330MW.A送风机启动
330MW集控仿真综合题
2011年集控值班员仿真技能大赛题库1. 引风机A出力下降+水冷壁泄漏 (2)2. A一次风机跳闸+ B磨堵煤 (4)3. B空预器跳闸+汽机差胀大 (6)4. A侧尾部烟道再燃烧+再热器左减温水调门卡死 (8)5. 高温过热器A侧泄漏+引风机A出力下降 (10)6. 二级减温水调门失灵关闭+ B汽泵前置泵入口滤网堵塞 (13)7. 一次风机A出力下降+ B磨堵煤 (15)8. A侧省煤器泄漏+除氧器水位低 (17)9. 高温再热器A测泄漏+ B磨着火 (19)10. 锅炉PCV阀失灵自开+凝汽器循环水泄漏 (21)11. 发电机定子接地＋6KVIA段快切设备故障 (23)12. 发电机出口1PT一次保险熔断+ 380V保安PCA段工作进线开关误分 (25)13. 发电机转子一点接地+发电机失磁 (27)14. 发电机A套调节器故障+发电机失磁 (28)15. 发电机出口2PT一次保险熔断+ 发电机差动保护动作 (29)16. A引风机跳闸+A闭式水泵跳闸 (31)17. D磨堵煤+#1高加泄漏 (33)18. 水冷壁泄漏+A给水泵跳闸 (35)19. E磨煤机着火+再热器A侧减温调门失灵全关 (37)20. D给煤机断煤+过热器二级减温调门失灵关闭 (38)21. A闭式水泵事故跳闸，B闭式水泵未联启＋B汽泵跳闸 (39)22. A变频凝泵跳闸＋#5低加管束泄漏 (41)23. 凝气器再循环门失灵全开+#5低加去#6低加疏水门失灵全开 (43)24. 主油泵损坏＋汽轮机推力轴承损坏 (44)25. #3高加水侧泄漏+一抽逆止门失灵关闭 (46)1.引风机A出力下降+水冷壁泄漏300MW仿真技能竞赛评价表201 年月日培训内容引风机A出力下降+水冷壁泄漏培训类型仿真技能竞赛参加人员主操：配合人员：设置要求1) 300MW负荷下。
Kaoshi-330-0012) 可维持机组降低负荷运行。
3) 故障设置为锅炉蒸发系统“引风机A出力下降”。
330 MW机组启动过程中NO_(x)的达标排放
该电厂 2×330 MW 机组先后进行了超低排放改造，加装 （甚至全部关闭）使大部分烟气不流经省煤器放热降温的办法，
了选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝装置，催化剂为 3 层布置， 来提高进入 SCR 脱硝系统的烟气温度，案例中山西某电厂采 入口 NOx 设计浓度 600 mg/m3，脱硝出口 NOx 排放浓度 50 mg/ 用该项措施后可提高烟气温度 20 ℃左右。
SCR 反应器内烟气温度是影响 SCR 脱硝系统正常运行的
在一定的温度范围内进行，同时存在催化的最佳温度，这是 每种催化剂特有的性质。目前普遍使用的钒钛催化剂适用温 度一般在 310~360 ℃。
重要因素，SCR 反应器内烟气温度一般设计为 300 ～ 400 ℃，
由于 SCR 脱硝系统的最低喷氨温度主要影响因素为烟气
NOx 的达标排放比较容易实现，但是受限于催化剂运行温度， 3.1 催化剂最低投运烟气温度的确定
加之启动初期以及低负荷运行阶段由于运行氧量高导致脱硝
烟气温度是选择催化剂的重要运行参数，催化反应只能
入口 NOx 远高于正常值，因而如何实现 40% 以下低负荷尤其 是机组启动过程中实现 NOx 的达标排放成为行业难题。
锅炉运行氧量变化是 NOx 生成浓度的重要影响因素，氧量越 用低硫煤控制烟气中 SO2 浓度，对投运脱硝系统非常有利。
高，锅炉 NOx 生成浓度越高。而喷氨优化调整试验一般是在
自 2016 年 至 今， 经 过 多 次 反 复 试 验 确 认， 若 将 SO2 浓
中、高负荷段进行的，当工况发生较大变化的低负荷工况时， 度 控 制 在 3 000 mg/m3 以 下， 烟 温 在 260~270 ℃ 短 期（2 h 以
烟气流场往往发生较大变化，导致 SCR 反应器入口的氨氮摩 内）投运脱硝系统不会对催化剂活性有重大影响，但烟温处
330MW循环流化床机组启动操作步骤
33万机组开机操作步骤一、开机前的检查1、确认影响启动的工作票全部终结，安措已拆除，现场已清理，通道畅通，照明良好，主辅设备及管路系统处于完好状态，无禁止启动的条件存在。
2、测辅机设备电机绝缘合格。
3、辅机设备的联锁、保护试验合格。
4、炉膛装料至床料静高约1000mm左右。
5、检查各油箱油位正常，所有辅机设备轴承油位正常，油质合格。
6、检查各阀门、风门处于启动前所需位置。
所有疏水门全开。
7、通知化学启动一台工业生活水泵。
8、启动一台仪用空压机。
9、向冷水塔补水至正常水位，启动循环水泵并检查该系统运行正常。
10、启动开式水泵，检查开式水系统运行正常。
11、联系化学向凝结水储水箱补水至正常水位后，启动一台凝结水输送泵运行，向膨胀水箱补水。
12、膨胀水箱水位正常后，启动一台闭式水泵运行，并检查该系统运行正常13、启动交流润滑油泵及主油箱排烟风机运行，投入直流油泵和另一台排烟风机联锁，检查系统油压正常，系统无泄漏，并确认各轴承回油及主油箱油位正常。
14、投入密封油系统运行，检查油氢压差、真空油箱真空以及发电机两端进油压力正常，系统无泄漏，启动后要注意及时化验真空油箱油质，严防密封油真空泵的工作水进入真空油箱。
15、通知化学和检修准备对发电机进行充氢置换操作。
置换过程中，要严密监视油氢压差，防止发电机进油。
氢压0.15MPa，氢压升至0.25MPa时，停止升压，投入氢气干燥器、循环风机、纯度分析仪、湿度检测议和漏氢检测仪。
16、启动内冷水泵运行，检查内冷水系统运行正常；17、DEH系统已连续通电2小时以上。
启动EH循环泵运行8小时，启动EH主油泵运行，检查油压、电流正常，系统无泄露，投入EH油泵联锁，启动再生装置运行。
18、启动＃1、3顶轴油泵运行，检查系统及个轴承的顶轴油压正常，系统无泄漏。
启动盘车装置，检查盘车电流、偏心正常，机组内部无摩擦声音。
19、联系＃8机为辅汽联箱送汽，注意系统要充分疏水20、启动一台锅炉循环水泵。
330MW热电汽机运行规程正本
一篇总则1. 本规程阐述了1、2号机汽轮机的设备规范及主要技术特性，汽轮机的启停，事故处理及维护试验。
本规程若与国家和电厂的有关最新规定相抵触，以最新的规定为准。
2. 本规程适用于发电厂厂长、发电部主任、专责工程师、值长、汽机运行人员等相关工作人员。
3. 本规程制定依据《电力工业技术管理法规》、《电业安全工作规程》、《300MW级汽轮机运行导则》DL/T609-1996、辽宁电力勘测设计院提供的相关图纸和资料及哈尔滨汽轮机厂CC275/N330-16.7/537/537型汽轮机技术协议和说明书制定。
4 汽轮发电机组的启动、停止、运行方式的改变及事故处理,应按值长的命令,依照规程进行操作；5 下列操作需要公司主管生产的副总经理主持或由副总经理指定发电部经理、专业主管在值长统一安排下进行：5.1 汽轮机的启动；5.2 机组的超速试验；5.3 机组甩负荷试验；5.4 运行中调节系统的各项试验；5.5 设备经过重大改进后的启动或有关新技术的第一次试用；5.6 给水泵及高压加热器在A、B、C修后的投运；5.7 循环冷却水系统运行方式的变更及凝汽器在运行中清扫或找漏；5.8 机组运行中冷油器的切换；6 重要系统的操作应填写操作票,经值长批准后进行操作；7 所有的操作人员和监护人员均应由考试合格人员担任,学习人员不得担任监护人；8 事故处理时,允许不填写操作票，依照规程的相关规定进行正确操作；第二篇主机运行规程1 汽轮发电机组设备规范及特性1.1汽轮机设备主要技术性能我公司安装的330MW汽轮机是哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界、一次中间再热、高中压合缸、单轴、双缸双排汽、两级可调整抽汽凝汽式汽轮机，汽轮机的高中压转子是高、中压部分合在一起的一根合金钢（30Cr1Mo1V）整锻结构的转子，低压转子是由合金钢（30Cr2Ni4MoV）整锻而成，两根转子及发电机转子之间均为刚性连接；汽轮机的通流部分由高、中、低压三部分组成，共二十七级，其中高中压缸为双层缸，低压部分为三层双分流式。
南京汽轮机330MW
1 范围本标准规定了南山东海热电330MW汽轮机及其辅助设备和系统的规范与特性，机组启动、停止以及运行中的维护、机组的试验、辅助设备的运行以及机组与系统的事故处理等方面的有关运行要求和技术规定，它是机组安全运行的技术保证。
本标准适用于南山东海热电工程汽轮机及其辅助设备和系统的正常运行与事故处理。
2 引用标准《电力工业技术管理法规》《330MW汽轮机说明书》《300MW级汽轮机运行导则》《电业安全工作规程》《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》《电力生产安全工作规定》3. 机组规范及特性3.1 汽轮发电机组3.1.1 汽轮机主要技术规范3.1.1.1 汽轮机型号：CC330-16.67/(6.7)/0.8/538/538型3.1.1.2 汽轮机型式：亚临界、中间再热、单轴、两缸两排汽、双抽凝汽式汽轮机3.1.1.3 额定功率：330MW3.1.1.4 纯凝汽最大连续功率350MW3.1.1.5 转速：3000r/min3.1.1.6 额定工作参数：a 新蒸汽压力：16.67MPab 新蒸汽温度：538℃c 再热蒸汽压力：3.598MPad 再热蒸汽温度：538℃e 背压：4.9Kpaf 冷却水温度：20℃g 冷却水流量：37800t/hh 给水温度：279.2℃i 额定/最大功率时蒸汽消耗量：1003/1160t/hj 额定/最大高压供热抽汽压力7.903/7.491 MPak 额定/最大高压供热抽汽量90/140 t/hk 额定/最大低压供热抽汽压力0.8 MPak 额定/最大低压供热抽汽量80/120 t/hl 低压缸最小排汽量2×70t/h3.1.1.6 转子旋转方向：从汽轮机向发电机看为顺时针。
3.1.1.7 轴系临界转速：（计算值，单位：r/min）支撑方式高中压转子低压转子发电机转子发电机二阶弹性支撑1800 1664 709 17093.1.1.8 级数：26级高压缸：1单列调节级+7压力级中压缸：6压力级低压缸：2×6压力级3.1.1.9 末级叶片长度：1068mm3.1.1.10 回热系统：本机采用8级回热抽汽：3级高压加热器+1级除氧器+4级低压加热器3.1.1.11 制造厂：南京汽轮电机有限责任公司3.1.1.12 给水泵拖动方式2×50%电动调速给水泵拖动1×50%电动调速给水泵备用3.1.2 发电机主要规范：3.1.2.1 型号：QFJ-350-2型3.1.2.2 有功功率：330MW3.1.2.3 功率因数：0.853.1.2.4 定子额定电压：22KV3.1.2.5 定子额定电流：10860A3.1.2.6 冷却方式：密闭循环空气冷却。
330MW汽机运行规程
前言为了更好地掌握我厂电气设备的运行特性，操作要求及事故处理规定，确保我厂电气设备的安全运行，特编制本规程。
1 国电新疆红雁池发电有限公司《330MW汽轮机运行规程》第一版根据国家、行业、上级主管公司的有关技术标准、文件、规程、措施等的规定原则，参照设备制造厂家的说明及兄弟厂家的运行经验进行了编制，作为330MW汽轮机启停运行及运行管理工作的依据。
2 本规程分设备规范、机组启动、正常运行调整及维护、机组停运、事故处理、辅助设备运行操作维护和机组联锁保护试验等部分。
由于时间仓促，运行经验不足，有关资料不够齐全，本规程尚有许多不足之处，请大家在生产中不断总结经验，使之不断完善，以适应机组运行的需要。
3 本规程内容中若与上级标准、文件、规程、措施等的规定原则相抵触时，以上级的规定原则为准。
4 本规程编制的引用标准：4.1 《300MW级汽轮机运行导则》 DL/T 609－19964.2 《300MW机组汽轮机运行规程》SD216-874.3 《凝结器与真空系统运行维护导则》DL/T932-20054.4 《电站汽轮机技术条件》DL/T892-20044.5 《汽轮机启动调试导则》DL/T863-20044.6 《电业安全工作规程》（热力和机械部分）4.7 《电力工业技术管理法规》4.8 国电集团集体公司颁发的《二十九项反事故措施》的有关条文4.9 《发电企业工作票、操作票管理工作制度汇编》4.10 汽轮机设备制造厂家提供的产品说明书4.11 新疆电力设计院设计图纸4.12 结合现场实际、我公司和同类机组运行经验4.13 330MW汽轮机组仿真机运行操作规程5 下列人员必须熟悉、了解、掌握和执行本规程的全部或有关部分：5.1 生产副总、总工程师、副总工程师。
5.2 生产技术部、安全监察部主任、汽机专工和有关人员。
5.3 发电部主任、副主任、主任工程师、值长等有关人员。
5.4 发电部汽机专业主任、专工、安全员及本专业全体运行人员。
330MW机组滑参数停机操作票
4、停炉过程中应防止低过、屏过、高过、屏再、低再等处金属壁温超规定值。
5、严格控制降温、降压速度，主、再热蒸汽温差不应超过30℃。一般维持在20℃以下，再热汽温度不应高于主蒸汽温度。应密切监视主、再热蒸汽的过热度应≥50℃，严防汽轮机水冲击事故发生。降参数过程中应严密监视汽缸各部温度的变化，汽缸各点温差控制在规定的范围内，特别是高压内缸外壁上下温差不得大于35℃。
三、滑参数停机操作
序号
操作项目
操作 情况
时间
1
接值长令，#X机滑参数停机。
XX
XX
2
通知各岗位做好机组滑停前的各项检查及准备工作，同时联系燃料、化学、辅控等有关专业，准备停机。
XX
XX
3
停止原煤仓上煤，停止脱硫剂卸料。（输煤皮带备用、脱硫剂车辆备2台。）
XX
XX
4
锅炉全面吹灰一次。
XX
XX
5
检查#2油罐油位正常，启动#X燃油泵，调整母管油压1.8~2.5MPa，炉前点火油压0.6~1.5MPa，试点油枪正常。
23
机组负荷：231MW，对应主汽压力：11.2MPa，主汽温度：470℃，再热温度：460℃
XX
XX
24
机组负荷小于220MW，停运一台给水泵
XX
XX
25
机组负荷：198MW,对应主汽压力：9.5MPa，主汽温度：450℃，再热温度：440℃
XX
XX
26
机组负荷：165MW,对应主汽压力：7.2MPa，主汽温度：430℃，再热温度：415℃
XX
XX
27
炉侧加大排渣量，维持床压：6.5-7.0KPa，水冷风室：9.5-10KPa，一次风量20万NM3/H，氧量4-6%
330MW机组冷态启动操作
2、冷态开机前静态试验
辅机单体联锁试验、
风门挡板试验， 机、炉、电大联锁试验（需要热工人
员强制条件配合） 机侧和炉侧电动门传动试验、 辅机保护联锁试验、大联锁试验 高厂变、主变冷却器电源切换试验
3.汽包上水
具备上水条件后，对凝汽器、除氧器上除盐水， 并冲洗1～2次，使水质尽快合格；减少对滤网的 清洗次数 电泵具备条件后启动电泵给汽包上水，上水前通 知化学做好加药准备，上水时通知化学加药，操 作应遵守上水要求。 恢复油系统，按要求投入润滑油、EH油加热 投入主机盘车 启动炉点火， 投入辅汽系统 投入除氧器底部加热
机组启动过程中注意事项
送电及热机操作严格执行监护制度，操作按令分阶段进行，按阶段汇报；防止走错间 隔 控制时间；避免影响下阶段的工作；开式水投运试验有条件的尽早进行；凉水塔补水 时间长，应提前投入；尽早投入连续盘车和提升润滑油温度。 厂用蒸汽联箱应提前暖体备用；疏水前要检查至凝汽器门在关闭位，疏水要充分，防 止管道振动；疏水时检查各用户供汽门关闭。机组真空破坏门在全开位，抽真空前严 防疏水疏汽进入凝汽器； 油系统投运后注意检查系统无泄漏防止火灾发生 盘车投入前手动盘动无异常后投运连续车，检查电流正常，投运后应及时投入低油压 保护，防止断油烧瓦；盘车投不上时禁止启动；缸温较高时定期手动盘车，并做好标 记； 汽机保护及时投入； 各系统补水时，浮球阀要重点检查其工作是否正常； 凝结水系统启动前应进行注水，启动前再循环应在开启位；凝结杂项母管各用户关闭， 放空气门开启、定冷水反冲 轴封温度与缸温接近差值小于110℃，过热度50℃；轴封压力控制在0.127～0.13MPa （绝对压力），低压汽封温度：121～177℃，高压汽封温度：210～250℃。 真空系统投运前，检查真空破坏门关闭，多级水封注水完毕。 真空系统正常后，各疏水导致凝汽器8 除氧器投加热，注意水温参照水冷壁壁温，温差不超过50℃
300MW机组启动规程
300MW火电机组仿真机冷态启动运行规程冷态滑参数启动1.机组启动前的检查及系统确认 (1)2.机组辅助设备及系统投运 (3)3.锅炉点火 (11)4.汽机冲转 (13)5.并网带初负荷 (15)6.机组升负荷至额定 (17)1.机组启动前的检查及系统确认1.1.DCS系统检查1.1.1确认各DCS操作站已送电，能正常开机，开机后运行正常。
1.1.2确认各DCS操作站的系统画面均正常，菜单与系统画面、系统画面与系统画面之间能正常切换，系统数据指示正常。
1.1.3确认各DCS操作站系统画面中的各操作端均能正常弹出，操作正常。
1.1.4确认各DCS操作站中的机、炉、电光字牌正常，试验能全部点亮，指示正确。
1.1.5确认各DCS操作站中的机、炉、电事故及报警音响正常，经试验全部正确。
1.2.锅炉系统检查1.2.1进入DCS 的“BMS”画面，确认MFT首出、OFT首出、锅炉吹扫、油泄漏实验、油点火条件、煤点火条件均显示正常；两台探冷风机、密封风机全停，风机连锁在解除位置。
1.2.2进入DCS“锅炉火焰状态”画面，确认锅炉油层、煤层无火焰指示。
1.2.3进入DCS“磨煤机A～F”画面，确认各制粉系统所有转机在停止状态、挡板在关闭状态，系统各参数指示正常。
1.2.4进入DCS“油层OA～OC”画面，确认各油层油角阀在关闭状态，油层无火焰，系统各参数指示正常。
1.2.5进入DCS“锅炉风烟系统”画面，确认所有转机设备在停止状态、挡板在关闭状态，系统各参数指示正常。
1.2.6进入DCS“锅炉风烟挡板”画面，确认所有燃料风、二次风、燃油风挡板在关闭状态，燃烧器在水平位置，系统各参数指示正常。
1.2.7进入DCS“锅炉送风机系统”和“送风机本体及系统”画面，确认所有转机设备在停止状态、挡板及阀门在关闭状态，系统各参数指示正常。
1.2.8进入DCS“锅炉引风机系统”和“引风机本体及系统”画面，确认所有转机设备在停止状态、挡板及阀门在关闭状态，系统各参数指示正常。
330MW机组检修停运及启动方案
330MW机组停运方案一、停运方式：为了使停机后的汽缸金属温度降到较低的温度水平，便于后续计划性检修工作，本次停机按照滑参数方式停机。
附件为参考滑停曲线二、停运前的准备：1、停炉前一天，要求各岗位值班人员对机组设备进行一次全面的检查（包括DCS盘面、逻辑保护），将所发现的设备缺陷详细记录在缺陷本中，以便检修查考和处理。
（主要记录新发现的以及膨胀指示器各阶段的具体数据）2、停炉前对锅炉所有受热面（包括空预器）进行一次全面吹灰，保持受热面在停炉后处于清洁状态。
（如果考虑到吹灰对锅炉参数影响过大，可提前一天对部分受热面进行吹灰，停炉前全部吹完）3、停炉前冲洗、校对就地双色水位计，并进行一次定期排污。
4、对A、B层等离子系统全面检查一次，并试拉弧正常，确认系统备用良好。
5、根据需要选择制粉系统的运行方式。
6、停炉前记录各部位膨胀指示。
（对于膨胀到顶的部位要进行重点记录）7、对事故放水门、对空排气电动门做一次开关试验，缺陷应及时消除，使其处于良好的备用状态。
8、停炉前，应将原煤仓中的煤烧空。
为此，应根据停炉时间，提前停止上煤；根据粉仓粉位情况，确定制粉系统停运时间。
9、停炉前，各岗位应准备好相应的操作票，操作人员应提前熟悉操作票内容，做到心中有数。
10、停炉前对炉墙及各系统管道进行一次全面的测温并详细做好记录，停炉后锅炉冷却到常温后再进行一次全面的测温并做好记录。
11、试验交、直流润滑油泵、顶轴油泵及盘车电机，均应工作正常。
12、确认主汽阀和调节阀、抽汽逆止阀灵活，无卡涩现象（可通过下列试验确认）。
进行阀门活动试验、抽汽逆止门活动试验、高压电磁阀遮断试验。
13、做好轴封辅助汽源、除氧器备用汽源的暖管、切换工作。
停机前使邻炉辅汽处于投用状态，保证停机用汽。
三、降温降压减负荷：接到停机命令后，机组在炉机手动汽机功控方式下开始降温降压，待汽机调门开至100%时汽机阀控。
此时应通知汽水分析加氨提高给水PH值控制在9.6-10.5。
送风机启、停运行操作
送风机变频启停操作一、主回路如下：6KV高压电源二、各开关与DCS 画面对应的操作（以A 送风机为例）。
1、 QF — DCS 画面中原送风机A 启/停。
2、K1、K2—变频器进出侧刀闸。
进入“一次风及送风系统”画面中，点击“甲送风机变频状态及指令”按钮，弹出对话框画面，与其中“变频器进侧隔离开关状态”、 “变频器出侧隔离开关状态”相对应。
只显示状态，DCS 上不能操作次刀闸。
3、KM1、KM2—进入“一次风及送风系统”画面中，点击“送风机A 变频状态及指令”按钮，弹出对话框画面，其中“送风机A 变频投入指令 点击 则会将KM1、KM2 开关同时合上。
4、KM3—变频旁路开关。
进入“一次风及送风系统”画面中，点击“送风机A变频状态及指令”按钮，弹出对话框画面，其中“送风机A变频投入指令点击则会将KM3合上。
5、QF、KM1、变频器、KM2组成变频运行回路，QF、KM3组成工频运行。
6、在旁路柜控制回路中，KM1与KM2已经设计成同时分闸同时合闸，同时KM3与KM1（KM2）具有电气闭锁，任意时刻只能有一个处于合闸状态，在旁路柜中KM1（KM2）合闸条件是：变频器合闸允许、K1、K2在合位。
7、“送风机A变频切换就地指令KM1、KM2投入时或KM3投入时将其分断。
三、开关合上条件：1、QF开关合闸条件—送风机启动条件：1）送风机入口挡板开度小于5%；2）送风机出口电动门全开。
3）操作要求，K1、K2合闸，KM1（KM2）合闸。
2、在旁路柜中KM1（KM2）合闸条件是：变频器合闸允许、K1、K2在合位，KM3分闸。
3、KM3合闸条件：1 KM1、KM2分闸。
四、送风机变频启动顺序：1、就地合闸K1、K2。
Dcs上：“变频器进侧隔离开关状态”、“变频器进侧隔离开关状态”变红。
2、在DCS上进入“一次风及送风系统”画面中，点击“送风机A变频状态及指令”按钮，弹出对话框画面，其中“送风机A变频投入指令，点击则会将KM1、KM2开关同时合上。
330MW机组动叶调节轴流式送风机节能方案研究与实施
备 ２台上 海鼓 风机 厂制 造 的 Ｆ ＡＦ一 ３ ７ ３ ３ ２ ． —１ ． —１型
动 叶可调 轴 流式 送 风 机 ， 电机 型 号 为 Ｊ Ｚ ６ ０—６ 其 Ｓ １０ ， 它相 关参 数如 表 １所示 。
本文 针对 该送 风 机 长 期 存 在 运 行 效 率 低 、 耗 高 能 的 问题 ， 过试 验提 出了多 种送 风机 节 能改 造方 案 。 通
２ Ｘｉ ａ ｅ ｍ ａ ｗｅ ｓ ａ ｃ ｎ ｔｔ ｅ Ｃｏ Ｌｔ Ｘｉ ａ ０ ３ Ｓｈ ａ ｉ ｏ ｉ ｅ ＰＲＣ ． ’ ｎ Ｔｈ ｒ ｌ Ｐｏ ｒＲｅ ｅ ｒ ｈ Ｉ ｓ ｉｕｔ ｄ， ’ ｎ ７１ ０ ２， ａ ｎｘ Ｐｒ ｖ ｎｃ ，
Ａｂ ｔａ ｔ Ｄｉｅ ｔｎ ｇａｎｓ ｈｅ ｏｐ ｒ ｔｏ ｉｕａ ｉ ｎ ｏｒ ｅ ｒ ｆ ａ ｓ ｆ ｒ ３ ０ Ｍ Ｗ ｕ ｔ ｎ Ｇｕｏ ｉ ｎ ｓｒ ｃ ： ｒ ｃ ｉ ｇ ａ ｉ ｔ ｔ ｅ ａ ｉ ｎ ｓｔ ｔｏ ｏｆ ｆ ｃ ｄ ｄ ａ ｔ ｆ ｎ ｏ ３ ｎｉｓ ｉ ｄａ
Ｅ ＯＩ编 号 ］ １ ． ９ ９ ｊ ｉｓ ． ０ ２—３ ６ ． ０ ０ １ ． ７ Ｄ ０ ３ ６ ／ ．ｓ ｎ １ ０ ３４ ２１ ．０ ０ ７
Ｓ ＴＵＤＹ ｏＮ ＥＮＥＲＧＹ —Ｓ ＡＶＩ ＮＧ ＣＨＥＭ Ｅ Ｓ ＦｏＲ ＡＸＩ ＡＬ —ＦＬｏＷ ＦｏＲＣＥＤ ＤＲＡＦＴ ＦＡＮ Ｉ Ｗ ＴＨ ＲＥＧＵＬＡＴＩ Ｎ ｏ ｏＦ ｏＶＩ Ｍ ＮＧ ＢＬＡＤＥＳ ＦｏＲ
发电 技术
Ｋｅ ｒ ： ３ Ｗ ｉ ； ｉ ａ ｆ ｒ ｅ ｄ ａ ｔ ｆ ｎ； ｎｅ ｇｙ—ｓ ｖｉ ｎ ｏｓ ｙ ｗｏ ｄｓ ３ ０ Ｍ ｕｎ ｔ ａ ｒ ｆ ｎ； ｏ ｃ ｄ ｒ ｆ ａ ｅ ｒ ａ ｎｇ ａ ｄ ｃ ｕｍｐｔｏｎ— ｒ ｄ ｉ ｉ ｅ ｕｃｎｇ； ｐ ｅ ｓ ｅ ｄ—
330MW机组整套启动程序
锅炉升温升压
冲转：启动密封备用油泵；退出高低压旁路，确认再热汽压至
汽轮机冲转
零；检查 DEH
在 OPER AUTO（操作员自动）方式；阀位限
制在零位，显示机组遮断 TURBINE TRIP ，在 DEH UNIT OVERVIEW 画面上按下“LATCH”挂闸按钮二秒钟，显示机 组挂闸 TURBINE LATCH 。检查 TV1、TV2、GV1~GV6、IV1、IV2 均在关闭位置， RSV1 、 RSV2 阀位指示由“ CLOSE ”变为 “OPEN” ，就地检查 RSV1、RSV2 在全开位置；高排逆止门已 连 锁 开 启 ； 确 认 再 热 系 统 无 压 力 后 ， 在 LIMI TER SETPOINT-8000 画面输入阀位限制值 100％， 观察、 GV1~GV6、 IV1、 IV2 应缓慢开至 100％，注意机组转速，盘车有可能跳闸
炉膛吹扫条件： 查“吹扫允许条件”(分步条件满足显示):(1)、一台引风
锅炉具备点火条件，接到命令后值长组织启 动点火。 1、投入各联锁开关及保护。2、正 常情况各转机开关置软操位置。3、解列底部 加热。4 、启动汽动给水泵。5、检查各辅机 油系统、冷却水系统投入正常。 6 、启动一 台扫描风机，一台稀释风机。7 、启动 A 、B 空预器 （点火前 2 小时启动空气预热器） 。 8、 启动 A、B 引风机。9、启动 A、B 送风机，(环 境温度低于 10℃投入暖风器)， 启动脱硫增压 风机。 10 、引风机动叶投入自动，送 - 风量 30% ～40% 。炉膛压力-50 ～ 100Pa11 、辅助风 挡板开至 40%。投油层开至 100%。 12、推进 烟温探针。13、投入火焰 TV 及水位 TV。14、 燃油泄漏试验。 15、 吹扫炉膛并复位 MFT。 16、 投入 AA1～AA4 或 BC1～BC4 油枪。17、及时 调节燃油压力正常，启动一次风机，投 A 磨 暖风器，18 、投入空预器吹灰。19 、开启各 取样一次门、连排一次门。20、开启汽包加 药一次门，通知加药。 升压要求： 1、冷态启动炉水升温率，1MPa 以下≤40℃/h，1MPa 以上≤60℃/h。2、 、启动过程中，在满足升温、升压曲线外，还 应满足汽轮机、发电机的试验、操作要求。3、检查各部膨胀情况， 机运行(A 或 B)且出入口挡板未关。 (2)、一台送风机运行(A 或 B)且出口挡 板未关 。(3)、无 MFT 跳闸条件。(4)、电除尘停(A、B)(信号未接)(5)、空 气预热器运行(A 或 B)(6)、 汽包水位正常(± 100mm)(7)、 所有燃烧器水平。 （取 消条件保留显示） (8)、来油跳闸阀关。(9)、所有油角跳闸阀已关闭。(10)、 所有辅助风挡板未关。(11)、炉膛送风量≦30％，且≧50％。(12)、所有一 次风机全停)。吹扫操作: 1、 “吹扫”及“吹扫计时”条件满足，显示“吹扫 请求” (PURGE REOUIR)在 “炉膛吹扫” 画面吹按 “启动吹扫开始” (PUREG START) 键。2、计时条件和“吹扫开始”命令均存在时，开始计时并显示。并显示“吹 扫正在进行”(PURGE IN PROGRESS)，3、如五分钟内以上允许条件和吹扫计 时条件、 “吹扫开始” 命令始终存在， 发出 “吹扫完成” 信号(PURGE COMPLETE)。 4、如五分钟内失去上述任一条件则在发出“吹扫中断信号”(PURGE INTERD)。 若 11 条吹扫条件引起吹扫中断，消除故障后，需重新启动“吹扫”操作。 若 4 条吹扫计时条件引起吹扫中断， 消除故障后，吹扫继续自动行。 5、五分 钟吹扫结束后，按复位 MFT 键。(RESET MFT)，复归 MFT
330MW机组深度调峰运行规定
330MW机组深度调峰运行规定XXXX2012年XX月XX日330MW机组深度调峰运行规定XXX部门近期，由于吉林省用电量下降，在网运行机组按照省电网调度命令超常规调峰，负荷低于50%调峰的频次和时间加长，甚至个别时段达到30%调峰，在深度调峰期间，机组运行工况严重恶化，威胁设备安全。
为保证机组安全稳定运行，提高安全风险管控能力，依据省公司《关于在机组深度调峰时段加强运行管理的紧急通知》要求特编制此规定，请生产各单位认真遵照执行。
一、组织机构组长：生产副厂长、总工程师副组长：运行副总工程师、检修副总工程师成员：运行管理部副主任、设备管理部副主任、安全监察部主任、当值值长、发电分场主任（副主任）、燃运分场主任（副主任）、除灰分场主任（副主任）、热控分场主任（副主任）、锅炉分场主任（副主任）、汽机分场主任（副主任）、运行管理部专业工程师、设备管理部专业工程师、安全监察部专业工程师、发电分场专责工程师（锅炉、汽机）、锅炉分场专责工程师、汽机分场专责工程师、燃运分场专责工程师、除灰分场专责工程师、热控分场专责工程师、化学分场专责工程师、当值运行人员。
二、总体要求（一）生产指挥系统的核心为当值值长，值长值班期间代表生产副厂长行使生产指挥权，有权力对全厂发供电设备及缺陷处理、系统运行方式进行调度和调整。
值长所发出的一切命令，各岗位值班人员必须无条件执行，对无理由延迟和拒绝执行值长的正确命令者，要追究责任，给予严肃处理，对造成的后果负全责。
（二）值长要实时掌握电网形势，积极与调度协调沟通，了解其它机组的调峰情况，尽量减少深度调峰的次数和时间。
遇有深度调峰要根据省调调度令及电网情况，提前通知各相关单位做好机组深度调峰准备工作。
（三）深度调峰以保安全、保设备为主。
值长根据调峰负荷情况及机组设备状况，合理分配两台机组负荷及运行方式。
（四）在深度调峰期间，生产各单位要按厂部要求严格执行值班制度，值班期间严格遵守值班纪律，及时了解掌握生产运行情况，绝不允许有空岗位，要保证值班人员有良好的精神状态，杜绝酒后上班。
330MW机组培训题库之选择题
1．运行中的两台回转式空气预热器发生故障都停止运行时，应（A ）。
A、紧急停炉；B、申请停炉；C、手动盘车；D、与风烟系统隔绝。
2．电动机容易发热和起火的部位是（D ）。
A、定子绕组；B、转子绕组；C、铁芯；D、定子绕组、转子绕组和铁芯。
3.电动机过负荷是由于（A ）等因素造成的。
严重过负荷时会使绕组发热，甚至烧毁电动和引起附近可燃物质燃烧。
A、负载过大，电压过低或被带动的机械卡住；B、负载过大；C、电压过低；D、机械卡住。
4．电动机启动时间过长或在短时间内连续多次启动，会使电动机绕组产生很大热量。
温度（ A ）造成电动机损坏。
A、急剧上升；B、急剧下降；C、缓慢上升；D、缓慢下降。
5．新蒸汽温度不变而压力升高时，机组末级叶片的蒸汽（ D ）。
A、温度降低B、温度上升C、湿度减小D、湿度增加6.当主蒸汽温度不变时而汽压降低，汽轮机的可用焓降（ A ）。
A、减少B、增加C、不变D、略有增加7．汽轮机高压油大量漏油，引起火灾事故，应立即（ D ）。
A、启动高压油泵，停机B、启动润滑油泵，停机C、启动直流油泵，停机D、启动润滑油泵，停机并切断高压油源。
8．汽轮机变工况时，采用（ C ）负荷调节方式，高压缸通流部分温度变化最大。
A、定压运行节流调节B、变压运行C、定压运行喷嘴调节D、部分阀全开变压运行9．汽轮机的寿命是指从投运至转子出现第一条等效直径为（ B ）的宏观裂纹期间总的工作时间。
A、0.1—0.2mmB、0.2—0.5mmC、0.5—0.8mmD、0.8—1.0mm 10．汽轮机负荷过低会引起排汽温度升高的原因是（ C ）。
A、真空过高B、进汽温度过高C、进入汽轮机的蒸汽流量过低，不足以带走鼓风摩擦损失产生的热量D、进汽压力过高。
11．当转子的临界转速低于工作转速（ D ）时，才有可能发生油膜振荡现象。
A、4/5B、3/4C、2/3D、1/212．当凝汽器真空降低，机组负荷不变时，轴向推力（ A ）。
风电场送点启动方案
风电场送点启动方案随着环保意识的增强，可再生能源逐渐成为人们关注的焦点。
而在可再生能源中，风能作为其中一种重要的清洁能源，在全球范围内得到了广泛的应用。
而在风能的开发利用中，风电场被广泛构建，成为了风能的主要利用方式之一。
风电场送电启动方案，是指在风电场发电的开始及断电停车过程中，对风电机械部分、电气控制部分及并网部分进行平稳切换的一种方案。
这个方案的核心目的就是要保证风电机操作的安全性、可靠性以及稳定性等方面的性能。
风电场的送电启动方案主要包含以下三个方面的内容：风电机械部分的平稳切换、电气控制部分的平稳切换以及并网部分的平稳切换。
1. 风电机械部分的平稳切换风电机械部分是风电机的核心部分，因此如何保证风电机械部分在生产过程中的安全性和稳定性，是非常重要的。
为了保证风电机械部分在切换过程中的平稳，可以设置风电机的转子定位装置，防止切换过程中的反向扭矩带来的机械振动现象。
此外，针对不同的风电机械部分特点，可以根据不同需求采用不同的控制策略。
2. 电气控制部分的平稳切换电气控制部分主要涉及发电机的控制系统、变频器、调速器等部分，是实现风电场发电的核心部分。
针对电气控制部分，需要保留备用电源，保持接口的数据传输的平稳性和稳定性，以及设置相应的传输速度。
通过上述措施，能够保证风电场在切换过程中保持稳定。
3. 并网部分的平稳切换并网部分是风电场和电网之间的关键节点，它主要由变压器、断路器以及接触器等部分组成，需要采取特殊的策略保证切换过程的平稳。
具体地，需要在并网时保证阀门的启停精度以及调节过程的平衡性，确保风电场和电网之间的电能传输效率，从而避免潮流冲击等问题的产生。
总之，风电场送电启动方案在风电设施的运行过程中起着非常重要的作用。
通过上述措施的实施，能够保证风电机械部分、电气控制部分以及并网部分在风电场的生产、运行和维护过程中都能够保持稳定和安全。
同时，还可以提高风电场的性能，实现更加可靠的风能发电。
风机启动、保护跳闸条件
目录第一节引风机 (2)一、引风机A启动允许条件 (2)二、引风机A保护跳闸条件 (4)第二节送风机 (7)一、送风机A启动允许条件 (7)二、送风机A保护跳闸条件 (8)第三节一次风机 (12)一、一次风机A启动允许条件 (12)二、一次风机A保护跳闸条件 (14)第一节引风机一、引风机A启动允许条件:1、引风机A轴承温度<75℃（求AND）1.1 1HNC10CT301<75℃1.2 1HNC10CT302<75℃1.3 1HNC10CT303<75℃1.4 1HNC10CT304<75℃1.5 1HNC10CT305<75℃1.6 1HNC10CT306<75℃1.7 1HNC10CT307<75℃1.8 1HNC10CT308<75℃1.9 1HNC10CT309<75℃2、引风机A定子绕组温度< 105℃（求AND）2.1 1HNC10CT310< 105℃2.2 1HNC10CT311< 105℃2.3 1HNC10CT312< 105℃2.4 1HNC10CT313< 105℃2.5 1HNC10CT314< 105℃2.6 1HNC10CT315< 105℃3、引风机A电机温度< 80℃（求AND）3.1 1HNC10CT316< 80℃3.2 1HNC10CT317< 80℃4、A侧空预器入口烟气挡板开4.1 1HNA10AA101AXB014.2 1HNA10AA101BXB014.3 1HNA10AA101CXB015、空预器A出口热二次风挡板开5.1 1HLA50AA110AXB015.2 1HLA50AA110BXB016、任意空预器运行（求OR）6.1 DM16SCS03A216.2 DM17SCS03A217、引风机A轴承箱冷却风机运行（求AND）7.1 1HNC10AN011XB017.2 1HNC10AN012XB018、引风机A入口烟气挡板关8.1 1HNA10AA110AXB028.2 1HNA10AA110BXB029、引风机A出口烟气挡板开9.1 1HNA20AA110AXB019.2 1HNA20AA110BXB0110、引风机A静叶开度<5%10.1 1HNC10AA110XB1211、引风机A油站润滑油工作正常(求AND) 11.1 1HNC10CL001（取NO）11.2 1HNC10AP001XB01或1HNC10AP002XB01 11.3 1HNC10CP003（取NO）11.4 1HNC10CP051（取NO）11.5 1HNC10CT323>15℃且1HNC10CT324>15℃12、引风机A油站控制油工作正常（求AND）12.1 1HNC10CP004（求NO）12.2 1HNC10CP052（求NO）13、引风机A空气通道建立或引风机B合闸13.1 DM16SCS04AB0513.2 1HNC11AN010XB0114、引风机A无装置综合故障14.1 1HNC10AN010XB4815、引风机A无保护跳闸条件15.1 DM16SCS04BTC（取NO）二、引风机A保护跳闸条件:1、引风机A轴承温度>90℃（求OR）1.1 引风机A中轴承温度>90℃ (三取二，延时2s) 1.1.1 1HNC10CT301>90℃1.1.2 1HNC10CT302>90℃1.1.3 1HNC10CT303>90℃1.2 引风机A前轴承温度>90℃ (三取二，延时2s) 1.2.1 1HNC10CT304>90℃1.2.2 1HNC10CT305>90℃1.2.3 1HNC10CT306>90℃1.3 引风机A后轴承温度>90℃ (三取二，延时2s) 1.3.1 1HNC10CT307>90℃1.3.2 1HNC10CT308>90℃1.3.3 1HNC10CT309>90℃2、引风机A定子绕组温度> 115℃（六取二，延时2s）2.1 1HNC10CT310>115℃2.2 1HNC10CT311>115℃2.3 1HNC10CT312>115℃2.4 1HNC10CT313>115℃2.5 1HNC10CT314>115℃2.6 1HNC10CT315>115℃3、引风机A电机温度>95℃（求OR，延时2s）3.1 1HNC10CT316>95℃3.2 1HNC10CT317>95℃4、引风机A轴承振动高（求OR，延时2s）4.1 引风机A轴承水平振动高（求AND）4.1.1 1HNC10CX101XA114..12 1HNC10CX101XA124.2 引风机A轴承垂直振动高（求AND）4.2.1 1HNC10CX102XA114.2.1 1HNC10CX102XA125、引风机A电机油站工作异常（求OR）5.1 引风机A油站油泵停止信号（求AND，延时5s）5.1.1 1HNC10AP001XB025.1.2 1HNC10AP002XB025.2 1HNC10CP003（延时10s）6、同侧空预器A停止且B引风机运行，联跳引风机A（求AND，延时30s）6.1 DM16SCS03A226.2 1HNC11AA010XB017、空预器均停（求AND，延时15s）7.1 DM16SCS03A227.2 DM17SCS03A228、炉膛压力LL（求AND,延时1s）8.1 MFT（求OR）8.1.1 GLMFT（MFT跳闸）8.1.2 BMFT16（MFT动作(自继电器柜)）8.2 炉膛压力LL（三取二）8.2.1 1HAG10CP0028.2.2 1HAG10CP0058.2.3 1HAG10CP0079、引风机A运行60S后，入口挡板关位（AND）9.1 引风机A运行60S9.1.1 1HNC10AN010XB01（延时60s）9.2 引风机A入口烟气挡板关到位（求AND,延时3s）9.2.1 1HNA10AA110AXB029.2.2 1HNA10AA110BXB0210、引风机A运行60S后，出口挡板关位（AND）10.1 引风机A运行60S10.1.1 1HNC10AN010XB01（延时60s）10.2 引风机A出口烟气挡板关到位（求AND,延时3s）10.2.1 1HNA20AA110AXB0210.2.2 1HNA20AA110BXB0211、送风机A跳闸且引风机B合闸状态（求AND,延时3s）11.1 DM16SIG000111.2 1HNC11AN010XB01第二节送风机一、送风机A启动允许条件:1、送风机A轴承温度<75℃(求AND)1.1 1HLB20CT301<75℃1.2 1HLB20CT302<75℃1.3 1HLB20CT303<75℃1.4 1HLB20CT304<75℃1.5 1HLB20CT305<75℃1.6 1HLB20CT306<75℃1.7 1HNLB20CT307<75℃1.8 1HLB20CT308<75℃1.9 1HLB20CT309<75℃2、送风机A定子绕组温度< 105℃(求AND)2.1 1HLB20CT310< 105℃2.2 1HLB20CT311< 105℃2.3 1HLB20CT312< 105℃2.4 1HLB20CT313< 105℃2.5 1HLB20CT314< 105℃2.6 1HLB20CT315< 105℃3、送风机A电机温度< 80℃(求AND)3.1 1HLB20CT316< 80℃3.2 1HLB20CT317< 80℃4、送风机A油站工作正常(求AND)4.1 1HLB20AP001XB01且1HLB20AP002XB014.2 1HLB20CL001(取NO)4.3 1HLB20CF001(取NO) ???4.4 1HLB20CP002(取NO)5、任意空预器运行（求OR）5.1 DM16SCS03A215.2 DM17SCS03A216、任一引风机运行（求OR）6.1 1HNC10AN010XB016.2 1HNC11AN010XB017、送风机A出口挡板关到位7.1 1HLA20AA101XB028、送风机A动叶关(求AND)8.1 1HLB20AA110XB028.2 1HLB20AA110XB129、送风机A轴承X\Y向振动正常(求AND)9.1 1HLB20CX101XA11（取NO）9.2 1HLB20CX102XA11（取NO）10、送风机A装置无综合故障10.1 1HLB20AN010XB48（取NO）11、送风机A无保护跳闸条件11.1 DM16SCS02BTC（取NO）二、送风机A保护跳闸条件:1、送风机A轴承温度>90℃（求OR）1.1 送风机A中轴承温度>90℃ (三取二，延时2s) 1.1.1 1HLB20CT301>90℃1.1.2 1HLB20CT302>90℃1.2 送风机A前轴承温度>90℃ (三取二，延时2s) 1.2.1 1HLB20CT304>90℃1.2.2 1HLB20CT305>90℃1.2.3 1HLB20CT306>90℃1.3 送风机A后轴承温度>90℃ (三取二，延时2s) 1.3.1 1HLB20CT307>90℃1.3.2 1HLB20CT308>90℃1.3.3 1HLB20CT309>90℃2、送风机A定子绕组温度> 115℃（六取二，延时2s）2.1 1HLB20CT310>115℃2.2 1HLB20CT311>115℃2.3 1HLB20CT312>115℃2.4 1HLB20CT313>115℃2.5 1HLB20CT314>115℃2.6 1HLB20CT315>115℃3、送风机A电机温度>95℃（求OR，延时2s）3.1 1HLB20CT316>95℃3.2 1HLB20CT317>95℃4、送风机A轴承振动高（求OR，延时2s）4.1 送风机A轴承水平振动高（求AND）4.1.1 1HLB20CX101XA114..12 1HLB20CX101XA124.2 引风机A轴承垂直振动高（求AND）4.2.1 1HLB20CX102XA115、空预器A停止且送风机B运行（求AND，延时30s）5.1 DM16SCS03A225.2 1HLB21AN010XB016、引风机均停（求AND）6.1 1HNC10AN010XB026.2 1HNC11AN010XB027、A侧引风机跳闸，B侧送风机运行（求AND）7.1 DM16SIG0002（5s脉冲）7.2 1HLB21AN010XB018、空预器均停（求AND，延时15s）8.1 DM16SCS03A228.2 DM17SCS03A229、炉膛压力HH（求AND,延时1s）9.1 MFT（求OR）9.1.1 GLMFT（MFT跳闸）9.1.2 BMFT16（MFT动作(自继电器柜)）9.2 炉膛压力HH（三取二）9.2.1 1HAG10CP0019.2.2 1HAG10CP0039.2.3 1HAG10CP00610、送风机A运行60S后，出口挡板关位（求AND）10.1 1HLB20AN010XB01（延时60s）10.2 1HLA20AA101XB0211、送风机A油站工作异常（求OR）11.1 送风机A油泵停止状态（求AND，延时30s）11.1.1 1HLB20AP001XB0211.1.2 1HLB20AP002XB0211.2 送风机A油泵A或B运行且送风机A液压站油管压力低（求AND，延时60s）11.2.1送风机A油泵A或B运行11.2.1.1 1HLB20AP001XB0111.2.1.2 1HLB20AP002XB0111.2.2 送风机A液压站油管压力低11.2.2.1 1HLB20CP002第三节一次风机一、一次风机A启动允许条件:1、无MFT动作（求AND）1.1 GLMFT（MFT跳闸）(取NO)1.2 BMFT16（MFT动作(自继电器柜)）(取NO)2、一次风机A中轴承温度<75℃（求AND）2.1 1HLB10CT304<75℃2.2 1HLB10CT305<75℃2.3 1HLB10CT306<75℃2.4 1HLB10CT307<75℃2.5 1HLB10CT308<75℃2.6 1HLB10CT309<75℃3、一次风机A定子绕组温度< 105℃（求AND）3.1 1HLB10CT313< 105℃3.2 1HLB10CT314< 105℃3.3 1HLB10CT315< 105℃3.4 1HLB10CT316< 105℃3.5 1HLB10CT317< 105℃3.6 1HLB10CT318< 105℃4、一次风机A驱动端轴承温度<80℃（求AND）4.1 1HLB10CT301<80℃4.2 1HLB10CT302<80℃4.3 1HLB10CT303<80℃5、一次风机A非驱动端轴承温度<105℃求AND）5.1 1HLB10CT3105.2 1HLB10CT3115.3 1HLB10CT3126、一次风机A电机温度<75℃（求AND）6.1 1HLB10CT319<75℃6.2 1HLB10CT320<75℃7、一次风机A润滑油站工作正常（求AND）7.1 1HLB10CL003（取NO）7.2 1HLB10AP003XB01或1HLB10AP004XB017.3 1HLB10CP003（取NO）8、一次风机A液压油站工作正常（求AND）8.1 1HLB10CL001（取NO）8.2 1HLB10AP001XB01或1HLB10AP002XB018.3 1HLB10CP001（取NO）9、A空预器运行信号且A侧空预器出口一次热风挡板开到位（求AND）9.1 DM16SCS03A219.2 1HLA40AA110XB0110、任一送风机运行（求OR）10.1 1HLB20AN010XB0110.2 1HLB21AN010XB0111、任一引风机运行（求OR）11.1 1HNC10AN010XB0111.1 1HNC11AN010XB0112、一次风机A出口挡板关到位12.1 1HLA10AA101XB0213、一次风机A动叶关到位14、一次风机A装置无综合故障14.1 1HLB10AN010XB48（取NO）15、一次风机A无喘振15.1 1HLB10CY00116、一次风机A无保护跳闸条件16.1 DM16SCS01BTC（取NO）二、一次风机A保护跳闸条件:1、MFT动作（求OR）1.1 GLMFT（MFT跳闸）1.2 BMFT16（MFT动作(自继电器柜)）2、一次风机A中轴承温度>90℃（六取二，延时2s）2.1 1HLB10CT304>90℃2.2 1HLB10CT305>90℃2.3 1HLB10CT306>90℃2.4 1HLB10CT307>90℃2.5 1HLB10CT308>90℃2.6 1HLB10CT309>90℃3、一次风机A定子绕组温度> 115℃（六取二，延时2s）3.1 1HLB10CT313> 115℃3.2 1HLB10CT314> 115℃3.3 1HLB10CT315> 115℃3.4 1HLB10CT316> 115℃3.5 1HLB10CT317> 115℃4、一次风机A驱动端轴承温度>90℃（三取二，延时2s）4.1 1HLB10CT301>90℃4.2 1HLB10CT302>90℃4.3 1HLB10CT303>90℃5、一次风机A非驱动端轴承温度>95℃（三取二，延时2s）5.1 1HLB10CT310>95℃5.2 1HLB10CT311>95℃5.3 1HLB10CT312>95℃6、一次风机A电机温度>95℃（求OR，延时2s）6.1 1HLB10CT319>95℃6.2 1HLB10CT320>95℃7、一次风机A轴承振动高（求OR，延时2s）7.1 1HLB10CX101XA11且1HLB10CX101XA127.2 1HLB10CX102XA11且1HLB10CX102XA128、同侧空预器A停止且B一次风机运行，联跳一次风机A（求AND，延时30s）8.1 DM16SCS03A228.2 1HLB11AN010XB019、送风机A、B均跳闸（求AND，延时5s）9.1 1HLB20AN010XB029.1 1HLB21AN010XB0210、一次风机A运行30s后，出口挡板关闭10.1 1HLB10AN010XB01（延时30s）10.2 1HLA10AA101XB0211、磨煤机密封风机全停且有磨煤机运行（求AND，延时30s）11.1 磨煤机密封风机全停(求AND)11.1.1 1HLW10AN010XB0211.1.2 1HLW11AN010XB0211.2 有磨煤机运行（求OR）11.1.1 1HFC10HJ010XB0111.1.2 1HFC20HJ010XB0111.1.3 1HFC30HJ010XB0111.1.4 1HFC40HJ010XB0111.1.5 1HFC50HJ010XB01。
风机启动步骤
风机启动步骤一、引风机、一、二次风机、高压流化风机启动前的检查1、风机检修工作已结束，工作票收回注销，烟道无人工作，各人孔门严密关闭。
2、检查仪表、信号电源已送好，DCS投入正常（顺控调试合格），声光信号准确。
风门挡板传动装置完整，电源送上，试验开关灵活、转向、限位效验正确。
3、风机经操作开关分合闸试验，事故按钮试验合格。
4、风机电机接地良好，绝缘合格，并经分步试转合格，电机转向正确。
5、风机联轴器连接可靠、防护罩完整。
各地脚螺栓完整牢固。
6、检查风机各轴承油质、油位、冷却水正常，风机各人孔门关闭严密。
二、引风机、一、二次风机、高压流化风机启动操作步骤1、引风机启动操作步骤1）就地检查合格，将引风机联锁开关置“解除”位置，检查引风机启动许可条件满足。
2）检查出口电动门、入口挡板关闭。
3）点击“启动”按钮，引风机启动。
4）检查开关指示位置正确，监视电流返回时间及空载电流，电流返回后开出口电动门，调整入口挡板维持炉膛压力－50Pa左右,将引风机联锁置“联锁”位置。
2、一次风机启动操作步骤1）就地检查合格，将一次风机联锁开关置“解除”位置。
2)检查引风机运行，关闭一次风机出口电动门、入口挡板。
3)点击“启动”按钮，一次风机启动。
4)检查开关指示位置正确，监视电流返回时间，电流返回后开出口电动门，开入口挡板，调整吸风机风量，维持炉膛压力－50Pa左右，将一次风机联锁开关置“联锁”位置。
3、二次风机启动操作步骤1)就地检查合格，将二次风机联锁开关置“解除”位置。
2)检查引风机运行，关闭二次出口电动门、入口挡板。
3)点击“启动”按钮，二次风机启动。
4)检查开关指示位置正确，监视电流返回时间，电流返回后开出口电动门，调整入口挡板，调整吸风机风量，维持炉膛压力－50Pa左右，将二次风机联锁开关置“联锁”位置。
4、高压流化风机启动1）就地检查合格，将高压流化风机联锁开关置“解除”位置，检查高压流化风机启动许可条件满足。
330MW判断
198 SF6气体不溶于水和变压器油，因此SF6开关不需要去潮措施。
（）×199 测量变压器的绝缘时要求吸收比小于1.3。
（）×200 发电机灭磁开关应该选择快速动作的断路器。
（）××201寻找接地点时可以用使用灯泡寻找的办法。
（）202 直流回路中的断路器用交流断路器也可以。
（）×203 变压器中使用的套管其主绝缘有电容式和非电容式两种。
（）√204 柴油发电机三次启动不成功应停止启动。
（）√205 柴油发电机一般在卸载后机组需要空载运转3-5分钟再停机。
（）√206 电动机冷态下允许启动2次，每次时间间隔不得小于5分钟。
() √207 发电机并、解列前投入主变压器中性点接地隔离开关是为了有效限制过电压，保护绝缘。
（）√208 发电机并列后负荷不应增加太快，主要是为了防止定子绕组温度升高。
（）√209 发电机出口采用分相封闭母线可以减少母线接地故障，避免相间短路。
（）√210 阀控式铅酸蓄电池新、旧电池不能混合使用。
（）√211 阀控式铅酸蓄电池在投入使用前应进行补充充电，然后方可投入运行。
（）√212 分裂绕组变压器能有效地限制低压侧的短路电流。
（）√213 分裂绕组变压器是低压绕组分裂成两个相同容量的绕组的变压器，分裂后两绕组之间无电的联系。
（）√214 分裂绕组变压器适用于两段负荷均衡又需要限制短路电流的场所。
（）√215 分相封闭母线运行环境温度为-40-- +45℃。
（）√216 封闭母线内刀闸及各部接头允许的极限温度为65℃。
（）√217 高压断路器设置灭弧室可以提高灭弧能力。
（）√218 核对性放电可以检验蓄电池组其实际容量并发现存在的问题。
（）√219 后备电源失电时，快切装置自动闭锁，当后备电源恢复时，装置不必经人工复归即可解除闭锁。
（）√220 灭磁开关误掉闸会造成发电机失磁。
（）√221 强迫油循环变压器发出“冷却器全停”信号后，值班人员应立即检查断电原因，尽快恢复冷却装置的运行。