第一篇：07月16日6B一次风机投退总结

07月16日6B一次风机投退总结

07月16日中班接班检查，发现6B一次风机出口密封伸缩节漏风严重并有扩大趋势，讨论决定退出6B一次风机运行，进行抢修处理。

一、6B一次风机退出操作 1、6B一次风机退出前工况介绍及准备工作：

6B一次风机退出前，机组负荷由600MW降至420MW，主汽压力13.24Mpa，主汽温度568℃，再热汽温540℃，炉膛负压-218pa，总风量2189.4T/h，总煤量166T/h，给水流量1378T/h，煤水比8.3%，热一次风10.2KPa，冷一次风9.9KPa，A、B侧排烟温度分别为120.9℃和122.9℃。风机退出运行前做如下准备： 1）调整AB、CD层燃烧器摆角至水平位置，试投B层微油枪、B层及C层大油枪；

2）调整并稳定锅炉燃烧，投入B层微油枪，保持6B、6C、6D制粉系统运行； 3）开启6A、6B汽泵再循环至100%，保持6A小机由四抽供汽，6B小机由辅汽供汽；

4）申请强制6B出口一次风挡板至试验位置； 5）将各备用磨冷风调门关至0，6）联系设备部及检修公司安排人员至现场；

7）盘上分工一人监视汽水总貌画面参数并负责报警确认，一人负责燃烧总貌参数监视并负责燃油系统投入操作，一人进行风机退出操作，主值负责协调画面并监护操作，安排一名巡操至就地联系控制室。2、6B一次风机退出操作：

6B一次风机退出前，6A、6B一次风机电流分别为156.6A、155A，动叶开度分别为49%、47%，热一次风母管压力10.3KPa，冷一次风母管压力10.0KPa。按如下方式退出6B一次风机运行：

1）解除6B一次风机自动，保持6A一次风机在自动位置；

2）根据冷、热一次风母管压力的变化情况，缓慢关闭6B一次风机动叶开度，观察6A一次风机动叶在自动状态下逐渐开启；

3）6B一次风机动叶逐渐关至0，风机电流降至87.6A；6A一次风机动叶逐渐至全开，风机电流上升至347.8A，冷热一次风压稳定至9.5KPa、9.6KPa； 4）先关闭6B一次风机出口挡板，再停运6B一次风机电机，最后关闭6B冷、热一次出口挡板并联系就地手动摇紧，减少运行侧一次风漏至6B一次风机，影响抢修工作。

5）检查6A一次风机电机轴承温度、线圈温度、风机轴承温度等参数变化正常；

6）检查送引风机各参数在正常范围内； 7）检查机组其它各系统参数在正常范围内。

二、6B一次风机投入操作 1、6B一次风机投入前工况介绍及准备工作：

6B一次风机抢修工作结束后，就地检查出口伸缩节密封条已处理完毕，可以投入6B一次风机运行。6B一次风机投入前，机组负荷420MW，主汽压力13.40Mpa，主汽温度595℃，再热汽温566℃，炉膛负压-213pa，总风量2178.5T/h，总煤量165T/h，给水流量1336T/h，煤水比8.1%，热一次风9.9KPa，冷一次风9.8KPa，A、B侧排烟温度分别为90.9℃和151.0℃。风机投入前的准备工作与退出前基本一样，在此不再累述。2、6B一次风机投入操作：

1）退出机组CCS，保持在TF方式下运行；

2）启动6B一次风机，依次开启风机出口挡板、冷风挡板和热风挡板； 3）解除6A一次风机自动，依次交替缓慢关闭6A一次风机动叶，逐渐开启6B一次风机动叶；

4）观察冷热一次风母管压力压力变化情况，将6A一次风机动叶关至54%左右，将6B一次风机动叶开至47%左右，风机电流分别为172.5A、120.A，热一次风母管压力8.0KPa，冷一次风母管压力8.1KPa。在此工况点下，保持6B一次风机动叶开度不变，关小6A一次风机动叶至52%,电流降至166.6A，热一次风母管压力瞬时下降至7.9KPa，6B一次风机电流由120A上升至145A，热风压力上升至10.3KPa，6B一次风机并入运行。调整6A、6B一次风机出力平衡，电流分别为156A、155A，动叶开度46%、47%，投入风机自动运行；

5）检查6B一次风机电机轴承温度、线圈温度、风机轴承温度等参数正常； 6）检查锅炉风烟系统、制粉系统及机组其他系统运行正常，投入机组CCS。

三、本次操作小结及问题

1、一次风机退出采用运行侧自动，退出侧手动减小动叶开度的操作，从操作过程及结果看，此操作手法可以采用且冷热一次风压变化平稳，风压最低至9.2KPa，后摇紧B侧挡板后，风压稳定在9.8KPa左右。

2、一次风机并列采用手动操作运行及待并侧风机动叶，先开大待并一次风机动叶，等一次风压力有升高趋势时再减小运行一次风机动叶；当两台风机动叶开度接近50%开度时，保持待并侧风机动叶开度不变，减小运行侧风机动叶，热一次风母管压力最低至7.9KPa，迅速将待并侧风机并入系统运行。3、6B一次风机退出运行后，锅炉B侧排烟温度由122.9℃上升至151℃，A侧排烟温度由120.9℃下降至90℃，A、B侧排烟温度温差最大至60℃。

4、试投油枪时，油枪投入的可靠性不好，微油枪B3Ⅱ号角火检故障一直无法投入；B1油枪由于漏油一直未处理，未试投；C层油枪C2、C3、C4都是经过设备人员处理后才试投成功。5、6B一次风机并入时，曾多次发“风机喘振”报警，但运行人员就地检查风机运行正常，并未有“风机喘振”时特有的强烈的振动，较大的噪声等现象。怀疑“风机喘振”开关量报警误动。

6、严密监视各运行磨煤机的一次风压、一次风量和密封风差压参数变化。此次6B一次风机并入时，密封风母管压力降低至13.5KPa，联启6B密封风机。检查发现3台备用磨煤机的密封风电动门均在开启状态，并入前密封风母管压力偏低，只有14.95KPa，个人认为下次风机并入前可以将备用磨煤机密封风电动门先关闭，提高密封风压，防止并风机过程中密封风与一次风压差压低跳磨。

7、风机并入时，炉膛负压发生一定波动，最低波动至-249.8Pa，最高至177.5Pa，因此，应在并风机过程中应密切关注炉膛燃烧情况，防止发生燃烧不稳或灭火，必要时可投油稳燃。

8、一次风机并入时，要选择合适的并入工况点，适当降低母管一次风压力，快速将待并风机并入，防止风机发生喘振或者难以并入的情况。

附图：

附图一：6B一次风机退出前风烟系统运行参数

附图二：单台一次风机运行曲线

附图三：6B一次风机并入运行时曲线图

附图四：6B一次风机并入后风烟系统参数

集控乙值：李孟阳 202_-7-17

第二篇：保护投退规定

版本号：1.0状态：执行内控管理程序—生产运维THXN-S-Z-04中国能源建设集团太和新能源有限公司保护投退制度202_-12-20发布实施 中国能源建设集团太和新能源有限公司

保护及自动装置

投退管理制度

1、为确保光伏电站继电保护及自动装置可靠运行，在电力系统故障情况下 保护装置能够正确动作，特制定本制度。

2、适用范围 本制度规定了光伏电站场继电保护和安全自动装置投、退的管理制责，执行 程序、投退规定及形成的记录等。

3、规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的 引用文件，其随后的所有修改单或修订版均不适用本标准，然而，鼓励根 据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注 日期的引用文件，其最新版本使用与本标准。继电保护技术监督管理标准 继电保护及自动装置技术监督制度 直流系统故障的处理措施事故、未遂、严重未遂的处理、汇报、记录标准 安全体系建设管理标准。

4、职责 4.1站长职责

4.1.1负责监督电力保护装置、综合自动化设施的巡视计划执行情况。4.1.2负责监督保护装置的相关规程，规范执行情况。

4.1.3负责监督电力保护装置，综合自动化设施的巡视计划执行情况。

中国能源建设集团太和新能源有限公司 4.2检修人员职责

4.2.1负责试验内容和结果的完整、准确、可靠以及试验数据的整理、试验报告的归档。

4.2.2对中调下发的保护定值单及变更单妥善保管。

4.2.3负责对光伏电站继电保护装置的核对（包括对装置的投运状况、软、硬压 板位置）。

4.2.4负责保护装置的定期巡视。

5、执行程序

5.1光伏电站35kV 线路正常运行时，其保护均应 100%投入，任何 人不得擅自退出保护或改动保护定值，设备运行中的保护投退，应严 格执行保护投退申请单。保护投退申请单的填写必须字迹工整，不得涂改，申请单所列的审核签字栏必须填写整齐，不得有漏签和错签的现象。保护投退申请单一 式三份，一份运行保存，一份申请单位保存，一份入资料室存档，做好 登记，并保存三月，继电保护投退申请单格式件附录。夜间或紧急情况下，（如保护装置发生故障，误发信号等），应及时与主管领导联系，在确证保护有误动可能的紧急情况下，经主管生产领 导同意可以先将保护退出，做好详细记录，后由当值主管补办保护投退 申请单。保护投退申请单批准后，由继电保护负责人办理工作票，向有关当值运行人员办理工作许可，获得批准后做好安全措施后方可开始作业。保护投退申请单是保护投退全过程的申请单，即某项保护的投和退可以使用同一张申请单。

中国能源建设集团太和新能源有限公司

6、继电保护投退规定 主变保护的投退，由当值主管填写申请票，经主管生产领导批准后执行。35kV/380V系统负荷保护的投退，由当值主管填写申请票，在6小时以内可以处理完的由生产部部长批准后执行；超出6小时的由主管 生产的总工批准后执行，并备案。新保护的投入经安生部验收后，由施工单位提出书面申请，经主管生产的公司副总经理批准后执行。保护装置投入前，需经当值主管提出保护投入申请，并与运行人员共同确认保护装置、控制回路及信号回路良好。并由双方在申请单上签 字后方可投入。继电保护与自动装置有投退压板和转换开关的由运行人员负责操作，其中一人操作一人监护；无投退压板和转换开关的由保护人员负责 打开（恢复）二次线，但必须事先填写安全措施票，由一人操作一人监 护，运行值班员和值长做好记录。投入保护压板前，应测量保护连片两端一端负电一端无压之后方可投入。正常运行时，特殊情况下需要变更保护定值或修改保护系统，由提出变更保护定值或修改保护系统的专业主管或部门负责人提出申请并 填写保护变更申请单，经总工或生产副经理审批完成后，方可进行系统 的修改变更。对于由中调管辖设备的保护投退，运行值班人员必须按照调度命令执行。新增保护装置，保护定值，保护逻辑发生异动，必须填写保护异动报告和保护异动申请单，新增保护或异动后的保护投入运行之前，必须 对保护回路进行传动试验，确保保护回路正确动作，并对运行人员做书 面交代，办理保护投入申请单，方可投入该套保护。

7、检查与考核 事故、障碍、严重未遂的处理、汇报、记录标准进行调查，依据安全体系建设考核管理标准进行考核。

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8、反馈对本标准在执行过程中存在的问题以书面形式及时反馈到新能源安全生产 部，并由安全生产部门负责解决，解决不了的报分管领导。

9、本制度由新能源安全生产部负责起草修订解释。

10、本制度由中国能源建设集团太和新能源有限公司审议通过并执行。自动装置投退管理制度

保护及

第三篇：2A一次风机嘉奖申请（推荐）

嘉奖申请

5月23日，运行四值夜班。由于22日我四值夜班已发现2A一次风机风机侧振动涨至4.5mm/s，较平时3.8mm/s偏大，鉴于几个班次以来均未找到振动增大的直接原因，23日夜班接班后，风机振动值最高已至5.8mm/s，在5.3mm/s～5.8mm/s之间居高不下。值长下令：＃2机组全面监视2A一次风机振动、电流、轴承温度、出口风压等变化情况，加大就地巡查力度，加强对就地运行声音、油箱油位计检查核对、增加2A一次风机就地振动测量次数。

04:30，巡检熊治刚就地巡检时发现#2炉2A一次风机测振仪电缆套管及风机底座风壳处有油流出。由于漏点在风机壳体内部，看不清楚情况。熊治刚当即在2A一次风机润滑油箱和液压油箱就地油位计作了记号，以判断油位变化情况。并立即汇报值长、单元长，值长接到汇报后，在第一时间通知设备部锅炉专业王达军和热工专业石荣华到达现场检查处理，并马上亲自前往现场检查情况。当时风机振动5.3mm/s和2.9mm/s，风机轴承温度最高点56.9℃。由于漏油情况在呈扩大趋势，所以在设备部王达军到来之前，熊治刚一直在就地监视2A一次风机运行情况，观察10分钟润滑油箱油位大概下降1公分。

经锅炉专业王达军现场检查，确认为2A一次风机底部漏风长期冲刷润滑油回油管，导致泄漏。由于泄漏不断在扩大，必须降负荷停运2A一次风机进行处理。05:30经领导批准后开始降负荷停磨，06:00安全将2A一次风机停运并布置安措。

经23日白班解体检查，发现2A一次风机漏油主要是由于润滑油回油管损坏，振动变大原因是扩散段密封盘间隙过小、轮毂盖刮碰，加上叶片磨损严重，磨损最深的已高达0.5公分以上，经清理叶片积灰、紧固叶片螺栓，23日白班检修结束后再次启动，2A一次风机电机侧振动1.7mm/s，风机侧振动3.8mm/s，恢复到以前正常水平。

此次2A一次风机振动及漏油事故由于值内重视、发现及时，并积极采取了非常有效的措施进行处理，使得事故的影响被控制到最小范围，避免了2A一次风机缺油损坏轴承甚至一次风机跳闸的发生，保障了设备的，保证了NOSA审查期间#2机组的安全稳定运行。根据国投钦州发电有限公司安全生产奖惩规定，特此申请嘉奖，望领导准许！

运行四值 ＃2单元

202_年05月25

第四篇：关于高低加投退及跳闸学习总结

关于高低加投退及跳闸的学习总结

一、高加的投退

原则：

1.加热器投运时，应先投水侧再投汽侧，投入顺序为由低到高，停运时，应先停汽侧再停水侧。高压加热器在锅炉上水时应投入水侧，完成低压下注水投运。

2.高加水侧投入是应先全开高加出口门，再开启进水三通，防止锅炉断水。3.高加水侧停运步骤与投运步骤基本相反。4.严禁将泄漏的加热器投入运行。

5.高加必须在就地水位计、水位开关、水位变送器完好，报警信号及保护装置动作正常的情况下才可以投入运行。

6.高压加热器在机组负荷达25％额定负荷，除氧器倒至本机四段抽汽供汽后投入。投高加时应遵循从低压到高压的原则，停时相反。

7.高加投停过程中应严格控制温升率：注意控制高加出水温度变化率≯1℃/min。8.注意汽机振动、差胀、轴向位移等的变化在控制范围内。

投运操作：

（一）投运高加时应按照从低至高的原则进行。先投水侧。1.确认高压加热器全部工作结束，联系热工投入高压加热器保护，2.开启＃1A、1B高加水侧出口排空阀。

3.开启高加注水阀，待＃1A、1B高加水侧排空阀见水后关闭。4.高加注水，控制高加温升率≯1℃/min。

5.高加定压后，关闭注水门，稳定5分钟，高加压力不应有明显下降。同时观察各加热器水位计水位无明显升高，如发现水位升高，严禁投入高加，应注水查漏。

6.检查高加水侧压力表指示与给水泵出口压力之差＜0.5MPa;开启＃1高加出口电动阀，开启高加入口三通阀。

（二）汽侧投运按照从低至高的原则进行 以＃3A高加汽侧投运操作步骤为例：

1.按照系统启动前的阀门检查卡检查阀门在启动前状态。

2.高压加热器投入前，运行当值人员应联系热控人员确认高压加热器水位保护正确投入。除了高加水位计异常、故障及水位计有检修工作外，高压加热器水位保护严禁解除。3.开启＃3A高加抽汽电动阀前疏水阀、抽汽电动阀后疏水阀。

4.将＃3A高加事故疏水调节阀切为手动，手动开启＃3A高加事故疏水调节阀5％左右开度。

5.开启3A段抽汽逆止阀，缓慢开启3段抽汽电动阀；开启＃3A高加运行排汽隔离阀。当高加及其疏水管道出现振动现象时及时关闭抽汽电动阀、事故疏水阀，当振动消除后再重复进行暖高加的步骤，直至高加抽汽电动阀后管壁金属温度与抽汽温度温差＜20℃。控制＃3A高加出水温升率＜1℃/min，在暖高加的过程中应通过调节事故疏水调节阀逐渐建立高加水位，以防止高加及疏水管道振动。

6.当＃3A高加抽汽电动阀逐渐开启直至全开后，如＃3A高加筒体压力与除氧器压力之差＞0.25MPa，且#3A高加疏水水质合格后，则投入该高加正常疏水调节阀自动，调节高加水位为400mm左右，再缓慢关闭该高加事故疏水直至全关。在此过程中如水位自动调节不及时导致高加水位上升时应及时开启事故疏水降低水位以免高加解列。

7.＃3A高加投入正常后应调整高加水位使下端差在5.6℃以内。

（三）投运高加时注意事项：

1.操作应该缓慢，严格控制高加的温升速度。

2.注意高加水位变化，开始维持较低水位。并且注意防止高加及疏水管道振动。3.开启事故疏水阀调节水位注意凝气器真空的变化。

4.高加投运，在负荷工况比较稳定的情况下操作，严禁多项作业同时进行。

5.投运高加过程中，给煤量会逐渐减少，注意各给煤机工作正常，各个磨煤机出力应该均衡，防止堵磨或将磨煤机吹空。加强燃烧监视与调整。

6.投运高加，由于燃料量的减少，主汽温度会下降，维持正常汽温，及时调整。

7.由于高加水侧排空管与无压放水管相连，高加水侧注水时，只稍开#1高加排空门，否则汽机房到处窜水。

（四）关于高加投退时间的思考：

1.我厂规程规定：高压加热器在机组负荷达25％额定负荷投入；但查询其他厂资料，投退高加的时间也无硬性规定，有的是随机启动，有的是带到一定负荷在投；

2、带到一定负荷在投主要是利于疏水，但我们一般开始投高加时疏水都是至凝汽器的，所以疏水应该没有问题；

3、机组在并网带初始负荷暖机过程中，高加相当于汽缸的一个大型的疏水系统，随机滑启有利于减少上下缸温差，此点在#3机开机过程中已经得到验证；

4、建议下次开机过程再次尝试，并咨询东汽厂家意见，修改操作票，高加随机启动；

停运操作：

停运高加应按照从高至低的顺序进行，机组在满负荷时应先联系机组减负荷至800MW以下。以＃1A高加汽侧停运操作步骤为例：

1.将＃1A高加事故疏水调节阀自动切为手动，缓慢开启高加事故疏水调节阀。

% Y w0 e3 _“ B Z' x2.检查＃1高加正常疏水调节阀自动逐渐关闭直至全关。此过程中严密监视并控制＃1A高加水位低于正常水位。

0 z/ ^” G.~4 {.[/ d!K4 a3.缓慢关闭1A段抽汽电动阀，控制＃1A高加出水温降率＜1℃/min。4.当1A段抽汽电动阀全关后，关闭＃1A高加运行排汽。}.|3 m3 p-f0 H4 R7 v# _# N

5.当＃1A高加远方及就地水位计显示高加汽侧水位放空后关闭正常疏水调节阀前、后隔离阀，高加事故疏水调节阀。6.观察＃1A高加水位有无反弹现象，如水位反弹，先手动压紧＃1A高加抽汽电动阀，通过事故疏水调节阀将水放空；如事故疏水管道有检修工作（应做好防止凝汽器真空降落的措施），则通过高加筒体放水阀放水，同时必须关闭1A段抽汽电动阀后疏水阀，在此方式下必须保证高加汽侧凝结的水能及时排出，高加所有水位计显示高加汽侧无水，最后关闭＃1A高加事故疏水调节阀前、后隔离阀。否则不允许检修工作进行。

（四）停运高加注意事项：

!^3 h9 G7 g# D/ R1.停运高加注意出口水温变化，控制高加出水温降率＜1℃/min

2.维持高加较低水位时注意高加及疏水管道不振动，如发现振动，适当关小疏水门。3.注意机组真空的变化。

4.抽气门操作时缓慢进行，注意结合抽气口的温度，高加水位进行操作，尽量开大危急疏水门，防止由于高加压力突变产生虚假水位高水位跳高加。

5.高加水位计平衡容器的退出应遵循先关水侧隔离阀后关汽侧隔离阀的原则。6.高加停运，在负荷工况比较稳定的情况下操作，严禁多项作业同时进行。

7.高加停运汽温会有所上升，应该提前适当降低汽温，增大汽温调节范围，防止超温。

二、低加的投退

原则：

1.低加一般随机启停。2．低加必须在就地水位计、水位开关、水位变送器完好，报警信号及保护装置动作正常的情况下才可以投入运行。

3.注意汽机胀差、轴向位移的变化在控制范围内，加热器出水温降率≯2℃/min。

投入操作：

（一）水侧投入：启动凝结水泵，稍开启低加进水门，依次从#8至#5低加进行注水，当水侧排气门见水后关闭放气阀，注水时检查低加水位计应无水位出现，注水结束后凝结水流量无变化。

（二）汽侧投入：

#7A/B～#8A/B低加汽侧随机投入。

汽机真空建立后，依次关闭#

6、#5加热器启动排气阀，缓慢开启低加连续排气阀，注意凝汽器真空变化，如变化较大，应立即关闭该阀门并检查漏气点，消除漏气点后方可投入连续排气。

#

5、#6低加随机投入，注意控制低加出水温度变化率≯2℃/min，正常疏水调节阀动作应正常。

停运操作：

（一）汽侧停运：#

5、#

6、#7A/B、#8A/B低加随机滑停。汽机打闸后，确认抽汽电动阀和抽汽逆止阀自动关闭，抽汽管道的所有疏水阀应自动开启。

（二）机组运行中，低压加热器的停运

依照低加停运的情况，汽机减负荷到规定的数值。

缓慢关闭抽汽电动阀，注意汽机胀差、轴向位移的变化在控制范围内，加热器出水温降率≯2℃/min。抽汽逆止阀关闭后，抽汽管道的所有疏水阀应自动开启。

在打开放水门和排气门之前，应关闭低加正常疏水手动阀、紧急疏水手动阀、连续排气阀和上一级加热器到该低加的正常疏水手动阀。做好检修工作的其他隔离措施。

三、高加跳闸的处理

正常运行工况下，机组在协调工况下运行。而目前我国火电机组控制逻辑中均没有单独处理高加跳闸的功能模块，因此，如果在协调方式下发生高加跳闸，建议按如下思路进行处理和控制:(1)控制方式的处理:运行人员收到高加跳闸报警信号后，立刻退出协调控制模式，即把锅炉主控和汽轮机主控切至手动控制;(2)给水的控制:高加跳闸工况下，给水调节跟不上，建议退出自动，手动调节给水。过热器减温水取自省煤器出口，因此给水流量的变化立刻会影响到减温效果。高加跳闸导致给水温度大幅降低，为了维持水冷壁出口即中间点的过热度，必须改变水煤比。而高加跳闸后，汽轮机已在超负荷状态运行，增加燃料量是不可取的，必须下调给水流量。为配合给水流量的下调，按减负荷过程中“先减煤，后减水”的思路来控制，先降低燃料量。对于相同负荷工况下，高加跳闸后，由于机组热力循环效率降低，所需输入的燃料热量最终需要略有增加，这里降低燃料量主要是为了配合减少给水流量，当中间点温度经过延时发生变化时，燃料量还要根据中间点温度的过热度进行相应调节，维持合理的水煤比，这样可避免主蒸汽温度过低。(3)锅炉主控的控制:燃料量控制思路是先小幅减少，后增加到原来的总煤量。风量可维持原控制模式，不必手动干预。

(4)中间点温度的控制:高加跳闸后，中间点温度具有延时变化的特性，必须提前干预，运行人员要明确控制方向。如果给水流量不变，水煤比会逐渐失调，中间点温度将会大幅下降，导致中间点过热度不足，过热器进水，因此必须提前减少给水流量。（5）高加解列时，还应注意以下几个方面：

a）b）c）d）汽轮机各监视段不允许超负荷运行，适当减负荷。监视除氧器水位调节情况，凝结水泵电流变化情况。监视机组负荷调节情况，防止机组过负荷或再热器超压。

注意监视机组调节级压力，轴系的位移、胀差、推力轴承温度、轴承振动等各项参数变化情况。

四、低加跳闸

根据上次#4机组运行经验：

1）正常运行时，进过#

7、8低加换热后，水温会上升60-80℃，#6低加后水温上升20-30℃，#5低加后水温上升20-30℃。

2）如果#

7、8低加跳闸，结果导致#6低加入口水温快速下降，汽侧凝结量瞬间增大，很有可能造成水位高跳闸，紧接着是#5低加同样原因跳闸。到除氧器后，由于进水温度急剧降低，导致除氧器水位波动；

3）低加跳闸会产生连锁反应，控制方法应快速降负荷，#

5、6低加单台退出，减至700MW以下，#

7、8低加退出，减至500MW以下，低加全跳，带30%-40%负荷。此时除氧器水位调节应解手动，不要控制水位太高，防止突然升高，高三值跳四抽和辅汽来的加热。调节除氧器水位同时应调好凝结水泵出口压力，防止低于2.0MPa跳精处理。

思考： 上次#4机组168期间在低加跳后，加上前置泵入口滤网堵而跳机，如果滤网不堵，除氧器水位也可控，但是除氧器出口温度由于进水温度的降低也会迅速降低约100℃左右，那么高加水侧的进水温度也会迅速降低100℃，很可能会造成如同#

7、8低加跳闸后导致#

6、5低加跳闸的情形而使高加也相继跳闸，因此，我们在以后的运行过程中要加强各方面的监控，疏水自动调节过慢则立即解手动开启，并要做好给水温度降低对锅炉水煤的调节。

第五篇：保护投退管理规定(试行)

附件1

四川金康电力发展有限公司 保护投退管理规定（试行）

第一章

总

则

第一条 为规范发电运行人员的继电保护和水机保护投退行为与要求,特制定本制度。

第二条 本制度适用于金康水电公司各生产管理相关部门及外委维护单位。

第三条 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。

凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

（一）《继电保护和安全自动装置技术规程》GB 14285-202_

（二）《四川电力系统调度管理规程》四川省电力公司202_年1月

（三）《关于下达金康水电站及有关送出设备调度命名编号的通知》（四川省调〔202_〕7号）

（四）《金康水电站并网调度协议》GF—202_—0512（202_年2月）

（五）《中国大唐集团公司发电企业运行管理办法》（大唐集团制〔202_〕61号）

第四条 定义和术语

（一）省调：指四川省电力调度控制中心。

（二）公司：指四川金康电力发展有限公司。

（三）发电部：指公司承担电站运行维护管理工作的生产职能部门。

第二章

继电保护和水机保护投退操作管理规定

第五条 以下继电保护为省调管辖范围，涉及的相关保护投退必须经省调调度员批准，运行值长根据省调命令进行保护投退工作，并做好相应记录。

（一）220kV系统的相关继电保护：220kV母线和220kV出线的继电保护装置。

（二）主变压器的中性点接地方式和中性点保护：1号、2号主变压器高压侧接地零序保护和间隙零序保护、主变高压侧开关失灵保护。

第六条 以下继电保护不归省调管辖，由金康水电站自行负责，投、退必须办理审批手续，经相关部门审核、生产副总经理批准后，运行值长方可执行，并做好相应记录。

（一）1～2号水轮发电机继电保护，包括：发电机纵联差动、发电机横差保护、95％定子接地保护、100％定子接地保护、转子一点接地保护、定子过负荷、失磁保护、低电压保持过电流保护。

（二）1～2号水轮机机械保护，包括：机械过速159％Ne保护、电气过速155％Ne保护、油压装置事故低油压保护、机械过速115％Ne且主配拒动保护、电气过速147%Ne保护、瓦温上限保护、机械过速115％Ne且主配拒动保护动作时跳灭磁开关保护、事故停机时剪断销剪断保护。

（三）1号、2号主变压器继电保护，包括：主变压器差动保护、中性点零序电流保护、中性点零序电流电压保护、主变方向过电流保护、冷却器全停故障启动跳闸保护、主变油温过高启动跳闸保护、主变轻瓦斯保护、主变重瓦斯保护、主变油位异常保护、主变绕组温度高启动跳闸保护、压力释放保护。

（四）主变压器重瓦斯保护、差动保护不能同时停用。

（五）厂用变继电保护，包括电流速断保护、过电流保护、零序电流保护、温度保护。

（六）励磁变继电保护，包括限时电流速断保护、过电流保护、温度保护。

第七条 以下继电保护由金康水电站自行负责，归当班运行值长直接管辖，投、退必须经运行当值值长批准，方可投退，并做好记录。

（一）400V厂用电系统保护、公用设备保护，包括厂用负荷熔断器、热偶、一次过流。

第八条 调度管辖的继电保护装置在运行中发现异常情况，运行值班人员应及时向值班调度员汇报并作好记录；当危及继电保护及一次设备安全运行时，应将其停用，并立即向值班调度员和有关继电保护管理部门汇报；不属于调度管辖的继电保护装置在运行中发现异常情况时，以保人身、保电网和保设备为原则进行处理。

第九条 遇有下列情况之一时，允许短时停用相应保护，但需办理工作许可手续：

（一）保护装置作带负荷检查时；

（二）二次回路工作影响保护装置安全运行；

（三）运行中的保护装置需更改定值。

第十条 继电保护装置的投运、退出及运行中运行方式的改变，除回路中引出的压板、转换开关或切换刀闸由运行人员操作外，其余均由继电保护专职人员进行。改变一次系统运行方式时，应同时考虑继电保护配合。

第十一条 运行人员进行的保护投退需要在生产管理信息系统（建设后执行）和保护投退登记本中同时记录，由继电保护人员和运行人员共同进行的保护投退需要同时签字确认。

第十二条 改变继电保护装置的二次接线回路，必须办理审批手续，经相关部门审核，生产副总经理批准后实施。工作结束后，继保人员必须将设备异动报告及改动原因、内容，按照设备管理异动管理规定执行相关工作外，还应详细记录在生产管理信息系统（建设后执行）“设备异动”内。

第十三条 调整和更改保护定值必须持设备“定值变更申请单”进行，由继电保护人员执行。工作结束后，运行人员应会同工作负责人一起打印保护定值单，核对定值正确无误后方能将投入保护，该保护定值单应有继电保护人员和配合的运行人员共同签字确认存档。属省调下达的定值，由继电保护人员确认，值班人员与省调值班调度员核对无误后，方能投入保护，并将保护定值变更情况详细记入继电保护记录簿内，发电部应定期核对管理。

第十四条 继电保护装置投入时，应先投入交流再投入直流回路，并用高内阻电压表测量保护出口压板两端对地无电压或一端对地有电压、另一端对地无电压后方可投入保护压板，退出顺序与此相反。测量保护压板两端分别带有不同极性的电压时，禁止投入相应保护压板。

第十五条 保护装置动作后，应经值长同意方能复归保护动作信号，并及时作好详细记录。对保护动作跳闸需要强送电的开关，必须将保护动作信号复归后方能强送。

第十六条 保护动作后，若判定为保护误动，应立即通知继电保护人员检查处理，按本章条款相关规定，办理保护投、退事宜。

第十七条 短引线保护投退运行管理

（一）线路运行时，线路开关的短引线保护必须停用；线路停用，而开关合环运行时，短引线差动保护必须投入运行；

（二）主变运行时，主变开关的短引线保护必须停用；主变停用，而开关合环运行时，短引线差动保护必须投入运行。

第十八条 在变压器范围内工作，重瓦斯保护在下列情况下工作时应将“跳闸”位置改为“信号”位置运行。

（一）进行注油和滤油时。

（二）进行呼吸器畅通工作或更换硅胶时。

（三）除采样和气体继电器上部放气阀放气外，在变压器其它所有部位打开放气、放油和进油阀门时。

（四）开、闭气体继电器连接管上的阀门时。

（五）在瓦斯保护及其二次回路上进行工作时。

（六）上述工作完毕后，经24小时试运后，方可将重瓦斯保护投“跳闸”位（第（五）条除外）。

第十九条 线路重合闸的使用方式与投退，由省调做出具体规定后，运行人员严格执行省调命令。重合闸装置在下列情况下应停用：

（一）对大修、消除缺陷后的线路充电时。

（二）线路有人带电作业时。

（三）重合闸装置异常时。

（四）断路器遮断容量不足时。

（五）主变压器冲击合闸试验时。第二十条 安全自动装置不得擅自投入或退出，只有在征得调度许可后才能投入或退出安全自动装置对应保护功能。

第二十一条 水轮机机械保护投退运行管理

（一）正常情况下，水轮机机械保护必须全部投入，包括水机保护硬压板和PLC水机保护。任何人不得随意更改水轮机机械保护投退方式。

（二）当涉及人身、电网、设备安全需要将水轮机机械保护退出时，必须办理审批手续，经相关部门审核、生产副总经理批准后，运行值长方可执行，并做好相应记录。

（三）水轮机机械保护退出后，运行值班人员要加强对机组调速系统、瓦温、转速等运行工况进行监视和巡回，并做好事故预想，防止保护误动和拒动。

（四）当机组出现事故，相应水轮机机械保护未正确动作时，运行值班人员应立即启动事故停机或紧急停机流程，确保机组安全。

（五）禁止在投入运行的水轮机机械保护回路上进行工作。调整和更改水轮机机械保护时，必须办理审批手续，经相关部门审核，生产副总经理批准后实施。工作结束后，继保人员必须将设备异动报告及改动原因、内容，详细记录在生产管理信息系统“设备异动”内。

（六）对水轮机机械保护进行过调整和更改，必须核对二次回路正确无误并经相关试验检验合格后方能将保护投入，执行的保护定值单应有继电保护人员和配合的运行人员共同签字确认存档。

（七）水轮机机械保护的投退操作严格按照本章相关规定执行。并要在生产管理信息系统（如已经建设）进行登记记录。

第三章

检查与考核

第二十二条 发电部依据安全生产管理相关规定和本制度，对本制度的执行情况进行监督、检查，对存在的问题及时进行纠正并监督限期整改。

第二十三条 对违反本制度的，按安全生产有关规定进行处罚。

第四章

附

则

第二十四条 本管理规定由发电部负责解释。第二十五条 本管理规定自发布之日起执行。