入门到精通：10天学会电厂操作

第29.章 锅炉试验

29.1. 余热锅炉水压试验

29.1.1. 锅炉承压部件经过检修后，须进行水压试验。水压试验由安装或检修专责负责，运行人员配合操作，并通知各有关专业人员参加。试验压力为工作压或设计压力，锅炉新安装或承压部件经过重大更换后，须进行超水压试验，试验压力为1.25 倍工作压力。

29.1.2. 锅炉水压试验范围

1. 高压系统：省煤器、蒸发器及过热器。自给水泵出口至主汽门前。

2. 中压系统：省煤器、蒸发器、过热器及再热器。自给水泵中间抽头出口至汽机中压主汽门前。

3. 低压系统：省煤器、蒸发器及过热器。自凝结水泵出口至汽机低压主汽门前。

29.1.3. 余热锅炉水压试验前的检查与准备

1.检查与锅炉水压试验有关的汽水系统，其检修工作必须完成，有关工作票全部收回，锅炉内部无人及杂物，人孔门、检查孔关好。所有参与试验的管道、系统的疏水门、排空门、取样门、加药门、充氮门、连排、定排门、流量变送器一次门均关闭；减温水的管道阀门关闭；所有参与试验的主汽门关闭，高、中、低压旁路门关闭。

2.做超压试验时，应解列双色（云母）水位计。

3.汽包已装上精度为0.5级以上的就地压力表，经过检验后投入。

4.所有安全门均应加装临时闭塞装置，PCV阀控制闭锁且进口手动门关严。

5.检查锅炉汽水系统与汽机确已隔绝，为防止阀门泄漏而使汽机进水，汽机高压主汽门后疏水阀、高压缸排汽逆止门前疏水阀、中压主汽门后疏水阀及低压主汽门后疏水阀应打开，再热器进口管用堵板法兰堵住。

6.水压试验必须用合格的除盐水。

29.1.4. 水压试验的操作方法

1.水压试验按先低压后高压的顺序进行，先进行低压系统的水压试验，再做中压系统，最后做高压系统。

2.进水途径：低压系统由凝结水泵向低压汽包上水，上满水后由给水调节阀按升压率要求调节上水升压；中压系统由给水泵中间抽头向汽包上水，同时保证低压汽包水位，汽包上满水后，由给水调节阀按升压率要求调节上水升压；高压汽包上水由给水泵出口向高压汽包上水，同时也要保证低压汽包水位，汽包上满水后，由给水调节旁路阀按升压率要求上水升压。以上上水操作均按“余热锅炉启动前上水检查操作”执行。

3.升压速度不大于0.3Mpa/min，压力达到工作压力的10%左右时，暂停升压，进行初步检查，如未发现泄漏可继续升压。

4.当升压至安全阀最低整定压力的80%时，暂停升压且保持压力稳定，由安装或检修人员加装安全门闭塞装置，然后继续升压。

5.当升压至锅炉工作压力或设计压力时，停止升压，保持稳定，由安装或检修人员全面检查，检查完毕关闭进水门，停止给水泵运行，维持5分钟，记录压力下降值。

6.如果进行超压试验，将做超压试验系统的汽包所有水位计解列，待检查正常后继续升压至超压试验压力，保持5分钟，记录压力下降值（此时不得做任何检查）。然后利用疏水阀以0.3-0.5Mpa/min的速度泄压，当降至工作压力或设计压力时，关闭疏水阀停止泄压，由安装或检修人员全面检查。

7.水压试验结束后，利用疏水阀泄压，降压速度为0.3-0.5Mpa/min，当汽包压力降到安全门最低整定值的80%时，暂停泄压，由安装或检修人员将安全门闭塞装置拆除，投入水位计，再继续降压。

8.当压力降至零时，开启启动放汽阀和疏水阀进行放水，如锅炉准备投入运行，且水质合格，可放水至启动前的汽包水位值。过热器和再热器的水应放尽，卸掉所有试验堵板，各系统阀门恢复启动前状态。

9.如果锅炉在短期内不投入运行，当降压至0.5Mpa时，关闭泄压阀，按锅炉停炉后保养程序进行保养。

29.1.5. 水压试验的合格标准

1.承压部件金属壁和焊缝没有任何水雾的泄漏痕迹。

2.经宏观检查，承压部件没有明显的残余变形。

3.高压系统压降不大于1bar/min，中、低压系统不大于0.5bar/min，（因水温下降而引起增大的情况除外）。

29.2. 安全阀的校验

29.2.1. 安全阀校验原则

1.新安装或检修后的安全阀均应对其动作值进行校验。为保证安全阀动作可靠，应定期进行放汽试验，试验间隔期不大于一个小修间隔。PCV阀应定期进行一次热控、电气回路的试验，每次大、小修停机前进行一次放汽试验。

2.安全阀校验工作由维修负责人主持，维修人员负责校验，运行人员配合操作。

3.安全阀校验应在燃机带部分负荷，汽轮机不带负荷情况下进行。

4.安全阀校验的顺序应先进行高压系统、再到中压系统、最后到低压系统，先高压后低压，依次对汽包安全门、过热器出口安全门、再热器进口安全门、再热器出口安全门逐个进行校验。

5.安全阀整定方法：弹簧直启安全阀为液压装置整定，PCV为实际启跳整定。

29.2.2. 安全阀检验方法及合格标准

1.安全阀整定完毕后，各系统均选择一至二个安全阀进行实跳复核试验。

2.实际启座压力与设计值偏差±1%。

3.实际回座压差为启座压力的4%至7%，最大不超过10%。

29.2.3. 安全阀校验必须具备下列条件

1.余热锅炉检修工作全部结束，具备启动条件。

2.校对安全门时用的压力表应就地与集控校对，就地压力表为校验过的0.5级以

上的标准压力表，并以此表为准。

3.校验现场与控制室之间设置通讯工具，并确认可用。

4.汽机高、中压主汽门、低压主汽管道电动门和高压缸排汽逆止门关闭严密。

29.2.4. 各安全阀的设计参数（见本规程的设备规范部分）。

29.2.5. 安全阀调整试验步骤

1.按机组启动步骤启动燃机，升温升压，当燃机带到一定负荷后，通过汽机旁路来控制锅炉升压，将汽包压力升到汽包安全阀最低整定压力的70%左右。

2.安全阀手动试启，试启时间不大于0.5min，进行安全阀入口管道吹扫，并检查安全阀启回座及排气管工作情况。

3.安全阀逐个试启完成后，回装安全阀压紧装置。

4.拆除要进行整定安全阀的压紧装置。

5.用液力助跳装置进行安全阀整定工作。

6.安全阀整定合格后，回装压紧装置，进行下一个安全阀的整定。

7.所有安全阀整定完毕后，拆除选定安全阀的压紧装置，进行安全阀实跳复核试验。

8.复核试验过程中，余热锅炉缓慢升压至低于预计启座压力少许（高压约

1.0Mpa，中压约0.5Mpa，低压约0.2Mpa）的参数上稳压运行。

9.通过微调汽机旁路，控制余热锅炉压力缓慢升至启座压力。记录安全阀实际启回座压力。

10.如果安全阀未启座，重新整定安全阀弹簧高度，重复上述整定试验步骤，直至安全阀整定合格为止，如果安全阀回座比不合适，需对其导向环重新调整，重复上述整定试验步骤，直至安全阀整定合格为止。

29.2.6. PCV阀调整试验步骤

1.安全阀整定合格后，余热锅炉压力降至正常运行压力值上维持压力。

2.全开PCV阀手动门。

3. PCV阀手动试启，试启时间不大于0.5min，进行安全阀入口管道吹扫，并检查安全阀启回座及排气管工作情况。

4.余热锅炉继续升压至低于预定启座压力少许的参数上稳压运行。

5.通过微调机侧主汽门前疏水，控制余热锅炉压力缓慢升至启座压力。

6.记录PCV阀启座时启座压力开关动作值。

7. PCV阀启座后，通过汽机高、中、低压旁路降低余热锅炉压力至工作压力以下。

8.记录PCV阀回座压力开关的动作值。

29.2.7. 安全阀校验的注意事项

1.安全阀动作时密切注意监视汽包水位，及时调整，防止水位过高而引起跳机。

2.在锅炉压力低于安全阀最低整定压力的80%时，安全阀的压紧装置应松开，使阀杆能随温度升高而自由膨胀。

3. 校验安全阀时，如果安全阀不回座，采取降压措施，否则应停机处理。

5.缓慢开交流密封油泵出口压力开关放油门。

6.检查油压小于0.85MPa时直流密封油泵启动（如直流密封油泵在3S内未启动则备用交流密封油泵启动）。

7.关交流密封油泵出口压力开关放油门。

8.打开交流密封油泵出口压力表隔离阀S-15。

9.停直流密封油泵（如备用交流密封油泵启动则停该交流油泵并恢复到备用状态），恢复到备用状态。

10.确认热工已解除油氢差压低停盘车联锁。

11.关闭油氢差压仪表管氢侧隔离阀S-35。

12.关闭油氢差压仪表管油侧隔离阀S-34。

13.微开油氢差压开关平衡阀，检查油氢差压缓慢下降。

14.检查油氢差压小于35kPa时直流密封油泵启动。

15.关油氢差压开关平衡阀。

16.打开油氢差压仪表管油侧隔离阀S-34。

17.打开油氢差压仪表管氢侧隔离阀S-35。

18.停直流密封油泵，恢复到备用状态，OPS上选AUTO。

19.切换主备泵运行。

20.确认热工已恢复油氢差压低停盘车联锁。

28.5.2.4. 注意事项：

1.原则上密封油泵联锁试验必须在停机状态时进行，如需在运行中进行本试验，必须得到运行部部长同意，且运行部专工、热工相关人员到现场。

2.直流密封油泵在OPS上一定要选AUTO，否则油氢差压低不能联动直流密封油泵。

3.在投盘车状态下或发电机带氢压下进行密封油泵联锁试验，也必须防止密封油泵全停事件发生，试验时不得将泵打在试验位。

4.在投盘车状态下油氢差压低联锁试验前，要求联系热工退出低油氢差压停盘车联锁。

5.第11、12步隔离S34、S35，不得用其它阀门代替。

6.进行低油氢差压联锁试验时须注意机组盘车状况。

7.出现密封油泵全停，尽快投第三路密封油，快速降氢压至0.07MPa左右。

8.出现密封油主差压阀故障，投差压阀旁路门至0.07MPa左右，缓慢关主差压阀出口门（关门时调整旁路门）。

28.5.3. 控制油联锁保护试验

28.5.3.1. 试验的目的： 

检测低控制油压保护的可靠性。

28.5.3.2. 试验的条件 

1)机组起动前，在盘车状态或静止状态；

2)主控制油泵运行，保持控制油压12MPa；

3)备用控制油泵试转正常；

28.5.3.3. 试验方法（以A为主泵并正在运行为例）

1.检查机组处于停机状态，控制油系统无未终结工作票。

2.检查控制油泵已送电并打REMOTE。

3.检查OPS上#A控制油泵为主泵，检查该泵出口压力正常。

4.关闭控制油泵出口压力变送器一次门。

5.缓慢打开压力变送器放油门泄压至8.3MPa时B控制油泵启动。

6.关压力变送器放油门，缓慢开控制油泵出口压力变送器一次门。

7.检查油压正常。

8.在OPS上选#B控制油泵为主泵，切换泵运行。

9.重复4~7，检查A泵联锁正常。

10.在OPS上选#A控制油泵为主泵，切换泵运行。

11.检查油压正常。

28.5.3.4. 注意事项：

1.试验时泵不得打在“试验”位。

2.原则上本试验在停机后执行。

28.5.4. 低真空保护试验

28.5.4.1. 试验目的 

通过降低真空值检查低真空时真空泵联锁情况以及低真空时凝汽器真空保护能否准确动作，该保护由三个真空压力开关三取二触发。

28.5.4.2. 试验条件

1. 机组处于盘车状态。

2. 确认凝汽器真空已经建立（真空-90Kpa 以上）；

3. 确认真空泵运行正常，备用真空泵投入联锁；

4. 机组处于模拟机组挂闸状态。

28.5.4.3. 试验步骤：

1. 关闭真空压力表和开关 1 进口隔离门，微开试验阀，检查真空表值降到-77Kpa时表盘上对应灯亮。

2. 关闭真空压力表和开关 2 进口隔离门，微开试验阀，检查真空表值降到-77Kpa时表盘上对应灯亮。

3. 检查机组低真空保护动作，机组跳闸。

4. 试验完成后联系热工人员恢复强制信号；恢复上述阀门操作。

28.6. 真空严密性试验

一般要求机组投运后真空严密性试验每月进行一次。为保证真空系统严密性，真空系统所有阀门均采用水封阀门。

28.6.1. 试验目的

检测真空系统的严密性。

28.6.2. 试验条件

试验时机组负荷在８０％额定负荷以上，真空不低于９２ＫＰａ，蒸汽参数和负荷保持稳定。

28.6.3. 试验步骤

1. 试验前必须确认备用真空泵系统处于正常状态，启动备用真空泵一次后停止，备用真空泵投手动。

2. 停止运行真空泵前派人到就地确认各气动阀动作是否正常，停止运行真空泵时和主控室保持密切联系。如果试验时真空下降过快，应立停止试验，启动真空泵将真空恢复正常。

3. 手动停止运行真空泵。

4. 每隔 1 分钟记录一次真空和低压缸排气温度值，共记录 5 min，取中间 3 min平均值，真空下降小于0.27KPa/ min 为优秀，小于 0.67KPa/ min 为合格。

5. 试验结束后，启动一台真空泵，全面检查真空泵应运行正常，真空应恢复到试验前的数值。

6. 将两台真空泵的操作开关投自动位置。如工作真空泵掉闸，备用真空泵会自动启动。

28.4. 主汽门、调门活动试验

28.4.1. 试验目的

为保证高、中、低压主汽门、调门动作灵活，防止因卡涩而扩大事故，要求机组在正常运行中进行定期主汽门、调门活动试验。

28.4.2. 试验条件

1. 确认汽机进汽完毕，机组负荷大于 340MW，确认 HPCV、ICV、LPCV 全开，确认开始试验前机组负荷稳定

2.在"ST OPERATION"画面上确认HPCV、ICV、LPCV全部投入自动

28.4.3. 试验步骤

1. 高压主汽门、调门活动试验

a.打开“HP VALVE TEST” 面板，选择“On” 并执行

b. HPCV的增益开始减小一定的百分比(约10%)

c. HPCV关闭到试验位置后，HPSV开始关闭到试验位置(约9%)

d. HPSV关闭到试验位置2s后，自动恢复到全开位置

e. HPSV全开2s后，HPCV自动恢复到全开位置

2. 中压主汽门、调门活动试验

（同高压主汽门、调门活动试验，其中“HP”对应改为“IP”）

3. 低压主汽门、调门活动试验

（同高压主汽门、调门活动试验，其中“HP”对应改为“LP”）

注意事项：试验过程中若发生主汽门或调门误关的状况，应检查相应的旁路阀自动打开，否则应手动打开；并且注意轴封压力、凝汽器水位、轴向位移、差胀、各轴承振动、汽缸温度、高压缸排汽温度、凝汽器真空、排汽温度等参数。同时联系设备部热工处理。

28.5. 低油压、低真空保护试验

新机组首次启动或大修后首次启动要求做滑油、密封油、低真空联锁保护试验，还需要定期每周进行一次低滑油压、密封油压联锁保护试验，每月进行一次低控制油压联锁试验。

28.5.1. 滑油联锁保护试验

28.5.1.1. 试验的目的： 

检测低油压保护的可靠性。

28.5.1.2. 试验的条件 

1.机组起动前，在盘车状态或静止状态；

2.主润滑油泵运行，保持润滑油压0.24MPa；

3.备用交流润滑油泵、事故直流润滑油泵试转正常；

28.5.1.3. 试验方法（以A为主泵并正在运行为例）

1.检查机组处于停机状态，滑油系统无未终结工作票。

2.检查交流油泵已送电并打工作位，OPS投RUN USE。

3.检查直流油泵已送电并投“REMOTE”位。

4.检查OPS上交流油泵#A为主泵，检查该泵出口压力正常。

5.在集控室按下备用交流油泵#B紧急启动按钮。

6.检查备用交流油泵已启动，油泵出口压力正常。

7.松开交流油泵#B紧急启动按钮，停该交流油泵。

8.在集控室按下直流油泵紧急启动按钮。

9.检查直流油泵已启动，油泵出口压力正常。

10.松开直流油泵紧急启动按钮，停直流油泵。

11.关闭运行交流油泵#A出口压力开关二次门。

12.缓慢开运行交流油泵#A出口压力开关放油门。

13.检查备用交流油泵#B联动，关运行交流油泵#A出口压力开关放油门。

14.缓慢开运行交流油泵#A出口压力开关二次门。

15.在OPS上选#B为主泵，停交流油泵#A。

16.关闭运行交流油泵#B出口压力开关二次门。

17.缓慢开运行交流油泵#B出口压力开关放油门。

18.检查备用交流油泵#A联动，关运行交流油泵#B出口压力开关放油门。

19.在OPS上选#A为主泵，停交流油泵#B。

20.关闭供油母管压力变送器二次门。

21.缓慢开供油母管压力变送器放油门。

22.检查供油母管压力小于0.189MPa时备用交流油泵#B联动。

23.关供油母管压力变送器放油门。

24.缓慢开供油母管压力变送器二次门。

25.在OPS上选#B为主泵，停交流油泵#A。

26.检查供油母管压力开关放油总门已开。

27.关闭供油母管压力开关&压力表1、压力表2、压力表3二次门。

28.缓慢打开供油母管压力开关&压力表1放油门，检查压力下降至0.169MPa指示灯变亮，然后关闭供油母管压力开关&压力表1放油门。

29.缓慢打开供油母管压力开关&压力表2（或压力表3）放油门，检查压力下降至0.169MPa指示灯变亮，然后关闭供油母管压力开关&压力表2（或压力表3）放油门。

30.检查直流滑油泵已启动。

31.缓慢打开供油母管压力开关&压力表3（或压力表2）放油门，检查压力下降至0.169MPa指示灯变亮，然后关闭供油母管压力开关&压力表3（或压力表2）放油门。

32.打开供油母管压力开关&压力表1、压力表2、压力表3二次门。

33.停直流油泵，并恢复到备用状态。

28.5.1.4. 注意事项：

1.原则上滑油泵联锁试验必须在停机状态时进行，如需在运行中进行本试验，必须得到运行部部长同意，且运行部专工、热工相关人员到现场。

2.在投盘车状态下进行滑油泵联锁试验，也必须防止滑油泵全停事件发生。除非机组已停盘车，否则试验时滑油泵不得打在“试验”位。

3.试验中出现油泵全停，应立即停盘车，如缸温高则汽机保持闷缸，记录停盘车时间，在大轴上画线，用手动盘车工具每半小时盘动180度，直至油系统恢复运行或缸温达到停盘车条件。

28.5.2. 密封油联锁保护试验

28.5.2.1. 试验目的 

检测低密油压、油氢差压保护的可靠性。

28.5.2.2. 试验的条件 

1)机组起动前，在盘车状态或静止状态；

2)主密封油泵运行，保持油氢差压0.06MPa；

3)备用交流润滑油泵、事故直流润滑油泵试转正常；

28.5.2.3. 试验方法（以A为主泵并正在运行为例）

1.检查机组处于停机状态，密封油系统无未终结工作票。

2.检查交、直流密封油泵已送电投“REMOTE”“NORMAL”位，OPS上投AUTO。

3.检查#A交流密封油泵在运行，密封油压、油氢差压正常。

4.关闭交流密封油泵出口压力表隔离阀S-15。

第八篇 机组试验
第28.章 燃机、汽机试验

28.2. 实际超速试验

28.2.1．实际超速试验目的

通过实际提高汽机转速的方法检查超速跳闸系统的功能。这个试验应在新机组或大修过后机组带负荷运行的早期完成，且应在甩负荷试验前必须完成。

28.2.2．实际超速试验的条件

1．机组模拟超速试验成功，并恢复正常；

2．机组带200MW或以上负荷连续运行4小时以上；

28.2.3实际超速试验步骤：

1．确认机组带200MW或以上负荷连续运行4小时以上，运行无异常；

2．选择“NORMAL STOP”，并确定机组正常降负荷直至解列；

3．在机组解列后五分钟内，选择“NORMAL START”，确认机组维持在 3000rpm稳定运行。

4．断开41E，确认机组失磁；

5．确认机组大轴附近无人；

6．确认机组控制油危机跳闸手动把手旁有人待命；

7．确认OPS上已做好实际超速记录曲线图；

8．选择“MAIN ON”或“BACKUP ON”准备进行主超速试验或备用超速试验；

9．选择“OST TEST ON”，并确认机组转速自动上升；

10．选择“OST SPEED AUTO INCREASE”,确认机组转速自动上升；

10．试验期间注意观察机组各轴瓦振动、瓦温、回油温度以及低压透平排汽温度；

11．当进行主超速试验时，确认机组转速升至3300rpm左右跳闸，并发出“ELECECOVER SPEED TRIP（TPP）”报警，如转速超过 3300rpm后仍未跳闸，则手动跳闸；

12．当进行备用超速试验时，确认机组转速升至3330rpm左右跳闸，并发出“BK ELECOVER SPEED TRIP（TPP）”报警，如转速超过 3330rpm后仍未跳闸，则手动跳闸；

13．记录跳闸转速。

28.3. 机组甩负荷试验

机组甩负荷试验不作为规定性项目，通常在大修后进行。试验时必须与电网联系并由总工程师级以上人员监护。

28.3.1. 试验目的

1.考核机组甩负荷工况下控制系统的控制性能，即能否控制机组转速不超过电超

速保护动作定值，且能够维持机组空负荷稳定运行。

2.考核机、炉、电各主、辅机设备对甩负荷工况的适应能力。

根据需要，甩负荷试验可分别在50%，75%和100%负荷进行。

28.3.2. 试验条件

1.机组经72 h试运，主要设备无重大缺陷，操作机构灵活，主要监测仪表准确。

2.热工、电气保护回路接线正确，保护动作可靠。

3.调节系统的油质合格，静态关系、速度变动率、迟缓率均符合要求(一般δ ≤5 %、  ε≤0 .3％)

4.高、中、低压自动主汽门及调速汽门油动机无卡涩，关闭时间满足要求。

5.主汽门及调节汽门严密性试验合格，符合电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)第572条或制造厂要求。

6.超速试验合格，手动紧急停机动作良好。

7.锅炉过热器、再热器、汽包安全门调试合格。

8.发电机主断路器和灭磁开关跳合正常。

9.试验用设备、仪器校验合格并接入系统。

10.试验组织机构成立，明确了职责分工。

11.试验操作措施已编制审批，并为运行操作人员所熟知。

28.3.3. 试验步骤

1.联系热工做高速数据采集，至少应含：转速、CSO、燃料流量控制阀位置、燃料压力控制阀位置、发电机电流/电压、励磁机电流/电压

2.试验前机组应保持试验负荷（50％、75％或100％额定负荷）稳定运行至少1小时。

3.检查机组运行参数正常且稳定。

4.凝汽器水位保持高位。

5.手动断开发电机主开关（GCB）。

6.观察记录转子转速飞升过程。

7.监视高、中、低压调门应迅速关闭；COS快速降到最小CSO，燃气流量控制阀快速关小，IGV关小。

8.调门关闭后，监视高、中、低旁路应迅速打开，相应旁路喷水减温阀、凝汽器水帘喷水阀也应打开，旁路系统转入压力控制运行方式，并维持余热锅炉的热备用状态，监视余热锅炉汽包水位保持正常。

9.监视机组转速重新稳定于额定转速后，低压调门自动打开到冷却位置。

10.根据试运安排，机组重新并网带负荷或停机。

28.3.5. 试验安全注意事项

1.监视转速，随时做好打闸准备，当发现以下现象时，立即打闸：

1）机组各项参数达到主保护动作值而保护未动（是否破坏真空按规程处理）；

2）转速超过跳机3300RPM而保护未动作；

3）甩负荷后，若调速系统发生长时间大幅摆动，不能有效控制转速或机组发生振动。

2.甩负荷后，迅速进行以下检查：

1）汽机旁路的动作情况，旁路管道是否有异常振动，破裂等；

2）轴封压力及各主要辅机的运行状况；

3）机组各参数：汽包和凝汽器水位、各燃料阀开度、燃烧室压力、BPT温度、燃机排气温度、燃机各叶轮空间温度、轴向位移、差胀、各轴承振动、汽缸温度、高压缸排汽温度、控制油压、凝汽器真空、排汽温度等；

4）高排逆止门的关闭情况；

5）汽缸本体疏水门的动作情况；

6）调压站阀门是否动作，必要时进行复位。

3.确认一切正常后，若要并网带负荷，应按照缸温启动汽机升负荷，注意空载时间不宜过长，严密监视机组负胀差。

4.若甩负荷后，机组危急遮断器动作，应立即进行以下操作、检查：

1）检查IGV关闭、燃烧室旁路阀全开；

2）确认各燃料调节阀关闭、燃料截止阀关闭、通风阀开启。

第22.章 220KV GIS 规程

22.1. 设备规范 

22.2. 220KV GIS 运行规定

22.2.1. 开关操作运行规定

1. 开关投运前应检查 SF6 气体压力正常，操作油压力正常。

2. 油泵起动前应先检查油位，缺油情况下不得操作。

3. 开关分合操作后应注意位置指示器与实际一致。

4. SF6 开关原则上只能远方操作，不得进行就地分合闸操作。

5. 检修后的开关在投运前应测量绝缘值合格，不合格不得投运。

6. 开关重合闸动作后，无论成功与否，均应对开关进行全面检查。

7. 开关除检修状态外， “远方/就地”切换开关应切于“远方”位置。

8. 冬季气温低或梅雨潮湿天气时应投入开关就地控制箱和就地端子箱的加热器。

22.2.2. 避雷器运行规定

1. 恶劣天气应尽量避免靠近避雷器。

2. 母线充电试验时，避雷器附近不应站人。

3. 不得使用闸刀拉合故障避雷器。

4. 避雷器动作后，除应对避雷器进行必要的检查外，还应做好记录。

5. 每周记录泄漏电流。

6. 当泄漏电流大于正常值 1.2 倍时，应加强监视。

7. 当泄漏电流大于正常值 1.4 倍时，应报告有关部门，将该组避雷器停役进行试验检查

8. 开关及避雷器动作计数器，应记录累积动作次数和时间，无命令不得自行复归。开关还应区分正常操作开断和事故开断次数。

22.2.3. 220kV CT运行规定

1. 运行中的 CT 二次侧严禁开路。

2. 设备检修时，应根据工作需要将相应母差保护 CT 短接，退出母差回路。

3. 元件倒闸操作后应检查该元件母差电流回路切换正常。

4. CT 隔离操作应确保 CT 各侧闸刀及开关三相断开

22.2.4. PT运行规定

1. 运行中的 PT 二次侧不得短路。

2. 母线 PT 应随母线一同停、运。当仅需停一组 PT 检修时，应先将两组母线电压互感器并联切换装置开关合上,并通知维修人员调整各元件保护装置二次电压回路接线。

3. 母线 PT 投入操作应按 PT 一次闸刀，PT 二次侧空气开关的顺序进行；停电时反之。

4. 线路 PT 投入时，应在线路闸刀合上前合上 PT 二次空气开关。停电时应先断开线路开关，拉开线路闸刀后才能断开压PT 二次空气开关。

22.2.5. 其他运行规定

1. GIS 外壳允许温升：直管母线段及人员易接触处，不高于 30℃，人员不易接触处，不高于45℃。

2. GIS 室空气中 SF6，气体含量不应大于 20ppm（体积比）

22.3. 220KV 系统运行方式

1. 220KV 为大电流接地系统，正常运行方式：I 母中性点接地点为#1 主变，II母中性点接地点为高备变。接在220KV 母线上变压器的中性点刀闸拉合应根据中调命令进行；

2. 220KV 系统为两母线结线方式，220KV 母线固定联结方式：#1、#3 主变、前平甲线、前象甲线、#1 孖洲变接 I 母，#1 主变、高备变、前平乙线、前象乙线接、#2 孖洲变接 II 母，母联开关接于 I 组，II 组母线之间，正常时处于合闸位置；

22.4. 220kV GIS 操作

22.4.1. 220kV GIS运行操作的一般规定

1. 220kV GIS 的开关，隔离开关的运行操作，应在远方进行，只有在远方操作失灵且短时不能消除缺陷又影响事故处理时，才能在就地操作。

2. 停电检修中的间隔的开关、隔离开关、接地刀闸可以在就地进行操作。

3. 执行操作前应通知所有人退出 GIS 室，如有设备检修，应通知检修人员暂停工作，并退出GIS 室

4. 线路快速接地开关操作合闸前，应确认线路确实停电后才能进行操作。

5. 所有隔离开关、检修用接地刀闸、快速接地开关，确需进行手摇操作时，确认该间隔已停电后，才能进行操作。

22.4.2. 220kV GIS送电操作前，必须全面检查，具备下列条件

1. 检修工作完成，工作票收回，安措拆除。现场清洁，无杂物。

2. 开关三相断开，位置指示正确一致，回路设备正常，符合投运条件。

3. 开关回路一、二次接线完整，端子无松动，绝缘无破损，各二次接头连接紧固。

4. 检查刀闸位置指示在“分”位置

5. 油泵油压、油位正常，无漏油现象。

6. 油泵电源送上，油压指示正常。

7. SF6 气体密度、压力正常，无泄漏，各阀门位置正确、锁好

8. “远方/就地”切换开关在“远方”位置。

9. 开关、刀闸远方操作试验良好。

10. 就地屏设备闭锁开关置于闭锁位置

11. 抄计开关的动作次数

12. 检修后 SF6 开关，送电投运前必须经过就地分合闸操作试验。

13. SF6 开关气压低于 0.575Mpa,禁止进行停送电操作

22.5. 巡视与维护

22.5.1.对220kV GIS 的检查分为两种，规定如下：

1. 检查：运行班每班至少进行一次全面巡视。

2. 重点检查：发现异常现象或内部故障后或主开关事故跳闸后，运行人员应重点检查有关设备和部位。

22.5.2.运行巡视的一般规定

1. GIS 每值应巡检一次以上，并按规定抄记运行日记

2. 进入室应先开启通风系统，待通分 10 分钟以上才能进入室内

3. 巡视中如遇有操作，应先离开设备退出室外。操作完成后再继续巡视。

22.5.3.运行中的 GIS 外部巡视检查内容

1. 开关、隔离开关检修用接地开关、快速接地开关位置指示器正常，标示牌完好，无脱落

2. 壳体及支架的生锈和损伤情况；

3. 指示灯、电加热、照明装置完好；

4. SF6 气体压力表指示正常（做记录），黄色气体管路无变形损坏，各阀门位置正确，无泄漏；

5. 液压操作机构压力指示正常，压力开关动作正常，无漏油现象，油箱油位正常，液压油油色正常，油泵启动次数正常，高压蓄能器无漏汽现象。

6. 控制柜模拟图上各开关刀闸位置指示与实际状态相符，各指示灯指示正常，运行中的设备控制方式选择开关投入“远控”位置，运行中的设备测控柜上闭锁开关应投“闭锁”位置。

7. 接线端子，二次端子，GIS 外壳无局部过热现象，如接地端子，电缆终端

8. CT 外壳无损伤，二次接线盒完好，无松动

9. 室内无异音、异臭。

10. 刀闸操作连杆和拐臂无松脱变形

11. 记录开关及避雷器动作计数器指示值

12. 观察架空出线的瓷套管外绝缘污染情况，无闪络痕迹

13. 导线接头无过热、无断股，瓷瓶无破裂现象

22.6. GIS 异常及故障处理

22.6.1. 220kV GIS SF6漏气时的处理

1. 气室发生漏气时，应首先确认漏气所在气室和隔离范围，防止由于连接的一次设备未及时隔离，扩大事故

2. 当同温下相邻两班 SF6 气压读书差值达到 0.01-0.02Mpa 时，应汇报值长，立即通知检修人员检漏或补汽

3. 当开关室压力低于 0.575 Mpa，其它气室低于 0.35 Mpa，报警后补汽仍无法恢复正常压力，或开关气室压力下降并接近0.55 Mpa，或已查明漏气点不能消除时，应尽快向中调申请停电、隔离处理

4. 当开关气室压力低于 0.55 Mpa 时，开关分合闸自动，禁止分合闸，取下控制保险

5. 当开关被闭锁时，若操作油压正常，立即申请停电，采用串联开关断电的办法退出故障开关。若操作机构油泵不能正常自启动，应立即通知检修人员配合，恢复液压操作机构的正常运行。

22.6.2. 220KV GIS SF6漏气时隔离范围

1. 开关或开关负荷侧气室漏气，停该间隔。拉开开关至母线的二把刀闸;

2. 母线侧刀闸气室漏气，停该间隔和该联接母线，拉开开关至母线的二把刀闸;

3. 母线分气室漏气，停该母线及分气室对应的几个间隔，拉开刀闸;

4. 母联开关气室漏气，停母联开关，拉开母联开关两侧刀闸;

5. 母线 PT、避雷气室漏气，停该母线;

22.6.3.220kV开关油泵启动频繁的处理

1. 检查承压油管路及油泵有无泄漏。若有泄漏，应通知检修处理。

2. 当油压低于操作闭锁压力时，应拉开开关直流控制电源，采用串联开关断电的办法退出故障开关，进行设备检修。若线路一时不能停役则用母联开关串路运行，根据调度令投入母联过流保护并调整相应的保护。

3. 运行中的开关处理液压操作机构缺陷时，应通知检修做好失压防慢分措施。

22.6.4.操作油压力低的处理

1. 检查油泵电源是否正常。

2. 检查油泵电机热偶保护有无动作

3. 当电源熔丝熔断或热偶动作后，应测量油泵电机绝缘。

4. 检查液压油管路有无泄漏;油箱油位是否正常。

5. 检查油泵电源接触器有无故障。

6. 当油压低于操作闭锁压力时，应拉开开关直流控制电源，采用串联开关断电的办法退出故障开关，进行设备检修。若线路一时不能停役则用母联开关串路运

行，根据调度令投入母联过流保护并调整相应的保护。

22.6.5.液压油压力高

运行中液压油压力高导致安全阀动作，油泵长时间运行时。应作如下处理:

1. 迅速断开油泵电源开关。

2. 检查油压力表、油泵接触器及时间继电器是否正常，若异常，应通知检修处理。

3. 当压力高于安全阀动作值时，安全阀拒动，除迅速停用油泵外，还应通知检修打开泄压阀，将压力降至正常值。

22.6.6. 220kV 系统电压低

现象

（1） 220kV 系统电压低于调度规定下限值。

（2） 某些线路或变压器可能过载。

处理

（1） 检查有关表计及设备情况，判断是否测量回路异常。

（2） 当证实为系统电压低时，应及时调整，联系值长提高机组无功出力，直至达到燃气蒸汽联合循环机组运行规程

203

机组最高允许出力。必要时可降低有功，增加无功以提高系统电压，调整无效应及时汇报调度。

22.6.7.220kV 母线 PT 二次侧空气开关跳闸 

现象

（1） 220kV 母差保护屏上“TV 断线”、故障 PT 侧母线“差动开放”、“失灵开放”灯亮。

（2） 网络监控系统警铃响，“光字报警”按纽红闪，与失压有关的监控单元“PT 断线”等光字牌红闪。

（3） 相应母线电压指示可能为零。

（4） 挂在故障 PT 侧母线的设备保护装置出现 “TV 断线”信号。

（5） 故障录波器动作。

处理

（1） 抢送压变二次侧空气开关一次，若不成功，说明二次回路有故障，不能再送，严禁两组PT 二次回路并列。

（2） 检查二次电压回路，若有明显异常时，应迅速予以隔离。

（3） 通知电气维修人员到现场检查处理。

（4） 汇报调度并根据调度命令停用电压异常母线连接元件的可能引起误动的保护压板。

（5） 若属于某一元件电压回路故障，应停用。并恢复正常元件二次回路的运行。

22.6.8.220kV 系统电压高 

现象

（1） 220kV 系统电压高于调度规定上限值。

（2） 机组无功输出可能过大。

处理

（1） 若为某台机组无功输出异常引起，则联系值长调节无功输出至正常值，电压仍过高时，由值长协调尽量减少各台机组的无功输出，必要时联系调度，考虑让允许进相运行的机组作进相运行。

（2） 此时应汇报调度。

22.6.9.220kV 系统频率异常 

现象及处理

（1） 系统频率应经常保持 50HZ 运行，偏差正常不得超过±0.2HZ。

（2） 当系统频率超过50±0.2HZ 时，如机组 AGC 没有投入，值长应不待中调命令立即参加系统频率调整、并报告中调值班员，直至机组达到最高、最低出力或频率恢复至50±0.2HZ 范围为止。 

22.6.10.220kV 系统振荡 

现象

（1） 电流、电压、有功、无功指示均作周期性摆动，电灯忽明忽暗。

（2） 机组及主变发出有节奏的轰鸣声。

处理

（1） 检查是否由于本厂发电机失磁引起，若是，应将失磁机组与系统解列。

（2） 迅速汇报值长、调度。对处于手动状态下的 AVR，应尽量增加输出，对自动状态的AVR 应任其动作，并密切注意发电机的电流等参数，防止发电机超温；若是系统频率升高应减发电机有功使频率以受端系统接近（但不得低于49HZ），如系统频率降低，应增加发电机有功以提高频率。

（3） 系统异步振荡时，不得任意将发电机解列。

22.6.11.220kV 线路开关跳闸 

现象

（1） 线路保护装置跳闸出口指示灯亮；操作继电器箱跳闸指示灯亮事故、报警音响发声，CRT 上跳闸开关红闪。

（2） 网络监控系统上跳闸线路三相电流、功率指示为零。

（3） 网络监控系统上故障单元光字牌清单中“某某保护动作”、“重合闸动作”等光字牌可能红闪，事故音响报警。

（4） 故障录波器录波动作，中央信号单元“故障录波动作”光字亮。

处理

（1） 检查表计、开关状态及保护动作情况，判断故障原因及范围。

（2） 无论开关重合闸成功与否都应汇报调度并对开关设备进行详细检查。

（3） 重合闸动作失败，则应立即汇报值长、调度。等待调度命令。

（4） 检查系统潮流变化及在运行线路负载情况，汇报值长及调度。

（5） 若确认为保护误动或故障处理完毕，根据调度及值长命令经同期或无压鉴定将跳闸线路投运。

22.6.12. 220kV母线故障

现象

（1） NCS 上事故音响报警，相应“I (II)母差动动作”。

（2） 母差保护装置保护动作指示灯亮

（3） 所有电气参数大辐波动。故障录波动作。

（4） 故障母线上所有开关跳闸，220kV 母联开关跳闸。故障母线电压指示到零。

处理

（1） 检查故障母线上所有连接开关跳开，否则手动拉开。

（2） 及时调整监视仍在运行中的母线、线路及发电机组。

（3） 监视运行中的 220kV 线路是否过负荷。

（4） 检查#10B 启备变工作状态，及时恢复厂用备用电源及跳闸机组厂用电运行。

（5） 全面检查故障母线及连接元件，若有明显故障，应予迅速隔离，若无法隔离或故障发生在母线上，应将完好设备冷倒至正常母线运行。

（6） 联系维修人员检查母差保护及其电流回路。

（7） 查明原因并消除后（或隔离后），联系调度，用外来电源向空母线充电。

（8） 接调度令，恢复母线正常运行方式。

22.6.13. 220kV开关失灵保护动作

现象

（1） NCS 上事故音响报警，相应“I(II)母失灵动作”光字亮。

（2） 拒动开关保护屏微机保护装置“保护动作”指示灯亮，该开关监控单元中“某某保护动作”等光字牌红闪，微机保护动作打印，故障录波装置动作。

（3） 拒动开关所属母线上所有连接开关和母联开关跳闸，该母线上所有电流、电压、功率指示失常或到零。

处理

（1） 根据保护动作、开关跳闸、表计指示、当时运行方式等情况，判断拒动开关。

（2） 全面检查现场情况，确定故障原因及范围。若确系开关拒动所致，应在检查拒

动开关两侧确无电压的情况下，迅速拉开该开关两侧闸刀，予以隔离，做好安全措施并通知检修。

（3） 其它按“母线故障”的方法恢复运行。

22.6.14. 220kV母线全停

现象

（1） 事故音响报警，“I 母差动动作”、“II 母差动动作”光字牌亮，母联失灵时还有“I母失灵动作”、“II 母失灵动作”、“母联失灵动作”等光字牌报警。

（2） 所有 220kV 开关红闪，电流、功率指示到零。

（3） 所有运行机组全部甩负荷，机组全停，厂用电中断。

处理

（1） 根据保护动作、开关跳闸、表计指示及事故发生时系统运行方式判断故障性质及范围并立即汇报值长及调度。

（2） 检查两组母线上所有线路、变压器开关已断开，否则应手动拉开。

（3） 全面检查现场设备情况，当有明显故障点时，应予以迅速隔离，并做好安全措施，通知检修处理。现场检查时应重点检查母联开关本体、开关流变侧设备及母联端子箱。

（4） 故障隔离后或查无明显故障时，应联系调度用系统电源向一组空母线充电。充电良好时，应迅速恢复#10B 启备变运行。

（5） 恢复机组及出线运行。

第21.章 SFC 设备运行

21.1. 技术规范 

21.2. 运行规定

1. 禁止打开通电和运行时的 SFC 设备如整流器柜、逆变器柜、变压器、DC 电抗器和谐波滤波器的柜门。

2. SFC 正常启动运行应在远方完成。

3. SFC 投入运行前，应确认发电机已具备启动条件。

4. 出现励磁系统自动失灵时，应禁止 SFC 投入运行。

21.3. SFC 投运

21.3.1. 投运行前准备工作：

1. SFC 相关设备所有检修工作已结束，工作票已回收，检修人员已撤离，现场无遗留杂物。

2. 检查发电机具备启动条件，其出口隔离开关及开关均在分闸位置

3. 检查发电机励磁系统各路电源送上，无报警信号，在自动方式。

4. 停运超过 7 天、一次回路检修后或电气回路出现结露、水淋等情况，启动前用1000V 绝缘表测 SFC 变 6KV 绝缘，用 500V 绝缘表测 SFC 整流输入侧、逆变输出侧绝缘，SFC 各侧绝缘应大于 5MΩ。。

5. 送上 SFC 控制柜的、滤波器柜、逻辑切换盘的交、直流电源。检查各信号正常无不可复归报警。

6. 合上滤波器刀熔开关及负荷开关。

7. 将启动励磁变及 SFC 6KV 电源开关送至工作位置，送上控制电源，置远方，投入保护装置，检查正常。

8. 送上 SFC 开关切换盘开关控制电源，置“远方”。

21.3.2. 投运

1. 机组在盘车状态，具备用启动条件，AVR 在自动方式，在 TCS 上选择 SFC；

2. 检查 SFC 6KV 开关、SFC 至发电机开关、发电机 SFC 刀闸、启动励磁变高、低压侧开关合闸、发电机中性点刀闸分闸，直流电抗器风扇启动；

3. TCS 发启动令，检查 SFC 柜运行灯亮，机组转速按启动曲线升速，发电机电流电压正常；

4. 检查励磁系统运行正常，各风扇自动投入运行。

5. 当转速升到燃机自持转速时，TCS 发停 SFC 指令，SFC 自动减出力到零，停止运行。

6. 检查 SFC 6KV 开关、SFC 至发电机开关、发电机 SFC 刀闸、启动励磁变高、低压侧开关合闸，发电机中性点地刀及励磁变低压侧开关合闸。SFC 在停运灯亮。

21.4. 检查维护

1. 外部检查：包括机械损伤、变形、锈蚀、过热等。

2. SFC 的运行声音正常，无异常振动。

3. 无烧焦等异味。

4. 检查控制面板及主要卡件指示灯指示正常，无报警信号。

5. 定期清洗空汽过滤器。

6. SFC 各部分电流电压正常，并按规定方式运行。

7. 当 SFC 停运行时，每周测各部分绝缘一次（参照投运前准备工作）。

第20.章 发电机出口开关

20.1. 技术规范

型号

HECS-100XL

开断电流

100KA

额定电流

13000A（无冷却）/18000A（冷却器运行）

额定电压

25.3 KV

频率

50Hz

20.2. 发电机出口开关运行规定

1. SF6气压：开关内SF6额定密度为40.7kg/m3(当环境温度为30℃时，约为

0.65Mpa),报警值为：36.1kg/m3,闭锁值为：34.7kg/m3。

2.正常运行中，出口开关密度指示器指针应在绿色的范围内。

3.正常运行中，冷却器运行时，开关额定电流为18000A，当冷却器退出运行时，额定电流为13000A，当冷却器故障后，开关可维持18000A电流运行30分钟，然后按1KA/分钟的速度减到13000A。

4.开关跳闸后，应记录跳闸时的电流。

5.正常运行时，各转换开关（钥匙）的位置：主变侧隔离开关、接地刀闸、SFC隔离开关的旋转手柄在正常位置（允许马达驱动，不允许摇把操作）；入口钥匙拔出；合、分闸锁定钥匙插入；冷却器方式选择为“远方”。

6.开关解体检修前，应先将开关机构释能。

20.3. 发电机出口开关操作条件

20.3.1. 远方跳开关条件：

1.开关在合闸位置

2.控制电源正常

3. SF6密度足够

4.弹簧已储能

20.3.2. 远方合开关条件：

1.开关在分闸位置

2.控制电源正常

3. SF6密度足够

4.弹簧已储能

5.主变侧隔离开关在合闸位

6. SFC隔离开关在分闸位

7.两侧接地刀闸在分闸位置

20.3.3. 远方主变侧隔离开关合闸条件

1.旋转手柄指在正常位置，入口钥匙已取出；

2.开关在分闸位置

3.开关两侧接地刀闸在分闸位置

4. SFC隔离开关在分闸位置

20.3.4. 远方主变侧隔离开关分闸条件

1.旋转手柄指在正常位置，入口钥匙已取出；

2.开关在分闸位置

20.3.5. SFC隔离开关合闸条件：

1.旋转手柄指在正常位置，入口钥匙已取出；

2.开关在分闸位置

3.发电机侧没电压

4. SFC没有运行

20.3.6. SFC隔离开关分闸条件：

1.旋转手柄指在正常位置，入口钥匙已取出；

2.开关在合闸位置

3. SFC没有运行

20.3.7. 两侧接地刀闸合闸条件：

1.旋转手柄指在正常位置，入口钥匙已取出；

2.主变侧隔离开关在分闸位置

3.接地刀闸所在点没有电压

20.3.8. 两侧接地刀闸分闸条件：

旋转手柄指在正常位置，入口钥匙已取出；

20.3.9. 隔离开关手动操作的步骤：

1.将入口钥匙插入钥匙口

2.顺针转动入口钥匙90°

3.逆时针转动旋转手柄15°。

4.插入摇把，并转到“ON”（合闸）或“OFF”（分闸）位置。

20.4. 发电机出口开关的运行维护

20.4.1. 机组启动前发电机出口开关应完成下列工作

1.检查有关工作票已结束。

2.一、二次接线连接良好，无松动。

3.解除发电机出口开关动触头闭锁

4.送上发电机出口开关、隔离开关及其控制系统和的控制、加热、动力电源。

5.配合维修完成开关的各项试验，并检查试验合格。

20.4.2. 发电机并网前发电机出口开关应完成下列检查项目

1.检查各开关及隔离开关柜上位置信号无异常，机械位置指示正确。

2.检查SF6密度正常。

3.检查就地各选择开关设置在正常运行方式，开关及各隔离开关运行方式正确。

4.检查无异常报警信号。

5.冷却器投运正常。

20.4.3. 发电机出口开关运行中的检查项目

1.发电机出口开关在正常运行时，除了完成并网前的检查项目外，还需要完成下列项目：

2.检查各信号正常。

3.冷却器运行正常，温度正常，开关无异常声音振动，无异味。

4.开关电流不超额定

20.5. 异常及事故处理

20.5.1. 开关内的压力低于合闸闭锁压力。

现象：

1.集控有相应报警。

2.合闸回路被闭锁。

3.就地低压侧压力表指示低于32.6bar。

原因：

减压装置故障。

处理：

迅速通知检修处理。

20.5.2. 开关内的密度低

现象：

1.集控有相应报警

2.合跳闸回路被闭锁。

3.就地密度指示器指向黄色或红色区。

处理：

1.迅速接开开关控制电源，在远方和就地挂上禁止操作警示牌。

2.及时联系维修人员补SF6.

3.稳定机组运行作好事故预想，当机组出现异常情况时，主即切换厂用电，用主变高压侧开关停机。

20.5.3. 冷却风机全停故障

处理：

1.可以带18000A电流运行30分钟，后以1KA/MIN的速率降发电机定子电流至13000A。

2.通知检修迅速处理。