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1汽机专业:汽机紧急停机条件1.汽轮机转速超过危急保安器动作转速而危急保安器拒动。2.轴向位移超过保护动作值而保护未动。3.汽轮机发生水冲击、高中压缸上、下缸内表面温差超过56℃。4.机组突然发生剧烈振动达保护动作值而保护未动作或机组内部有明显的金属撞击声。5.汽轮机任一轴承断油，或其回油温度达82℃。6.汽轮机轴承（#1～#6）金属温度达113℃，发电机轴承（#7～#9）金属温度达107℃，汽轮机推力轴承金属温度任一点达107℃。7.发电机氢气系统发生爆炸。8.轴承或端部轴封磨擦冒火花时。9.轴承润滑油压下降至0.045MPa，而保护不动作。10.主油箱油位急剧下降至1391mm以下。11.发电机冒烟、着火。12.机组周围或油系统着火，无法扑灭并已严重威胁人身或设备安全。13.厂用电全部失去。汽机紧急停机操作及处理1.在集控室手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机跳闸手柄，确认发电机解列，汽轮机转速下降；检查确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、各级抽汽逆止门关闭，高排通风阀开启，高压导汽管通风阀开启。2.启动高压密封备用油泵、交流润滑油泵、顶轴油泵运行。3.检查汽机本体及主再热汽管道、抽汽管道疏水门自动开启。4.停运真空泵、主机转速降到2700rpm以下开启真空破坏门，关闭至凝汽器所有疏水门。5.检查汽动给水泵联动跳闸。6.将四段抽汽用户全部切换至辅助蒸汽供汽。7.真空到0，停轴封供汽。8.转速至0，投入盘车运行，记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。9.停机过程中应注意机组的振动、轴向位移、差胀、润滑油压、油温、密封油氢差压正常。10.应到现场仔细倾听机组内部声音，当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时，严禁立即再次启动机组。给水流量突降或中断的处理1.给水泵故障，备用给水泵未能投运时，应立即手动启动备用给水泵。2.有关阀门被误关时，应设法手动开启。3.给水自动装置不正常时，应手动维持给水流量正常。4.当给水流量≥402t/h时，应紧急减少燃料量，使燃料量与给水流量相适应，并检查风量自动正常。控制锅炉的汽压、汽温正常，并设法提高给水流量，尽快恢复机组正常出力。5.当给水流量≤281t/h在15s内不能增加至＞281t/h时，将产生MFT。若MFT未动作时，应立即手动MFT。6.当给水流量≤246t/h在3s内不能增大至＞246t/h时也将产生MFT。若MFT未动作时，也应立即手动MFT。凝汽器真空下降的处理1)发现真空下降，首先应对照低压缸排汽温度进行确认是否确实下降，并查找原因进行相应处理。2)发现凝汽器真空下降至-88kPa时，立即启动备用真空泵运行，提高凝汽器真空，如真空继续降低，应按真空每下降1kPa，减负荷60MW，凝汽器真空降至—76.64kPa，应减负荷至零。3)机组负荷＞10%额定负荷时，真空低至-73.34kPa时，应手动停机。4)机组负荷≤10%额定负荷时，真空低于-70.kPa，汽轮机真空低保护动作跳闸，否则手动停机。25)凝汽器真空下降时，应根据低压缸排汽温度升高情况，开启低压缸喷水电磁阀，控制排汽温度不超过79℃，排汽温度达121℃且持续15min或＞121℃应停机。6)因真空低紧急停机时，应立即切除高、低压旁路，关闭所有进入凝汽器的疏水门。7)真空低报警至停机时间不得超过60min。8)检查当时机组有无影响真空下降的操作，如有立即停止并恢复到原运行方式。9)因循环水中断或水量不足引起的真空下降，应立即启动备用循环水泵；如果凝汽器管脏污，加强清洗；如循环水全部中断，应立即打闸停机，并关闭凝汽器循环水进出水门，待凝汽器排汽温度下降到50℃左右时，再向凝汽器通循环水。10)循环水水量减少时，应检查运行循环水泵工作是否正常、出口蝶阀是否全开，备用泵碟阀关闭是否严密，否则启动备用泵，检查凉水塔来水滤网是否堵塞，特别是冬季防止冰块堵塞滤网，并及时清理滤网，检查循环水水室能否放出空气。11)检查真空泵运行情况，及时调整汽水分离器水位正常，若备用真空泵入口门不严时切换备用泵运行。12)检查轴封系统工作情况，及时维持轴封压力正常。13)检查凝汽器水位，水位高时及时调整。14)检查凝水补水箱水位是否正常，如水位低时关闭凝水输送泵至凝汽器补水门，待水位正常后再打开。15)若仪用气压力低，导致真空泵入口碟阀关闭，及时恢复仪用气压力正常，并根据真空降负荷。16)因凝汽器真空系统漏空气引起的真空下降，按下列步骤处理A.检查真空破坏门及真空系统的有关阀门是否误开，如误开立即关闭。B.对真空系统的设备进行查漏和堵漏。如轴封加热器∪型管水封不正常，应注水至正常；真空破坏门不严密，应关严并注水；给水泵密封水不正常，水封∪型管泄漏时，应立即调整水封∪型管水位正常或立即隔离水封∪型管，将密封水回水倒至地沟，待调整水封正常后重新倒回凝汽器。C.小机真空系统泄漏，不能维持在低真空报警值以上，减负荷至80%额定负荷，启动电泵、停故障小机，关闭排汽碟阀及疏水，进行处理。真空降到－47.7kPa，小机跳闸，否则手动停机。除氧器正常运行维护1.除氧器正常运行中应注意监视除氧器压力＜1.012MPa，温度≯374℃，与当时机组运行工况相对应，滑压范围0.05～1.012MPa。2.除氧器的就地水位计与DCS上水位指示值要经常校对，保持一致。3.除氧器的水位控制应投入自动，保证除氧器在正常水位运行。4.除氧器正常运行中辅汽作为备用汽源时，辅汽至除氧器压力调节门手动隔离门应全开，门前疏水微开，压力调节门应投入自动。5.除氧器正常运行中溶解氧应符合要求（≤5PPb）。6.除氧器出水温度≤187℃。规程修改润滑油压力低保护定值#2机汽轮机润滑油油压降至0.08MPa报警，降至0.075MPa联动交流油泵，降至0.06MPa联动直流油泵，并停机投盘车，降至0.03MPa时停盘车。加热器投停操作原则1加热器投运时，应先投水侧再投汽侧；停运时，应先停汽侧再停水侧。低压加热器在凝结水系统注水时应投运水侧，高压加热器在锅炉上水时应投入水侧，完成低压注水投运。2＃8A/B、＃7A/B低加汽侧在机组冲转时随机滑启，＃6、5低加在机组并列后依次投入。高压加热器在机组负荷达30%投入。投高加时应遵循从低压到高压的原则，停时则相反。3严禁泄漏的加热器投入运行。4加热器必须在水位计完好，报警信号及保护装置动作正常的情况下投入运行。5加热器投停过程中应严格控制低加出水温度变化率≯3℃/min，高加出水温度变化率≯1.83℃/min。规程修改轴封汽温度定值160-200℃3规程修改主蒸汽温度低保护定值锅炉MFT主保护当汽轮机主汽门前主蒸汽温度过热度低于56℃时，锅炉MFT动作。保护动作时，锅炉MFT，跳闸磨煤机、给煤机、一次风机，关闭燃油快关阀，切断进入锅炉的一切燃料，同时汽机联跳，发电机解列。F2（P1，T1）12345678调节级压力（MPa）04.78.612.916182230饱和温度（℃）100260300330347357374374增加56℃的过热度后的主汽温最终定值（℃）316316356386403413430430规程修改给水压力低联泵报警值、联泵值锅炉主给水压力低报警≤12.0MPa锅炉主给水压力低低联锁联启电动前置泵、电动给水泵≤11.0MPa小机联锁保护序号信号名称类别作用定值1轴向位移大报警正向报警≥0.7mm2轴向位移大报警负向报警≤-0.7mm3轴向位移大大保护正向跳机≥0.9mm4轴向位移大大保护负向跳机(定值加上轴推间隙值)≤-0.9mm5排汽真空低报警≤67.7kPa6排汽真空低低保护小机保护≤47.7kPa7安全油压低低保护小机保护（PS112，PS113二取一且延时3S）≤6MPa8小机转速联锁启盘车≤30rpm9小机转速联锁停盘车（与盘车电机已启动）≥50rpm10轴承振动大报警≥0.1mm11轴承振动大大保护小机保护≥0.15mm12小机超速保护小机保护6069rpm13小机超速保护后备超速保护6242rpm14推力轴承温度高报警报警1报警2≥75℃≥90℃15支持轴承温度高（前、后）报警报警1≥75℃4报警2≥90℃16前轴承及推力轴承回油温度高报警≥65℃17前轴承及推力轴承回油温度高高保护跳小机≥75℃18后轴承回油温度高报警≥65℃19后轴承回油温度高高保护跳小机≥75℃20冷油器出口温度高报警≥50℃21润滑油箱油温低联锁投油加热器≤25℃22润滑油箱油温高联锁停油加热器≥30℃23润滑油压低I值报警≤0.15MPa24润滑油压低II值联锁联启备用主油泵≤0.14MPa25润滑油压低III值联锁联启直流油泵≤0.1MPa26润滑油压低III值保护跳小机≤0.08MPa27油箱油位高报警450mm28油箱油位低报警150mm29轴偏心大报警0.13mm31冷油器出口油温高报警≥50℃32四抽至小机供汽母管压力低报警≤0.41MPa电气专业1、发电机紧急停运条件。1.发电机着火或发电机内氢气爆炸。2.危及人身安全。3.发电机滑环碳刷严重冒火，且无法处理。4.发电机滑环冒烟着火。5.发电机断水，保护未动。6.发电机漏水且伴随有定、转子接地。7.发电机大量漏水。8.发电机发生剧烈振动。9.发电机定、转子温度急剧升高。10.发电机定子冷却水导电度升高至9.5μs/cm。11.发电机密封油系统故障，油氢差压维持不住，发电机大量漏氢。12.发电机负序电流突然增加且不返回，同时发电机轴承振动突然增大，定冷水压突然升高，发电机线圈层间温度和进出水温度突然升高，内冷水检漏装置检测到发电机内漏时。2、变压器紧急停运条件。1.变压器内部有不均匀的噪声和爆炸声。2.套管炸裂，闪络放电。3.变压器冒烟着火，压力释放阀动作。4.引线端子熔化。5.变压器大量漏油且无法消除。6.变压器绝缘油变色严重，且油内出现碳质。57.变压器在正常负荷及冷却条件下，上层油温或线圈温度超过极限值，并急剧上升。8.变压器过励磁达极限值，且保护未动作跳闸。9.发生危及变压器安全的故障，而变压器有关保护拒动。10.变压器附近设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁。11.发生人身触电而又无法脱离电源。12干式变压器有放电声并有异臭味。3、发变组保护运行规定。1.发变组正常运行中，保护全部投入运行（转子接地保护只投入A屏或B屏的“转子一点接地保护”，另一屏“转子一点接地保护”及两屏“转子两点接点保护”不能投入，当“转子一点接地保护”动作信号发出后，投入本屏“转子两点接地保护”）。2.发电机停机后应，解除“汽轮机联跳发电机”保护。3.发变组保护动作后，应立即准确记录有何保护动作、保护动作时间，做好记录后再复归保护。4.发电机并列前应投入“热工保护”压板。5.发电机解列停机后，应解除“热工保护”压板。6.高厂变、高硫变压力释放保护正常运行情况下仅投信号。7.主变压力释放保护正常运行情况下投入。4、发变组配备哪些主保护？序号保护名称动作出口全停程序跳闸灭磁减出力跳本分支断路器闭锁厂用电快切启动厂用电快切启动失灵信号1发变组差动★★★★2主变差动★★★★3发电机差动★★★★4发电机匝间保护★★★★5高厂变差动保护★★★★6高硫变差动保护★★★★7主变重瓦斯、压力释放、绕组温度跳闸★★★8高厂变重瓦斯、压力释放、绕组温度跳闸★★★9高硫变重瓦斯、压力释放、绕组温度跳闸★★★10主变低阻抗保护★★★★11主变过激磁保护（定时限）★12主变过激磁保护（反时限）★★★★13发电机电压制动电流保护★★★★14发电机过流及对称过负荷保护（定时限）★15发电机过流及对称过负荷保护★★★★6（反时限）16发电机不对称过负荷保护（定时限）★17发电机不对称过负荷保护（反时限）★★★★18发电机失磁保护（t1）★★19发电机失磁保护（t2）★★★★20发电机失步保护（t1）★21发电机失步保护（t2）★★★★22发电机过激磁保护（定时限）★23发电机过激磁保护（反时限）★★★★24发电机定子接地保护（三次谐波）★25发电机定子接地保护（基波零序）★★★★26发电