[运行部锅炉专业个人工作总结及明年工作思路] 锅炉运行个人工作总结

在这繁忙的工作中不知不觉又快迎来了新的一年，2010年是有意义的，有价值的，有收获的。在这不平凡的一年中，我们坑口发电公司犹如一颗冉冉升起的明珠，各项经济指标再创新高。在这令人欣慰的季节里，在这辞旧迎新的日子里我们盘点了过去十个月收成，一年来在领导的帮助和指导下，全体运行人员兢兢业业，克尽职守，圆满地完成了领导布置的各项任务。同时我们也对过去一年里出现的欠缺和不足之处进行总结，把吸取的教训与经验进行分解落实，为新的一年工作开展提供有力基础。现将运行部锅炉专业的 工作总结 汇报如下，敬请领导提供宝贵意见。

第一部分 2010年工作回顾

一、各项指标完成情况

一)生产指标

1、主蒸汽温度：

1号锅炉完成53933℃，预计全年完成5395℃；

2号锅炉完成53886℃，预计全年完成539℃。

2、主蒸汽压力：

1号锅炉完成1663MPa，预计全年完成1664MPa；

2号锅炉完成1660MPa，预计全年完成1661MPa。

3、再热蒸汽温度：

1号锅炉完成52972℃，预计全年完成530℃；

2号锅炉完成53262℃，预计全年完成5328℃。

4、氧量：

1号锅炉完成414%，预计全年完成43%；

2号锅炉完成456%，预计全年完成46%。

5、供电煤耗：

1号锅炉完成34451g/KWh, 预计全年完成344g/KWh。

2号锅炉完成34492g/KWh，预计全年完成344g/KWh。

6、排烟温度：

1号锅炉完成13333℃，预计全年完成133℃；

2号锅炉完成13264℃，预计全年完成132℃。

7、引风机耗电率：

1号锅炉完成1082%，预计全年完成109%；

2号锅炉完成1157%，预计全年完成115%。

8、送风机耗电率：

1号锅炉完成0143%，预计全年完成014%；

2号锅炉完成0180%，预计全年完成017%。

9、一次风机耗电率：

1号锅炉完成1146%，预计全年完成114%；

2号锅炉完成1030%，预计全年完成102%。

10、磨煤机耗电率：

1号锅炉完成0521%，预计全年完成052%；

2号锅炉完成0471%，预计全年完成047%。

二)安全指标

1-11月份运行部负主要责任的人为事件共9起，其中责任一类障碍二起（即510轴振；1114除氧器水位），去年同期0起，上升200%；责任二类障碍6起，去年同期4起，上升150%；异常一起，去年同期1起，同比持平；人身轻伤0次，去年同期0次，同比持平。人身未遂0次，去年同期0次，同比持平，人员违章127起，装置性违章0起，文明生产不符12起，安全设施检查与治理84项。

二、主要工作完成情况

一）完善细化具体措施、狠抓落实、行之有效。

1）修定了《防止机组非计划停运的控制措施》，措施较详细的对机组正常运行中的参数调整、设备操作、设备巡检、定期工作、盘面监视、事故处理等全面做出要求和规定，通过一年的执行情况，措施得当，收到预期的效果。

2）完善了《防止锅炉四管漏泄的控制措施》，从运行控制方面对锅炉四管漏泄的原因进行分析，从启停机参数的控制、正常运行中汽温汽压的控制、吹灰的方式、汽包水位的调整、风量的合理分配等各方面制定措施，既优化了机组运行方式又减少了四管漏泄的发生。

3）针对锅炉操作频繁、操作量大的情况，对《防止误操作的措施》的相关内容进行了更新，对容易发生误操作的项目进行详细规定，如一次风机操作调整过程中在09年多次发生喘振现象，极易造成锅炉灭火现象的发生，2010年在《防止误操作的措施》中规定了禁止用“置数”方式对一次风机动叶进行操作，两台一次风机电流平衡调节的方法，2010年一次风机未发生喘振事件。

4）对《制粉系统及燃油系统的防火防爆措施》进行完善，规定运行人员每天对磨煤机顶部及电缆桥架上的积粉积煤进行清扫；机组停运后对原煤斗、给煤机等易着火部位进行定期测温，1F给煤机在停运过程中，及时发现箱体温度过高现象，采取有效措施避免了一次给煤机着火事件；对燃油系统管路、阀门进行定期巡检，共发现漏油现象两次，有效的控制了燃油着火重大事故的发生。

5）对《反事故措施》进行补充规定，要求各个班组每周有针对性的做两次反事故演习，每班做一个事故预想，并将过程在MIS系统中详细记录，有效的提高了运行人员应急处理事故的能力。同时对当班的存在的危险点、危险源进行查找与分析，并根据实际情况做出了相应的防范措施。

6）对《定期工作》不利于实际运行的情况进行改进完善，如各风机油站切换定期工作每月进行一次，间隔时间过长，使备用油泵在停运期间入口积存空气，发生备用油泵出现不打油现象，根据实际情况，及时对《定期工作》相关内容进行修改，原每月进行一次油站切换改为每周进行一次，在此之后每次风机油泵定期轮换时都正常，也能做到备用设备的缺陷能及时发现，使备用设备的起到备用的作用，提高了机组安全运行的可靠性。

二)不断优化调整方式，积累成功经验。

1) 由于磨煤机一次风流量表管在运行中易发生堵塞，一次风流量指示值瞬间变化过大，造成磨煤机因一次风流量低而跳闸的现象，由此带来的就是一次风机因磨煤机跳闸而风量瞬间减少扰动至喘振区发生喘振现象，极易造成锅炉MFT事件的发生，因此将磨煤机一次风流量改为报警点监视，不做为跳闸条件，改造后收效明显，有效避免了因测点跳变造成的设备误跳事件发生。

2) 由于磨煤机跳闸后联关冷热风调门及关断门，这样就会造成一次风流量的大幅度扰动，容易发生风机喘振现象，给锅炉的安全运行存在隐患，因此结合实际运行情况，将磨煤机跳闸的相关保护进行梳理，对磨煤机跳闸后不需要迅速切断风系统的保护进行修改逻辑，有效的减少了因磨煤机跳闸造成风机喘振锅炉发生灭火事件的发生。

3) 考虑到我厂为坑口电厂没有储煤仓的特点，入炉煤不能进行调配，入炉煤直接从煤矿皮带进入原煤斗，煤质变化较大，这样给锅炉自动调节带来困难，因煤质的变化致使锅炉自动跟踪迟缓，负荷响应速度慢，影响到机组的经济运行，经过讨论，将机组协调中煤质影响系数的修改权限直接交给运行值班员，运行值班员根据煤质变化情况随时修改煤质系数，克服了由于煤质变化影响机组负荷响应慢的问题。

4) 针对每次启动机组时厂用电偏大情况进行全面分析查找

问题点。通过分析，每次启炉过程中从锅炉吹扫至机组并网至少需6小时，在这6小时过程中，两台引、送风机、两台一次风机运行耗费厂用电量相当大，而在此期间各大风机的裕量非常大，甚至在空负荷运行。鉴于此种情况，我们偿试在启炉吹扫至并网带300MW负荷期间单侧风机运行，通过实践，此方案可行，每次启炉从吹扫至带300MW负荷按8小时计算能节约厂用电量18020KWh。

5) 停炉过程中不投油。以往停炉过程中为达到锅炉稳燃的

目的，要投入部分油枪运行，这样每次停炉都要消耗8吨燃油，为此专业制定了不投油停炉方案，在滑停炉时负荷逐渐降低，直至降至最低稳燃负荷240MW保持负荷稳定，当汽轮机缸温降至320℃时，锅炉手动MFT，停止所有燃料的供给，锅炉熄火，汽轮机根据汽温、汽压下降情况减负荷，机组负荷降至零时，汽轮机打闸，发电机解列，每次停炉可节约锅炉稳燃用油8吨。

6) 2009年锅炉运行中一次风压较高，在能满足锅炉正常运行需求情况下，采取逐步降低一次风压措施，通过不断实践，一次风压已由原15Kpa以上降至现在的13Kpa以下，对减轻磨煤机磨辊及衬板的磨损、减少磨煤机的振动以及防止空气预热器出口一次风膨胀节超压漏泄起到了极其重要的作用。

三）积极寻找节能途径、减排效果明显

1）锅炉定期排污工作每天进行一次，定排阀门操作频繁，定排系统压力为汽包压力，为锅炉最高压力点，势必造成阀门由于操作次数多和压力高等原因造成内漏现象。鉴于此种情况，在定排系统电动门后加装一道复合阀，定排时此门先打开，再开启电动门，定排结束后先关闭电动门，再关闭复合阀，减少高压汽水对复合阀的冲刷，避免了定排系统内漏造成的工质和热量不必要的损失。定排系统内漏时一台机组每天补水量在200吨左右，加装复合阀后每天的补水量仅为50吨左右，每天节省除盐水约150吨，减少热量损失49500万KJ，节省标煤169吨，收效明显。

2）渣浆泵启动补水增加一路本系统供水管路补水，以往每次进行渣浆泵切换时，都要需要补充工业水才能启动渣浆泵，每次启动渣浆泵需补充工业水20吨左右，这20吨工业水进入渣浆系统后将会造成渣浆系统水量过剩，使缓冲池因液位高发生溢流现象，造成水源浪费。渣浆泵启动用水改为本系统补水后，不需再从外界补充水源，每周切换渣浆泵至少两次，每月按8次计算可节省工业水160吨。

3）优化机组运行方式，根据煤质情况调整一次风压力，二次风采取缩腰式配风，减少周界风的用量，合理分配一、二次风配比，使锅炉燃烧逐渐趋于最佳状态。通过配风调整，一次风机耗电率比去年下降0%，送风机耗电率下降0%，引风机耗电率比去年下降0%，排烟温度比去年下降了℃，折合供电煤耗下降了g/KWh。而且制粉系统的磨损情况明显减弱，经济效益稳步提升。

四）加强对运行人员培训工作，操作技能稳步提高。

1）、运行部编制培训提纲，利用学习班时间采取自学方式全体

运行人员进行培训；

2）、对新上岗、上盘人员加强培训，利用启停炉机会安排新上

岗人员跟班培训，亲自操作，原班人员进行全程跟踪监护，明显提高了其操作水平，收到了预期效果。

3）、运行人员每班进行一次考问讲解，由高岗人员培训低岗人

员，做到每班每人至少做一道技术问答，并在MIS记录中详细记载考评情况，全体运行人员的操作技能有了阶段性的提高。

第二部分 存在的问题及原因分析

2010年经过努力，全厂的安全生产取得了一定的成绩，但我们仍然看到安全生产的形势仍然很严峻；运行管理存在死角，措施制定不够全面；运行人员整体操作水平不高，处理事故能力有待加强。

一）设备及人身安全方面存在问题。

1、设备缺陷特别是重复缺陷较多,如磨煤机同一处漏点多次发生，而每次处理漏点都需要停止制粉系统运行，势必要影响到机组负荷，为了尽量少的影响机组负荷，此种漏泄缺陷一般安排在调峰期间处理，在未处理前漏泄点影响到安全文明生产，严重时积粉过多还会出现煤粉自燃的现象。究其原因就是检修质量不过关，检修人员责任心不强，处理缺陷存在应付现象。

2、设备的部分功能不能达到设计要求，如给煤机观察窗是为了巡检时能检查到给煤机内皮带及托辊的运行情况，而实际情况是观察窗上经常有一层积灰，无法观察到给煤机内部的运行情况；发生这种情况的原因为原设计时考虑因素单一，使设计功能不能有效发挥。

3、阀门内漏现象严重，如锅炉主汽系统5%旁路门、锅炉粗管放水手动门、电动门及至渣浆池放水手动门等，这此阀门在机组停机检修时多次处理仍存在，主要原因是对阀门内漏缺陷处理的重视程度不够，这些缺陷又必须在机组停运时处理，而在机组启动后才能检查是否处理好，因而造成这些缺陷长期存在。

4、操作危险点考虑不够细致全面，考虑问题存在局限性，细节问题得不到足够重视，容易因小事引发大事故。运行人员在操作熟练后，忽视了一些细节内容，潜在着一种安全隐患，这种思想上的麻痹大意必须得到遏制，否则将会给安全生产带来不利因素。

二）安全、技术管理方面存在问题。

1、管理的超前意识不强，相关防范措施制定不及时，在事故发生后才做出防范措施；管理水平有待加强，个人业务素质还需提高；管理流于形式，缺乏规范性管理；主要原因是管理经验不足。

2、技术交底不到位，管理不到位，管理不细，对班组交接班会参加较少，不能及时发现班组存在的基本问题。

3、运行人员整体业务素质不高，处理事故能力还停留在初级水平。运行人员集控观念不强，特别是发生事故后相互之间不能默契的配合，思路不清，使整个处理过程非常的慌乱，甚至造成事故扩大的现象。究期原因就是个人经验不足，业务水平有待提高。

三）生产指标存在问题

1、再热汽温低，未完成设计值。主要原因为机组低负荷运行时再热汽温不能提至额定值，再热汽温的主要调节手段是通过燃烧器摆角调整，而通过实际运行情况看，摆角不能达到调节的目的，低负荷运行时火焰中心偏低，摆角上扬时火焰中心抬高不明显，此现象正在与哈锅厂家进行探讨解决方案。

2、氧量控制值偏高。各值班员的调整方式差异很大，不能领会氧量控制措施的内容，调整手段单一死板，不能随机组工况的改变进行有效调整，整体调整水平有待提高。

3、机组正常运行中存在严重超温现象，发现处理不及时，管理疏忽。

第三部分 2011年工作思路

一、 计划完成生产指标及控制措施

1 主汽温度完成540℃。加强运行人员的监盘调整水平，维持主汽温度在额定值附近，做到既不超温又使主汽温度压高线运行。

2 再热汽温完成535℃。与哈锅炉厂负责燃烧调试人员共同研究解决燃烧器摆角问题，解决低负荷时再热汽温达不到设计的问题。

3 主蒸汽压力完成167Mpa。加大对主汽压力指标的考核力度，让所有运行人员重视主汽压力指标，特别是机组滑压转为定压运行方式时，及时调整主汽压力致额定值。对故意保持低压运行的行为要加大考核力度。

4 氧量完成4%。负荷变化时及时调整燃烧工况，在保证锅炉不结焦的前提下尽量保持低氧量运行，特别在低负荷阶段停运磨煤机的冷、热一次风门、密封风门都要严密关闭。停运燃烧器的二次风门及时关闭，合理配风，使锅炉在最佳工况下运行。

5 排烟温度完成136℃。合理组织炉内燃烧工况，高负荷运行时控制火焰中心高度，燃烧器上层二次风开大，下层二次风关小，控制好合理的一次风速及烟气流动速度，有效地控制排烟温度在计划范围内。

6 引风机耗电率完成11%。控制引风机耗电率主要是从控制总风量的途径控制。另一方面要控制好炉底水封，保证其良好的投运。

7 送风机耗电率完成015%。保证氧量的情况下尽量降低送风机电流，合理配风，现正在论证低负荷时停止一台送风机运行，如此方案可行，将大大降低厂用电率。

8 一次风机耗电率完成114%。计划2011年一次风压不超过13Kpa，制定防止堵磨的具体措施，尽量降低一次风压运行。停运磨煤机的冷、热风关断门、调门及密封风门必须及时关闭。

9 磨煤机耗电率完成049%。正常运行中合理安排制粉系统运行方式，及时调整磨煤机的作用力及反作用力，防止因堵磨造成磨煤机电流过大的现象。

二、 主要 工作计划

一） 控制不利于安全生产的各种因素，杜绝误操作现象

1、 加强设备巡回检查，制定设备巡回检查路线。通过放置巡检卡等方式督促巡回检查工作，注重巡检质量，对及时发现的重大缺陷给予重奖。对巡检卡或缺陷发现不及时的现象要加倍考核。做到“设备隐患发现早、预控措施提前想”，将设备的健康水平摸透，控制辅机的非计划停运。

2、 组织学习2010年发生的所有不安全事件，对每次事件的起因、处理过程及存在问题要详细分析，争取做到同类事件不再次发生。

3、 严格执行操作票管理制度，杜绝无票操作现象的发生。规范操作，严禁盲目操作或置数方式操作，遇有重大操作时，管理人员到现场监护。

4、 提高监盘质量，重要参数设定曲线监视，表报按规定时间记录，发现异常尽早处理，对监盘不认真、参数异常发现不及时及表报不按时记录的现象加大考核力度。

5、 有针对性的制定出锅炉超温技术措施，防止发生锅炉严重超温的现象。

二） 加强运行人员的培训工作

1、 利用学习班时间组织对运行人员培训讲课，针对常规操作的注意事项及运行人员提出的疑问进行解答，使运行人员的整体操作水平再上新台阶。

2、 每月组织运行人员进行考试，试题尽量贴近实际操作，对考试不合格人员加强培训，增加考试次数，以督促其操作水平快速提高。

3、 运行人员每个班做一次事故预想，并根据事故预想模拟演练，以提高其处理事故的能力。

三） 提高管理水平，做好事故预控的防范措施

1、 通过不断的实践，努力提升自身的管理水平，做到会管理敢管理。

2、 针对经常发生的事件制定相应的预控措施，争取做到以防范为主，将发生事故的几率控制在最小。

四） 抓实定期工作，使设备缺陷得以及时暴露

1、 定期工作是暴露设备缺陷的最佳也是最有效的方式，定期工作的有效开展就能将隐藏起来缺陷提前暴露，使事故消灭在萌芽状态。

2、 将定期工作规定明确时间，制定出切实可行的操作方案并下发至每一班组，并做好相应的防范措施。

3、 当有重要辅机需要轮换的定期工作时，管理人员到现场监护，并做必要的指导，防止在此期间发生不安全事件。

2018年，对于我来讲，可以用两个字来概括，那就是—担当。自入行以来，我已经在工作岗位上工作了整整四年半的时间。经过了这几年的磨练，已经到了为所在机构担当更多的阶段了。这期间，我在业务能力方面已经日臻成熟，对各项业务的整体运作情况也有了更为明确的判断，在与上级分行的沟通方面也流畅了不少，并在中间积累了少许的经验，还竞聘担任了社区支行的店长，增强了本来较为薄弱的管理经验。这些收获离不开行领导的耐心引领，也离不开身边同事的大力支持。下面，我将从自身业绩、社区管理经验、明年的工作计划等方面进行汇报总结：

一、个人业绩

今年，我行大力发展各项新业务，丰富了我行的产品种类，使客户经理能够交叉营销我行的各项产品，提高客户对我行的粘性。我行今年的零售业务种类无非三大块：个金、个贷、电子银行。今年，我行下大力量推动非货币基金业务，截止10月末，我的基金业务销售额为1293万，超额完成年初下达的任务。此外，财富余额资产、信用卡发卡等业务等都取得了不俗的业绩。个贷方面，由于今年房地产市场的快速发展，促进了我行个贷业务的放款额增长，截止到11月底，我的个贷放款额为11376万元，公积金22笔，也完成了年初下达的任务指标，并且带领个贷团队达成了支行总体指标，历史性的突破了以往的年放款额，达到了24000万元。电子银行业务主要包括直销银行开户和直销银行产品销售，截止10月底，直销银行开户151户、直销银行产品销售额397万，也完成了年初任务。

二、社区管理经验

今年9月，我竞聘了社区支行店长一职并成功上岗。任职期间，我组织了社区露天**放映活动。通过活动带动了社区支行新客户的增长，完成了分行下达的新客户新增300户的指标，并再接再厉，在总行最新一期排名中，在该指标排名第一。社区业绩的提升离不开社区同事的辛苦付出，由于社区银行的特殊性，他们往往要比其他同事下班晚，与客户的交流更加直接，岗位分工也没有支行网点那样明确，但是他们并没有任何的情绪，还是踏踏实实做事，努力提高自身的业务水平，柜员要学习营销方面的业务技能，客户经理也要掌握账户方面的知识，更加完善自己，从而更加适合各自的岗位，适合社区网点的特殊定位。在营销时，我将自己的营销经验毫无保留地分享给社区同事，坚持全产品营销，取得了不错的效果。

三、明年的工作计划

（1）作为财富客户经理，让自己更加强大的方法只有一个，那就是更加专业。让自己更加专业的途径唯有不断地学习，并将所学应用到实际工作中，在实践中遇到问题再逐步解决。目前我行销售的理财产品种类很多，客户的需求也更加多样，针对我目前的情况，有必要把通过保险从业考试作为短期的目标。在近期股市债市情况不太理想的情况下，为客户的资产搭配一定比例的保险是非常必要的。因此，我猜想明年总分行一定会把保险作为后续产品进行重点推广。所以提前着手保险业务是十分明智的。

（2）作为个贷客户经理，除了要下大力量营销重点楼盘与中介，更要对客户资质进行重点审核，严防业务风险。既要完成任务，又要把控风险。此外，对个贷客户进行二次营销是势在必行的。第一、对个贷客户进行财富产品的营销要作为常态化的任务去做，从面签开始就要对客户进行初步灌输，在业务办理过程中抓住时机实现销售。第二、重点客户进行阶段性的产品营销要抓住重点，例如，今年推出的个贷客户信用卡大额分期业务，可以为支行创造更客观的中间收入。相信明年亦会有类似的产品出现，届时一定要抓准时机，营销到位，实现突破。

（3）作为社区支行的店长。第一、要在明年的工作中组织丰富多彩的社区活动，进一步深入周边社区，实现对客户的深度营销。第二，要紧跟总分行的步调，对上级部署的任务必保完成，替所在支行分担指标压力。第三、若条件允许，要尽可能的培养年轻同事，通过各式各样的培训让他们更快的成长起来，早日成为我行的中坚力量。

2019年的脚步近了，新的篇章即将开启，新的挑战马上要到来。就让我们一起携手，为我行的未来献出自己的全部力量。

本人XXX，2018年3月入工程检测有限公司，先后在工地试验室从事试验试验检测工作，2018工作快要接近尾声，现对本人入职至今的工作情况进行以下总结汇报：

工地试验室期间（201804-201805、201810-201811），本人迅速的适应新工作环境并且很好的融入新的工作团队之中，负责与参与的工作有：水泥混凝土原材料试验及混凝土配合比试验；迎接各级检查；工地试验室临时资质验收；路面各结构层配合比设计等工作。S20五克项目属于新开工建设项目，工地试验室的建设和管理也处于不断完善的过程中，而且试验室目前许多工作都是为项目正式施工做准备工作。虽然没有从一开始参与试验室建设，但是在S20五克项目工作当中对试验室的前期建设、工地试验室的日常管理和施工前期的准备工作都是有了一定的了解和认识，这对本人在今后项目正式施工中从事相应的工作有很大的帮助，便于自己很好的配合领导及同事完成相关的工作。

工地试验室工作期间（201805-201809）很好的拓宽了自己的试验检测工作范围，学习和接触到了许多以前接触很少甚至没有接触过的工作，而且实际参与其中，学习和提高相关试验检测业务能力，参与的主要工作有：迎接各级检查；土工试验；基层、底基层配合比设计以及前场、后场施工质量控制；沥青原材料试验检测以及沥青配合比设计；现场试验检测等相关工作。在此期间本人在原来已有工作经验的基础上学习新的试验检测知识，与本人之前的工作相比来说，工地试验室的试验检测工作直接体现在工程实体建设当中，如何去合理的控制现场施工质量等问题需要不断的在工作过程当中积累和学习。在省道工地S316项目试验室工作期间最大的收获就是学习了路面试验检测，将这一方面的理论知识真正的与实际工作结合了起来。一项工程项目的建设离不开各个部门的相互些协作，由于之前没有在工地试验室的工作经历，在省道S316项目工作的期间，对整个项目各个单位、部门之间的工作任务以及协作机制得到了一定的认识。

在2018年的工作当中，我很荣幸参加了检测中心组织的各种培训学习，通过这些培训学习，我学了解熟悉了更多的检测知识与检测技术，拓宽了自己的现有对检测知识范围，同时也让我深刻认识到基础试验知识和基础试验在试验检测工作中的重要性。

当然在2018年的工作还存在许多的不足，理论知识缺乏，现场质量控制缺乏经验，基础知识掌握不足，对工作的熟悉程度远不够，对试验过程中存在部分不规范操作，缺少学习主动性，工作进度拖延滞后等问题。因此，在以后的工作中努力改正和克服以上存在的问题并防止其他不好的问题出现，在来年工作中多看、多问、多学、多练来不断的提高自己的岗位技能不断积累经验，提高自身各个方面的素质，工作中态度端正，踏实负责，积极主动参与各项试验，制定并实施工作学习计划，努力成为一个具备严谨职业素养的试验检测人员。

机组保护配置及试验管理规定为确保国电华北公司所管辖机组主、辅设备安全运行，通过在机组启动前、后和运行期间对机组的主、辅设备进行试验和切换工作，达到检验机组主、辅设备的一次设备及其控制、保护联锁装置回路是否处在正常状态，特制定以下机组保护配置及试验管理工作规定。一、 引用标准1、 电力工业技术管理法规2、 DL/T435—2004 电站煤粉锅炉炉膛防爆规程3、 DLGJ 116—93 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定4、 DL 435—91 火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程5、 DRZ/T 01-2004 火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定6、 DL/T 51905—2004 电力建设施工及验收技术规范(热工仪表自动化篇)7、 DL/T 5175—2003 火力发电厂热工控制系统设计技术规范8、 DL 400—91继电保护和安全自动装置技术规程9、 DL/T 863—2004 汽轮机调试导则10、 DL/T 609—1996 300MW 级汽轮机运行导则11、 DL/T 611—1996 300MW 级锅炉运行导则12、 DL/T552—95火力发电厂空冷塔及空冷凝汽器试验方法13、 DL612—1996 电力工业锅炉压力容器监察规程14、 火力发电厂高压加热器运行维护守则(1983)15、 中国国电集团公司二十九项重大事故预防措施二、 机组试验内容要求与指导办法1 总则11 本规定与国家、行业标准相抵触时，执行国家和行业标准。12 公司属发电单位要根据本规定的要求，完善和修订本单位的运行规程和检修规程。13 因各发电单位机组的主、辅设备厂家不同，单机容量不同，主、辅机保护联锁的项目与定值，应按设备制造厂家的要求设置；如厂家未做要求的，应遵循保证设备安全、保障机组运行稳定的原则，参照同类型机组进行设置，并参照以下各项目的试验要求进行试验。14 设备保护联锁的测点位置的安装、管路的铺设必须符合DL/T 51905—2004 《电力建设施工及验收技术规范(热工仪表自动化篇)》的要求。15 检修后的热工自动调节装置、热工程序控制、信号、保护联锁装置，应进行系统检查和试验，确认正确可靠，方可投入运行。

16 在试验前必须进行确认被试验项目应具备试验条件。确认试验设备或阀门对已运行系统无影响，联系相关人员(热控、机械检修人员、电气检修人员等)共同进行。17 对设备或系统进行技术改造后，应重新对其保护、联锁的配置、项目、定值进行核对，使其满足运行和备用要求。并经试验来检验确认保护联锁的动作正常。18 试验时，热控人员对不满足的条件进行强制或恢复后，应在专门的保护联锁停、投记录本上按保护联锁停、投的有关规定进行详细的记录。记录本应包括保护联锁停、投具体时间，名称，点明细，联系人(值长或运行值班负责人)，批准人(值长或生产主管领导)等内容。19 运行中设备的试验，应做好隔离工作，不得影响其它运行设备的安全。试验前应进行危险点分析，对于试验中可能出现的问题，应充分做好事故预想。对有可能影响机组主机或重要辅机安全运行的试验，应编制有关试验措施指导运行人员的试验操作。110 试验期间，若出现异常情况，应立即停止试验并恢复原运行方式，待故障消除并经有关领导批准后方可继续进行试验。111 各发电单位应根据本单位的实际状况，在进行机组A、B、C级检修时，事先编制出符合实际、齐全的启动前阀门（挡板）试验记录本、启动前主、辅机保护联锁试验记录本。试验记录本应包括试验项目，开、关时间，试验结论，参与试验人员的签字等内容，通过试验来检验阀门（挡板）的严密性和可靠性。在每项内容试验正常合格后，由机械检修人员、热控人员、运行人员共同签字。112 运行部门应设置机组定期试验记录台帐。记录台帐应包括试验具体时间，试验项目，试验结果，试验执行人和监护人签字，试验项目停做或延期试验原因等内容。对所需进行试验项目试验正常后，负责主持试验的运行人员应在机组定期试验记录台帐进行记录。113 对存在的问题运行人员应在运行日志中记录清楚，生产管理人员应督促相关人员进行处理，使其达到相关要求。2 机组启动前需进行的试验项目和要求：21 电（气）动阀门（挡板）试验要求211 机组进行A、B、C级检修后，必须进行所有电（气）动阀门（挡板）开关试验。

212 机组D级检修或备用中，检修后的电（气）动阀门（挡板）必须进行开关试验。213 阀门附件在检修后应进行125倍工作压力的严密性试验。在检修时不能拆下的阀门就地修理后，对检修质量应进行认真检查。214 电（气）动阀门（挡板）阀门关位、开位行程由机械检修人员依据保证阀门关闭严密（应考虑到热膨胀因素），开启不节流的原则，与热控人员预先进行设定。215 试验时，记录电（气）动阀门（挡板）全开、全关时间和电动门关严后关位富裕行程圈数。就地、远控指示应一致。216 检修后的阀门(档板)应能开、关到位，开关灵活，方向正确，远方与就地开度指示一 致，开关过程中无卡涩，连杆、销子无松动、弯曲和脱落现象。217 设备的液控蝶阀油泵电机与热控电源不得在同一电源柜上。互为备用设备的液控蝶阀电机、热控电源不得在同一电源柜上。各机组重要辅机和重要公用辅机的液控蝶阀电机与热控电源必须有两路电源并设置有备用自投装置。液控蝶阀试验时应根据管线具体布置等具体条件调整其关闭时间及角行程范围。并注意蓄能器保压时间达到设备说明书要求。218 对于烟风系统的挡板，试验时必须打开人孔门检查实际位置、就地标记及远方操作相符，各个叶片动作保持一致。219 试验时，应操作阀门（挡板）开关两次，分别比较其开关时间，相差时间不得超出±2秒。若阀门带中停功能，开关试验过程中，应试验其功能正常。2110 远控对风机的动(静)叶进行调节，方向正确，动作灵活，无卡涩， CRT画面上开度指示在0～100％时，与风机就地动(静) 叶角度指示应相对应。2111 应设以下阀门(挡板)联锁：2112 引风机、回转式空预器和送风机与相关的烟风道挡板开、关联锁；2113 设备启、停或跳闸时，相关的进、出口阀门(挡板)开、关联锁。2114 相关工艺参数达到规定值时，自动打开(关闭)相应的电动阀门、电磁阀。22 辅机保护联锁配置及试验要求221 机组进行A、B、C级检修后，必须进行所有辅机项目保护联锁试验。222 机组D级检修或备用中，对辅机有关的保护联锁、控制回路进行检修后，必须进行其保护联锁试验。

223 设备试验前应检查润滑(控制)油油位正常，油质化验合格，带强制循环的应检查油循环正常。224 10kV（6kV）、380V辅机的开关送至试验位。开关未带有试验位的380V辅机待系统条件具备后，带负荷进行试验。225 辅助设备的低油压、低液位保护装置应设置单独的测量回路。其管路的选择和敷设应注意减少信号响应的迟延时间。可通过试验来进行验证，迟延时间不得超过1秒。低油压保护联锁的定值应考虑到保护开关的安装标高对其影响。226 辅机的保护测点应选用开关量，不得单独使用模拟量。主要保护应设置为满足条件三取二后动作。227 辅机出口母管压力低、辅机低油压禁启与跳闸保护测点应选用母管滤网后测点。母管压力低联锁的定值设定应考虑系统用户的实际需求。228 就地油站控制盘上有切换开关的辅机，机组启动前应进行在就地切换开关的试验，确认在就地切换开关过程中或就地与远控位置不对应是否跳辅机。对发生跳辅机的应进行保护联锁和操作方式的改进，并经试验确认正常。229 辅机系统设置有滤网时，必须设置滤网前后差压大报警装置并保证其正常动作。2210 辅机试验过程中由热控人员配合强制所试验的不满足条件，进行逐项试验。试验完毕，恢复所强制内容。2211 进行辅机启动允许条件试验时，应使任一启动条件不满足时，辅机开关合不上。并报警。全部启动满足后，方能合上辅机开关。2212 进行辅机跳闸条件试验时，应使该辅机的启动条件均满足，辅机在合闸状态；具备该辅机任一跳闸条件时，辅机开关跳闸，并发出报警。2213 进行辅机顺控启、停试验时，当该辅机的条件满足时，发出顺序操作指令后，辅机应按顺序启、停步序自动进行，完成辅机启、停操作指令。当任一顺序启、停条件不满足，指令会在不满足的条件处中断，并报警。2214 做辅机事故跳闸互联试验时，应预先强制其母管压力低联锁条件。2215 变频方式运行的凝结水泵跳闸后，备用凝结水泵应联启，发出报警，同时将主凝结水调整门开度置于工频运行方式下、当时负荷时所对应的开度。应选择3-4个负荷工况点进行主凝结水调整门开度置位的验证。

2216 压力容器的远方、就地液位测量装置和其保护装置的液位应标定一致，能正确反应其实际液位。2217 辅机动态试验必须在静态试验合格后进行。辅机的各项联锁及保护试验应在分部试运行前完成并确认试验合格。2218 辅机应设以下保护联锁：22181 主要辅机必须装设轴承温度高跳辅机保护，保护定值根据轴承型式（或设备厂家给定值）确定。22182 锅炉引、送、一次风机采用轴流式风机的，应装喘振(振动)保护。给水泵组（含给水泵汽轮机）应装轴承振动保护。22183 引风机、回转式空预器和送风机之间在启、停和跳闸时的顺序联锁。22184 两台并列运行的引风机(送风机)中的一台跳闸时，应自动隔离已跳闸的风机；在两台运行的引风机均跳闸时，必须联锁跳闸所有运行的送风机和一次风机，并保证炉膛自然通风。22185 一次风机送粉时，一次风机全部跳闸时，应联锁停止全部给粉机。排粉机送粉时，任一台排粉机跳闸时应联锁停止所对应的给粉机。22186 对于钢球磨煤机仓储式制粉系统。221861 当排粉机跳闸时应联锁停止相应的磨煤机；221862 当磨煤机跳闸时应停止相应的给煤机，并联锁关闭磨煤机进口热风挡板，打开其进口冷风挡板；(以炉烟为干燥介质，磨制有爆炸危险的煤种除外)；221863 当磨煤机出口温度高至规定值时，联锁打开磨煤机进口冷风挡板。(以炉烟为干燥介质，磨制有爆炸危险的煤种除外)。22187 对于中速(钢球)磨煤机正压直吹系统。221871 一次风机跳闸时，应停止相应的磨煤机并关闭其进、出口挡板；221872 磨煤机跳闸时，应停止相应的给煤机；221873 当磨煤机出口温度高于高一规定值时，联开磨煤机进口冷风挡板；(以炉烟为干燥介质，磨制有爆炸危险的煤种除外)。在磨煤机出口温度高于高二规定值时，磨煤机应立即跳闸并按制造厂规定的磨煤机着火处理程序进行处理。22188 风扇磨煤机跳闸时，应停止相应的给煤机，并关闭磨煤机进口热风挡板。22189 风机或磨煤机的润滑油系统应设以下联锁：221891 工作润滑油泵跳闸或润滑油压(油箱油位)低至低一规定值时，应联锁启动备用润滑油泵；221892 润滑油压(油箱油位)低至低二规定值时，应停止相应的风机或磨煤机。

221810 锅炉给水泵应设以下联锁：2218101 当工作给水泵跳闸或给水母管压力(定压运行的机组)低于规定值时，应联锁启动备用给水泵；2218102 当润滑油压达到规定以上时，方可启动给水泵；2218103 当润滑油压低至第一规定值时，应联启备用润滑油泵；2218104 当润滑油压低至第二规定值时，应保护动作停止给水泵；2218105 当除氧器水位过低至规定值时，应保护动作停止给水泵；2218106 设备厂家规定的联锁项目。221811 当采用汽动给水泵时，其小汽机保护联锁试验应参照汽轮机的保护联锁试验要求进行。221812 经常运行并设有备用的水(油)泵、风机或工艺要求根据参数控制的水(油)泵、风机应以下联锁：2218121 工作泵(风机)事故跳闸时，应自动投入备用工作泵(风机)；2218122 相关工艺参数达到规定值时，自动投入(切除)相应的泵(风机)；221813 辅机的电动机保护：2218131 电压为3kV以上的电动机，对下列故障及异常运行方式，应装设相应的保护：22181311 定子绕组相间短路；22181312 定子绕组单相接地；22181313 定子绕组过负荷；22181314 定子绕组低电压；22181315 相电流不平衡。2218132 对电动机的定子绕组及其引出线的相间短路故障，应按下列规定装设相应的保护：22181321 2MW以下电动机，装设电流速断保护。保护宜采用两相式；22181322 2MW以上电动机，或2MW以下，但电流速断保护灵敏系数不符合要求的电动机，装设纵联差动保护。22181323 上述保护应动作于跳闸。2218133 对单相接地，当接地电流大于5A时，应装设单相接地保护。单相接地电流为10A及以上时，保护带时限动作于跳闸；单相接地电流为 10A以下时，保护可动作于跳闸，也可动作于信号。2218134 下列电动机应装设过负荷保护：22181341 运行中易发生过负荷的电动机。保护应根据负荷特性，带时限动作于信号或跳闸；22181342 起动或自起动困难，需要防止起动或自起动时间过长的电动机。保护动作于跳闸。2218135 下列电动机应装设低电压保护，保护应动作于跳闸：22181351 当电源电压短时降低或短时中断后又恢复时，为保证重要电动机自起动而需要断开的次要电动机；22181352 当电源电压短时降低或短时中断后，不允许或不需要自起动的电动机；22181353 需要自起动，但为保证人身和设备安全，在电源电压长时间消失后，须自动断开的电动机；

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机组保护配置及试验管理规定

为确保国电华北公司所管辖机组主、辅设备安全运行，通过在机组启动前、后和运行期间对机组的主、辅设备进行试验和切换工作，达到检验机组主、辅设备的一次设备及其控制、保护联锁装置回路是否处在正常状态，特制定以下机组保护配置及试验管理工作规定。

一、 引用标准

1、 电力工业技术管理法规

2、 DL/T435—2004 电站煤粉锅炉炉膛防爆规程

3、 DLGJ 116—93 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定

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4、 DL 435—91 火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程

5、 DRZ/T 01-2004 火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定

6、 DL/T 51905—2004 电力建设施工及验收技术规范(热工仪表自动化篇。

汽轮机供油系统的主要任务是给调速系统和保护系统供油，同时也润滑轴承，带走部分热量。

汽轮机供油系统的主要部件有:主油泵、注油器、油冷却器、油箱、交流电动高压油泵、交流辅助油泵、DC应急油泵和抽油烟机等。

1主油泵:

主油泵的作用是在正常工作条件下向所有零件供油。

常见的主油泵是离心式主油泵，工作效率高，压力和流量稳定。

2机油喷射器:

主喷油器有两个，一个是给主油泵供油，另一个是给轴承供油。

3机油冷却器:

该配件的主要功能是维持轴承油膜的正常运行。

4DC事故油泵:

停电时，它会继续给轴承供油，空转21分钟。

5油箱:

它的功能很简单，就是储油、除水、除蒸汽、除杂物。

6交流电动高压油泵:

这个电动泵在启动时代替主油泵，可以给部件供油。

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有事。汽轮机不开油泵盘，这样会导致设备运行异常或损坏。下面是会发生的一些情况：润滑不良方面，汽轮机内部需要润滑油来减少摩擦和磨损。如没有正常运转的油泵供应足够的润滑油，高速旋转的零件会因为润滑不良而受到严重磨损，然后温度过高方面，油泵也用于冷却汽轮机关键部件，如轴承和齿轮箱。如没有正确运行的油泵，无法提供足够冷却效果，使得温度上升过快，并会引发设备故障或甚至事故。

14 启动前的检查（以冷态滑参数启动为例）

141 终结所有工作票，保持现场清洁整齐。

142 准备好现场启动时使用的工具、测量仪表和记录报表。

143 检查现场各处照明应齐全完好，通知各盘试验信号，应正确无误。

144 值长在接到启动机组的命令后，应将注意事项向主、副值交代清楚。并通知有关人员进行系统检查。

145 联系电气检查各电动设备已送电。

146 联系热工人员给DEH、DCS、各电磁阀送电，投入各仪表及相关保护。仪表及保护用压缩空气系统已投入。

147 通知化验人员化验透平油质，油箱排水一次，化验凝结水质，准备好开机用水。机组开机过程中随时化验水质。

148 联系锅炉将暖管及送汽等有关事项并将汽机启动方式通知操作人员。

149 检查汽轮机冷态下膨胀情况，检查转子挠度、轴向位移、差胀指示值，并记录在值班记录本。

1410 调节保安系统的检查，各部套应在如下位置：

14101 自动主汽门 、调节汽门均在关闭位置。启动阀手轮在零位，飞锤式危急保安器在掉闸位置。

14102 喷油试验滑阀在中间位置并且上锁。

14103 轴向位移保护开关在投入位置。

14104 抽汽联动装置及高压缸排汽逆止门控制水电磁阀应手动灵活无卡涩。放在投入位置，入口总水门开，滤网进、出水门开启，旁路门关闭，各逆止门控制水分门开启（#5机组各抽汽逆止门电磁阀旁路门开启）。

1411 润滑油系统检查

14111 主油箱油位正常（不低于－50mm），就地油位计无卡涩现象。

14112 油管道、主油箱、冷油器、油泵、及各阀门均处于完好状态，油系统无漏油现象。

14113 主油箱事故放油门、冷油器放油门，油管放油门及取样门要关闭严密，并且有防止误操作的措施。

14114 高压辅助油泵，交、直流润滑油泵、顶轴油泵出入口门在全开位置。

14115 各油压表计一次门在全开位置。

1412 检查主蒸汽系统阀门1 自动主汽门 关

2 高压调节汽门 关

3 中压联合汽门 关

4 主蒸汽去夹层加热联箱手动门 关

5 主蒸汽去夹层加热联箱电动门 关

6 主蒸汽去高压旁路调整门（左/右侧） 关

7 给水至高旁减温水电动门 关

8 给水至高旁减温水调整门 关

9 再热蒸汽去低旁电动门 关

10 再热蒸汽去低旁调整门 关

11 凝结水去低旁减温水电动门 关

12 凝结水去低旁减温水调整门 关

13 凝结水去三级减温水电动门 关

14 凝结水去三级减温水调节门 关

14 主蒸汽去前汽封门 关

15 夹层加热联箱疏水门 开

16 辅助蒸汽底部疏水门 调整

17 高压缸排汽逆止门（左/右） 关

18 自动主汽门前电动疏水门 开

19 主汽导管疏水门 开

20 高压缸排汽逆止门前后电动疏水门 开

21 中压导管疏水门 开

22 高旁隔离门前疏水门 开

23 低旁隔离门后疏水门 开

1413 抽汽和轴封系统检查

编号 阀门名称 阀门位置

1 除氧器至轴封供汽电动门 关

2 辅助蒸汽至轴封供汽电动门 关

3 门杆漏汽去除氧器手动门 关

4 凝结水至轴封减温器电动门 关

5 凝结水至轴封减温器调整门 关

6 轴封供汽至低压缸轴封门 关

7 轴封供汽至中压缸轴封门 关

8 轴封回汽至轴加手动门 开

9 轴封集汽管进汽调整门 关

10 轴封集汽管进汽调整门隔离门 开

11 轴封集汽管进汽调整门前疏水门 开

12 轴封集汽管进汽调整门后疏水门 开

13 一抽逆止门前、后疏水门 开

14 二抽逆止门前、后疏水门 开

15 三抽逆止门前、后疏水门 开

16 四抽逆止门前、后疏水门 开

17 五抽逆止门前、后疏水门 开

18 六抽逆止门前、后疏水门 开

19 三抽至除氧器电动门后疏水门 开

20 三抽至辅助蒸汽电动门后疏水门 开

1414 辅助蒸汽系统

编号 阀门名称 阀门位置

1 老厂三抽母管来汽门 开

2 辅助蒸汽疏水去定排扩容器调整门旁路门 关闭

3 辅助蒸汽疏水至定排扩容器调整门隔离门 关闭

4 辅助蒸汽疏水排地沟门 开启

5 辅助蒸汽去暖通电动门 关闭

6 凝结水至暖通减温调整门 关闭

7 凝结水至暖通减温调整门隔离门 开启

8 本机三抽至辅助蒸汽电动门 关闭

9 凝结水至三抽减温调整门 关闭

10 凝结水至三抽减温调整门隔离门 开启

11 辅助蒸汽去轴封供汽电动门 开启

12 辅助蒸汽去除氧器加热电动门 关闭

13 辅助蒸汽去除氧器再沸腾电动门 关闭

14 辅助蒸汽去锅炉加热电动门 关闭

15 辅助蒸汽去锅炉加热电动门前 关闭

16 低温再热汽至辅助蒸汽电动门 关闭

17 低温再热汽至辅助蒸汽的凝结水减温调整门 关闭

18 低温再热汽至辅助蒸汽的凝结水减温调整门隔离门 开启

19 邻机三抽至辅助蒸汽电动门 开启

1415 凝结水系统检查

编号 阀门名称 阀门位置

1 凝结水泵进口门 开

2 凝结水泵出口门 开

3 泵体抽空气门 开

4 凝结水至高加控制水分门 开

5 凝结水至猫爪冷却水分门 开

6 凝结水至主汽门、调节汽门冷却水分门 开

7 凝结水至抽汽逆止门控制水分门 开

8 凝结水至水封阀分门 开

9 凝结水至给水泵密封水分门 开

10 凝结水至轴封减温水分门 开

11 凝结水至高加控制水分门 开

12 凝结水至采暖减温水分门 开

13 凝结水至本体疏水扩容器分门 开

14 凝结水至高加联成阀控制水分门 开

15 凝结水至除氧层补水箱分门 关

16 凝结水至轴加疏水器注水分门 开

17 凝结水三级减温器减温水分门 开

18 凝结水至低压缸喷水分门 开

19 凝结水至二级旁路减温水分门 开

20 轴加凝结水进、出口门 开

21 轴加凝结水旁路门 关

22 1#低加凝结水进、出口门 开

23 1#低加凝结水旁路门 关

24 2#低加凝结水进、出口门 开

25 2#低加凝结水旁路门 关

26 3#低加凝结水进、出口门 开

27 3#低加凝结水旁路门 关

28 4#低加凝结水进、出口门 开

29 4#低加凝结水旁路门 关

30 凝结水再循环门 调整

31 4#低加凝结水出口紧急放水门 关

32 凝汽器补水调整门 关

33 凝汽器补水调整门前后隔离门 开

34 凝汽器汽室底部放水门 关

35 低加疏水泵出口至凝结水母管门 开

36 低加疏水泵出口调节门 关

37 低加疏水泵出口调节门隔离门 开

38 1#高加疏水至4#低加疏水串联门 关

39 4#低加疏水至3#低加疏水串联门 开

40 4#低加疏水至3#低加疏水旁路门 关

41 3#低加疏水至2#低加疏水串联门 开

42 3#低加疏水至2#低加疏水旁路门 关

43 2#低加疏水至低加疏水泵进口门 开

44 2#低加疏水至低加疏水泵进口旁路门 关

45 低加疏水泵泵体抽空气门 开

46 4#低加疏水至凝汽器直通门 关

47 3#低加疏水至凝汽器直通门 关

48 2#低加疏水至凝汽器直通门 关

49 #1高加疏水上除氧器门 关

50 凝结水至真空泵汽水分离器补水分门 开

1416 循环水、工业水系统检查

编号 阀门名称 阀门位置

1 循环水泵进口电动门 开

2 循环水泵出口液压门 关

3 循环水泵泵体放空气门 关

4 凝汽器循环水进、出口电动门 开

5 凝汽器循环水回水放空气门 关

6 凝汽器水室放水门 关

7 循环水至工业水滤网进口门 开

8 循环水至工业水滤网出口门 开

9 循环水至工业水滤网旁路门 关

10 循环水至工业水滤网放水门 关

11 工业水泵进、出口门 开

12 循环水回水至冷却塔旁路门 关闭

13 发电机空冷器冷却水进、出口门 开

14 主机润滑油冷油器冷却水出口门 开

15 主机润滑油冷油器冷却水进口门 关

16 胶球泵进、出口门 关

17 装球室底部放水门 关

18 装球室顶部放空气门 关

19 循环水至给水泵电机空冷器门 开

20 给水泵电机空冷器进、出口门 开

21 给水泵冷油器冷却水进、出口门 开

22 工业水与循环冷却水联络门 关

23 循环水泵入口集水井联络门 关

24 #4、#5机循环水泵出口联络门 关

25 循环水回水至冷却塔旁路门 关

26 冷却塔排污门 关

27 冷却塔补水门 关

1417 真空系统检查

编号 阀门名称 阀门位置

1 凝汽器真空破坏门 关

2 凝汽器左、右侧空气门 开

3 真空泵抽空气入口气动门 关

4 汽水分离器补水自动门 开

5 汽水分离器补水旁路门 关

6 汽水分离器排污门 关

7 真空泵补水冷却器进、出口门 开

8 1#高加至4#低加空气串联门 关

9 1#高加至除氧器空气门 关

10 4#低加至3#低加空气串联门 开

11 3#低加至2#低加空气串联门 开

12 4#低加至凝汽器空气直通门 关

13 3#低加至凝汽器空气直通门 关

14 2#低加至凝汽器空气直通门 开

15 1#、2#高加汽侧排地沟门 关

16 1#、2#高加水侧排地沟门 关

17 2#-4#低加汽侧排地沟门 关

1418 控制水系统检查

编号 阀门名称 阀门位置

1 高加控制水滤网进、出口门 开

2 高加控制水旁路门 关

3 高加控制水电磁阀进、出口门 开

4 抽汽逆止阀控制水滤网进、出口门 开

5 抽汽逆止阀控制水电磁阀进、出口门 开

6 抽汽逆止阀控制水旁路门 关

7 抽汽逆止阀控制水各分门 开

8 高压缸排汽逆止阀控制水分门 开

1419 汽机补水及锅炉上水系统检查

编号 阀门名称 阀门位置

1 化学补水至补水箱调整门 关

2 化学补水至补水箱调整门隔离门 开

3 化学补水至补水箱旁路门 关

4 化学补水至＃4、＃5机真空泵补水门 开

5 补水箱放水门 关

6 补水泵进、出口门 开

7 补水泵旁路门 关

8 补水泵出口至高加出口一、二次门 关

9 补水泵出口至凝汽器门 开

10 补水泵出口至除氧器门 开

11 凝结水母管至真空泵补水门 关

1420 汽缸夹层加热系统

1 主蒸汽至加热联箱电动门 关

2 主蒸汽至加热联箱手动门 关

3 加热联箱疏水总门 开

4 加热联箱疏水排地沟门 关

5 加热联箱疏水至本体扩容器门 开

6 加热联箱至上、下缸分汽门 关

分散控制系统(DCS)介绍 文章出处:-本站会员 发布时间:2006-02-16 一、系统概况:1 DCS系统的特点DCS系统也称分布式控制系统，其实质是计算机技术对生产过程进行集中监视、操作、管理和分散控制的一捉新型控制技术。其功能特点是:通用性强、系统组态灵活、控制功能完善、数据处理方便、显示操作集中、人机界面友好、安装简单规范化、调试方便、运行安全可靠等。2 分散控制系统的构成作为一种纵向分层和横向分散的大型综合控制系统，它以多层计算机网络为依托，将分布在全厂范围内的各种控制设备的数据处理设备连接在一起，实现各部分信息的共享的协调工作，共同完成控制、管理及决策功能。1) 其硬件设备由管理操作应用工作站、现场控制站和通信网络组成。 管理操作应用工作站包括工程师站、操作员站、历史数据站等各种功能服务站。A 工程师站提供技术人员生成控制系统的人机接口，主要用于系统组态和维护，技术人员也可以通过工程师站对应用系统进行监视。B 操作员总理提供技术人员与系统数据库的人机交互界面，用于监视可以完成数据的状态值显示和操作员对数据点的操作。C 历史站保存整个系统的历史数据，供组态软件实现历史趋势显示、报表打印和事故追忆等功能。 现场控制站用于现场信号的采集处理，控制策略的实现，并具有可靠的冗余保证、网络通信功能。 通信网络连接分散控制系统的各个分布部分，完成数据、指令及其它信息的传递。为保证DCS可靠性，电源、通信网络、过程控制站都采用冗余配置。2) 分散控制系统的软件是由实时多任务操作系统、数据库管理系统、数据通信软件、组态软件和各种应用软件组成。3) 分散控制系统在结构上采用模块化设计方法，通过灵活组态，合理的配置，可以实现火电机组的模似量控制系统(MCS)、数据采集系统(DAS)、锅炉燃烧控制和炉膛安全系统(FSSS)、顺序控制系统(SCS)等功能。3 名词术语解释 DCS分散控制系统指控制功能分散、风险分散、操作显示集中、采用分布式结构的智能网络控制系统。 DAS数据采集系统指采用数字计算机控制系统对工艺系统和设备的运行参数、状态进行检测，对检测结果进行处理、记录、显示和报警，对机组的运行情况进行运算分析，并提出运行指导的监视系统。 MCS模拟量控制系统指通过控制变量自动完成被控制变量调节的回路。 CCS协调控制系统指将锅炉-汽轮发电机组作为一个整体进行控制，通过控制回路协调锅炉汽轮机在自动状态下运行给锅炉、汽轮机的自动控制系统发出指令，以适应负荷变化的需要，尽最大可能发挥机组的调频、调峰的能力，它直接作用的执行级是锅炉燃料控制系统和汽轮机控制系统。 SCS顺序控制系统指对火电机组的辅机及辅助系统，按照运行规律规定的顺序(输入信号条件顺序、动作顺序或时间顺序)实现启动或停止过程的自动控制系统。 FSSS炉膛安全监控系统指对锅炉点火和油枪进行程序自动控制，防止锅炉炉膛由于燃烧熄火、过压等原因引起炉膛爆炸(内爆或外爆)而采取的监视和控制措施的自动系统。其包括燃烧器控制系统BCS和炉膛安全系统FSS。 AGC自动发电控制，根据电网对各电厂负荷要求对机组发电功率由电网调度进行自动控制的系统。 MFT总燃料跳闸指保护信号指令动作或由人工操作后，快速切断进入炉膛的所有燃料而采取的措施。 DEH汽轮机数字式电液控制系统，是按电气原理设计的敏感元件、数字电路以及按液压原理设计的放大元件和液压伺服机构构成的汽轮机控制系统。 ATC或ATSC汽轮机自启动，根据汽轮机的运行参数和热应力计算，使汽轮机从盘车开始直到带初负荷按程序实现自启动。 OPC超速保护控制功能，是一种抑制超速的控制功能，常见有以下两种:i当汽轮机转速达到额定转速的103%时，自动关闭中、高压调节汽门;当转速恢复正常时，开户这些汽门以维持额定转速。ii当汽轮机转速出现加速度时，发出超驰指令，关闭高、中压调速汽门;当加速度为0时由正常转速控制回路维持正常转速。 BPC旁路控制系统，是汽轮机旁路系统的自动投入和旁路系统蒸汽压力、温度等自动控制系统的总称。 ETS汽轮机的紧急跳闸系统，是在汽轮机的运行过程中，机组重要参数越线等异常工况下，实现紧急停止汽轮机运行的控制系统。 MEH给水泵电液调节系统，是采用微型计算机控制和液压执行机构实现控制逻辑，驱动给水泵汽轮机的控制系统。 UPS不间断电源 RB辅机故障减负荷，是针对机组主要辅机故障采取的控制措施，即当主要辅机(如给水泵、送风机、引风机)发生故障机组不能带满负荷时，快速降低机组负荷的一种措施。4 分散控制系统的运行维护的主要内容包括系统在投运前应做好必要项目的检查，检查合格且一切准备就绪后系统上电，按照相关步骤启动系统，并验收系统各部分正常后，投入在线运行。系统正常运行后，做好日常维护工作，发现问题及时查明原因解决处理，并根据热控系统的运行工况决定热控设备的投入与退出。5 分散控制系统常见故障1) 通信网络类故障，主要有节点总线故障、就地总线故障、地址标识的错误。2) 硬件故障，主要有人机接口故障、过程通道故障。3) 人为故障，在系统维护或故障处理时的误操作现象。4) 电源故障5) SOE工作不正常6) 干扰造成的故障。主要有系统的接地情况、电源质量、过程控制处理机主/备处理机之间的切换、大功率无线通信设备等。6 分散控制系统的试验1) 模拟量控制系统扰动试验投入运行的模拟量控制系统应定期进行扰动试验，其分为内扰和外扰试验。A 内扰试验(包括定值扰动):要求在70%负荷进行，扰动量为被调介质满量程的10%B 外扰试验(负荷扰动):机组负荷在70%以上时可进行负荷扰动试验，负荷变化按快、中、慢三种工况进行。主要的试验有: 机组燃料调节系统(BCS)扰动试验条件:A 汽包水位调整到合适位置，负荷保持不变B 炉膛负压调节系统和送风量调节系统处于自动状态C 稳定工况下，主汽压力应保持在给定值的±02MPa范围内D 给粉机运行正常，将中层给粉机投入自动调节手动给粉机的转速在450~500 rpm左右E 试验时应有司炉和工作负责人以上岗位进行操作F 主控班技术员、生产部专工、热工专工、炉运专工现场监护指导 改变主汽压力定值扰动试验条件同上 机组送风调节系统AFSC扰动试验条件:A汽包水位调整到合适位置，负荷保持不变B 氧量及风量变送器指示准确C 炉膛负压调节系统在自动状态D 送风机挡板有一定的调节余量E稳定工况下，主汽压力应保持在给定值的±02MPa范围内F 试验时应有司炉和工作负责人以上岗位进行操作G 主控班技术员、生产部专工、热工专工、炉运专工现场监护指导 机组协调控制系统CCS扰动试验条件:A 汽包水位调整到合适位置，负荷保持不变B 炉膛负压调节系统、燃料调节系统和送风量调节系统处于自动状态C 稳定工况下，主汽压力应保持在给定值的±02MPa范围内D 试验时应有司炉和工作负责人以上岗位进行操作E 主控班技术员、生产部专工、热工专工、炉运专工现场监护指导2) 控制其它功能试验 机组RB试验试验条件:A CCS、FSSS的单系统RB冷态试验及两个系统联调时的RB冷态试验已做且成功;热工其它系统及机炉电等相关专业的冷、热态试验都已完成。B 机组满负荷的情况下，下列自动系统已运行: 协调控制系统。可以正常运行，且TF方式正常工作 除氧器水位控制系统 炉膛负压控制系统 送风控制系统 主燃料控制系统 给水控制系统中的汽泵三冲量控制系统 进热汽温控制系统 再热汽温控制系统 DEH在协调方式下运行正常 FSSS的机炉大联锁试验成功，RB的动作逻辑正常 TF方式的调节符合要求 “机组负荷摆动试验”已完成，控制性能满足机组运行要求 主、辅机设备均无重大缺陷 DEH系统TPC功能试验成功，减负荷速率能满足要求试验简介:(送风机RB)当机组负荷180MW以上时进行。动作过程:负荷大于180MW，一台送风机跳闸后，CCS将控制方式自动由协调转为TF，中止ADS(远方自动调度方式)，将主汽压力设定值锁定在合适位置，CCS侧汽机控制自动切为TF，以防止压力下降太多，炉侧FSSS切两层给粉机余两层手动，同时，LDC(负荷指令计算机)的输出减负荷到180MW并以此作为送风量、氧量校正信号，并向FSSS发跳闸给粉机，最终保留两层。 AGC试验。检查机组适应负荷指令要求变化能力，使机组能够在一定范围内，按一定速率跟踪中调要求的负荷指令出力。 机组甩负荷试验。汽轮机调节系统的品质。3) 保护联锁试验 锅炉保护联锁试验 风机联锁试验 磨组联锁试验 锅炉所有阀门的调试 机、炉、电大联锁 大修中变更的保护联锁试验 运行中出现异常的保护联锁试验7 DCS系统故障紧急处理措施基本原则1) DCS系统紧急处理措施 当全部操作员站出现故障时(所有上位机黑屏或死机)，若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行，则转为后备操作方式，同时排除故障并转入操作员站运行方式，否则应立即停机、停炉。 当全部操作员站出现故障时(所有上位机黑屏或死机)，对无可靠后备硬手操及监视仪表的机组，应立即采取紧急停机、停炉。 当分散控制系统通信网络发生故障时，造成所有数据不能进行刷新(死机)，按上条措施执行。 当主要模拟量控制MCS系统通信网络故障或主、副控制单元DPU均出现故障(死机或失电)时，对无可靠后备硬手操及监视仪表的机组，在无法维持机组的安全可靠运行时，应立即采取停机、停炉。 当FSSS系统通信网络发生故障或主、副控制单元DPU均出现故障(死机或失电)时，对无可靠后备硬手操及监视仪表的机组，在无法维持机组的安全可靠运行时，应立即采取停机、停炉。2) DCS系统各功能故障紧急处理措施 当部分操作员站故障时，只有少数操作员站可监视和操作时，应由可用操作员站继续维持机组稳定运行，但此时应停止重大操作，并做好事故预想，联系检修人员处理。 DEH失电造成汽轮机跳闸时，应按汽轮机跳闸处理。若未造成汽轮机跳闸时，将DEH切至硬手操，继续维持机组稳定运行，但此时无特殊情况应停止操作，并做好事故预想，立即联系检修人员处理。 FSSS(或CCS)失电后MFT保护应及时动作，否则应手动停机停炉。若手动MFT按钮无效，则应立即采取同时“停止甲乙排粉机、磨煤机、给煤机电源，给粉机工作及备用电源”措施，同时关闭进油速断阀、回油再循环阀。 辅机程控失电后，运行人员尽量稳定机组运行，加强监视，立即联系检修处理，不能维持运行时(运行设备跳闸，备用设备无法启动)，应采取紧急停止机组运行的措施。3) 一对DPU同时离线的紧急处理措施 当DCS系统控制单元DPU的一对主、副DPU均离线故障后，无须进行停机，立即联系检修人员处理。检修维护人员应检查哪些点被其他系统调用，并参与了保护或联锁，在(DPU)升为主控前，应该将保护或联锁进行暂时解除。 当ECS系统控制单元(DPU)的一对主、副DPU均发生离线故障后无须进行停机，立即联系检修维护人员处理，电气专业根据机组实际运行情况，做好相应安全措施后，进行在线更换DPU。 当一般MCS系统控制单元(DPU)的一对主、副DPU均发生离线故障后，根据机组运行情况 ，若运行参数达到停机停炉时，应采取紧急停止机组运行的措施。 当SCS系统控制单元(DPU)的一对主、副DPU均发生离线故障后，尽量稳定机组运行，运行人员加强监视，立即联系检修人员处理。不能维持设备运行(运行设备跳闸，备用设备无法启动)时，应采取紧急停止机组运行的措施。 当FSSS系统控制单元(DPU)的一对主、副DPU均发生离线故障后，应采取紧急停止机组运行的措施，苦手动MFT按钮无效，则应立即采取多种形式同时停止甲乙排粉机电源、甲乙磨煤机电源 、甲级乙给煤机电源 、给粉机工作和备用电源的措施，同时关闭进油速断阀、回油再循环阀。 当IDAS系统(小数据采集系统)控制单元(DPU )发生离线故障后，无须进行停机，立即联系检修维护人员处理，进行在线更换DPU。 当DEH系统控制单元 (DPU)的一对主、副DPU均发生离线故障后，将切DEH至硬手操，将DEH切至硬手操，继续维持机组稳定运行，但此时无特殊情况应停止操作，并做好机组事故预想，同时立即联系检修维护人员处理，进行在线更换DPU。4) 单DPU离线的紧急处理措施 无论哪个系统控制单元 (DPU)的单DPU离线故障后，运行应及时 联系检修人员处理，进行在线更换 若系统控制单元(DPU)的单DPU运行且发生离线故障后，按上述两个DPU均离线时的安全措施处理。5) 组态文件丢失的紧急处理措施 当DAS系统、ECS系统、DEH系统控制单元(DPU)的一对主、副DPU的组态文件发现丢失时，运行人员应及时联系检修人员处理。检修维护人员应进行如下处理:下装组态文件至副控状态的DPU，根据测点调用情况，确认哪些点需要进行强制，在强制完毕后，将副控DPU升为主控。 当MCS系统控制单元(DPU)的一对主、副DPU的组态文件发现丢失时，运行人员应及时联系检修维护人员处理。根据组态文件丢失或后备硬手操及监视仪表设置的实际情况，决定是否打闸停机停炉，检修维护人员应按下列处理步骤:通过对副控DPU下装完整组态，在升为主控之前检查组态文件，确认组态文件，确认组态文件无误，对可能引起扰动的设备，其AO输出应根据现场设备的实际反馈值进行置值，全部确认无误再将副控DPU升为主控。 当SCS系统控制单元(DPU)的一对主、副DPU的发现丢失时，运行及时通知检修处理。根据组态文件丢失的实际情况，决定或打闸停机停炉或按下列步骤抢救:通过对副控DPU下装完整组态，在升为主控之前检查组态，确认组态无误。对会引起扰动的设备，其DO输出应根据现场的实际设备反馈置值，全部确认无误后再将副控DPU升为主控。 FSSS系统控制单元DPU的组态文件发现丢失时，根据机组运行情况应紧急停止机组运行，若手动MFT按钮无效，则应立即采取同时停止甲乙排粉机、磨煤机、给煤机电源，给粉机工作及备用电源措施，同时关闭进油速断阀