信号形式来执行封锁与开放脉冲的作用，为了确保正反组不同时开放，在逻辑装置中设有多“1”保护环节，两个输出不可能同时为“1”态，避免两组整流装置同时导通而造成短路事故。

因系统反转时开放反组整流装置，封锁正组，正转制动时要使用反组的逆变状态来实现回馈制动，两种情况都要开放反组，封锁正组，都要通过ST的输出Ust(电流环的给定信号)来体现，反转及正转制动时电流给定均为正。LK先鉴别电流给定信号的极性，当其由负变正时开放反组，封锁正组;由正变负时，开放正组，封锁反组。LK包括电平检测、逻辑运算、延时电路和逻辑保护。电流给定信号极性的变化只表明了系统使转距有了反向的意图，只有等电流真正到0，发出一个零电流检测信号Ui0及电流转距极性信号同时具备，在逻辑判断以前，由电平检测器将Ust和Ui0两个连续变化的模拟量转换成数字量后，经逻辑判断，LK才发出切换指令，经3～4ms延时 (关断等待延时t1) ，确认电流实际值为零，封锁原导通的整流桥触发脉冲，经10ms左右延时(触发等待延时t2)，确认原导通的整流桥完全阻断后，开放待工作的整流桥的触发脉冲。

(2) 速度调节器参数设置及整定。速度调节器比例积分充电电容为T470nJ63，电阻为100kΩ，速调比例积分可调电阻为10kΩ，通过调整积分可调电阻可以改变系统的稳定性。

(3) 电流调节器参数设置及整定。电流调节器比例积分充电电容为T470nJ63，电阻为27kΩ，流调比例积分可调电阻为10kΩ，通过调整积分可调电阻可以改变系统的稳定性。

(4) 测速机反馈强弱的整定。速度反馈可调电阻选为10kΩ，当速度给定值增加到正负10V时，通过调节电位器，使电机的转速为最大值。

(5) 速度爬行的整定。当速度给定值为0V，电机在爬行时可以调节系统调零电位器使电机转速为零。

4. 控制系统电源及保护

控制系统有三种电源：±10V电源作为系统的信号给定电源;±15V电源作为调节器、触发器的脉冲形成部分、速度给定环节、无环流逻辑装置、软换向环节及过流保护环节的电源;±24V电源作为使能信号及无环流逻辑装置的电源。系统设置了缺相、过流、超速和失速保护。

5. 改造效果

改造后，全部控制装置均安装在原控制柜内，无其他外围设备，运行噪声低，工作环境大为改善。采用三相同步电源供电，移相触发器是双脉冲触发，耗能较低。调速装置的整个控制单元集中于一块线路板上，缩小了装置的体积，维护比较方便，全部采用了通用集成芯片。

摘要：介绍原粗加车床直流发电机调速存在的问题, 采用晶闸管—电机调速系统的改造方案、系统工作原理及参数设置等。

关键词：粗加车床,直流发电机组,调速系统,改造

参考文献

篇4：直流系统的运行与维护研究

关键词：直流设备 验收 例行试验

1 直流设备运行比较

1.1 充电机 新投运的多数变电站中，直流系统采用了两台充电机；而对于新投运的末端站中，多数充电机仅为一台。而已投运十年以上的多数变电站中采用的充电机为相控充电机，运行可靠性不高，因此一般采用两台充电机。充电机通过硅链调节电压，主要元件为变压器，整流器，硅链等组成，其运行缺点主要有：①监控器设定值与实际运行值相差较大，个别站达到±2.15%（规程要求为小于±2.15%）；②老式充电机中不设计防浪涌冲击装置，因此当出现雷雨天气时存在损坏充电机的安全隐患；③充电机运行年限久，不稳定发生缺陷频率高，且不易解决。目前，对于采用高频开关电源的充电机来说，通常情况下为N+1备份，在脱离监控单元的情况下，各模块可以独立地进行工作，进而在一定程度上提高了充电机的可靠性，运行较稳定。但在诸多直流设备厂家中，例如新乡科海、深圳奥特迅出厂的设备，容易出现模块故障等缺陷，且发生频次较高，应进一步提高运行可靠性。

1.2 馈线屏 新投运的变电站中，直流馈线屏的设计基本符合冗余量的要求，设计负荷数大于实际负荷数。而原运行的直流馈线屏，例如华电蓄能产品，冗余量较小，不符合电网发展的趋势，已在逐年的改造中更换为符合要求的设备。

DL/T 5044-2004《电力工程直流系统设计技术规定》4.6.1条规定“直流网络宜采用辐射供电方式”。现变电站中多设计采用直流分电屏，直流馈线屏的电源至直流分电屏后再逐渐至各支路，保证了直流系统运行的可靠性。而运行年限长的站中，运行设备多为环状供电方式，大大降低了运行的可靠性。例如，如果一条10kV出线保护的电源开关，在辐射供电方式下出现越级跳闸，上一级保护因失去电源在一定程度上虽然不会引发相应的动作现象，但是却会扩大事故的范围。

1.3 蓄电池 对于变电站的蓄电池来说，通常情况下，主要选用阀控蓄电池和固定防酸蓄电池。目前，阀控蓄电池是变电站的首选，对于固定防酸蓄电池原来使用的比较多，通过对其进行相应的改造，在一定程度上都换为阀控蓄电池，在运行方面，阀控蓄电池和固定防酸蓄电池各具优缺点。对于固定防酸蓄电池来说，其优点是寿命长、可靠性高，缺点是造价高、维护量大；而对于阀控蓄电池来说，使用安全、日常维护量小是其优点所在，与固定防酸蓄电池相比，其可靠性和寿命等要略逊一筹。MCHAELR.M00RE通过近10年对超过7万5千只阀控蓄电池进行相应的研究，其结果显示：阀控蓄电池的实际使用寿命通常为4～8年，与设计使用寿命10～20年相比，存在较大的差距。因此，巩固和强化蓄电池的可靠性是合理设计的重点。

2 直流系统的验收

2.1 验收充电机 在验收充电机的过程中，通常情况下，验收对象主要是包括稳压、稳流、充电程序转换等，另外，验收还涉及到纹波系数，通过对模块间的均流特性进行验收，进而完成对采用高频开关电源的充电机的验收。通过对2008年以后投运的直流设备缺陷进行统计，并对2011年例行试验工作进行总结后，发现新投运的充电机出现模块故障比例较大，原因如下：①模块输出电源损坏；②模块风扇原因。2010年投运的新站中，邯郸五一八厂的充电机还存在着无单独模块故障信号，其只与交流故障并发的问题。

由于试验工具所限，未对充电机的纹波系数进行检验。建议应对纹波系数进行检验，保证设备长期运行的可靠性。

2.2 验收馈线屏和馈出线网络 对馈线屏和馈出线网络进行验收的过程中，验收的主要内容包括：一是验收直流馈出线网络的开关柜、保护屏是否采用交流空开；二是验收直流馈出线网络是否满足级差配合；三是验收馈出线网络的接线是否与图纸相符，并对接地进行逐路试验，验证是否正确选线。在验收时，同时将馈线屏和馈出线网络结合，进行一起验收。

新投运馈线屏中设计多采用软信号，通过监控装置传输信号，减少电缆的施放量，提高了系统运行的稳定性。而原馈线屏设计采用硬接点，电缆耗费多，且因为接点不牢等原因，导致设备运行不稳定，易发生缺陷。建议设计中采用双套信号传输，即软、硬两套信号传输的方法。

2.3 验收蓄电池 通常情况下，在设备投入运行之前，安装单位和厂家需要对蓄电池进行相应的验收，验收内容主要包括：核对性充放电试验、测试蓄电池内阻，检验其容量是否满足要求等。

新投运的各站蓄电池运行中，主要有两方面的问题：

①电池间距不符合要求。国家电网公司《直流电源系统管理规范》“直流电源系统技术标准”5.2.4.3条规定，蓄电池在电池柜内必须要摆放整齐，在一定程度上确保足够的空间：并且蓄电池，以及蓄电池与上层隔板之间在间距方面分别超过15mm和150mm。新投入的蓄电池中蓄电池间距明显小于规定中的距离。（见右图）

②容量下降快。新投运的蓄电池中，广东汤浅出厂的阀控式电池容量下降较快，单只电池电压低，容量降低的缺陷发生频次较高。通过采取蓄电池容量试验的方法，消除此类缺陷。建议加强直流检查等工作，从蓄电池出厂时应投运同批次产品，减少此类缺陷发生。

3 直流系统运行维护

3.1 确定运行中阀控蓄电池的核对性充放电周期 在直流系统中，阀控蓄电池的应用范围比较广泛。在运行过程中，阀控蓄电池也比较容易产生多种多样的问题，通常情况下，过充、过放、渗液、环境温度过高，以及浮充电压过高等因素，在一定程度上都会对蓄电池的健康构成影响和制约。

建议通过每年的春、秋季例行试验，结合容量试验等方式及时发现蓄电池的运行隐患。根据规程要求，应尽快更换容量小于80%的蓄电池组，将核对性充放电周期在更换前应缩短为3个月至半年。

3.2 对蓄电池的均衡充电 对于个别落后的蓄电池，通过均衡充电对单只落后的电池进行相应的充电处理，使其容量在一定程度上得到恢复。对于单体蓄电池来说如果充电无效，需要更换新的单体蓄电池。为了防止多数正常电池被過度充电，通常情况下，不宜通过对整组蓄电池进行均衡充电的方法，对个别落后蓄电池进行处理。

3.3 运行中蓄电池的不一致性 将规格相同的单体蓄电池按照一定的原则组成蓄电池组，在电压、荷电量、容量及其衰退率、寿命、温度影响、自放电率及其随时间变化率等方面，由于单体蓄电池之间存在一定的差异，这种差异就是所谓的蓄电池的不一致性。通常情况下，单体蓄电池之间的差异主要表现为：将单体蓄电池串联使用时，单瓶浮充电压表现出很大的差异。在将单体蓄电池组装成蓄电池组的过程中，虽然对单体蓄电池进行了筛选，在一定程度上能够确保单体蓄电池具有较好的一致性，但是使用一段时间后，随着单体蓄电池单瓶浮充电压差别的不断增加，蓄电池的不一致性逐渐严重，同时出现恶性循环，进而整组蓄电池的使用寿命在一定程度上出现了降低。

3.4 定期检测直流系统 对直流系统每年应进行定期检查，同时结合变电站的春、秋季例行试验性检查，在检查过程中，检测项目主要涉及蓄电池、充电和监控装置，以及绝缘监察装置等，检测内容和监测方法，则要参考国网公司《直流电源系统管理规范》的相关规定。

4 结论

直流系统作为变电站的重要组成部分，将会直接影响和制约变电站的正常运行。另外，变电站的可靠性，也受到直流系统设计方案是否合理、验收把关是否严格、日常维护是否到位等的直接影响和制约。对于直流系统来说，要认真对待变电站设计、验收、运行维护的各个环节，同时抓住关键环节，进而在一定程度上确保变电站安全运行。

参考文献：

[1]高宏伟，隋喆等.直流电源系统管理规范，国家电网生技[2005]

172号，2005.

[2]刘黎华，刘海梅.浅析220kV及以下变电所直流系统的设计与选择[J].中小企业管理与科技（上旬刊），2008（10）.

篇5：中央空调系统运行管理规程

1．目的规范中央空调系统运行管理工作，确保中央空调系统正常运行，为用户提供满意服务。

2．适用范围

公司所辖物业的中央空调系统运行管理。

3．职责

3．1中央空调系统的运行管理由工程部统一负责。

3．2日常的空调供应由空调运行班和中控室负责。

3．3冷水机组、水泵、风柜、冷却塔和膨胀水箱等设备与装置的日常巡检及制冷机房、空调机房的管理由空调运行班负责。

3．4各设备装置及风、水管道系统的维护保养和应急抢修由空调维修班负责。

3．5各设备的电动和配电部分的维护保养和应急抢修由电工维修班负责，空调维修班配合。

3．6监督、验收外委单位对宅洞水质的处理及冷却塔和冷水机组冷凝器的清洁工作，由空调运行班负责。

4．工作程序

4．1空调供应程序

4．1．1空调运行值班人员按照冷水机组开停机程序，在规定的时间开停冷水机组及启停相应的冷却水系统和冷冻水系统；

4．1．2中控室值班人员按规定开关集中控制的风柜和各层新风机；

4．1．3中央空调系统运行期间，空调运行值班人员应每隔一小时将冷水机组和水泵、冷却塔的运行数据记录在相应的运行记录表上；

4．1．4如有用户需要延时空调服务，按有关有偿服务规定执行；

4．1．5用户有空调使用效果方面的投诉时，由空调维修值班人员去现场了解情况并给予解决。

4．2空调设备管理程序

4．2．1工程部负责建立各类空调设备的运行、维护保养及检修档案；

4．2．2工程部负责对空调设备进行标识，以便统一管理；

4．2．3由空调工程师制订空调设备及装置维护保养的规程，经工程部经理审定后发放到相关班组，并依此制订和下达相关工作计划；

4．2．4如用户装修涉及到空调设备或装置的变动、按有关装修规定执行。

4．3空调设备维修程序

4．3．1在日常运行中，空调运行值班人员应按照有关设备及装置巡回检查规定进行巡检，发现问题要及时反映，以便维修人员尽快到位检修，检修后要将有关情况记录在“检修记录表”上；

4．3．2空调维修班和电工维修班人员应按照空调设备及装置维护保养计划，定期对空调设备及装置进行维护保养，并将维护保养情况记录在“设备及装置维护保养记录表”上；

4．3．3用户有空调设备及装置方面的投诉时，由空调维修值班人员到现场检查，如属一般性维修，不涉及零部件的更换，则及时处理；如需要换零部件等，按有关维修规定执行。

4．4空调水处理程序

4．4．1空调水处理委托专业水处理公司进行，具体内容参见委托合同；

4．4．2外委单位完成水质处理及冷却塔或冷水机组冷凝器的清洁工作后，由空调运行值班人员负责在其工作单上签署验收意见，并留一份交工程部存档；

4．4．3水处理公司出具的水质检验报告由工程部存档。

5．相关支持性文件和记录

5．1离心式冷水机组操作规程

5．2离心式冷水机组运行记录表

5．3水泵、冷却塔运行记录表

5．4中央空调系统巡回检查规程

5．5加时服务申请单

5．6设备技术性能卡片

5．7空调设备及装置维护保养规程

5．8设备及装置维护保养记录表

5．9空调设备或装置变动申请单

5．10设备(装置)检修记录表

5．11设备(装置)维修通知单

设备的管理制度

1．巡回检查制度

中央空调系统涉及到的设备种类和数量较多，安装地点也比较分散，特别是夏季供冷运行时，对水系统来讲，冷水机组、二次泵、冷却塔、膨胀水箱、空气处理装置等通常分设多处。更有一些超高建筑和多功能公共建筑，由于技术上或使用上的特殊要求，往往设置多个机房，而人员配备上不是也不需要每个机房都有值班人员。此时，为了保证系统安全正常的运行，就需要运行维护人员和检修人员定时或定期地进行巡回检查，以预防为主，发现故障和问题及时处理。

2．维护保养制度

中央空调系统和设备自身良好的工作状态是其安全经济运行、延长使用寿命、保证供冷（热）质量的基础，而有针对性地做好各项维护保养工作又是中央空调系统和设备保持良好工作状态的重要条件之一。

3．检测与修理制度

不管如何加强维护保养，都只能降低设备的损坏速度，要想完全使设备不出现故障或不发生部件损坏是不可能的。中央空调系统在运行一定时间后，运动部件都会出现磨损、疲劳、间隙增大，甚至丧失工作能力；而静止的部件和管道也会产生堵塞、腐蚀、结垢、松动等现象，使设备的技术性能、系统的工作状况发生改变，甚至发生事故，影响到中央空调系统的正常运行和空调的使用效果。因此，必须定期对系统和设备进行检验

和测量，以便根据检测情况及时采取相应的预防性或恢复性的修理措施

4．运行与检修记录

运行与检修记录是设备技术档案的重要组成部分之一，除此之外，它也是原始技术资料之一。原始技术资料包括空调系统设计、施工、安装图纸和说明书，各种设备的安装、使用说明书，系统和设备安装竣工及验收记录等，分别由设计、设备制造、工程安装单位

提供，是在中央空调系统正式投入运行前就形成的。而运行和检修记录则是在中央空调系统投入运行后形成并不断积累起来的。通过这些记录，可以使运行和管理人员掌握系统和设备的运行情况和现状，一方面可以防止因为情况不明、盲目使用而发生问题；另一方面还可以从记录中找出一些规律性的东西，经过总结、提练后，再用于工作实际中，使管理和操作检修水平不断提高。

篇6：机组直流系统运行规程

1.变电站直流系统运行过程中存在的问题分析

1.1蓄电池故障

当前我国运用在变电站直流系统中的蓄电池一般为阀控铅酸蓄电池，这种蓄电池不仅完全密封，更不需要加水或者调酸就能进行供电，非常适用于电力直流电源供电。而在实际的运用中，往往很多电池的使用寿命都没有完全达到设计寿命，这主要是因为在浮充状态下，电池的单体均一性有一定的偏差，也就是说单体电池的自放电一致性非常差，极易造成寿命缩短的现象。而处于长期浮充状态的蓄电池，浮充电流相同，但各个蓄电池的自放电不一致，有的过充，而有的又欠充，这就是造成过充电池失水，而欠充电池硫化过度实效的根本原因。其实，蓄电池的故障一般包括极板膨胀、腐蚀、钝化以及有效物质脱落、电解液干涸等情况，由此造成的电池实效，不仅很难补救，且会造成较大的经济损失。

随着时间的推移与外部条件的不断变化，直流电源系统中的半导体器件功能会发生漂移，从而导致充电机的参数发生不稳定偏移，如果这种偏移过大，则极可能造成蓄电池失效。而如果不对母线的电压纹波进行在线监测，则很难发现纹波系数过大。事实上，直流电源的充电机在运行的过程中，常常会因为以下故障而导致系数过大。第一，移相触发回路故障，一旦触发的信号不对称，或者单相没有触发信号会造成纹波系数过大;第二，如果遇到某相可控硅故障而造成系统开路，则也会造成系数过大的现象;第三，长期将充电机搁置不使用，也会使得滤波失效，从而引起系数过大;第四，电源中并联的蓄电池因故障造成脱线或者临时解列更换等因素都可能造成纹波系数过大，从而影响系统正常运行。

1.3直流系统接地故障

目前，我国很多变电站采用的都是将蓄电池组与浮充电装置并联的方式来供给直流负荷系统运行。而因分支网络过多、外部所接设备过多等问题，造成了直流电源网络的复杂性，这也在一定程度上加大了回路单线交错、双线交错，直接增加了处理接地故障的难度。众所周知，直流系统的支路较多且负荷涉及面广，因受到环境、气候以及温度等变化，使得接地电缆老化，部分元器件损坏，而造成系统绝缘水平下降而导致接地故障。接地故障如果不及时进行处理，势必会影响直流系统的安全运行，从而影响继电保护装置、安全自动装置可靠运行。

2.加强变电站直流系统的运行维护与接地处理

2.1对于蓄电池的维护

直流系统中的蓄电池在实际的运行使用过程中，会因内部的化学反应造成自放电的现象。对于阀控蓄电池组来说，在正常情况下应以浮充电方式来运行，电压值控制在2.25V/只范围内，一旦欠充将对电池的寿命造成一定的影响。另外，还必须针对直流系统的电池组进行定期的放电试验，检查电池组的容量与活化电池极板。适当的电池组后期维护不仅能保障电池的运行寿命，更是确保直流系统稳定运行的重要途径。

2.2设备检查

当变电站中的交流电源停电时，直流系统中的充电装置就会退出运行。此时，应尽可能的不使用直流负荷，还要密切关注到蓄电池组的端电压，保持其值低于放电终止电压，而当这个值接近放电终止电压钱，应采取转移或者停用的措施。同样，还应定期对直流系统设备进行检查，记录电池组每个电池端电压及外壳的温度，对超标的电池进行更换。

2.3接地故障处理

如果发现直流电源接地，必须首先考虑是直流回路、保护屏以及端子箱等二次回路的工作状态，如果二次回路设备在工作，则应立即停止并进行检查。根据当时的气候、现场工作的条件等内容对回路进行分合实验，以确定故障。其次，如果发现直流系统中是某回路接地，则可以通过将回路分段的形式，逐段进行排查，以缩小故障的范围。而如果接地故障出现在控制和保护回路上，应及时通知人员协助，在断开电源前，应采取防止保护误动操作的措施。此外，在查找直流系统接地时还应注意，必要时可以向调度申请停用相关设备。在消除故障点时，禁止在其它二次回路上工作。

3.结语

总的来说，直流系统是整个变电站的关键。因此，规范直流系统的运行与维护，认真执行变电站直流系统定期维护，并有效及时的处理系统接地故障，可以确保直流系统的运行稳定，从而保障变电站的安全运行。

【参考文献】

[3]马明霞.直流系统的运行维护与接地处理在变电站中的应用[J].科技创新与应用，，36：180.