1、1、 测量发电机转子绝缘的注意事项？测量发电机转子绝缘时必须断开转子一点接地保护才可进行。发电机转子绕组在冷状态下(20)用 500V 摇表测量，其对地绝缘电阻值不应低于 0.5 M。如测得的绝缘电阻值不符合上述规定，应查明原因并采取有关措施使其恢复正常。否则，发电机并网应经总工程师批准。2、 发电机“0”起升压的注意事项？1、发电机的自动调节励磁装置应切为手动进行。2、升压过程中如发现有异常或静子电流表有指示，则应迅速降低电压转检修。3、变压器中性点接地刀闸必须合上。3、 发电机正常运行时密封油系统检查项目？1、 检查氢、油、水控制盘无报警。2、 发电机充氢或转子转动情况下必须维持双流环处的
2、密封油压力，密封油压应高于氢压0.084MPA3、 维持空、氢侧密封油压尽量相等，二者差值约 980.665pa4、 发电机氢压小于 0.1mpa 时，消泡箱油位可能升高，应注意氢侧密封油回油箱及消泡箱油位，注意监视发电机检漏器液位及氢、油、水控制盘无报警， 防止密封油进入发电机内。5、 机组正常运行中，应控制空、氢侧冷油器出口油温在 4352 度。6、 检查氢侧密封油回油箱油位正常。7、 应经常对空、氢侧密封油滤网进行清洗。8、 经常检查密封油备用油源正常。9、 当发电机内有氢气时，空侧油箱排烟风机应连续运行。10、 空、氢侧密封油冷油器在放油、放水后恢复时，必须对油、水侧放空气后才能投入正
3、常备用。密封油滤网清洗后恢复备用时，也应排空气。11、 变压器并列运行的条件？1、结线组别相同 2、电压比相同（允许相差 +5%-5% 以内） 3、短路电压（短路电压差值不超过 10% ） 4、相序相同（新安装及大修后的变压器应核相） 12、 正常运行中对变压器温升有何规定？超过限值如何处理？规定：主变压器温升限值(周围环境温度 40)、绕组平均温升：65K(用电阻法测量)、顶层油温升：55K(用温度传感器法测量)超限处理:当冷却系统发生故障切除全部冷却器和油泵退出运行时，在额定负载下允许运行20min。当油面温度尚未达到 75时，允许上升到 75，但切除冷却器后的最长允许时间不得大于 1 小
4、时。13、 变压器轻瓦斯动作如何处理？(1)对变压器进行外部检查，首先检查油枕中油位及油色，瓦斯继电器中有无气体，气体量及颜色等，然后检查变压器本体是否有漏油现象。 (2)查看变压器负荷、温度和声音的变化。 (3)收集气体进行分析化验以判明故障性质。收集气体应注意：必须两人进行，其中一人操作，一人监护，必须集中精力，注意安全距离。 (4)根据继电器内气体性质采取措施。14、 发电机、变压器的主要参数。发电机:型号:QFSN-300-2 额定容量:353000（kVA）有功功率 300000（kW）额定电压（V）20000 额定电流（A）10190 额定频率（HZ）50 额定励磁电流（A）264
5、2 额定励磁电压（V）365 额定功率因数 0.85(滞后)额定转速(r/min)3000 空载励磁电流(A)104 空载励磁电压(V)116变压器：主变型式：三相、铜芯双绕组无励磁调压、型号：SFP-380MVA/220kV、额定电流（高压/低压） （A）907/10970、冷却方式：强迫导向油循环风冷、调压方式：中性点无激磁调压、中性点接地方式：经隔离开关接地或不接地运行厂高变型式：三相，双分裂铜绕组无励磁调压、型号：SFF-31500/20、额定电流（高压/低压） （A）1 155/2291-2291、冷却方式：自然油循环风冷、调压方式：无激磁调压、中性点接地方式：不 接 地启备变型式：
6、三相，双分裂铜绕组有载调压、型号：SFFZ-31500/110、额定电流（高压/低压） （A）9 5.4/2291-2291、冷却方式：自然油循环风冷、调压方式：中 性 点 有 载 调 压 、中性点接地方式：高压：经隔离开关接地或不接地。低压：不接地汽机：1、 汽泵水侧隔离？1、查汽泵确已停止运行，出口电动门关闭严密，并切除电源。2、关闭汽泵中间抽头。3、关闭前置泵机械密封水。4、关闭汽泵再循环调节阀、电动阀，并切除电源。5、关闭汽泵进口电动阀，关闭过程查汽泵压力无升高现象，关闭后切除电源。6、根据需要开启汽泵管路相关疏水。2、 如何防超速、防断油、防进水？防止汽轮机超速事故技术措施（2）.运
7、行方面1. 每日早班进行一次高、中压主汽门活动试验，确认门杆无卡涩。2. 危急保安器经过解体或调整后，或运行 2000 小时后均应进行充油试验；确认保安器动作正常。3. 新安装和大修后的汽轮机应先做充油试验，确认正常动作，再使用提升转速方法试验危急保安器动作并试验两次，两次动作转速差不超过 0.6%。4. 每月（每次启动前）应进行调节系统和各保护装置试验和联动试验，必须确认高、中压主汽门、调节汽门关闭迅速，保护装置及声光信号动作正确。5. 定期检查油质，防止 EH 油系统和润滑油系统部件锈蚀和卡涩；油质不合格禁止使用。6. 油净化装置、滤油装置应保持运行状态，连续或定期对油质进行处理。7. 调
8、节系统与保安系统出现缺陷应及时消除，严禁带病运行。8. 大修前后应进行汽门严密性试验，试验方法及标准应按制造厂的规定执行。一般在单独关闭某种汽门（主汽门或调速汽门）而另一种汽门全开时，机组转速可降到 1000转/分以下为合格。试验时蒸汽参数应尽可能保持额定值，其中蒸汽压力应不小于 1/2 额定压力；低于时应进行核算。试验时应尽可能维持凝汽器真空正常，注意轴向推力变化；试验应避免在临界转速附近长时间停留，并监视机组振动。运行中汽门严密性试验应每年进行一次。9. 每月进行一次抽汽逆止门关闭试验，当某一抽汽逆止门存在缺陷时，禁止汽轮机使用该段抽汽运行。10. 对蒸汽品质进行监督，防止蒸汽品质长期不合
9、格，门杆结垢卡涩。11. 运行中应有防止油中进水的措施：如注意轴封系统压力调节是否正常；每天对主油箱放水一次等。12. 定期进行反事故演习，加强运行人员对超速现象的判断、处理能力，强化培训，提高反事故能力。（3）.检修方面1. 坚持进行调速系统静态特性试验，调速系统的性能要满足发电机满负荷运行突然甩负荷时，能自动调节使飞升转速控制在危急保安器动作转速以下的要求。2. 保持 EH 油及透平油质良好，在检修中应有防止油污染的措施，保持油中不含杂质，油中不进水。3. 防止主汽门、调速汽门、抽汽逆止门卡涩，不能关闭严密。4. 大修中应检查门杆弯曲和测量阀杆与套筒间隙、阀体与导向套筒的间隙，不符合标准的
10、应进行更换或处理。5. 检修中应测量主汽门及调速汽门预启阀行程，并检查是否卡涩，如有卡涩必须解体检查处理，解体时应彻底除去氧化皮；阀蝶与阀座接触部分的垢迹及氧化皮也应认真清理，并用红丹粉作接触检查。6. 必须保证 ETS 及 OPC 保护装置完好，在线试验保证能够正常进行。2、防进水技术措施（1）运行方面1.机组启动时必须投入轴向位移、差胀、振动等保护，并检查大轴挠度、上下缸温差，确认合格后方可启动。2.起动过程中振动突然增大，或机组内部有异常响声应立即打闸停机。3.运行中轴封与轴摩擦严重时，应立即打闸停机，防止碰摩产生永久弯曲变形。4.运行中汽温急剧下降 50或起、停及变工况过程中，当 10
11、 分钟汽温上升或下降 50，应立即打闸停机。5.机组启动前连续盘车时间不得少于 4 小时。6.大轴挠度指示大于 0.076mm 或大于原始值 0.02 mm，机组不得启动。7.机组热态启动时应先送轴封后抽真空，轴封汽温度要与金属温度匹配，轴封汽管路应充分暖管疏水，主蒸汽、再热汽管道要充分暖管，防止冷水或冷汽进入汽机；禁止在转子不转动的情况下进行暖机；禁止在转子不转动情况下向轴封送汽。8.机组启动和低负荷时，当主蒸汽过热度较低时，调速汽门的大幅度摆动有可能引起汽轮机一定程度的水冲击，此时应严密监视机组振动、差胀、轴向位移等数值，如有异常，应立即打闸停机。9.停机后应立即投入连续盘车，在盘车过程中
12、应注意监视上下缸温差、大轴挠度和盘车电流。当盘车电流大于正常值并摆动较大或较大异音时，应及时汇报，分析处理。当发现汽封与轴磨擦严重时，应先盘车 180 度，待摩擦基本消失后再投入连续盘车，停盘车的条件按运行规程规定执行。10.停机后应认真监视凝汽器、加热器、除氧器等水位，检查并关严电动隔离门，防止低温汽、水进入汽机，造成大轴弯曲。11.停机后汽缸温度较高时，不得拆开汽机连通管、汽轮机疏水管、抽汽管，防止冷空气流入，造成大轴弯曲。机组处于热态时，最好不进行凝汽器、加热器灌水查漏工作，防止下汽缸急剧冷却造成大轴弯曲事故。12.应保证疏水系统疏水畅通，不向汽缸返水返汽；机组启动、运行中、停机后疏水阀
13、开启时，注意检查阀前阀后管壁温度，发现异常及时汇报，分析处理。防止断油技术措施（1）运行方面1.严密监视轴瓦金属温度和回油温度，控制冷油器出口油温。2.润滑油系统的切换操作必须有监护制度，一般由副值操作，主值或单元长监护，防止断油发生。3.停机时仍应设专人监视轴瓦温度及各瓦回油温度，发现异常及时处理。4.防止油中进水，注意调整轴封汽压及轴承箱负压。5.运行人员必须经常监视油箱油位及润滑油压在正常范围，发现异常及时汇报、处理。6.每周应对交、直流油泵启动一次进行试验，每月汇同维修做一次联锁试验，确保投用正常。7.当运行中发生了可能引起轴瓦损坏的异常情况，如水冲击、机组剧烈振动等应立即打闸停机。8
14、.机组无论是故障或正常停机，解列后，均要立即开启交流润滑油泵，并检查润滑油压是否正常，发现异常及时处理。3、 运行中#4 高调门漏油如何处理？1、 将汽机控制方式切为阀控，减少对#4 调门的操作，立即联系检修处理。2、加强 EH 油位、油压监视，视漏油情况联系化学补油。3、就地放置消防器材，防止火灾。4、如漏油较大，无法处理，在化学加油的同时，准备停机处理。锅炉：燃用菲律宾煤的技术措施从煤种参数分析：菲律宾煤的煤化程度属褐煤中较高的，全水及挥发份与菲律宾煤指标相近，灰熔点也较同，能否大量掺配主要看该煤种的自燃性。如果太容易自燃，可能造成运行中煤仓自燃，磨煤机内自燃等，结合煤种的水分和灰分分析，
15、该煤种着火性能较好，运行中应采取的措施：1、严格控制菲律宾煤不得单独入煤仓，掺配后空干基挥发份不得超过 28%，备用磨煤仓不得进此煤种。2、如果运行中燃用菲律宾煤的磨组故障停用，在停用磨煤机时应加强抽粉，确保磨内余粉抽完，规定停磨后保持风量 45t/h 以上吹扫至少 2 分钟。停用后应立即联系检修，尽快处理。另外，在停用磨煤机后，仍应加强磨煤机出口温度的监视，防止磨煤机内部内燃。3、运行中控制一次风速不低于 26m/s，同时，对应的周界风门应开大（50%以上） ，磨煤机进口风温暂定不超过 240，出口风温由于煤种的水分较高，一般出口风温不会高，但为稳燃，应控制出口风温控制在 6070。同时，运
16、行中应减小切圆，降低二次风压，开大二次风门。4、菲律宾煤可磨性系数较小，首次燃用时适当提高加载力，同时加强磨煤机石子煤排放，如果运行中排放石子煤较少，再降低加载力。由于挥发份高的煤种易燃，而磨煤机石子煤处通过的为进口热风，正常温度达 240左右，因此，如菲律宾煤煤块掉入煤斗，极易燃烧，因此，运行中规定，每小时必须排入石子煤一次，排放时应排尽。5、运行中加强磨煤机出口风温的监视，如果发生内部自燃，必然造成磨煤机出口温度升高，如运行中发现磨出口风温升高，应认真分析，及时采取措施，防止磨煤机内积粉爆炸。在燃用褐煤的同类电厂中出现过磨出口风温某点急剧上升，但紧急停磨后检查，磨煤机内部正常，分析可能为磨
17、出口风温测点处积粉自燃，引起磨出口温度急剧上升。因此，在运行中如发现出口温度快速上升时，应立即到就地测量一次风门处管壁温度，如管壁温度确实升高，应立即停磨，按磨煤机内部自燃进行处理。6、集控运行值班员巡查锅炉时增加检查捞渣机内结渣情况一项，发现渣块明显增大等异常情况时，应立即汇报。7、运行中加强一次风速及磨出口粉管道温度的监视：发现温度不正常的要及时汇报，可能燃烧器结焦或一次风管堵塞造成。如运行中发现一次风速下降，立即降低该磨组的出力，查明原因，如一次风速仍明显较低，且磨出口粉管道温度异常，应立即将检查该一次风管喷口结焦情况（将一次风管弯头处捣焦孔的堵头拆下，检查喷口结焦情况） ，如有焦，立即
18、手动清理，清理时戴防护工具，控制炉膛负压，确保人身安全。8、加强吹灰：为防止炉膛结焦，应加强炉膛吹灰，每单元接班后全面通过锅炉看火孔检查结焦情况，特别是喷燃器上部看火孔，如发现结焦，应立即汇报，并加强吹灰，在燃用菲律宾期间，炉膛吹灰器应连续进行，不得跳吹或选吹。正常吹灰标准按吹灰优化中的正常值下调 5执行，同时，应加强炉膛出口温度、主再热蒸汽温度的监视比较，分析其内在的联系，在运行中积极采取措施。同时，为防目炉膛出口挂焦，每班#1、#2 长灰吹灰一次。2、燃用劣质煤的技术措施为保证锅炉安全经济运行，特制定如下技术措施：1、 煤场应按照入炉煤掺配方案认真做好入炉煤的掺配工作。2、 各单元接班前应
19、了解入炉煤掺配情况，做到心中有数。3、 如运行中发现因煤质差 4 台磨带不起负荷，请示值长同意后启动第 5 台磨接带负荷。4、 每日 612 班试投微油点火装置，出现故障时，及时联系检修处理。5、 按定期试验制度，做好各层大油枪的定期试验工作。6、 劣质煤可燃物含量低，灰分大，不易燃烧，特别是低负荷时易于灭火，因此在调整时应按照利于稳燃的方式调整：a) 保持较细的煤粉细度，适当降低一次风压，保持合适的一次风速和较高的一次风温，保持较高的二次风量，减少炉膛漏风。b) 适当降低火焰中心，增加切圆直径：提高一、二次风配比，即适当降低一次风速，增加二次风速，因此，应适当提高二次风压，以增加切圆直径，强
20、化煤粉气流后期扰动混合，改善炉内空气动力场。c) 保持受热面和喷燃器清洁，防止结焦加剧影响锅炉内部燃烧工况，及时打焦，定期吹灰。d) 经常观察炉膛燃烧情况，以便及时了解情况。e) 运行中出现炉膛负压晃动加大，燃烧不稳时及时投入微油点火装置稳燃。如此时微油点火装置出现故障，应及时投入大油枪稳燃。7、 入炉煤中水分含量较高时，应做好给煤机断煤的预想，组织好处理给煤机断煤的人员。8、 入炉中硫分含量较高时，应按#3 炉燃用高硫份煤时防结焦的技术措施相关规定执行。9、 入炉煤中掺配有褐煤时，应按燃用褐煤的技术措施相关规定执行。10、 入炉煤中掺配有神华煤时，应按燃用神华煤的技术措施相关规定执行。11、
21、 入炉煤中灰分含量较高时，电除尘一、二电场仓泵的进料时间应适当降低，防止电除尘出灰管道堵塞。12、 入炉煤中含硫量和灰分含量较高时，应加强对脱硫浆液品质的监视，确保浆液品质合格，脱硫出口指标达标排放。13、 加强对飞灰可燃物的跟踪和化验工作，根据化验结果，进行调整，保证锅炉飞灰可燃物合格。燃用煤泥的技术措施运行采取的相应措施：1. 值长、单元长、主值全面了解煤泥的具体特性，做好给煤机断煤的事故预想。当班值长应到燃料掺配现场了解掺配方式及掺配情况，督促燃料部均匀掺配。2. 掺烧试验时先在#3 炉 D 仓掺入煤泥，掺入量最高不得超过 25%，如出现断煤频繁或严重断煤时，应立即汇报值长，通知煤场减少
22、煤泥掺入量。试 2-3 天后，如情况正常，可再增加 C 仓掺配煤泥。3. 入炉煤泥水分应控制不高于 13。4. 磨煤机出口温度按 6070控制。5. 掺有煤泥的制粉系统出力先按 7080出力控制。试煤期间每班对制粉系统降出力一次，适当减少磨给煤量，提高出口温度至 80-85，一次风速提高到 25-30m/s。运行时间为 1 小时，以提高制粉系统温度进行干燥和吹扫。6. 0-8 班启动备用磨，停运掺烧煤泥的制粉系统，重点检查清理给煤机与磨煤机之间落煤管，发现积煤应时清理，清理结束后及时调回运行。7. 掺烧煤泥期间，加强燃烧调整和监视，重点检查一次风速、喷燃器着火情况、火检指示、风粉混合温度等。8
23、. 掺有煤泥的制粉系统应保持运行，需要停运时，在停运前 12 小时取消掺配煤泥。9. 因故停运的掺有煤泥的制粉系统应尽快消缺和投入运行，防止原煤仓内存煤板结成块，造成下煤困难。10. 掺配煤泥运行 3-4 天后进行一次降煤位试验，应将煤仓煤位降至最低，发电部与燃料部共同检查煤仓结煤情况，必要时及时清理仓壁，以防仓壁板结严重。燃用高硫份煤时防结焦的技术措施1、运行中加强调整和监视，#3 炉重点是监视炉膛负压和低过出口汽温（以及后增加的再热器前烟温） ，#4 炉还需加强炉膛出口烟温的监视，如炉膛发生结焦，则炉膛吸热量将大幅减少，造成低过出口汽温升高，同时炉膛出口烟温将大幅增高，此时应立即对炉膛进行
24、吹扫。2、燃用高硫煤还易引起炉膛出口挂焦，此时炉膛负压较难调整，相同工况下，引风机静叶开度变大，同时，主汽温下降，且掉焦时对炉膛负压扰动较大，因此如运行中判断可能炉膛出口挂焦，应立即投入#1、#2 长吹，正常情况下在燃用高硫份煤期间每日 6-12 班和 18-24 班对#1、#2 长吹进行吹灰一次，同时，为防止炉膛出口烟温升高，引起屏再处结焦，可适当增加#3#8 长吹的吹灰，低过出口汽温的变化仍按原吹灰规定执行。3、一、二次风的调整：为防止燃用高硫份煤时炉膛结焦，运行中应适当减少切圆直径，以减少贴壁风。因此，结合掺配后煤种的挥发份，运行磨组对应的周界风的开度适当开大，在燃用高硫煤期间周界风开度
25、不应小于 30%35%。同时提高一次风速，在保证氧量的情况下，降低二次风压（二次风门开度适当开大，二次风压维持在 0.4KPa 左右） ，如负荷高时，可将二次风门全开。4、掺配煤情况：接班前，值长、单元长、主值必须掌握入炉煤的掺配情况，做到心中有数。如分仓掺烧，在挥发份适当的情况下，应将最下层直通高硫煤，以减少炉膛结渣，并减少高温腐蚀。5、运行中加强对炉膛和火嘴处结焦情况的检查，交接班时主值应通过火嘴四周的观火孔了解火嘴和炉膛内结焦情况，发现有焦块应及时清除，接班后每两小时检查一次。检查前必须告之当班单元长、主值和燃烧盘值盘人员，适合提高炉膛负压，防止炉膛出现正压伤及检查人员；检查人员应穿防烫伤的工作服、戴防烫手套和防护面具，方可到现场检查。6、运行中加强对捞渣机的检查，发现渣量大时及时提高捞渣机转速，防止捞渣机堵塞。应特别注意加强对捞渣机刮板上炉渣的检查，如发现焦块较大时，应立即汇报值长，请求调整煤种。7、如运行中发现因结焦情况加剧，导致炉膛负压无法维持、主汽温异常升高、捞渣机堵塞无法启动，应立即汇报值长，请示降负荷，直致故障消除，故障发生时要及时汇报有关领导。8、如锅炉严重结焦无法维持正常运行时，应申请停炉。
