电站锅炉运行规程

2024-04-15

电站锅炉运行规程（共6篇）

篇1：电站锅炉运行规程

四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站锅炉运行规程（试行）

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NO.四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站

锅炉运行规程

（试行）

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****年**月**日

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四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站

锅炉运行规程（试行）

第一章运行管理制度

第一节

运行人员岗位责任制

1.1 总则

1.1.1 锅炉运行人员应热爱本职工作，认真学习锅炉运行技术，树立安全第一的思想，认真执行各项规章制度，确保锅炉安全运行。

1.1.2 必须遵守劳动纪律，严格值班岗位，不做与生产无关的事情。1.1.3 严格执行调度操作命令，接到命令时，应复诵无误。

1.1.4 每小时认真仔细地巡回检查设备运行情况，发现缺陷和问题时，应及时汇报和处理。

1.1.5 做到勤检查、勤联系、勤分析、勤调整，努力降低各种消耗，提高设备的经济性，做好各种生产技术记录。1.1.6 及时做好事故预想，做到防患于未然，发现异常和事故时应认真分析及时处理。进行事故分析时应实事求是，不隐瞒真相，对事故做到三不放过。

1.1.7 爱护公共财产，保持现场和设备的整洁，保持现场图纸资料记录报表的完整，搞好文明生产。

1.2

职责

1.2.1 行政上受本班班长领导，业务上受专业技术人员领导。

1.2.2 接班前认真查阅值班记录和运行日志，检查仪表指示情况，发现问题通知交班人员 1.2.3 了解上班运行情况，对设备缺陷应做到心中有数。1.2.4 值班期间密切监视仪表变化，力求安全经济运行。

1.2.5 炉子发生事故时，应沉着、冷静、准确、果断地判断，并尽快与有关人员进行处理。1.2.6 对所属设备应按规定全面检查。

1.2.7 认真填写运行记录，运行报表每小时一抄。1.2.8 对现场卫生认真清扫。

1.2.9 做好烟气调整和流量、汽压、汽温、水位等参数的调整工作。1.2.10离开现场应向班长请假。

第二节

运行交接班制度

2.1 凡酗酒或身体不适应者，不得接班，交班人员也不应交班，并向车间领导汇报。

2.2 接班人员必须提前十五分钟进入现场，察看设备运行日志和记录，全面检查和了解设备和系统运行情况和检修情况，检查设备是否完善和各项措施是否符合要求。2.3 接班人员对异常设备应注意重点检查，详细询问，做到心中有数。

2.4 接班人员应认真听取交班人员的口头交接，务必做到全面清楚地掌握生产情况，交班人员应认真回答接班人员的询问，虚心听取接班人员对本班工作提出的意见，做好清洁工作和补充好接班人员提出的问题，经接班人员同意双方签字后方可离开现场。

2.5 交接班时若发生意歧，不应争吵，应向双方班长汇报，协商解决。四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站

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2.6 正点交接班，并办理接班手续，如遇接班人员未到现场，交班人员应报告领导，坚持值班直到有人接班为止。

2.7 接班后，应主动向班长汇报运行情况，设备备用或检修情况。

2.8 发生事故或进行重大操作时不得进行交接班，待操作完毕后，并向接班人员交待清楚后方可下班。

第三节

巡回检查制度

3.1 巡回检查制度是消灭隐患事故，确保设备安全经济运行的重要措施之一，运行人员必须严格执行。3.2 检查时，思想要集中，路线要合理，重点应突出；做到腿要走到、眼要看到、耳要听到、手要摸到、鼻要嗅到，发现问题及时处理，做好记录。

3.3 班长每班应对所辖设备进行一次全面检查，发现问题及时处理

3.4 对有异常运行的设备应随时检查，采取一些措施，注意异常发现情况，确保安全经济运行。3.5 运行人员对所辖设备应定期检查，发现问题及时处理。3.6 检查的内容包括

3.6.1各表计，信号指示是否正确、灵敏。3.6.2各承压部位是否有泄漏、变形现象。

3.6.3各烟道阀门指示位置是否正确，开度是否合适，开关是否灵活。3.6.4锁风阀、拉链机、绞刀是否正常运转。3.6.5烟道、锅炉本体保温是否有漏风现象。3.6.6各安全防护措施是否完善可靠。

第二章

锅炉检修后的检查与试验

第一节

锅炉机组检修后的检查

1.1 AQC和SP炉进行检修后运行人员应对设备进行全面检查和验收，确认锅炉机组检修质量是否能进行试验和启动。

1.2 按锅炉启动前的检查要求进行。

1.3 凡在检查中发现问题，均应通知电站领导和有关技术人员共同处理，防止带病试验或启动运行。

2.1 水压试验

2.1.1 锅炉本体（蒸汽炉、热水炉、省煤器）及管路阀门和仪表安装完毕后，检查及清理锅炉内部，关闭人孔，手孔，准备进入水压试验。

2.1.2 水压试验的压力为锅筒工作压力的1.25倍。

第二节

检修后的试验四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站

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2.1.3 水压试验时周围环境不得低于5℃，水温应略高于环境温度，但不得高于60℃。

2.1.4锅炉上水时应将最高点的空气阀打开，将水全部注满后再关闭空气阀，如无漏水即可开压。2.1.5 升压速度不得太快，并且要均匀上升。

2.1.6 压力升到0.3-0.4 MPa，应暂停升压，检查锅炉有无渗漏和异常，并严格禁止压力超过0.4 MPa时再紧法兰、人孔、手孔上的螺母，以防发生危险。升压到试验压力后要保持20分钟，此时不可进行敲击检查，降压到工作压力后关闭进水阀，做全面检查，如各焊口法兰、阀门、人孔、手孔均无渗漏，便认为水压试验合格。2.1.7 水压试验后，便可以防水降压，防水时要将空气阀打开。

2.1.8 水压试验方法及试验结果应严格按照《蒸汽锅炉安全技术监考规程》的有管规定执行。2.1.9 锅炉工作压力下的水压试验，水位计参加试验，并有防止安全门动作的措施。2.1.10锅炉检查结果应存入技术档案，并有检查人员的签字。2.1.11进入锅炉的水质化验人员分析合格后，方可使用。2.2 冲洗过热器

2.2.1 锅炉检修时，应根据化水方面的意见，由电站领导决定对SH过热器和低压过热汽段进行反复冲洗。2.2.2 冲洗SH过热器时，有关阀门开关状态

主汽门及旁路门

关闭

对空排汽门

关闭

进口集箱流水门

关闭

蒸汽取样门

关闭

压力表一次门

开启

出口集箱流水门

关闭冲压低压过热器时，有关阀门开启状态主汽门及旁路门

关闭对空排汽门

关闭过热器疏水门

关闭紧急防水门

关闭冷气加紧门

关闭蒸汽取样门

关闭压力表一次门

开启给水总门及旁路门

关闭连排阀门

关闭 2.2.3 冲洗过热器的程序

① 开启反冲洗门向过热器内注水，水温在100℃以下，适当控制冲洗水量。② 轮流开启各联箱疏水门和排污门放水。

③ 通知化水取样分析水值，待合格后结束冲洗。关闭反冲洗门和反冲洗给水阀及排污门。2.3 机械振打试运行

2.3.1 减速箱、链条、振打锤、轴承检修后，应进行不少于30分钟的试运行，以试验期可靠性 2.3.2 经检查确认转动机械及电器设备检修完毕后，联系送电，电信号指示正常。2.4 烟道阀的试运行四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站

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按开启或关闭观察开度是否与实际位置相符,是否转动灵活。2.5 电动阀门及电动调节阀的试验 2.5.1 试验前应通知送电

2.5.2 试验时要求电气、热工及锅炉人员共同到场。

2.5.3 做全开和全关的试验，全开时红灯亮，全关时绿灯亮，红灯灭，并到现场核实开关方向和位置是否与实际相符。

2.5.4 全开、全关试验无问题时，应做开度试验，核对开度指示是否相符，开关是否灵活。2.5.5 做好试验记录 2.6 安全门检验

2.6.1 安全阀调整试验时，司炉应听从统一安排，配合做好试验工作。

2.6.2 调整安全门时，应注意监视汽温和汽包水位，保持锅炉压力稳定，严禁超压。

2.6.3 安全门应进行动作试验，若锅炉压力超过动作压力未动作时，应降低至正常压力，停止试验，再重新调整。2.6.4 记录试验结果

2.7 AQC炉和SP炉的拉链和绞刀是否运转正常，有无不畅现象，锁风阀开关灵活，灰斗有无堵塞现象。如有异常，消除异常后，方可启动锅炉。

第三章

锅炉机组的启动

第一节

启动前的检查

1.1检修后或冷态用锅炉，启动前的全面检查，其目的是为了检验检修质量，了解和掌握设备的现状。1.2全部检修工作必须验收合格，全部工作结束，并办理工作票手续后方可启动。1.3锅炉本体及烟道符合下列要求：

1.3.1炉膛及烟道内应无人工作，无遗留工具、材料杂物、脚手架已拆除。1.3.2过热器、省煤器、蒸发器应正常，护板保温完整。1.3.3烟道内浇注料无脱落现象，风阀能灵活启闭。

1.3.4各测量仪表和控制装置的位置应正确、完整、严密和畅通。1.4锅炉外部检查

1.4.1各膨胀指示器完整，刻度清楚，指针在零位，无妨碍设备自由膨胀的杂物。1.4.2人孔、手孔完整严密不漏风。

1.4.3各管道支架完整，弹簧吊杆无断裂，并不妨碍设备自由膨胀。1.4.4各保温处完整，介质流向标有箭头。1.5振打及变速箱检查

1.5.1电振打电机正常，变速箱油位正确，传动链经验收正常，轴承充满润滑油脂。1.5.2锤头无松动,振打正常。1.6灰斗及锁风阀检查 1.6.1灰斗里无积灰 1.6.2锁风阀能正常好用。四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站

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1.6.3拉链机、绞刀维修后正常 1.7操作盘及仪表检查

1.7.1仪表、灯光、警报信号和各电动机供电正常

1.7.2所有仪表、信号、操作开关及接地开关、配备齐全，完整好用。1.7.3现场仪表指示正确。1.8汽水管道阀门的检查

1.8.1支吊架完好，管道能自由膨胀。1.8.2保温完整，表面光洁。

1.8.3管道上有明显的表示介质流动方向的箭头。

1.8.4手动阀门手轮完整，固定牢固，法兰螺丝紧固，门杆无弯曲变形，开关灵活严密不漏。1.8.5电动阀门试验操作，能正常开启和关闭，开关位置与实际相符。1.9安全门的检查

1.9.1排气管、疏水管完整畅通，装设牢固。1.9.2没有妨碍其动作的杂物。1.10其他检查

1.10.1平台、栏杆、盖板、孔洞通道恢复原状，装设牢固。1.10.2照明充足。

1.10.3现场没有影响巡视的杂物

2.1有充足的锅炉合格用水包括疏水箱满水，除氧器水位正常，软化器具备正常制水条件。2.2检查开关下述阀门

2.2.1检查确认备用给水泵进出口阀“关”

2.2.2待用给水泵出口阀“关”进口阀“全开”，旁通阀“开”。2.2.3待用疏水泵出口阀“关”进口阀 “全开”。2.2.4备用疏水泵进口阀“关” 2.2.5AQC锅炉热水段进口门“全开”.2.2.6 AQC锅炉热水段出口门放汽门“全开”。2.2.7 AQC锅炉出水手动截阀“全开” 2.2.8AQC锅炉低压汽包进水手动门“全开” 2.2.9AQC锅炉中压段省煤器进口阀“全开” 2.2.10AQC连续排污手动阀“全开” 2.2.11AQC紧急放水手动阀“全开” 2.2.12AQC两汽包加药门“全开” 2.2.13蒸汽管道疏水阀“开” 2.2.14定期排污集箱排污阀“关”

2.2.15、低压汽包、中压汽包紧急排气阀“微开”手动排气阀“全开”

第二节

启动前的准备四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站

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2.2.16SP炉省煤器上水手动阀“全开” 2.2.17SP连续排污手动门“全开” 2.2.18SP加药一次门“开”

2.2.19SP锅炉紧急排气阀“微开”手动排气阀“全开” 2.2.20SP炉紧急排水手动阀“全开” 2.3检查仪表控制系统

2.4检查烟道、灰斗无积灰，确认炉壁，烟道检查门、人孔门已关闭。2.5检查烟门位置 2.6锅炉上水

2.6.1检查锅炉汽包水位和蒸发器是否有水。若汽包水位低于正常水位或无水时，应对汽包上水,上水时应有人监视，若发现水击现象及时和水泵操作联系，并采取有效措施。

2.6.2启动疏水泵，泵压力稳定后，逐步开大出口阀，当热水段满水后关闭热水段出口放气阀，调整低压汽包进水调节门给低压汽包上水，上水应缓慢，防止管道或汽包有水出来。

2.6.3启动给水泵，泵压力稳定后，逐步开大出口阀，适当关闭旁通阀，分别调整AQC和SP炉上水电动调节阀。2.6.4检查汽包、集箱上各孔门的阀门、法兰、堵头是否有漏水现象，当发现漏水时应停止给水、疏水及时处理。

第三节

SP炉的启动

3.1确定锅炉启动准备工作已完成

3.2汽包空气门开启，蒸汽管道疏水门开启。3.3对空排气门手动门全开，电动门“微开” 3.4给水流量表一次门全开，汽包压力表门开启。3.5水位计汽水门全开。

3.6锅炉停止上水时，再循环门开启。3.7投入自动振打装置。

3.8稍开烟道进口阀，汽包开始升温升压。3.9升温速度根据汽包压力要求控制在1℃/min。3.10汽包空气门有蒸汽冒出时关闭。

3.11汽包压力升到0.2 MPa后冲洗和校对汽包水位计，3.12汽包压力升到0.3-0.4 MPa后进行下列操作：

3.12.1进行一次汽包排污，排污阀不可开的太大，排污时注意水位变化。3.12.2冲洗取样管和仪表管，进行炉水取样化验。

3.12.3检查锅炉本体，管道热膨胀情况及烟道膨胀节是否有变形现象。3.12.4对人孔、手孔、法兰等进行螺丝热紧工作，对受压元件进行一次检查。

3.12.5依次对联箱进行放水，达到受热后膨胀均匀，并注意汽包水位变化，水位低于-100mm时及时调整给水量，关闭再循环门。

3.13锅炉连续升温升压后，汽包压力为1.0-1.1MPa进行下述工作 3.13.1保持汽包为低水位四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站

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3.13.2再次冲洗汽包水位计

3.13.3调整烟气阀门使饱和蒸汽升温升压 3.13.4通过蒸汽对空排气，保持蒸汽压力。

第四节

AQC的启动

4.1确认锅炉启动准备工作完成

4.2将过热蒸汽管道放汽阀打开，紧急放气手动阀全开，电动截至阀“微开” 4.3低压汽包饱和蒸汽管上部放气打开，紧急放水手动门打开，汽包放汽门打开。4.4中压汽包省煤器出口压力表阀开启，汽包放汽门开启。4.5所有压力表阀门打开，水位计阀门打开，流量计阀门开启。

4.6热水段上水时进口放汽门出口集汽罐放门打开，进口放汽门冒水后关闭，出口放汽阀有水冒出时关闭，汽包进口放汽冒水时关闭，待低压汽包水位为-50mm时停止进水，关闭上水调节阀。

4.7省煤器进水手动阀全开，汽机房给水手动阀打开，旁路阀开启，启动给水泵，待电动调节门两侧压力平衡时，关闭旁路阀，用调节阀调整上水流量，至汽包水位-50mm时，关闭电动调节阀。4.8开启中压对空排气手动阀门，微开电动截至门。4.9根据情况稍开低温烟压进口阀，汽包开始升温升压。4.10升温速度根据汽包压力要求控制在1℃/min。4.11低中压汽包空气门有蒸汽冒出时关闭空气门。4.12汽包压力升到0.2MPa后冲洗和校对水位计。4.13汽包压力升到0.3-0.4MPa后进行下列操作：

4.13.1进行一次汽包排污，排污阀不可开得太大，并注意水位变化。4.13.2冲洗取桶管和仪表管，进行炉水取样化验。

4.13.3检查锅炉本体，管道热膨胀情况及烟道膨胀节是否变形。

4.13.4对人孔、手孔、法兰等进行螺丝垫紧工作，对受压元件进行一次检查。

4.13.5依次对联箱进行放水，达到受热膨胀均匀，并注意汽包水位变化，水位低于-100mm时及时上水。4.14锅炉连续升温升压后汽包压力为1.0-1.1MPa进行下述工作： 4.14.1保持汽包为低水位。4.14.2再次冲洗汽包水位计

4.15调大烟气阀门，关旁通阀，使饱和蒸汽升温升压。4.16通过调整蒸汽对空排气，保持蒸汽压力。

第五节

ASH过热器的投运

5.1在SP炉、AQC炉的升压时，对过热器开始暖管，开启蒸汽旁路门和疏水门，开电动门前门后手动门，ASH过热器压力表门开启。四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站

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5.2将过热器进出口集箱疏水门全部打开，排空一二次手动门要打开，电动排空门微开。5.3将主蒸汽管道疏水开启。

5.4开始对ASH过热器暖管和主蒸汽管道暖管，冷态暖管不少于2小时，热态为0.5-1小时。5.5逐渐开大AQC、SP炉进口烟气阀，逐渐升温升压。

5.6当ASH过热器出口压力到0.5MPa时，微开主蒸汽电动调节阀适当开启ASH过热器进出口烟气阀对蒸汽升、温升压。

5.7当AQC炉和SP炉、ASH过热器达到工作温度压力时，开启电动门，关闭旁路阀疏水阀和对空排气阀。5.8根据蒸汽参数要求及时调整烟气进口阀、旁通阀和冷风阀。

6.1 锅炉启动时，应通知大窑，冷态起炉至额定压力的时间为2小时，热态起炉时间可缩短至1—1.5小时。6.2 锅炉蒸汽管道的暖管,一般应随锅炉升压同时进行,在起炉时开启主汽和隔离门前的疏水用锅炉的蒸汽加热蒸汽管道.6.3 升压中温度压力应平稳上升,并注意汽包水位,蒸汽温度,压力.当温度达到额定时,可依次关闭疏水门.根据压力调整排气门.6.4锅炉并列时前,应冲洗汽包水位计,验证其可靠性。

6.5 当过热蒸汽压力升至0.5Mpa时，通知汽机人员进行暖管。

第六节

锅炉启动、升压和并列

第六章

锅炉运行中的监视和调整

第一节

锅炉运行调整的目的和任务

1.1锅炉正常运行中为保证其安全经济运行，要做到“四勤三稳”（勤检查，勤联系、勤分析、勤调整，汽压稳、汽温稳、水位稳）并做好以下调整： 1.1.1保证锅炉蒸发量（额定）满足汽机需要。1.1.2均衡进水并保持汽包在正常水位。1.1.3保持正常的汽压、汽温。1.1.4保证蒸汽质量合格。1.1.5保证除灰系统正常运行。

1.2 余热锅炉运行工况同炉窑工况有直接关系，为保证锅炉正常运行参数的稳定和运行的绝对安全，必须与炉窑的运行人员保持密切联系及运行协调一致的同时，对锅炉参数的变化运行工况进行严密的监视，并加以分析随时调整。

2.1锅炉运行中注意事项

2.1.1锅炉运行后，应注意监视蒸汽压力、蒸汽温度、锅筒水位、水流量、给水温度、给水压力、锅炉入口烟气

第二节

锅炉运行中注意事项四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站

锅炉运行规程（试行）

温度、负压及各受热面的磨损情况等。如炉窑送入锅炉的烟气量及温度发生变化，经调整无效时，就及时联系有关部门调整锅炉的进口烟温，以保证锅炉的安全运行和锅炉参数的稳定。

2.1.2巡视检查：为了保证安全经济运行，每班至少进行两次全面巡视检查，检查的项目有：锅炉的全部设备、护板是否完好无损、护板上的人孔门是否漏风、锅炉上的各种阀门是否完好、水位计、压力表、温度计等仪表是否正常工作，各部位受热面磨损情况及锅炉排烟温度等。

2.1.3记录抄表连续进行，日常记录是每一小时进行一次，记录的目的是在于分析运行工况以及综合分析整个系统（包括炉窑）的负荷变化规格，合理改进操作。

2.1.4对锅炉的给水、锅水，蒸汽及出水应定期取样分析化验，达到经济运行的目的。

2.1.5根据水质情况和化验结果，对锅炉的对流管束按期进行定期排污，放水量根据化验结果而定。2.1.6严格履行交接班制度，并在日常记录抄表中记录明确。

第三节

锅炉的正常运行

3.1锅炉正常运行时，要求做到水位正常，压力稳定，蒸汽温度正常，要加强对各种设备和仪表的监督，确保安全运行。

3.2给水要求：锅炉的给水必须经过软化处理，软化水适应符合国家相关水质要求的规定。

3.3锅内水位应保持在正常水位75mm范围内，并有轻微晃动为正常，若水位不动则有可能堵塞，应对水位计进行冲洗。

3.4压力和温度是锅炉运行的重要参数指标，汽压和温度波动太大直接影响锅炉和汽轮机的安全，运行中一定要和窑上保持适当的联系，及时调整烟气进口阀及旁通阀来保持汽压和气温在标准范围之内，汽压2.09—2.45之间，汽温370±15℃。

第四节安全附件的操作与管理

4.1水位计

4.1.1水位计的冲洗，每班应至少一次，须保持水位计清洁、不漏水、不漏气、保持明亮度，以便于观察水位位置。

4.1.2水位计应有良好的照明，指示正确，应更新冲洗 a.开放水门冲洗水管和玻璃管 b.关水门冲洗气管和玻璃管

c.开水门、关汽门，冲洗水管和玻璃管 d.开汽门，关放水门，恢复水位计运行

e.水位计冲洗后，应与另一个对照明水位，如指示不正确，应更新冲洗。

在进行冲洗工作时，应注意操作要缓慢，不应同时关闭进汽进水门，以免造成玻璃管剧烈冷却，冲洗时脸面应勿正对水位计，并戴手套，上述工作完毕后，做好详细记录，并汇报班长。4.1.3经常注意给水的压力变化正常为3.0MPa，要求给水压力稳定，温度不得低于104℃。4.1.4给水流量变化平稳，避免给水猛增猛减，给汽温带来影响。

4.2经常保持压力表的清洁（在校对表时应把工作压力用红线标在刻度盘上）使表针指示清晰可见，须定期冲洗四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站

锅炉运行规程（试行）

压力表弯管，冲洗后在存水弯管内凝结冷凝水后再缓慢接通压力表。4.3安全阀

4.3.1安全阀的调整与校验方法为：拆去开口销，去除顶盖，松开锁紧螺母，拧动调节螺杆，使安全阀的整定压力符合《蒸规》的规定。锅炉投入运行后，应定期检验安全阀，并将整定压力、回座压力、阀芯提升高度等检验结果记录锅炉技术档案，安全阀调整或校验完毕后，应加锁或打铅封。4.3.2应定期做手动或自动排气试验，每二到四周做一次，以防粘结。

第五节锅炉排污

5.1为了保证受热面内部清洁，保证汽水品质合格，必须进行排污，锅炉排污有两种。

5.1.1连续排污：在循环回路中含盐浓度最大地点排出炉水中的杂质和悬浮物，以维持额定的含盐量。5.1.2定期排污：排出沉淀在锅炉下联箱的杂质，迅速调整水质，以补充连排的不足，当炉水品质不良好时应加强排污。

5.2连续排污根据化验通知开大开小，定排应在低负荷时进行，每班至少一次。

5.3每次排污前，必须检查管路、阀门是否正常，并将水位调整到高于水位35mm左右，每次排污量的水位下降控制在35mm左右。

5.4严禁使命杠杆、锤子等类工具，强力拧动或敲击阀门，以防发生危险。5.5排污注意事项

5.5.1排污前应加强联系，排污时注意监视水位以及汽压的变化，排污完毕检查排污门是否关闭严紧。5.5.2排污时每个阀门全开不得超过30秒，不准同时开启两个排污点，以免影响水循环或造成缺水。

5.5.3排污时，先开一次门，缓慢开启二次门。防止发生水冲击和管道振动，排污完毕后应先关闭一次门，后关二次门。

5.5.4排污过程中，如锅炉发生事故应立即停止，但汽包水位过高或产生汽水共存时应继续排污。

第六节

锅炉除灰

6.1运行应经常检查SP炉的振打装置，电动机、变速箱是否正常运行，振打锤、振打杆是否有变形，松动现象，传动链运转情况及时加油。

6.2灰斗及时放灰，以防积灰，根据出口风压变化情况分析是否有积灰现象。6.3检查绞刀和拉链机是否受热变形，不能正常运转出现积灰。6.4检查锁风阀开关现状，能否达到正常放灰。

6.5停炉应打开人孔检查灰斗，检查浇注料清况，并进行清灰。

第六章

锅炉机组的停运

锅炉停炉，当然一方面取决于窑的运行状况，另一方面也取决于锅炉的运行状况和汽轮机的要求，一般根四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站

锅炉运行规程（试行）

据停炉时间的长短可分为正常停炉（包括暂时停炉、完全停炉）和紧急停炉。1.1 暂时停炉、计划停炉： 1.1.1 全开烟道旁通阀

1.1.2 根据汽轮机降负荷要求逐渐关闭锅炉烟气蝶阀。1.1.3 注意水位不断补充给水。

1.1.4 注意观察给水泵电流，当电流较小时，开启给水泵再循环水门。

1.1.5 汽轮机停机后关主气门电动隔离阀，开紧急排气阀降低至0.7MPa时关闭。1.1.6 AQC锅炉当汽包水位不低于正常水位时，关闭给水调节阀。1.1.7 SP锅炉当汽包水位不低于正常水位时，关闭给水调节阀。1.1.8 停运给水泵和疏水泵。

1.1.9 使锅炉压力降到零后再关闭主汽阀。1.2 紧急停炉

锅炉运行中遇有下列情况时，应采取紧急停炉。（步骤见暂时停炉）1.2.1 锅炉水降低到锅炉运行规定的水位下极限以下时。

1.2.2 不断向锅炉内加大给水及采取其它措施，但水位仍继续下降时。1.2.3 锅炉水位已升至运行规程规定的水位的上限以上时。1.2.4 给水设备全部失效。

1.2.5 水位表、压力表或安全阀全部失效。

1.2.6 炉墙严重损坏，钢架烧红等，严重威胁锅炉安全运行时。1.2.7 烟道中发生爆炸，严重危及锅炉和运行人员时。1.2.8 窑本身要求锅炉紧急停炉时。

1.2.9 汽轮机发电机组发生故障突然紧急停机，需停炉。

1.2.10 锅炉省煤器爆管或蒸发器进出口管道法兰、阀门严重泄露，需立即停炉。1.3 锅炉的维护和保养

锅炉运行至六个月以后，应停炉检修。1.3.1 清除锅筒、联筒内部的水垢、泥渣。1.3.2 清除受热面外表上的水垢。

1.3.3 对锅炉内外进行检查，如受压部件的焊缝及钢板内外有无腐蚀现象，若发现有严重缺陷，应立即处理；若发现有可疑之处，但并不影响安全运行时，应做出记录，以便日后参考。

1.3.4 必要时刻拆除部分炉墙进行彻底检查，如有发现有严重损坏，须修妥后可继续使用。锅炉短期的保养：

1.3.5 短期停炉、省煤器、过热器管束中可放空排净，但蒸发器及汽包内仍需保留，进行温保养。锅炉长期不用的保养：

1.3.6 湿保养法：用经过处理的水灌满锅炉，将锅水煮沸排出空气后，将锅炉内的所有孔门关严，或用碱度较高的软化水注满锅炉，防止腐蚀，通常往软化水中加入药剂有NaOH（2kg/m³）和Na3PO4（5kg/m³），往锅水中注入的药剂有NaOH（5kg/m³）和Na3PO4（15-20kg/m³），此法用于短期停炉保养，并要求锅炉受热面外部及炉墙干燥。

1.3.7 压力保养法：锅炉除垢后关闭所有阀门，加入保护液至锅炉出口集箱最低点，加热产生0.1-0.2 MPa压力，四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站

锅炉运行规程（试行）

并在该压力下保持2-3小时，降压后再用保护液灌满整个锅炉，然后用液压方法使锅炉保持0.2MPa压力。保护也的成分和浓度为苛性钠100mg/L可氧化而磷100mg/L硫酸钠250mg/L，在保养期间必须定期地检查保护液的浓度，当硫酸钠的浓度降到50mg/L以下的时候，应予以补充。1.3.8 充氮保护法和加十八胺保护法（略）1.4 电控基本要求及连锁保护

1.4.1 锅炉电控接收点压力表信号，当锅炉起压时，实施报警和连锁保护，关闭锅炉烟气进口阀门。1.4.2 锅炉电控系统应有高低水位报警及连锁保护，极限高水位时，停止给水泵报警；极限低水位时报警并关闭锅炉烟气进口阀门。

1.4.3 起压报警和极限高低水位报警的声光信号应能区分。

第七章事故处理

第一节

事故处理总则

1.1 事故处理的总原则：消除事故的根源，限制事故的发展，并迅速消除事故对人身和设备的危害，找出事故的原因消除故障，同时应注意非故障设备的运行，必要时设法增加非故障设备的负荷，以保证汽机的用汽。

在上述原则下要求运行人员在处理事故中，应以认真负责的精神始终保持清醒的头脑，冷静沉着，判断正确，抓住要点迅速果断地将事故消灭在萌发状态，确保安全供气。1.2 机组发生故障时应做到：

1.2.1 根据仪表的指示和机组外部的象征肯定设备确已发生故障。1.2.2 迅速消除对人身和设备的危害，必要时应立即解列发生故障的设备。1.2.3 迅速查清故障性质，发生地点和损伤范围。

1.2.4 消除故障的每一段需要尽可能地报告到班长及电站领导，以便及时地采取更正确的对策防止故障蔓延。1.2.5 应及时记录下来事故发生的现象，发展的过程和采取的消除故障措施，并汇报电站有关人员。

2.1 缺水事故 2.1.1现象

a.水位低于正常水位 b.看不到水位

c.水位警报器发出低水位信号 d.蒸汽温度上升

e.给水流量不正常的小于蒸汽流量 2.1.2原因

a.对水位控制监视不严或误操作 b.给水自动调节器失灵

第二节

事故处理四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站

锅炉运行规程（试行）

c.水位计污脏形成的假水位 d.给水管路发生故障

e.锅炉放水阀定期排污阀等泄露，或并联锅炉抢水 2.1.3处理

a.如经判断为轻微缺水做如下处理

①将给水阀门开大，进行调整，恢复水位。②如给水压力低，提高给水压力

③如经上述处理，水位继续下降，并降至-100mm时，继续加强上水，关闭所有排污门及放水门，必要时降负荷。④如果水位继续下降，水位在水位计消失时，应立即停止锅炉进行，但应继续加强上水。

b.经判断为严重缺水时，应立即停止锅炉运行外，应关闭所有阀门，禁止向锅炉进水，并查出锅炉缺水的原因。c.水位在水位计中消失，应采取叫水法对水位进行判断。2.2锅水膨胀事故

当锅水含盐量大，锅水表面上呈现大量的泡沫，蒸发溢出的水膜破裂，溅出水滴进入蒸汽管道。2.1.1现象

①汽包水位发生急剧波动，水位计看不到水位 ②饱和蒸汽的盐分及水位增加

③严重时蒸汽管道发生水冲击，法兰处冒白汽 2.1.2原因 ①炉水质量不合格 ②没有进行必要的排污 ③增负荷太快或长时间超负荷 2.1.3处理

①开大连排排水或紧急放水 ②通知汽机降低负荷，加强管道疏水 ③停止向锅炉加水并取样化验 ④加强换水，迅速改善锅水的品质。2.3压力过高事故

余热锅炉在运行中的出口压力超过额定值的1.1倍，就可认定为压力过高事故。2.3.1原因 ①汽机降负荷所致

②压力表指示失灵或安全阀失灵 ③运行人员操作不当造成 2.3.2处理

①减少或切断窑头烟气

②以手动装置开启安全阀降低出水压力，并校对压力表 ③加强排污 2.4锅炉爆管事故 2.4.1现象四川峨眉山佛光水泥有限公司余热电站

锅炉运行规程（试行）

①锅炉爆管是重大的设备事故，此时会有大量水汽喷出 ②出口压力骤然降低 2.4.2原因

①给水品质不好，造成受热面管内结垢，致使局部过热或腐蚀 ②也可能因炉窑烟气中粉尘浓度高，磨损了管道 2.5蒸汽管道发生水击事故 2.5.1现象

水冲击时，管道发出响声及振动，法兰处冒白泡 2.5.2原因

①由于送汽前没有充分的暖管和疏水 ②管道支架、吊架损坏松脱

③锅炉增负荷过快，低温蒸汽进入管道 2.5.3处理

①开启蒸汽管道上的疏水阀进行充分的疏水 ②及时修理支架或吊架 ③缓慢增加锅炉负荷 2.6给水管道发生水冲击 2.6.1现象

管道发出响声及振动 2.6.2原因

①由于管道内集箱存有空气 ②水泵止回阀失灵 ③给水温度剧烈变化 ④给水压力不稳定 ⑤管道支架松脱 2.6.3处理

①排除管道内积存的气体

②检查止回阀、给水压力表、温度计如有不正常现象发生应及时清除 ③检查给水管道的支架及时修复 2.7余热锅炉用电中断事故

本余热锅炉为窑外布置，因某种原因停电或工业用电方同时中断供电锅炉辅机的电机停运，造成烟气继续进入，使锅炉的安全受到威胁

如果没有备用汽泵，应立即与炉窑系统联系，停止窑的燃料供给，即切断热源，保证余热锅炉的安全。

篇2：电站锅炉运行规程

第一章总则

第一节本规程编写依据和适用范围第一条本规程依据：

1.部颁电力工业技术管理法规。

2.部颁电业安全工作规程《发电厂和变电所电气部分》 3.部颁电气事故处理规程。4.部颁电力变压器运行规程。5.部颁蓄电池运行规程。

6.部颁继电保护及自动装置运行管理规程。7.部颁电气设备预防性试验规程。8.省、中调、地调度规程。

9.其它有关规程制度技措及技术资料。第二条本规程的目的：

1.为各变电站的值班人员规定出设备正常运行的方式。2.倒闸操作及事故处理的原则对现场运行值班工作起指导作用。3.对各变电站值班人员起技术培训作用。第三条适用范围：

1.全体运行值班人员均应严格按照本规程之规定运行进行设备的运行、维护和事故处理工作。2.从事变电值班工作的人员有关工作时应按本规程执行。3.从事变电值班工作的新人员以及脱离变电站工作三个月，及以上的原值班员均需学习本规程并经考试合格后方可值班，本规程每年考试一次。

4.根据本站具体结线和设备情况编制“现场运行规程”并组织人员学习、考试。

5.本规程与上级有关规程、规定相抵触时，按上级规程、规定执行。第二节对变电站及其设备的一般要求规定

第一条变电站设备应清洁无锈蚀、无渗漏、场地应整洁无杂草。第二条变电站值班人员不得私自对用户停、送电，威胁人身和设备安全者，可先停电，然后立即报告上级。

第三条变电站的设备均应有正规、醒目的双重编号及明显标志。表示设备分合的指示器应清楚，并与实际位置相符，相序标志明显。第四条进入主控室、配电室的电缆沟应严密封堵，门、窗应完整，防止小动物进入引起设备故障。第三节季节性预防工作的一般要求规定

一、设备巡视检查周期：

1.交接班时必须对设备检查一次。

2.正常运行情况下，每日还应有至少4次的定时检查(10°、15°、19°、22°)夜间值班再进行一次夜巡。

3.特殊巡查：对气候变化、设备变更、节日放假、过负荷及运行异常时应适当增加巡查次数。4.变电站班长每周至少对本站设备全部巡查一次。5，设备专责人对所辖设备每月最少一次全面检查。

二、设备巡视检查项目：

1.瓷质表面应清洁，无破损、裂纹、无放电痕迹、无结冰情况。2.注油设备的油色、油位应正常，无渗漏，铁质外壳无变形或破损，吸潮剂无变色。

3.设备无异音、臭味、变色、发热、冒烟及其它异常现象。4.导线无过紧、过松现象，无落挂物、烧伤断股情况。接头应紧固，试温片不应熔化，雨天无水汽蒸发现象.接头及连接处温度不得超过70℃。雪天无融雪现象。

5.所有仪表、信号、指示灯、压板、插头、设备位置指示器应与运行要求相符。

6.变压器冷却装置是否正常。检查变压器的油温、瓦斯继电器的油面和连接的油门是否正常，防爆管的隔膜是否完整无损。

7.油开关安全阀是否良好，避雷针及其它架构，基础应无倾斜，地基无塌陷现象。设备外壳应接地良好，避雷器放电记数器是否动作。8.设备加热应按要求投解，分线箱门应关好，防止进水、潮气及小动物。

9.主控室、配电室、所用变室的门、窗、门栓应良好，照明应充足，温度<室内)要适宜。

10.蓄电池运行，单电池电压、比重应正常，温度要适宜，直流母线电压和浮充电流应符合要求。备用电池约放电电流要符合要求，维护直流母线电压要调整电池端电池电压调整器。

11.电缆有无渗漏油及其它异常情况，终端头接地应良好。12.对各级保险器应按规定要求定期检查安装，无熔断、松动或接触不良等情况。

13.转动设备音响正常，无轴承发热，碳刷冒火，温度应正常，整流继电器应完好无烧伤痕迹。

14.开关场地无杂物，下水道应畅通，设备及地基应无下沉现象，场地照明应良好。

15.各种标示牌和相色漆应明显、完整、齐全。16.机构拉杆无断裂，开关升降应完好，钢丝绳应完好。

17.保护压板不应松动，并符合运行要求，继电器无破裂和启封现象.18.二次设备编号应正确、完整，二次电缆的标志应明确。19.电磁机构的掉闸销子位置应合适.20.油开关及刀闸的闭锁销子应合适。

三、特巡检查内容：

1.节日期间对供城乡照明的线路及重大政治任务时应重点检查。2.雷暴雨时，检查电缆沟、主变排油池是否积水，门窗关闭严密和房屋渗漏雨情况，雷击后，检查瓷瓶、套管有无放电闪络痕迹，雷击计数器是否动作，并做好记录。

3.大风时检查避雷针、构架是否牢固，有无倾斜现象，场地有无易被砍起飞扬的物件，导线摆动及接头有无异常情况。

4.高温季节重点检查通风冷却设备是否正常，充油设备油位是否过高，各连接部分发热和示温腊片熔化情况，油温是否超过规定值，导线弧度下垂是否过大等情况。

5.寒冬季节检查小动物进入室内的措施是否完善，雪天检查各接触处应无溶雪现象，检查电缆盖板完好，电缆沟室入口处应隔堵严密，消防器具齐全完好。

第四节倒闸操作的一般要求规定

第一条倒闸操作必须严格遵守《电业安全工作规程》的有关规定。

第二条拉、合刀闸前必须检查断路器(开关)确在断开位置，方可操作。

第三条线路的倒闸操作：

1.停电时，应先断开关，后断刀闸(先断负荷侧刀闸，后断电源侧刀闸)。

2.送电时顺序相反，即先合刀闸(先合电源侧，后合负荷侧)后合开关。

第四条主变停送电的倒闸操作原则；

1.三卷变压器：须按照先低、后中、最后高的原则停电，然后拉开三侧刀闸。送电顺序与此相反。

2.双卷变压器：先低后高的顺序停电，然后拉开两侧刀闸.送电顺序与此相反。

第五条倒母线的操作：

1.倒母线操作时，应使母联的两侧刀闸及开关均合在合闸位置。2.检查欲倒母线电压正常。3.取下母联开关操作保险。4.依次先合、后拉欲倒刀闸。

5.若装有母差保护时，应遵守母差保护运行规定。

第六条线路倒路，带路和并、解变压器前后，应检查负荷分配情况，倒路过程中应停用有关的重合闸。

第七条互感器停电必须从高、低压两侧断开电源.(10KV以下的变压器和互感器停电须从高、低压侧均断开电源后，方可拔高压保险)。第八条在倒闸操作中装设接地线，或合接地刀，不论何处均须验电，明确无电后方可进行。

第五节新设备投运及设备检修后的验收

第一条新设备安装或设备大修、改进后，在投运前，必须按有关验收规程进行验收，合格后方可投入运行。严禁三类设备投产。运行方面的验收由本站站长组织进行。

第二条正常的设备检修，在投运前，值班人员应对设备检修项目、发现的问题、试验结果和遗留问题等情况进行检查、核实、验收、记录。验收工作由当值主值班员主持进行。第六节事故处理的一般规定

第一条变电站的事故处理属系统值班调度员领导，班长在处理事故中有权对有关人员发出指示，但不得与调度员的命令相抵触，必要时班长有权解除值班员职务，代行值班，但应立即汇报给当值调度员。第二条在发生事故时，值班人员必须迅速、准确、全面地向值班调度员报告事故经过、保护、自动装置信号动作、仪表指示及设备外部象征，迅速而正确地执行值班调度员的一切命令，不得拖延。否则应负不执行命令的责任，批准不执行该命令的负责人也要负责。第三条如信班员认为值班调度员的命令有错误时应予指出，并解释清楚，倘值班调度员确定自己的命令正确时，值班员立即执行。如果调度员的命令直接威胁人身或设备安全，则不得执行.值班员应把拒绝执行的理由讲清楚，并汇报有关领导，且将情况填写在记录簿上。

第五条在发生事故时，值班人员必须遵守下列顺序消除事故： 1.根据表计和信号指示，自动装置、保护动作情况和事故的外部象征判断事故。

2.解除对人身或设备的威肋，必要时停止设备运行。

3.设法保持和恢复设备的正常运行，对未受损坏的设备进行隔离，保证其正常运行。

4.迅速进行检查和试验，判明故障的性质、部位和范围。5.对已明确故障点的设备进行必要的修理，在检修人员未到达前，值班员应立做好安全技术措施。

第六条为了尽快消除事故，下列各项操作可不经值班调度员同意，而自行操作。但操作完毕后，应立即汇报调度值班员。1.将直接对人员生命有威胁的设备停电。2.将已损坏的设备隔离。

3.运行中的设备有受损伤的威胁时，根据具体情况将该设备隔离。4.尽快恢复(由下列原因造成设备停电时)供电(联络线除外)： A、明显的误操作 B、人员误碰

C、继电器本身造成的误动作(需采取相应措施)D、当母线电压消失时，将连接在该母线上的开关拉开。

上述A、B、C三项操作，当主值班员不在时由副值班员立即执行。第七条发生事故时，如果值班人员与调度员之间通讯中断时，值班员可自行进行下列操作：

1.终端变压器事故停电后将备用变压器投入运行。

2.无重合闸的线路掉闸(联络线除外)或有重合闸但拒动时，应根据周波、电压及开关外部检查情况强送一次(有重合闸但调度命令停用的线路不得强送)。

3.中性点不接地系统(或经消弧线圈接地系统)先发现一相接地，又发生另一相接地致使两路送出线掉闸时，先送较次要出线，如仍接地应拉开再送较重要出线，此时如不接地或接地相与较次要线同相，则不再拉开，并将次要线送上。如接地相与较次要线路不同相，则较次要线路不得再送。第二章变压器第一节运行方式

第一条变压器在额定使用条件下，全年可按额定容量运行。第二条油浸式变压器最高上层油温

当冷却介质温度下降时，变压器最高上层油温也应下降。为防止绝缘油加速劣化，自然循环变压器上层油温不得经常超过85℃。

第三条变压器的外加—次电压可以比额定电压为高，但不超过相应分头电压值的15%。不论电压分头在任何位置，如果所加一次电压不超过相应额定值的5%，则变压器二次侧可带额定电流。有载调压变压器各分头位置的额定容量，应遵守制造厂规定，并在变电所现场运规(补充部分)中列出。

无载调压变压器在额定电压土5％范围内改变分头位置运行时，其额定容量不变，如为-7.5％和-l0％分头时，额定容量应相应降低2.5％和5％。

第四条两台变压器并列运行必须满足下列条件： 1.绕组接线组别相同； 2.电压变比相等； 3.阻抗电压相等。

电压比不同(允许相差±0.5％)和阻抗电压不同(允许相差±10％)的变压器，在任何一台都不会过负荷的情况下，可以并列运行。变压器容量比超过3:1的变压器，一般不予并列运行。如经计算，在任一台都不会过负荷的情况下，可以并列运行。第六条变压器允许在正常过负荷和事故过负荷情况下运行。第七条正常过负荷值根据变压器的负荷曲线、冷却介质温度及过负荷前变压器所带负荷等来确定，按部颁《电力变压器运行规程》图1～9正常过负荷曲线运行。在变电所现场运规(补充部分)中，应根据本地年等值环境温度明确采用哪组曲线，并列出运行参照表(从附录D)选取，当环境温度超过35℃时，按图10～12曲线，参照表

2、表

3、表4运行。

第二节变压器的正常运行和维护第一条变压器的检查与维护第二条变压器的定期外部检查项目：

1.油枕和充油套管的油位、油色应正常，且不渗漏油； 2.套管外部应清洁，无破损裂纹，无放电痕迹及其它异常现象； 3.吸湿器完好，干燥剂不应吸潮至饱和；

4.运行中的各冷却器温度应相近，风扇、油泵运转应均匀正常，无振动和异音；管道阀门关、闭正确； 5.变压器上层油温、绕组温度正常；

6.瓦斯继电器内应无气体，继电器与油枕间连接阀门应打开； 7.安全气道及保护膜应完好无损，压力释放器应完好； 8.引线桩头、电缆、母线(排)应无发热、松驰现象。

第三条变压器的吸温器中干燥剂若吸潮至(或接近)饱和状态，立即进行更换。

第四条运行中发现漏潜油泵有振动或磨损叶轮异音，应及时上报督促处理。

第五条新装或检修后变压器投入运行前的检查：

1.各散热器、油再生器(净油器)及瓦斯继电器与油枕间阀门开闭应正常； 2.要注意完全排除内部空气，如高压侧套管与法兰升高座，变却器顶部和瓦斯继电器，强油循环风冷变压器在投运前应启用全部冷却设备，使油循环运转一段较长时间，将残留气体排出，如轻瓦斯连续动作，则不得投入运行；

3.检查分接头位置正确，并作好记录；

4.呼吸器应畅通，油封完好，硅胶干燥不变色，数量充足； 5.瓦斯继电器安装方向，净油器进出口方向，潜油泵、风扇运转方向正确，变压器外壳接地、铁芯接地、中性点接地情况良好，电容套管接地端应接地良好，电压抽取端应不接地。

第六条变压器的投运和停运值班人员在变压器投运前应仔细检查，并确认变压器在完好状态，具备带电运行条件。对长期停用或检修后的变压器，还应检查接地线是否拆除，所拆连结导线是否恢复正常；核对分接开关位置应正确，且三相一致。

第七条新安装、长期停用或检修后的变压器投运前，应用250伏摇表测量绝缘电阻，其值不应下降至初始值的50％及以下，否则应进一步试验，合格后方可投运。

第八条新投运的变压器必须在额定电压下做冲击合闸试验，新安装投运冲击五次；更换线圈大修，投运冲击三次。

第九条变压器投运或停运操作顺序应在变电所现场运行（补充部分）中加以规定，并须遵守下列各项：

1.强油循环风冷变压器投运前应先启用冷却装置； 2.变压器的充电应当由装有保护装置的电源侧进行；第十条在中性点直接接地的系统中，投运和停运变压器时，在操作前必须先将中性点接地，操作完毕按变压器中心点固定接地方式执行。

第十一条采用胶囊袋的油枕全密封变压器在油枕加油时，应将胶囊外面与油枕内壁间的空气排尽，否则会造成假油位及瓦斯继电器误动等情况。

第十二条要防止变压器停运及冬季低温时，油枕油位过低，低于油箱平面，致使空气侵入变压器内。

第十三条运行中不得随意打开各种放气阀及破坏密封，当发现有异常的增高或溢油时，应经许可后采用破坏密封的办法暂时解决。第十四条无载调压变压器，当变换分接头位置时，应正反方向各转动五周，以消除触头上的氧化膜及油污，同时要注意分头位置的正确性。变换分头后应测量线圈直流电阻及检查锁紧位置，并对分头变换情况作好记录。对运行中不需改变分头位置的变压器，每年应结合预试将触头正反向转动五周，并测量直流电阻合格，方可运行。第三节有载调压开关的运行和维护

第一条值班员可以根据调度下达的电压曲线，自行调压操作。操作后认真检查分头动作和电压电流变化情况，并作好记录。一般平均每天分头变换次数为：110KV电压等级为20次，220KV电压等级为10次，每两次间隔不少于3分钟（每调一个分头为一次)。

第二条当变压器过负荷1.2倍及以上时，禁止操作有载开关。第三条运行中调压开关重瓦斯应投跳闸。当轻瓦斯信号频繁动作时，应作好记录，汇报调度，并停止调压操作，分析原因及时处理。第四条有载调压开关应每三个月取油样进行试验，其耐压不得低于30KV，当油耐压在25～30KV之间，应停止调压操作；若低于25KV时，应立即安排换油。当运行时间满一年或切换次数达4000次时亦应换油。

第五条新投入的调压开关，第一年需吊芯检查一次，以后在变换次数达5000次或运行时间达3年者，应将切换部分吊出检查。第六条两台有载调压变压器并列运行时，允许在变压器85％额定负荷下调压，但不得在单台主变上连速调节两级，必须一台主变调节一级完成后再调节另一台主变，每调一级后检查电流变化情况，是否过负荷。对于降压变应先调节负荷电流大的一台，再调节负荷电流小的一台；升压变与此相反。调整完毕应再次检查两台主变分头在同一位置，并注意负荷分配。

第七条变压器有载调压开关巡视检查项目： 1.电压表指示应在变压器规定的调压范围内；

2.位置指示灯与机械指示器的指示应正确反映调压档次； 3.记数器动作应正常，并及时做好动作次数的记录； 4.油位、油色应正常，无渗漏； 5.瓦斯继电器应正常，无渗漏。第八条有载调压开关电动操作出现“连动”(即操作一次，调整一以上分头)现象时，应在指示盘上出现第二个分头位置后立即切断驱动电机的电源，然后用手摇到适当的分头位置，并通知维修人员处理。第四节变压器异常运行和事故处理第一条值班人员在变压器运行中发现有任何不正常现象(如漏油、油位变化过高或过低、温度异常、音响不正常及冷却系统异常等)时，应立即汇报当值调度员和工区等部门，设法尽快消除缺陷。

第二条变压器有下列情况之一者，应立即停下处理； 1.变压器内部音响很大，很不正常，有爆破声；

2.在正常负荷和冷却条件下，变压器油温不正常并不断上升； 3.储油柜或安全气道喷油；

4.严重漏油使油位下降，低于油位计的指示限度； 5.油色变化过甚，油内出现碳质等； 6.套管有严重破损和放电现象。

第三条变压器油温的升高超过允许限度时，值班人员应判明原因，采取措施使其降低。检查工作主要有：

1.检查变压器负荷和冷却介质温度，并与同一负荷和冷却条件下应有的油位核对； 2.核对温度表的指示； 3.检查变压器机构冷却装置；

4.若温度升高是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，立即将变压器停运修理；如果运行中可以处理应作好所有措施(包括限制负荷，投入备用冷却装置等)，若发现油温较同一负荷冷却条件下高出10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而冷却装置正常，温度计正常，则认为变压器内部发生故障，应立即将变压器停下修理。

第四条变压器开关跳闸和灭火。

1.变压器保护动作使开关跳闸后，如有备用变压器，应迅速将其投入。然后查明保护动作情况，和在变压器跳闸时有何种外部现象(如外部短路，变压器过负荷，保护二次回路故障及其它)。如检查结果证明变压器开关跳闸不是由于内部故障所引起的，则变压器可不经外部检查，征得当值调度员同意后，重新投入运行。否则须进行检查、试验，以查明变压器跳闸的原因，若变压器有内部故障象征时，应进行内部检查。不经查明原因，排除故障，不得对变压器送电。2.变压器着火时。应首先断开电源，停用冷却器，迅速进行灭火。若因油溢在变压器顶盖上而着火时，则应打开下部油门放油至适当油位；若是变压器内部故障而引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸。

如有备用变压器，应将其投入运行。第三节刀闸

第一条刀闸的操作方法：

1.无远方控制的刀闸，操作时眼睛要看刀闸，以检查动作及位置是否正常；

2.必须正确使用防止误操作的闭锁装置； 3.手动操作，合闸时应迅速准确，但亦不宜用力过猛，以防震碎瓷瓶，合上后看三相接触情况。合闸时如发生电弧应将刀闸迅速合上，禁止将刀闸再行拉开。拉刀闸时应缓慢而谨慎，刚拉开时，如发生电弧应立即反向量新将闸刀合上。分、合闸操作终了，机构的定位闭锁销子必须正确就位；

4.电动操作，必须确认操作按扭分、合标志，操作时看刀闸是否动作，若不动作要查明原因，防止电动机烧坏，操作后，检查刀片分、合角度是否正常；

5.带电接地刀闸的刀闸，主刀闸与接刀闸间装有机构闭锁，只能合上其中一种闸刀。但在主刀闸、接地刀闸都在分开位置时，相互间无闭锁，这时注意，不可错合闸刀，防止事故发生。

第二条倒母线操作时，应先将母联开关合上，改为非自动，并将该母线的母差保护的刀闸合上。

第三条刀闸操作时，应检查其辅助开关接点的切换是否可靠、正确，有否造成装置误动的可能。

第四条刀闸及引线接点温度不得超过70℃，接点发热应及时采取减负荷或转移负荷措施。

第五条发现刀闸支持瓷瓶有裂纹不坚固等会影响操作的情况，则禁止对刀闸进行操作。

第四节耦合电容器、高频阻波器第一条由耦合电容器、结合滤波器、高频电缆，高频收发讯机、阻波器等组成电力线路载波通道，供载波通讯及高频保护用。

运行中发现耦合电容器有渗漏油现象，应停用调换。

第三条运行中应注意检查阻波器接头有否松动发热和放电现象。第四条运行中检查结合滤波器接地小刀闸是否已拉开。第五节电力电容器

第一条电容器允许的过电压和过电流值应按制造厂规定并列入变电所现场运规(补充部分)中。

第二条电容器正常运行时的检查项目：

1.套管和支持瓷瓶应完好无裂纹和放电痕迹，熔丝完好； 2.应无渗漏油，电容器壁鼓肚有异常响声； 3.导电回路接头应紧固无松动发热等现象；

4.电容器室温度(环境温度)和外壳温度按制造厂规定并订入变电所现场运规(补充部分)中。

第三条电容器有下列现象时应断开其电源，汇报当值调度员及工区：

1.套管破裂，外壳破裂大量漏油或有昌烟现象； 2.外壳明显鼓肚，熔丝连续熔断； 3.支柱瓷瓶或其他设备炸裂损坏。

第四条电容器电流保护动作掉闸后，应经检查良好方可再送电，熔丝熔断后应对电容器进行检查，如电容器损坏应拆换后，才能投运。第五条电容器开关分合之间至少应相隔5分钟，对电容器进行停电工作时应事先进行充分放电。

第六条 YL型电容器为氯化联苯浸渍，当电容器爆炸或破裂时应将室内残留气体排尽，工作时应载手套和口罩，防止直接接触浸渍液。第七条要监视电容器的三相电流应平衡，各相电流差不超过5％。第八条当电容器组所在母线无电时，电容器低压保护应将动作电容器开关跳闸，若开关未跳、值班员将其拉开。恢复送电时，选送各回出线，后再将电容器投入。第二节变压器保护

第一条变压器一般设有下列保护：

1.瓦斯保护：反应变压器本体内部故障和油面降低。轻瓦斯动作信号，重瓦斯动作于总出口，跳主变各侧开关；

2.纵差保护；反应变压器绕组和引出线的相间短路，中性点直接接地侧的接地短路。以及绕组的匝间短路，保护动作于总出口，跳主变各侧开关；

3.零差保护：反应中性点直接接地侧的单相接地短路故障，作为纵差保护的辅助保护。如纵差保护对单相接地短路灵敏度足够，零差保护不投跳闸，可只投信号或停用；

4.复合电压闭锁过电流保护(或过电流保护)：反应外部相间短路引起的过电流，并作瓦斯保护和纵差保护的后备保护；

5.零序过流保护：反应中性点直接接地侧外部单相接地短路引起的过电流； 6.过负荷保护：反应对称过负荷，动作于延时信号；

7.有载调压开关瓦斯保护：反应调压开关内部故障和油面降低，轻瓦斯动作发信号，重瓦斯动作于总出口。

第二条新装或大修后的变压器投运，差动保护必须进行空载冲击合闸试验，确证情况良好(新装投运冲击五次，更动线圈大修投运冲击三次)。冲击试验时，纵差和重瓦斯保护均应投跳闸。

第三条新装或差动CT二次回路经过变动以及经过校定的变压器差动保护，必须进行带负荷试验。试验时，将差动保护停用(此时重瓦斯必须投跳闸)，试验合格，方允许将差动保护正式启用。第四条试验发现差动继电器不平衡电压高于150mV或有突然升高的变化时，差动保护不得投运。

第五条变压器运行时，纵差与重瓦斯保护均应投跳闸。

如因工作需要将重瓦斯退出跳闸位置时，必须经局总工批准和调度许可。纵差与重瓦斯不得同时退出运行(跳闸位置)。

第六条变压器在运行中进行加油、滤油、换硅胶：为检查油路系统故障而需打开放气阀、放油阀，开闭瓦斯继电器连接管阀门，检查畅通呼吸器或其它有关工作时，须先将重瓦斯改接信号，待工作结束后，变压器中空气排尽，一般在24小时内无信号发出，再从信号改投跳闸。

第七条新装及大修后的变压器，在投入运行时，必须将空气排尽，在带负荷24小时之内无信号示警发生，方可将瓦斯保护从信号改投跳闸。第八条备用变压器，瓦斯保护应投信号，监视油面。第三节母线保护

第一条固定连接式母差保护：

该保护装设于双母线接线。固定连接系指一次元件的运行方式下二次回路结线固定，且一一对应。2.保护运行方式有两种：

a.固定连接方式：切换开关(或小闸刀)置“固定连接”位置，保护动作具有选择性。

b.破坏固定连接方式：切换开关(或小闸刀)置“破坏固定连接”位置，“单母线运行”指示灯应亮，保护动作无选择性。3.下列情况应按破坏固定连接方式进行： a.单母线运行；

b.双母线运行，但母联开关为非自动； c.一次倒母线操作时；

d.其它一次元件运行方式与二次同路结线不对应情况；

e.旁路开关代供电，其母差CT应按被代开关运行方式进行切换。5.对可以任意排列的分路。在倒母线操作后，应切换其母差电流端子，使一次运行方式与二次回路结线对应。

6.保护长时间按破坏固定方式运行时，除应将其切换开关(或小闸刀)切至“破坏固定连接”外，还应将破坏连接的电流端子接通。7.母差交流回路不平衡电流的测量要求： a.正常运行时，每日白班测量一次； b.母差保护进行工作后，恢复运行投压板前； c.分路开关检修后复役； d.母差流变电流端子操作后。

母差不平衡电流值与首次投运时实测值相比应无较大增长，且不应大于10—20m。

8.母差保护的操作要求：

a.停用：选退出各分路跳闸压板，后断开保护直流电源：

b.启用：先恢复保护直流电源，后投入各分路跳闸压板，c.信号：保护直流电源投入，装置运行，但所有出口跳闸压板退出。9.母差保护在运行中，不得在其差电流回路上进行任何工作。母差保护进行校验等工作时，先退出各分路跳闸压板，后断开保护直流电源，再断开交流电压，退出各闭锁重合闸压板。恢复运行时，操作顺序相反。

10.开关运行改为开关检修，应将其母差跳闸压板退出，拆开其母差CT电流端子，并在CT侧短路接地。

11.母差CT调换，电流回路接线更动，以及母线上新增元件投运，均须进行带负荷试验，合格后方可启用母差保护。

(差动继电器不平衡电压应不大于150mv)12.双母线中某条线停运检修，母差保护除改为“破坏方式”运行外，还应将相应的电压闭锁回路压板退出。

13.双母线运行时，任一母线压变停运，保护用电取自另一运行母线压变(二次并列)：此时母差保护中对应于停运母线压变的电压闭锁回路压板不得退出，母差保护仍可保持固定方式运行，但应注意，若有压变运行的母线发生故障，母差保护动作跳开故障母线上所有开关，此时无压变运行的母线上所有元件失去二次电压，电压表无指示，电度表停转，距离保护可能因失压误动，当值运行人员和有关调度员应做好事故预想，并停用会误动的保护。

14.当用母联开关向空母线充电时，应利用充电合闸按15.正常运行时，发现母差保护有任何异常情况时，应立即进行检查，并汇报当值调度。当发出“交流电流回l断线”信号时，应停用母差保护。第二条母联电流相位比较式母差保护

1.该保护装设于双母线接线，它不限制母线上各元件的排列方式。2.保护运行方式有两种：

篇3：电站锅炉运行规程

输电线路是电网的重要组成部分, 其大多位于野外, 受到各种复杂的地理环境和气候环境的影响, 运行环境变化无常, 运行状况无法实时掌握。复杂的外部环境既给输电线路设备造成了损害, 如沿线附近的树木、竹子, 在线路附近活动的各种鸟类, 线路附近的各种工厂, 沿线土壤地质气候条件等, 都会使设备老化、存在隐患点或产生缺陷, 同时也给线路运行维护人员的工作带来不便与危险[1]。

近年来电网发展迅速, 高电压等级输电线路成倍增长, 而相应的线路运行维护人员未能相应按比例增加。运行维护工作量和人员定额之间存在巨大矛盾。如何以现有的人力资源做好所辖线路的巡检工作, 做到有效控制线路运行维护工作中的安全风险, 提高线路运行维护工作效率, 楚雄供电局提出了编制、使用输电线路现场运行规程, 控制线路运行维护过程风险这一课题。结合Google Earth软件应用成果制作的输电线路现场运行规程能方便运行人员对线路及杆塔进行有针对性的维护, 避开危险点、查找隐患点, 确保输电线路设备安全稳定运行。

2 输电线路运行维护主要风险分析

通过分析输电线路运行、维护工作所受地理环境、气候环境、人为活动等因素的影响, 输电线路运行维护过程中面临的主要风险主要集中在人身安全和设备安全两个方面。

2.1 影响人身安全的风险

输电线路杆塔大多地处荒山野外, 运行人员在对线路进行巡视维护时会面临各式各样的风险。总的来说, 可大致分为三类:交通安全风险、野外迷路风险、运行人员路途中的安全风险。

2.1.1 交通安全风险

输电线路杆塔分布地域广, 运行维护人员到达巡视、检修杆塔前, 一般由车辆将其送至工作地点最近的下车点, 人员下车后步行至待巡视、检修杆塔。车辆行驶过程中, 大多途径乡村公路、山间便道, 可能遇到道路塌方、便道被水冲毁、高处落石、车辆轮胎陷进泥坑无法前行等情况;又因无法及时掌握山间便道变化情况, 行驶路线随时变动带来安全风险。楚雄州地处云南滇中腹地, 山地面积达83.5%, 道路交通问题更为突出。因此, 输电线路巡视检修过程中车辆行驶路线的合理安排、驾驶人员对所选路程的熟悉情况、合理避让交通隐患点等对控制交通安全极为重要。

2.2.2运行人员野外迷路安全风险

输电线路地理环境复杂, 运行维护人员到达杆塔前大多需徒步一段路程, 在山区 (特别是自然保护区) 林木、杂草丛生, 视野不开阔, 人员在徒步行进时没有固定路标, 极易发生迷路、走失事故。如楚雄供电局管辖的500kV大宝I、II回线, 横穿整个哀牢山国家级自然保护区, 随着森林植被保护措施的落实, 保护区内林木、杂草丛生, 且混杂生长了许多蔓藤类植物, 在林区行进时视野不开阔, 手机无网络信号, 运行维护人员进入其间开展线路工作时, 一旦不能及时找到返程的路线就会发生迷路, 在发生迷路事故后因地理环境的影响, 无法开展及时的救援行动, 迷路人员在无法及时得到救援时又极易受到保护区内大型野生动物的侵袭引发二次伤害。

2.2.3运行人员路途中的安全风险

运行维护人员在实际工作过程中常会受到有毒动植物、小昆虫的侵害, 如毒蛇咬伤、马蜂螫伤、蚂蝗叮咬、毒蜘蛛咬伤、蜈蚣咬伤、蝎子螫伤、毛毛虫鳖伤、狗或其它野生动物咬伤, 人员在行进路程中还容易发生因无意触碰过敏性植物发生过敏反应, 这些情况发生后如不能得到及时的救治, 严重时直接危及人员生命安全[2]。

除去有毒、过敏性动植物伤害外, 天气因素也不可忽略, 烈日下暴晒造成的人员中暑、脱水等, 都会对运行人员的健康造成危害。

2.2 影响设备安全的风险

影响输电线路设备安全的风险, 大致可分为以下四类:

2.2.1 通道树木生产安全风险

输电线路通道内树木、竹子的快速生长, 特别是速生类树木 (水冬瓜树、桉树) 的生长, 一旦接近线路运行的安全距离, 就可能引起线路接地故障, 造成线路跳闸[3]。

2.2.2 通道内违章人为活动安全风险

输电线路通道内违章采石、采砂等会造成杆塔地基沉降、杆塔倾覆, 严重的还会造成倒塔断线事故;违章建筑房屋等人为活动, 如不能及时发现、处理既可能引起线路跳闸, 还会造成周围人员的人身触电事故;另外杆塔塔材、拉线的被盗也是近年来引起线路故障的原因之一。

2.2.3 通道内地质环境变化安全风险

楚雄州位于横断山脉的云贵高原的过渡地带, 地质环境条件复杂、脆弱, 地形切割剧烈, 陡坡地分布面积大, 地表风化严重, 岩石破碎, 地质体稳定性差。在降水的诱发下, 容易发生滑坡、泥石流等自然灾害。自然灾害的发生是输电线路设备的极大安全隐患[4]。

2.2.4 交叉跨越施工安全风险

架空输电线路分布地域广, 大量跨越其它输电线路、通讯线路、交通道路、江河湖泊, 因人员生产生活活动、交叉跨越施工等情况, 经常发生人身触电、交叉跨越处安全距离不足造成线路跳闸。如在人员密集区的鱼塘垂钓活动, 超高装载的车辆行进在交叉跨越的导线下方, 安全距离不足或提示、警告标示不完善都可能引起人身伤害、设备损坏事故;特别是近年来随着电网建设的不断扩张, 农网完善工程的不断加强, 高、低压线路跨越、钻越在输电线路的情况经常发生, 交叉跨越发生变化时如不能及时测量跨越点信息, 保持安全运行的安全距离, 极易因交叉跨越限距不足发生人身触电、线路对其它物体放电导致跳闸等事故。

3 运用输电线路现场运行规程控制运行维护风险探讨

针对上文所述输电线路运行维护过程中面临的实际风险, 楚雄供电局通过编制相应线路现场运行规程予以解决。现场运行规程从人身安全和设备安全两个方面着手进行控制。人身安全方面, 现场运行规程通过巡视路径图使驾驶员在行驶过程中, 应能避开危险路径, 合理处置各类突发情况, 保证运行人员安全准确到达工作现场, 不发生交通安全事故, 巡维人员能明确巡线工作中总体前进方向不至迷路, 能在两基杆塔之间合理选择行进路径。同时, 运行规程上注明线路路径范围内的镇 (乡) 政府、派出所、供电所、护林站等部门联系方式, 方便线路运行管理部门与之进行联动, 且能在线路运行维护工作中发生意外情况时就近借助外部协作资源进行事故处理, 避免事故扩大;设备安全方面, 现场运行规程运维策略部分对所辖线路杆塔逐基进行运行状态分析, 细分线路运行维护特殊区段, 指出危险点及巡检过程中需要注意的地方, 逐一针对制定运行维护策略, 方便运行人员现场参照执行, 避开危险点、关注隐患点, 切实保障设备安全。

4 输电线路现场运行规程的实际应用

以楚雄供电局为例, 该局输电管理所已完成500kV和楚甲、乙线, 500kV和厂II回、草和I回线、500kV宝峰和平线及500kV小楚甲、乙线等7条线路的现场运行规程编制工作。设备主人在使用过程反映效果较好, 下一步计划在全局范围内推广应用。

4.1 现场运行规程的编制

现场运行规程分为四个部分 (注:以下图示来自于500kV宝峰和平线运行规程1.0版, 见附件1:500kV宝峰和平线运行规程 (1.0版) ) 。

第一部分, 规范性引用文件及适用范围。

第二部分, 线路基础信息部分主要包括线路基础技术资料、历史大修技改情况、线路附属设施情况以及线路运维群防联动信息。线路的基本技术资料能使运行管理人员和群众护线员熟悉所辖线路设备运行工况, 对线路设备进行有侧重性维护, 在控制风险的前提下进行精细化管理;线路运维群防联动信息能方便进行联动, 同时, 在发生人身及设备事故时能尽快就近救援处置, 避免事故的扩大。

第三部分, 运维策略。这是现场运行规程的重点内容之一。该部分对所辖线路杆塔逐基进行运行状态分析, 运维策略是根据每基杆塔实际运行状况, 细分线路运行维护特殊区段, 指出危险点及巡检过程中需要注意的地方, 逐一针对制定运行维护策略, 基于输电线路固有风险隐患, 制定相应的应对策略, 方便运行人员现场参照执行, 提高输电线路运行维护的针对性和实效性, 避免出现因运行人员技术技能差异导致运行维护、落实不到位的情况, 做到巡检设备各有侧重, 提高工作效率和输电线路运行管理水平。运维策略图示如下:

第四部分, 线路巡视及分工。包括全线交通总图和分组巡视图。全线交通总图有利于合理安排巡检, 统筹交通资源。分组巡视图则包括杆塔位置图、巡视说明 (包括下车点、接人点和巡视路径) 、巡视路径图。

杆塔位置图是运行人员实地使用照相机进行拍摄。巡视路径则说明下车点、接人点和巡视路径。巡视路径图基于Google Earth技术, 通过输电线路杆塔Google Earth虚拟地球的定位, 结合卫星图片建立。配以关键的文字描述, 使得输电线路运行规程图文并茂, 实现了输电线路运行状况的三维立体化呈现, 使抽象的输电线路更加直观明了。巡视路径图可清晰反映输电线路联络情况、交叉跨越情况、线路T接情况、沿村示意图等。同时, 图上用红色实线标明线路路径, 明确巡线人员总体前进方向;用绿色实线标明行车便道, 方便驾驶人员在机载GPS的配合使用下确定行车路径;用蓝色实线标明人走山路, 为运行维护人员在两基杆塔之间的山路路径选择提供依据。分组巡视图图示如下。

4.2 现场运行规程的作用及应用效果

线路现场运行规程通过对线路基础资料、历史检修 (技改) 情况的整理, 对绝缘子、耐张段、安健环设备的分类统计分析为设备主人提供了一份可随时查阅的“设备操作说明书”;通过对历史检修、技改情况的汇编, 方便设备主人查阅责任设备的历史检修、改造信息, 为设备主人提供了一份全生命周期的“设备病历卡”;通过汇总群众护线员、沿线途径村庄、派出所、供电所以及沿线附近医院 (卫生院) 、护林站、 (乡) 镇政府的联络信息, 便于在紧急情况时启用群防联动机制。

线路现场运行规程能帮助运行管理人员迅速熟悉线路杆塔所处的地理位置、杆塔周围的地形地貌、线路的巡视路径、巡视过程中的危险点和隐患点, 避免走错路径、找错杆塔, 提高运行维护效率;能帮助运行人员对所辖设备进行针对性维护, 规避风险, 保障安全。同时, 群众护线员经培训后, 通过使用线路现场运行规程能迅速熟悉线路, 在对线路进行巡查时有的放矢, 提高工作效率。

楚雄供电局输电管理所已经完成了7条500kV线路现场运行规程的编制, 设备主人在实际使用过程中, 能依照规程更有针对性的对线路进行检查维护, 避开危险点、关注隐患点, 合理安排巡视路线, 提高了工作效率。先期投入使用的7部线路现场运行规程效果良好, 进一步改进后, 将在全局范围内进行推广, 完成110kV及以上所有输电线路现场规程的编制。

5 总结

基于Google Earth卫星地图软件技术编制的输电线路线路现场运行规程投入使用, 针对不同线路进行针对性的巡维管理, 在提高运行维护水平和管理效率的同时, 对输电线路运行维护中的人身、设备安全风险进行了具体、有效的管控, 在实际工作中使用运行规程, 落实具体的运维策略, 可有效降低运行维护中的人身安全风险, 保障输电线路设备的安全, 值得推广应用。

摘要：本论文通过分析实际线路巡维过程中面临的风险, 提出通过输电线路现场运行规程对风险进行控制, 并阐述了其编制过程、使用方法。通过在实际巡维过程中的使用效果, 说明了其对人身安全和设备安全的保障作用。

篇4：电站锅炉运行事故浅析

【关键词】循环流化床锅炉；事故；预防

防止电站锅炉出现事故的一个最为有效的方法就是预防，在事故发生之前，就对每一个可能发生事故的环节进行严格控制，从而将事故掐灭在即将发生之前。如果电站的锅炉一旦发生的了事故，仅仅由于启停造成的损失这一项，就能使得全国范围内每年至少数千万的经济损失。并且，锅炉在受到非正常缘故停止运作之后再启动，都会使得电站锅炉内部的承压部件因为温度的交叉变化促使其寿命不断损耗，最终使得锅炉的部件过疲劳使用而损坏。因此，避免锅炉的机组由于非需要而无故停止的，一直以来都受到电站各个部门的重视。对锅炉事故的成功分析，能够有效的防止锅炉二次出现类似事件，有效的提高抢修的速度，并且还能够对责任进行明确的分担，还能够在锅炉后期运作中，提高其工作质量。而不成功的锅炉事故分析，会直接导致锅炉二次发生事故，造成不必要的资金浪费。

1.循环流化床锅炉特点

循环流化床锅炉是在我国80年代就发展起来的一种效率较高、污染小、利用率高的燃煤技术，并且由于这种锅炉自身的较强的煤种适应能力、超高的变负荷能力、污染排放低等优势，使得循环流化床锅炉能够在各个电站中得到广泛的应用。

1.1可燃烧劣质煤

循环流化床可以通过炉膛内部的内循环和炉外的外循环来实现燃料不断的进行往复循环的燃烧方式。循环流化床还可以根据燃料浓度的不同来讲炉膛内部区分为稀相区、过渡区、密相区这三个部分，密相区是所有区域中燃料颗粒浓度最大的，并且具有极高的热量，因此，煤炭在进入到密相区后，便可顺利的受到温度影响而着火；与密相区相比而言，稀相区中的燃料颗粒浓度较小，稀相区是内部燃料在燃烧和燃尽部位，能够在其中完成锅炉内气固这两相介质以及蒸发受热面积的换热工作，从而保证锅炉内部的温度控制。并且循环流化床锅炉内部有飞灰再循环的结构，其中飞灰的循环量大小能够直接影响到燃烧室内部的吸收份额，任何劣质的煤炭在这其中都能够得到充分的燃烧，因此，循环流化床锅炉对于任何燃料的适应性都极强。

1.2燃烧效率高

能够影响流化床锅炉燃烧效率的因素极多，例如没燃煤自身的特性、燃煤颗粒大小、给煤方式、流化质量、床体结构、运行质量等因素，都会使得流化床锅炉在进行燃烧的过程中，其燃烧的效率出现浮动。而循环流化床锅炉的内部使用了飞灰再循环的燃烧方式，能够充分的燃烧各种物料，其燃烧的效率达到了95%至99%。

1.3节约能源

由于循环流化床锅炉燃烧的煤粉相比较煤粉锅炉而言，不需要经过大耗电的磨煤机磨制成更细的煤粉，所以达到了节约电能的目的。

2.循环流化床锅炉工作原理

煤和脱硫剂被送入炉膛后，迅速被炉膛内存在的大量惰性高温物料（床料）包围，着火燃烧所需的的一次风和二次风分别从炉膛的底部和侧墙送入，物料在炉膛内呈流态化沸腾燃烧。在上升气流的作用下向炉膛上部运动，对水冷壁和炉内布置的其他受热面放热。大颗粒物料被上升气流带入悬浮区后，在重力及其他外力作用下不断减速偏离主气流，并最终形成附壁下降粒子流，被气流夹带出炉膛的固体物料在气固分离装置中被收集并通过返料装置送回炉膛循环燃烧直至燃尽。

3.减少非正常停炉

每一次事故停炉后重新启动都会带来煤、油、厂用电和少发电的损耗，初步估计每次重新启炉会带来直接损失超过45万，少发电的损失则因为时间长短而有所大小。在启动时不能一昧求快，要根据风道燃烧器的升温速率小心控制，在达到投煤条件时，及时投煤。同样，在平时运行中，减少和避免非计划停炉运行是很重要的。同样，发现事故苗头后要及时处理，防止事故的扩大化。循环流化床锅炉存在主要问题有以下几点：

3.1爆管

由于国内循环流化床锅炉的不断发展，原来让人们头疼的过热器和省煤器的磨损问题现已基本得到解决，从而使有些循环流化床锅炉的连续运行时间达到了4000小时。通过国内600多台循环流化床锅炉的运行来看，现在采用的一些防磨措施还是比较可靠的，通常有喷涂、设计预防、密排销钉加耐火材料、加装金属防磨片瓦，采用合理的管子避让等办法。在运行时要保证锅膛内各点不超温，重点是省煤器入口烟温和过热器、再热器壁温。

3.2给煤机

给煤机的常见现象是皮带燃烧、断煤。通常在下煤口加装温度元件作为远程监控，防止由于密封风中断造成给煤机内温度升高。解决断煤的方法通常是加装疏松机，当发现煤流不正常时就投入疏松机。

3.3结焦

由于外置床不进煤，温度容易控制，但偶尔也会发生爆燃现象，造成局部结焦，轻微时影响锅炉出力，严重时需停炉清焦。要防止流化床层和返料器结焦就应当要保证床层和返料器上有良好的流化工况，防止床料沉积；点火过程中严格控制进煤量，防止由于煤的颗粒太细，造成结焦；变负荷运行时，严格控制床温在允许范围内，做到升负荷先加风后加煤，降负荷先减煤后减风，燃烧调节要做到“少量多次”的调节方法，避免床温大幅波动。

4.事故分析及预防

4.1磨损及其预防措施

循环流化床在运作的过程中，由于锅炉中的高温，会使得锅炉内部出现高浓度、高速度、高通量的流体或者无聊的固体颗粒，在受到燃烧影响后，达到一定的速度来对锅炉的受热面以及其中的耐火材料表层不断的进行冲击，最终使得锅炉内部的各个金属部件受到循环，再加上锅炉内部的温度还会不断的循环流动，从而对锅炉的炉内耐火构件造成一定的热冲击。再加上锅炉内各个耐火部件的构件不同，各个构件所产生的膨胀系数也不同，就会使得锅炉内部形成机械的应力。这些情况都会加速循环流化床锅炉受到较大的耗损。并且在实践过程中，我们明显发现，由于气固分离器的分离工作效率无法充分满足设计的要求，那么就会是使得受热面受到加速破损，尤其是未必的受热面，破损速度最快。因此，在对烟气的进出口处、导流设备处、中心筒上进行设备安装的过程中，必须要充分的满足设计的需要。

4.2结焦及其预防措施

结焦是高温分离器物料循环系统的常见事故+结焦后形成的大渣块能堵塞物料流通回路引起运行事故+结焦部位可发生在分离器内、立管内和回料阀内。使用煤种及其粒径配比尽量与设计一致。

5.结束语

循环流化床锅炉不断受到磨损以及燃烧物料系统出现事故，是影响锅炉可靠运行的一个关键因素。因此，在对循环流化床锅炉进行设计、安装的过程中就要将各个结构可能出现事故的隐患加以解决，有且优化锅炉的整体结构，同时还要完全确保安装质量。同时要加强运行人员的培训，努力提高运行人员循环流化床的理论水平，认真积累操作经验，从而降低事故、提高机组运行可靠性。

【参考文献】

[1]马璞.余热锅炉饱和水蒸汽爆炸风险评价模式研究[D].天津理工大学，2009.

[2]王亚婧.火电厂安全评价方法研究[D].华北电力大学（北京），2010.

篇5：蒸汽锅炉安全运行操作规程

1、整理各种生火工具，备足燃料

2、新安装和检修后的锅炉，生火前应检查烘炉和煮炉工作是否做好外，还应检查锅炉内外部以及各种阀门附件，燃烧设备，给水设备等状况是否正常。对长期停用的锅炉，应特别注意检查锅炉各部分的腐蚀情况

3、锅炉内外部检查完毕后，关闭人孔，手孔和烟道出灰门之前，应确认锅炉内和烟道里无人和其他杂物：并列运行的锅炉，还需将管道上的堵板全部拆除，使管道联通起来

4、调整阀门和各附件在下列正确位置

(1)锅炉上的空气阀应开启，如无空气阀时，可抬起安全阀来代替

(2)压力表的三通考克应调整到工作位置。

(3)水位表应咋工作状态，即汽、水考克开启，防水考克关闭。

(4)主气阀、排污阀关闭

(5)有省煤器的锅炉，应打开旁路烟道们，如无旁路烟道时，则应将省煤器，出口通道的防水箱阀门打开，或接通循环水管

5、锅炉生火时，火力通风须微弱，使炉温慢慢升高。生火所需的时间应根据锅炉的不同形式和季节而定。

6、锅炉上的水位表，安全阀，压力表必须保持灵敏可靠。水位表每班应至少冲洗一次，安全阀每周应作排气实验一次，压力表应做定期的检验和冲洗

7、注意保持锅炉本体，附属设备和锅炉房的整洁，干燥。

岗位责任制

为明确锅炉房各类人员的职责做到分工清楚，各司其职，制定本制度。

一，锅炉工段长（或班长）是本工种的负责人，首先应做到：认真

负责，严格遵守国家法规及本岗制度，纪律，团结带领全班人员，努力完成上级交给的各项任务，争创先进锅炉房。具体职责是：

1、负责锅炉房所属人员和设备的管理。

2、合理组织生产班次，科学调度人员，建立各工序良好的工作（运行）秩序。

3、检查各班次的工作，督促各工序工作人员严守工作纪律和规章制度，制止违章违纪的行为。

4、处理工作中出现的问题，提请对人员的奖惩，参与事故的调查处理。

5、提报锅炉检修计划并组织实施。

6、组织所属人员的技术学习，培训提高业务水平。

二、司锅炉工职责

司炉工是锅炉的直接操作管理者，身负着安全与经济运行的重大责任，其主要职责时

1、负责本班次锅炉正常运行，满足生产（生活）用汽（供

热，做好锅炉正常维护保养

2、严格执行国家法规和本单位各项规程、制度，遵守劳动

纪律，不得擅离职守祸从事与工作无关的活动

3、负责设备的巡回检查，认真填写各项记录，4、正确处理发生的异常事件，发现危及安全运行的重大隐

患时，有权采取紧急停炉措施

5、经常保持设备和操作，拒绝任何人的违章指挥

6、经常保持设备和操作场地的清洁，实理文明生产

7、努力学习锅炉安全技术知识，不断提高操作技术水平。

司炉工交接班制度

一、交班的司炉工人员，交班前应对锅炉运行情况做一次认真全面的检查和调整，并必须具备下列条件方能交班

1、锅炉燃烧正茬，气压水位都在正常范围内

2、各安全附件，仪表动作灵敏可靠，表面整洁

3、辅机及水泵运行正常，声音、温度、转速无异常：

4、各检查门孔，汽水管路阀门应无泄漏

5、请炉渣清扫工作场所，保持清洁，工具和配件齐

全存放在稳定地点

6、各项记录齐全，填写清楚正确

二、接班人员应按规定的时间到达工作岗位，认真检阅运行记

录，听取交班人员的情况介绍

三、交班人员应认真负责的白接班人员介绍本班锅炉的运行情况出现的问题和注意事项。

四、接班人员应检查下列内容

1、锅炉运行有无异常

2、各安全附件，仪表及报警装置和排污阀等是否灵

敏可靠

3、锅炉受热面的可见部位是否鼓疮，变形、渗漏等

损坏现象

4、炉墙、炉烘，炉排、等有无裂纹、塌陷、跑偏或

卡死现象，炉门、风门、检查门孔是否严密

5、锅炉运行所用必备配件材料和工具是否齐全

五、在交班时，锅炉及附属设备遇到事故，接班人员应待交班员将事故处理完毕后，再来办理交接班手续，接班人员应

积极协助交班人员的事故排除工作

六、接班人员在接班前不准喝酒，交班人员如发现接班人员喝

酒，病重或无司锅炉人员接班时，不应交班，并及时报告

锅炉房主，有负责人安排合格人员代班。

篇6：海城光伏电站自动化运行规程

2016-11-01发布 2016-12-01实施

XXX电力运营有限公司发布

生产管理

前言...................................................III 1范围...................................................4 2规范性引用文件.........................................4 3总则...................................................5 4职责分工...............................................7 5自动化系统维护管理.....................................11 6自动化系统检修管理.....................................13 7 自动化设备管理制度...................................15 8 定值校核制度.........................................17

生产管理

前言

本标准是根据苏州中康电力运营有限公司（以下简称中康电力）标准体系工作的需要而编制，是企业标准体系建立和实施的个性标准，目的是为使光伏电站的运行工作标准化、规范化，结合公司目前已运行光伏电站的生产运行经验，特制订本细则，从而规范并加快企业标准体系的完善，适应国家标准和国际先进标准的需要。

本标准由中康电力安全生产部提出并归口管理。本标准起草部门：本标准起草人：本标准修改人：本标准审核人：本标准批准人：

III

生产管理

光伏电站自动化运行管理规定范围

本标准规定了中康电力所属各光伏电站自动化运行管理职责、内容及方法。

本标准适用于中康电力所属各光伏电站自动化运行管理标准化工作。2 规范性引用文件

中华人民共和国主席令第70号《中华人民共和国安全生产法》中华人民共和国国务院令第115号《电网调度管理条例》

GB26860—2011 《电业安全工作规程》（发电厂和变电站电气部分）

GB26164.1—2010 《电业安全工作规程》（热力和机械部分）

DLT 544-2012 《电力通信运行管理规程》 DLT 995-2006 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》

DLT 721-2013 《配电网自动化系统远方终端》国家电力监管委员会《电力生产事故调查暂行规定》

国家电力公司国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

Q/BEIH-217.10-02-2013 《安全生产工作规定》 Q/BEIH-216.09-15-2013 《运行交接班管理规定》

生产管理总则

3.1 电站自动化系统

电站自动化系统（以下简称自动化系统）是确保电站安全、优质、经济地发供电，提高光伏电站运行管理水平的重要手段。为使自动化系统稳定、可靠运行，特制定本规程。各光伏电站均应遵照执行。

3.2 自动化系统是由主站和各子站（远动终端）经由数据传输通道构成的整体。

3.3 自动化系统主站的主要设备: a.远动装置(远动终端的主机);b.远动专用变送器及其屏柜;c.远动装置到通讯设备接线架端子的专用电缆;d.远动终端的输入和输出回路的专用电缆;e.远动终端专用的电源设备及其连接电缆;f.遥控、遥调执行继电器;g.远动遥信转接屏等.h.光功率预测装置； i.自动有功控制系统AGC； j.无功控制系统SVG;k.电力二次系统安全防护系统主站系统

l.主站系统相关辅助系统（GPS卫星时钟．电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、UPS电源及配电柜等)。3.4 子站的主要设备包括

生产管理

a.远动终端设备（RIU）的主机、远动通信工作站； b.配电网自动化系统远方终端；

c.与远动信息采集有关的变送器、交流采样测控单元（包括站控层及间隔层设备）、功率总加器及相应的二次测量回路；

d.接入电能量计量系统的关口计量表计及专用计量屏（柜）、电能量远方终端；

e.电力调度数据网络接入设备和二次系统安全防护设备（包括路由器、数据接口转换器、交换机或集线器、安全防护装置等）； f.相量测量装置(PMU)；

g.向子站自动化系统设备侠电的专用电源设备及其连接电缆（包括不间断电源、直流电源及配电柜）.h.专用的GPS卫星授时装置;i.远动通道专用测试仪及通道防雷保护器；

j.与保护设备、变电站计算机监控系统、电厂监控或分散控制系统(DCS)、通信系统等的接口设备；

k.子站设备间及其到通信设备配线架端子间的专用连接电缆； 3.5 实时计算机数据通信网络已投入正式运行的光伏电站，应制定网内专用的“实时计算机数据通信网络运行管理规程”，以保证通信网络的可靠运行。

3.6 为保证自动化系统不断增加的应用功能的完满实现，各主管机构应及时制定相应的运行运行管理规定。

3.7 各光伏发电厂均应设相应的自动化系统运行管理机构或专职人员。

生产管理

要按职责定岗，按标准定员。

3.8 自动化专业人员应具有中专及以上文化水平，并保持相对稳定。骨干技术力量调离岗位时，应事先征求上级自动化系统运行管理机构的意见。对自动化专业人员及其领导要加倍培训，培训以岗位培训和短训班为主。4 职责分工

4.1自动化系统运行管理工作应统一领导、分级管理。各级自动化系统运行管理机构之间是业务领导关系，应相互配合、紧密合作。4.2 国调自动化系统运行管理机构的职责：

a.负责全国省调及以上自动化系统运行情况的统计分析和运行指导工作；

b.贯彻执行上级颁发的各项规程、标准和导则等文件；

c.参加审核网调、直属省调和跨大区联网部分自动化系统的规划和设计；

d.组织或参加有关规程、标准和导则等的制定；

e..参加全国自动化系统的技术交流、推广应用和人员培训； f.参加国调及网、省调自动化系统重大事故的调查和分析，并提出处理意见；

g.负责国调调度自动化设备的运行和维护； h.参加国调自动化系统新设备的调试并组织验收； i.与有关调度互送信息。

4.3 网调自动化系统运行管理机构的职责：

生产管理

a.负责网内自动化系统的运行管理和指导工作；

b.贯彻执行上级颁发的各项规程、标准和导则等文件，结合具体情况，编制本网自动化系统的运行规程或检验规程；

c.参加审核网调所辖省调和直属地调的自动化系统的规划和设计； d.参加审核网调所辖范围内新建、扩建工程中自动化部分的设计； e.监督自动化设备与厂、站一次设备同步投入运行 f.负责网调侧调度自动化设备的运行和维护；

i.参加或负责审批网调所辖范围内自动化系统年度更改工程； j.负责所辖范围内自动化系统运行情况的统计和分析，并定期上报和下发；

k.参加网内自动化系统事故的调查、分析和处理，并及时上报； l.负责网调侧自动化新设备的安装、调试和验收，必要时参加组织所辖范围内的验收；

m.与有关调度互送信息。

4.4 省调自动化系统运行管理机构的职责： a.负责省内自动化系统的运行管理和指导工作；

b.贯彻执行上级颁发的各项规程、标准和导则等文件，结合具体情况，编制本省自动化系统；

c,参加审核省调和所辖地调的自动化系统的规划和设计； d.参加审核省调所辖范围内新建、扩建工程中自动化部分的设计； e.监督自动化设备与厂、站一次设备同步投入运行； f.负责省调侧调度自动化设备的运行和维修；

生产管理

g.参加或负责审批省调所辖范围内自动化系统年度更改工程； h.负责所辖范围内自动化系统事故的调查、分析和处理，并及时上报； i.编制和审核管辖范围内自动化设备的年度定检计划并及时审批计划外的临检；

j.组织或配合有关部门进行省内所辖自动化系统的考核、评比和专业技术人员的交流、培训等工作；

k,负责省调侧自动化新设备的安装、调试和验收，必要时参加或组织所辖范围内新设备的验收； l,与有关调度互送信息。

4.5 地调自动化系统运行管理机构的职责：

a.负责对地调管辖的自动化系统进行运行维护、调整试验和运行统计分析并定期上报；

b.贯彻执行上级颁发的各项规程、标准、导则和下达的工作部署与要求等文件，编制地调自动化系统的专用运行规程和检修规程；

c.参加编制地调自动化系统的规划，参加审核地调和所辖县调自动化系统的规划和设计；

d.参加审核地调所辖范围内新建、扩建工程中自动化部分的设计； e.监督自动化设备与厂、站一次设备同步投入运行； f.编制并上报地调自动化设备的年度定检计划； g.负责编制地调自动化系统年度更改工程计划；

h.参加审核县调上报的自动化设备年度定检计划，并及时审批计划外的临检；

生产管理

i.组织地区内自动化专业人员的培训和技术交流工作，提高人员素质； j.参加地区内自动化系统事故的调查和分析处理，并及时上报； k.负责或参加管辖内或上级调度直调的厂、站端新安装自动化设备投运前的检查和验收； l.与有关调度互送信息。

4.7 县调自动化系统运行管理机构的职责：

a.负责对县内管辖的自动化系统进行运行和维修工作，调整试验及运行统计分析，并定期上报；

b.贯彻执行上级颁发的各项规程、标准、导则和下达的工作部署与要求等文件，编制县内自动化系统的专用规程和检修规程；

c.参加编制县调自动化系统的规划，参加审核县调自动化系统的规划和设计；

d.编制并上报县内自动化设备的年度定检计划； e.参加编制县内自动化系统年度更改工程计划；

f.制定并实施管辖范围内自动化系统的年度定检计划或临检； g.组织县内自动化专业人员的培训和技术交流工作，提高人员素质； h.参加县内自动化系统事故的调查和分析处理，并及时上报； i.负责管辖内新安装自动化设备投运前的检查和验收； j.与有关调度互送信息。

4.8 发电厂自动化班组或专职人员的职责：

a.负责厂、站端自动化设备的运行和维修工作，并按计划进行设备的定期检验工作；

生产管理

b.负责运行统计分析工作并按期上报；

c.执行上级颁发的各项规程、规定和下达的工作部署与要求等文件； d.编制各类自动化设备的现场运行规程及使用说明，向电气值班人员介绍自动化设备正常使用的业务知识；

e.编报厂、站年度自动化更改工程计划并负责实施；提出设备临检申请并负责实施；

f.负责或参加新安装自动化设备投运前的检查和验收;g.参加运行维护范围内新建和改（扩）建厂站子站设备各阶段的设计、招评标等工作；

h.负责参加运行维护范围内新建和改（扩）建厂站子站设备的安装、投运前的调试和验收，并参加培训

i.负责运行维护范围内子站设备的安全防护工作

j.提出运行维护范围内子站设备椎时检修（临检）申请并负责实施； k.编制运行维护范围内子站设备年度更新改造工程计划并负责实施； l.负责运行维护范围内子站设备的运行维护、定期检验和运行统计分析并按期上报；

m.参加有调度管辖权调度机构组织的自动化系统技术培训和交流 n.保证向有关调度传送信息的准确性、实时性和可靠性；自动化系统设备的运行维护管理

5.1 自动化信息的记录内容及运行日志的填写制度

5.1.1结合现场情况建立相应的运行日志，设备缺陷、测试数据等记录薄，生产管理

建立设备台帐。每日上班后对所辖远动设备进行一次巡视和检查，发现问题及时处理，处理不了的应及时向省调调度自动化系统运行值班人员汇报，并做好相应的记录。每日巡视检查内容如下： a.RTU电源指示灯是否正常;b.调制解调器指示灯是否正常;c.CPU板指示灯是否正常;d.遥信板指示灯是否正常;e.控制板指示灯是否正常;5.1.2负责设备运行统计分析并做好记录,按调度要求定期上报 a.每月对RTU电源的+5V、±12V、+24V的电压进行一次测试。b.每月测试一次UPS电源的输入、输出电压。c.检查遥信状态是否与现场实际对应。

d 每半年检查一次远动设备的接地情况，接地电阻不大于1欧姆；接地线与电源线之间的电压不得超过1伏。

e．每月对调度通讯用专用音频通道电平进行测试，并做好记录。f．定期对数据库文件进行备份、清理。5.2运行维护要求

a.运行维护和值班人员应严格执行相关的运行管理制度，保持自动化系统设备机房和周围环境的整齐清洁；在处理自动化系统故障、进行重要测试或操作时，原则上不得进行运行值班人员交接班。

b.自动化系统的专贵人员应定期对自动化系统和设备进行巡视、检查、测试和记录，定期核对自动化信息的准确性，发现异常情况及时处理，做

生产管理

好记录并按有关规定要求进行汇报。

c.主站在进行系统的运行维护时，如可能会影响到向调度员提供的自动化信息时，自动化值班人员应提前通知值班调度员，获得准许并办理有关手续后方可进行。如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应提前通知相关调度机构自动化值班人员并办理有关手续后方可进行。d.厂站在进行有关工作时，如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应按规定提前通知对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员，自动化值班人员应及时通知值班调度员，获得准许并办理有关手续后方可进行。

e.子站设备运行维护部门应保证设备的正常运行及信息的完整性和正确性，发现故障或接到设备故障通知后，应立即进行处理，并及时报对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员。事后应详细记录故障现象、原因及处理过程，必要时写出分析报告，并报对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门备案。自动化设备的检修管理制度

6.1自动化系统和设备的检修分为计划检修、临时检修和故障检修。计划检修是指对其结构进行更改、软硬件升级、大修等工作；临时检修是指对其运行中出现的异常或缺陷进行处理的工作；故障检修是指对其运行中出现影响系统正常运行的故障进行处理的工作。

6.2自动化系统和设备的年度检修计划应与一次设备的检修计划一同编制和上报．对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门负责进行审核和批复；主站系统由其自动化管理部门提出并报本调度机构的领导审核批

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准。

6.3子站设备的计划检修由计划检修部门至少在2个工作日前提出书面申请．报对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门批准后方可实施。6.4子站设备的临时检修应至少在工作前4h填写自动化系统设备停运申请单，报对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员，经批准后方可实施。

6.5子站设备发生故障后，运行维护人员应立即与对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员取得联系，报告故障情况、影响范围，提出检修工作申请，在得到同意后方可进行工作。情况紧急时，可先进行处理，处理完毕后尽快将故障处理情况报以上调度机构自动化管理部门。6.6设备检修工作开始前，应与对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员联系，得到确认后方可工作，设备恢复运行后，应及时通知以上调度机构的自动化值班人员，并记录和报告设备处理情况，取得认可后方可离开现场。

6.7厂站一次设备退出运行或处于备用、检修状态时，其子站设备（含AGC执行装置）均不得停电或退出运行，有特殊情况确需停电或退出运行时，需提前2个工作日办理设备停运申请。

6.8主站系统的计划检修由自动化部门至少在2个工作日前提出书面申请，经本单位其他部门会签并办理有关手续后方可进行；如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应提前通知相关调度机构自动化值班人员。

6.9主站系统的临时检修由自动化部门至少在工作前4h提出书面申请，生产管理

经本单位其他部门会签并办理有关手续后方可进行-必要时应经过主管领导批准；如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应提前通知相关调度机构自动化值班人员。

6.10主站系统的故障检修，由自动化值班人员及时通知本单位相关部门并办理有关手续后方可进行，必要时虚报告主管领导；如影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应及时通知相关调度机构自动化值班人员。7 自动化设备的资料及参数管理制度

7.1新安装的自动化系统和设备必须具备的技术资料：

a.设计单位提供已校正的设计资料（竣工原理图、竣工安装图、技术说明书、远动信息参数表、设备和电缆清册等）；

b.制造厂提供的技术资料（设备和软件的技术说明书、操作手册、软件备份、设备合格证明、质量检测证明、软件使用许可证和出厂试验报告等）； c.工程负责单位提供的工程资料（合同中的技术规范书、设计联络和工程协调会议纪要、工厂验收报告、现场施工调试方案、调整试验报告、遥测信息准确度和遥信信息正确性及响应时间测试记录等）。7.2正式运行的自动化系统和设各应具备下列图纸资料； a.设备的专用检验规程，相关的运行管理规定、办法； b.设计单位提供的设计资料；

c.符合实际情况的现场安装接线图、原理图和现场调试、测试记录； d.设备投入试运行和正式运行的书面批准文件

e.试制或改进的自动化系统设备应有经批准的试制报告或设备改进报告；

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f.各类设备运行记录（如运行日志、现场检测记录、定检或临检报告等；

g.设备故障和处理记录（如设备缺陷记录簿）； h.相关部门间使用的变更通知单和整定通知单；

i.软件资料，文本及说明书、软件介质及软件维护记录簿等。j.运行资料、光和磁记录介质等应由专人管理，应保持齐全、准确，要建立技术资料目录及借阅制度。7.3厂站信息参数管理信息参数主要有：

a.一次设备编号的信息名称； b.电压和电流互感器的变比

c.变送器或交流采样的输入，输出范围、计算出的遥测满度值及量纲；

d.遥测扫描周期和越阈值；

e.信号的动合，动断触点、信号触点抗抖动的滤波时间设定值； f.事件顺序记录(SOE)的选择设定； g.电厂AGC遥调信号的输出范围和满度值

h.电能量计量装置的参数费率、时段、读写密码、通信号码 i.厂站调度数据网络接入设备和安全设备的IP地址和信息传输地址等

j.向有关调度传输数据的方式、通信规约、数据序位表等参数。