主再热蒸汽及疏水系统启动前检查卡
集控运行值班员试题A卷
（A 卷）一、填空题（共15题，每题1分，本题共15分）1．为防止全厂停电事故，运行人员操作前要认真核对 ，检查设备的状况。
严格执行“两票三制”和危险点预控措施，操作中不跳项、不漏项，严防发生 事故。
2．为防止锅炉受热面泄漏，吹灰程序结束后，必须通过有效手段确认所有吹灰器已退出，并 。
3．机组启动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，热态启动不少于 ，若盘车中断应重新计时。
4．燃煤 与着火温度存在着线性关系。
5．定子三相电流不平衡时，就一定会产生 电流。
6.汽轮机设计极限真空值及真空对热耗率的影响与低压缸 有关。
7．实践表明，蒸汽流量在设计值的30％-100％范围内变化时，节流配汽凝汽式汽轮机的蒸汽流量与电功率之间的关系近似 函数。
8.喷嘴调节只有当调节级的 很大时才显示出它的优越性。
9.一般可近似认为，凝汽式汽轮机总的轴向推力与蒸汽 成正比变化，且最大功率时达最大值。
10.影响锅炉灰渣物理热损失的主要因素是燃料中灰份含量、炉渣占总灰份的份额和 。
11.距离保护是反映故障点到保护安装处的 距离，并根据此距离的大小确定动作时限的保护装置。
12.带电手动安装三相水平排列的动力熔断器时，应该先装 相。
13.如果触电者触及断落在地上的带电高压导线，在尚未确认线路无电且救护人员未采取安全措施（如穿绝缘靴等）前， 不能接近断线点 米范围内，以防跨步电压伤人。
14.发电机由空气冷却改为氢气冷却后，其他条件不变，则通风损耗明显减少，效率可以提高 ％。
二、单选题（共29题，每题0.5分，本题共14分）1．机组在低负荷滑压运行时，相比定压运行工况，高压缸排汽温度会（ ）。
A 、不变 B 、降低 C 、增高 D 、无法确定2．燃尽风设置的主要目的是减少（ )的生成而组织分级燃烧，在燃烧后期保证可燃物的燃尽。
A 、CO 2B 、COC 、NO xD 、SO 23．高（ ）含量的煤是形成积灰粘污的主要因素。
A 、钠 B 、钙 C 、热值 D 、硫4.对于300MW 等级及以上机组锅炉，当燃烧烟煤时，如其干燥无灰基挥发分在20～30%，低位发热量Qnet.ar 不低于20MJ/kg 时，其燃烧后飞灰可燃物含量正常应处于何种水平：（ ） A 、3.0%左右； B 、 8.0%左右； C 、小于2.0%； D 、大于10%。
汽轮机防止误操作措施
4、冲转过程中随时调整油温至正常，防止油膜振荡的发生。
5、汽轮机冲转后盘车脱不开
冲转时安排就地专人看盘车。
加强联系,冲转后当盘车未能脱开时，立即手动停运盘车。
6、机组升速时操作不当烧瓦
1、冲转前保证直流油泵试转合格，确认热工投入联锁保护且联锁试验正常。
2、再热蒸汽压力超过2.274MPa时，联系锅炉恢复。
2、操作不当主再热蒸汽压力低
1、额定负荷维持机侧主汽压力12.75MPa运行，压力低至12.26MPa时联系锅炉恢复。防止调节级压力超过10.5MPa。
2、主再热蒸汽压力低时引起轴向位移超限。
3、操作不当主再热蒸汽温度高
1、维持机侧主再热蒸汽温度在535℃运行，当汽温升高至540℃时联系锅炉恢复。
2.按规定减负荷运行。
3.操作时加强联系，发现真空下降较快立即恢复，查明原因后进行。
20、空侧密封油中断造成发电机跑氢着火
1.备用压差阀试验正常并可靠投入备用。
2.空侧直流密封油泵联锁试验合格，定期试转正常并可靠投入联锁备用。
3.氢侧密封油箱油位偏高排油时加强对油位的监视，防止氢侧油箱无油氢跑入空侧密封油泵入口导致空侧交、直流密封油泵均打油不正常。
机
组
运
行
维
护
及
试
验
18、凝结水泵切换造成凝汽器满水
1.严格执行监护操作制度。
2.启动备用凝结水泵时全面检查正常。
3.切换过程中随时调整凝结水流量维持凝汽器水位正常。
4.停原运行凝泵时应判断启动备用凝泵打水正常。
5.关闭原运行凝泵出口电动门后再停泵。
汽轮机常见事故分析和处理 一
汽轮机常见事故分析及处理一、汽轮机真空下降汽轮机运行中，凝汽器真空下降，将导致排汽压力升高，可用焓减小，同时机组出力降低；排汽缸及轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化，机组产生振动；凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形，甚至断裂；若保持负荷不变，将使轴向推力增大以及叶片过负荷，排汽的容积流量减少，末级要产生脱流及旋流；同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，有可能损伤叶片。
因此机组在运行中发现真空下降时必须采取如下措施：1)发现真空下降时首先要对照表计。
如果真空表指示下降，排汽室温度升高，即可确认为真空下降。
在工况不变时，随着真空降低，负荷相应地减小。
2)确认真空下降后应迅速检查原因，根据真空下降原因采取相应的处理措施。
3)应启动备用射水轴气器或辅助空气抽气器。
”4)在处理过程中，若真空继续下降，应按规程规定降负荷，防止排汽室温度超限，防止低压缸大气安全门动作。
汽轮机真空下降分为急剧下降和缓慢下降两种情况。
(一)真空急剧下降的原因和处理1．循环水中断循环水中断的故障可以从循环泵的工作情况判断出。
若循环泵电机电流和水泵出口压力到零，即可确认为循环泵跳闸，此时应立即启动备用循环泵。
若强合跳闸泵，应检查泵是否倒转；若倒转，严禁强合，以免电机过载和断轴。
如无备用泵，则应迅速将负荷降到零，打闸停机。
循环水泵出口压力、电机电流摆动，通常是循环水泵吸入口水位过低、网滤堵塞等所致，此时应尽快采取措施，提高水位或清降杂物。
如果循环水泵出口压力、电机电流大幅度降低，则可能是循环水泵本身故障引起。
如果循环泵在运行中出口误关，或备用泵出口门误门，造成循环水倒流，也会造成真空急剧下降。
2．射水抽气器工作失常如果发现射水泵出口压力，电机电流同时到零，说明射水泵跳闸；如射水泵压力．电流下降，说明泵本身故障或水池水位过低。
发生以上情况时，均应启动备用射水磁和射水抽气器，水位过低时应补水至正常水位。
3．凝汽器满水凝汽器在短时间内满水，一般是凝汽器铜管泄漏严重，大量循环水进入汽侧或凝结水泵故障所致。
规程启机步序讲解
3)温态：停机56小时内，高压转子平均温度200～380℃，中压转子平均温度110～250℃。
4)热态：停机8小时内，高压转子平均温度380～540℃，中压转子平均温度250～410℃。
5)极热态：停机2小时内，高压转子平均温度＞560℃，中压转子平均温度＞500℃。
8)确认中压缸上下缸温差( MAB50FT051)在±30℃以内。
9)发电机漏液检测无液位高报警。
10)SGC油泵试验( MAV20EC001)已完成。
11)SGC油泵试验( MAV20EC001)无故障。
12)确认辅助系统OK。
提示：温态启动、热态启动和及热态启动中，当高压调阀阀体(50%)温度（MAA12CT022A）＞350℃时，本步必须投入蒸汽品质SLC（MAY00EE001）ON，否则步序无法进行下去。投入蒸汽品质SLC（MAY00EE001）ON，步序下行后，15步完成主汽门开启，至20步结束主机立即冲转。如果不打算立即冲转汽机，应在14步将蒸汽品质SLC（MAY00EE001）OFF，待决定冲转汽机时再投入蒸汽品质SLC ON。
第12步：空步
第13步:投入低压缸喷水自动
1)确认低压缸喷水减温（MAC03AA151）投自动。
2)确认主/再热蒸汽暖管结束。
第14步：程序自动开启汽机中压主汽门前疏水阀
1)确认汽机中压主汽门前疏水阀开。
2)本步等待90s。
第15步：本步准备开启主汽阀进行暖阀，首先应确认主蒸汽品质满足汽机冲转蒸汽指标要求。确认启动装置定值TAB在内部方式，否则手动将其切至内部方式。确认其自动拉升至10％后自动切回外部方式
＜27.5%
主再热蒸汽及旁路系统介绍
主再热蒸汽及旁路系统介绍本机组的主蒸汽系统采用双管一单管—双管布置. 主蒸汽由锅炉过热器出口集箱经两根支管接出，汇流成一根单管通往汽轮机房,在进汽轮机前用一个45°斜三通分为两根管道,分别接至汽轮机高压缸进口的左右侧主汽门。
汽轮机高压缸两侧分别设一个主汽门。
主汽门直接与汽轮机调速汽门蒸汽室相连接．主汽门的主要作用是在汽轮机故障或甩负荷时迅速切断进入汽轮机的主蒸汽. 汽轮机正常停机时，主汽门也用于切断主蒸汽，防止水或主蒸汽管道中其它杂物进入主汽门区域。
一个主汽门对应两个调速汽门。
调速汽门用于调节进入汽轮机的蒸汽流量, 以适应机组负荷变化的需要。
汽轮机进口处的自动主汽门具有可靠的严密性，因此主蒸汽管道上不装设电动隔离门。
这样，既减少了主蒸汽管道上的压损，又提高了可靠性，减少了运行维护费用。
在锅炉过热器的出口左右主蒸汽管上各设有一只弹簧安全阀,为过热器提供超压保护。
该安全阀的整定值低于屏式过热器入口安全阀，以便超压时过热器出口安全阀的开启先于屏式过热器入口安全阀，保证安全阀动作时有足够的蒸汽通过过热器,防止过热器管束超温。
所有安全阀装有消音器。
在过热器出口主汽管上还装有两只电磁泄压阀,作为过热器超压保护的附加措施．设置电磁泄压阀的目的是为了避免弹簧安全阀过于频繁动作，所以电磁泄压阀的整定值低于弹簧安全阀的动作压力.运行人员还可以在控制室内对其进行操作.电磁泄压阀前装设一只隔离阀，以供泄压阀隔离检修。
主蒸汽管道上设有畅通的疏水系统，它有两个作用。
其一是在停机后一段时间内，及时排除管道内的凝结水.另一个更重要的作用是在机组启动期间使蒸汽迅速流经主蒸汽管道,加快暖管升温,提高启动速度。
疏水管的管径应作合适选择,以满足设计的机组启动时间要求。
管径如果太小，会减慢主蒸汽管道的加热速度，延长启动时间，而如果太大，则有可能超过汽轮机的背包式疏水扩容器的承受能力.本机组的冷再热蒸汽系统也采用双管一单管—双管布置。
完整启动汽轮机过程
启动汽轮机必须经过的程序其顺序为1、启动前的检查项。
2、辅助油泵及调节系统试，保护投入。
3、暖管。
4、辅助设备的启动与投入。
5、启动与升速。
6、并网与带负荷。
熟记汽轮机有哪些保护，所有这些保护是什么时候投入。
汽轮机具有下列保护装置1、超速保护DEH中设计了103％超速（OPC）、110％电气超速跳闸（AST）和112％机械超速跳闸。
103％超速保护：汽机任何情况下转速超过3090RPM时OPC电磁阀动作，所有调门立刻关闭，保持数秒或转速降低到3000RPM后重新打开。
103％超速保护动作只关调门。
110％AST超速跳闸保护：汽轮机转速超过3300RPM时，AST电磁阀动作，主汽门、调门关闭，汽机跳闸。
112％机械超速跳闸保护：转速超过3360RPM时，机械撞击子在离心力的作用下飞出，使保安系统动作，关闭主汽门、调门，汽机跳闸。
2、低油压保护①调速油压低于1.76MPa时联调速油泵；润滑油压低于0.07MPa时联交流润滑油泵。
②润滑油压低于0.06MPa时联直流润滑油泵；润滑油压低于0.04MPa时跳机。
③润滑油压低于0.03MPa时联跳盘车。
④顶轴油泵进口油压≤0.049MPa时联备用泵。
⑤顶轴油泵进口油压≤0.0196MPa时联跳顶轴油泵。
⑥DEH控制油压低于0.7MPa时跳机。
3、轴向位移大保护当轴向位移达-1.0mm或0.8mm时，发出报警信号；当轴向位移达-1.2mm或1.0mm时，保护动作。
4、轴承温度高保护轴承回油温度达65℃时，发出报警信号；轴承回油温度达75℃时，保护动作。
5、相对差胀保护当相对差胀达-1.6mm或2.5mm时，发出报警信号；当相对差胀达-1.8mm或3.2mm时，保护动作。
6、低真空保护当排汽真空低于-0.087MPa时，发出报警信号；当排汽真空低于-0.067MPa时，跳机。
7、危急遮断器手柄当出现其它异常情况时，手击，泄掉安全油及高中压油动机脉动油。
8、发电机差动保护当发电机内部发生故障时，发电机差动保护动作。
简析电厂疏水系统管道优化方案
简析电厂疏水系统管道优化方案文章介绍了火力发电厂疏水系统的设计原则，分析了火力发电厂有关设备的乏汽和工质回收以及疏水系统设置的情况，并提出一些建议，以达到节能减排的目的，降低企业生产成本，增加企业利润。
标签：疏水；回收；疏水系统优化引言火力发电厂热力系统、设备在机组启动、停机检修及正常运行时需要有预暖、放空及疏水放气等要求，该部分操作伴随有一定的工质和能量的损失，回收、利用好这部分的工质和能量不仅节约资源，减少环境污染，同时也可以提高电厂的经济效益。
火力发电厂热力系统及设备的放水、放气系统主要包括：（1）蒸汽、水管道启动的放水、放气。
（2）蒸汽管道的经常疏水。
（3）管道蒸汽伴热工质损失。
（4）热力系统设备的检修放水。
（5）设备的排汽、排污，除氧器溢放水、除氧器连续排汽、扩容器排汽放水等。
1 疏水系统的设计原则火力发电厂疏水系统的设计是热力系统设计非常重要的部分，设计要遵循以下基本原则：（1）热力设备和管道应设置完善的疏水、放水和排污水回收利用系统。
（2）设备、管道的经常性疏水和疏水扩容器、连续排污扩容器所产生的蒸汽，应回收至热力系统直接利用。
（3）设备、管道的启动疏水、事故及检修放水、锅炉排污水等水质稍差，可直接用作热网水的补充水或降温后作为锅炉补给水处理的原水、汽轮机凝汽器循环冷却水或除灰系统的补充水。
2 疏水系统的设置2.1 热力系统工质回收热力系统的工质回收主要针对主厂房内无压放水母管、有压放水母管、辅汽疏水母管。
在设计中要根据系统功能及管道布置，合理地进行蒸汽、水管道的放水、放气点装置的设计，能满足机组各种工况运行要求。
同时还要合理地进行辅汽疏水扩容器容积的选择，保证疏水尽量回收和疏水通畅。
疏水系统设计一般包括无压放水系统、有压放水系统和辅汽疏水系统。
无压放水系统是满足机组停运、检修或水压试验等要求，将中低压汽水管道及设备中的存水，经过排水漏斗至无压放水母管排至汽机房集水坑或主厂房外。
有压放水系统是放水直接接入有压放水母管并排至锅炉疏水（排污）扩容器或其他扩容器。
锅炉上水基本流程
锅炉上水基本流程(总7页)本页仅作为文档封面，使用时可以删除This document is for reference only-rar21year.March锅炉上水基本流程1、锅炉就地站”主再热蒸汽系统”开启排空气门。
2、Dcs锅炉疏水排污系统界面开启疏水门。
3、Dcs锅炉启动系统界面上开启启动分离器储水罐排水至锅炉疏水扩容器电动门关闭排凝汽器电动门。
投入361阀自动，定值设为12000mm。
开启给水旁路调节门前、后电动门4、就地站给水系统图上开启电泵进口门。
5、Dcs锅炉启动系统界面上打开电动出口门，给水调节门开至10%左右，向给水管道及高加水侧注水。
6、高加注水完毕，关闭高压给水放空气门，关闭电泵出口门5。
7、Dcs锅炉启动系统界面上检查开启给水泵最小流量再循环电动门和调节门，启动电泵辅助油泵给水温度t达到104摄氏度，启动电动给水泵，开启电动给水泵出口电动门根据电泵出口压力逐渐开启省煤器入口给水旁路门8、启动分离器有水位且361阀水位控制投自动正常后。
9、逐渐加大给水量至400t/h左右，检查电动给水泵再循环门，自动关小直至全关，控制自动分离器，水位至1.2m左右。
锅炉风烟系统启动操作基本流程1、就地站空预器油系统开启A、B空预器轴承润滑油系统中润滑油系统手动门和冷却水手动门，点击就地控制盘，在弹出窗口中选择一台导油泵启动并开启支撑油泵，视情况入连锁2、Dcs锅炉风烟系统界面检查预热器满足启动条件，CRT手动启动辅助电机，投辅助电机在“自动”，CRT手动启动预热器主电机，依次开启预热器出口热风挡板、进出口烟气挡板。
3、就地站锅炉送风机电机润滑油系统打开手动门，开启送引风机油泵。
4、检查引风机启动条件启动引风机：启动引风机轴冷却风机，关闭引风机入口静叶，开启引风机出口烟气挡板，关闭引风机入口烟气挡板，启动引风机。
引风机启动正常，开启引风机入口烟气挡板，调整引风机静叶开度，维持炉膛压力在-100+_50Pa.5、检查送风机启动条件启动送风机：关闭送风机出口挡板，出口联络风挡板，调整送风机出口开度，缓慢将送风机动叶开度开大，并调整送风机入口导向挡板，维持炉膛负压-50—-100Pa，调整炉膛风量30%——40%BMCR。
汽轮机运行中的技术与安全措施
汽轮机运行中的技术与安全措施一、机组达到3000转/分且转速大辐度摆动并不上网的技术措施：1、注意检查主、再热蒸汽压力情况，联系锅炉降低压力。
2、如果因真空太高，此时可手动微开真空破坏门，适当降低真空，增大进汽量，以稳定转速。
3、联系锅炉，关闭高压旁路，以增大高压缸进汽量，维持转速以便并网。
二、开机过程中真空下降的技术措施：1、检查真空破坏门是否关闭严密。
2、检查真空泵组是否工作正常。
3、汽封压力是否太低，送汽封是否及时。
4、凝结器水位是否太高，注意控制凝结器水位。
5、真空式阀门应检查注水是否正常，以免真空系统不严密，致使真空下降。
6、检查循环水一次滤网是否堵塞严重，致使循环水量减小，导致真空下降。
7、联系热工检查表计和测点是否正常。
三、停机过程中的防范措施：1、主、再热蒸汽温度的下降速度要控制在1.5—2.5℃/分，以免下降过快而引起汽缸和转子的应力增加和负胀差增大。
2、联系锅炉要先降温后降压，严格根据滑停曲线进行。
3、主、再热蒸汽温度始终保持50℃过热度。
4、如主汽温度低于高压缸下半壁温度35℃以上时，应停止降温降压，以免发生水冲击。
5、注意调整汽封压力。
6、主、再热蒸汽温差≤40℃.7、注意轴向位移、推力瓦温度、轴承回油温度、振动的监视及机内磨擦声。
四、首次机组启动应作好如下技术和安全措施：1、严格按照规程规定的压力、温度，达到冲转条件开始冲转。
2、一经冲转，盘车应立即脱开。
否则应立即打闸停机。
3、冲转后要注意倾听机组内部声音。
4、严密监视汽缸内外壁温度不超过规程规定的范围，防止汽缸变形。
5、根据内外壁温差及时投入汽缸加热装置。
6、严密监视轴向位移、推力瓦温度和轴承回油温度。
7、冲转后高、低压加热器即可随机启动，以增大高压缸疏水量，提升高压外缸内壁的温度。
也有利于加热器的逐渐升温加热。
8、注意高、低压胀差变化情况并及时调整，以便将胀差值控制在正常范围。
9、转速达200转/分，注意顶轴油泵停止。
机组启动过程中汽机侧各疏水阀门开关及调整
机组启动过程中汽机侧各疏水阀门开关及调整摘要：本文对机组启动过程中汽机侧各疏水阀开关及调整做了比较全面的总结，一方面是启动过程各阶段疏水应及时、充分，避免造成管道和汽轮机水冲击。
另一方面，在疏水充分后，各疏水阀应及时关闭，以减少不必要的汽水损失，防止高压蒸汽对疏水管道的冲刷。
从而保证机组经济性、安全性。
关键词：启动、疏水阀、开关、调整1. 引言机组启动过程中，蒸汽与汽轮机本体及蒸汽管道接触时被冷却，一部分蒸汽会凝结成水，若不及时排出，则会存积在某些管道和汽缸中。
由于蒸汽和水的密度和流速不同，管道对它们的阻力也不同（两相流），这部分凝结的积水可能引起水冲击，轻则管道振动；重则管道产生裂纹，甚至破裂。
一旦积水进入汽轮机，会对汽轮机造成水冲击，造成设备损坏。
为保证机组安全运行，必须及时把汽缸和管道内的积水排去，我厂设置了汽轮机本体及其管道疏水系统，分为有压和无压两种。
在机组启动过程中，一方面启动过程各阶段疏水应按需及时打开，另一方面，在疏水充分后，各疏水阀还应及时关闭，以减少不必要的汽水损失，同时保证机组经济性。
2. 机组启动过程汽机侧疏水的组成部分机组启动过程汽机侧疏水主要由以下几个部分组成：（1）汽轮机本体高、中压缸缸体疏水；（2）主蒸汽管道的疏水，再热蒸汽冷、热段管道的疏水；（3）高、中压汽阀，主、再热蒸汽导汽管疏水；（4）高、低压旁路管道疏水；（5）抽汽管道疏水；（6）门杆漏汽及大、小机轴封系统疏水；（7）小机供汽管道疏水；（8）其它辅助系统的疏水。
3. 机组启动过程汽机侧各疏水阀开关及调整以下按照机组启动顺序对各阶段汽机侧疏水阀的开关及调整做详细说明（以宁德电厂四号机为例）。
3.1 辅助蒸汽系统的疏水操作按照机组启动顺序，在除氧器上水后，辅汽系统投运时，应投入辅汽疏水系统。
关闭四抽至辅汽电动门，冷再至辅汽电动门并确保严密，由邻机或启动炉提供辅汽。
全开辅汽系统全部疏水手动门，主要包括以下疏水阀：（1）#3机至#4机辅汽联络手动门后无压疏水；（2）辅汽联络母管的放气门；（3）辅汽母管疏水至无压放水联箱；（4）辅汽疏水集管至锅炉启动疏水扩容器疏水。
1GW汽轮机主、再热汽管道疏水系统优化设计
汽压 力控 制 系 统 失灵在 机 组启 动 过程 中 ， 主汽 、 再热 蒸汽 管 道产 生 的凝 结水 量 非 常小 ，疏 水 点或 疏水 管 道 过大 、 水 阀控 制不 合 理 ， 疏 大量 疏 出来 的高 温 高压 蒸 汽将 对疏 水 扩容 器和 凝 汽器 造 成较 大 的冲 击 。因 此 ，选 择合 理 的疏 水 系统 和控 制 方 式可 增加 机 组整
１疏 水系统的功能
在长 期 停机 后 的 启动 或重 新 启动过 程 中汽 轮 机 的汽缸 和 蒸汽 管道 必 须 预热 到 允许汽 轮 机 升速 ￣ ； ＨＨ Ｄ
载 的温 度 。 疏水 系 统 的功能 是去 除汽 缸和 管道 在 预热 过 程
中其温 度 低于 饱和 温 度 时产 生 的凝 结水 。汽 轮 机 蒸
１一旦 凝 结水 从蒸 汽 管线 进 入汽 轮机 对 汽缸 和 ）
轴 产 生过冷 却导致 变 形
（ ｕｎ ｄ ｎ ｅ ｃｒ ｐ ｗ ｒ ｅｉ Ｉｓｔｔ， ｕ ｎ ｚｏ ５ ０ ０ ， Ｇ ａｇ ｏ ｇ ｌ ｔｃ ｏ ｅｄ ｓ ｎｔｕｅＧ ａｇｈ ｕ １６ ０ ｅ ｉ ｎ ｇ ｉ
２ 凝 结水在 汽 轮机 低 部积 聚 对汽 缸产 生 单侧 冷 ）
体运 行 的可 靠性 。
广 东 平 海 电厂 ２ １ Ｗ 超 超 临 界 机 组 锅 炉选 用 ×Ｇ
上 海锅 炉 厂 引进 Ａ Ｓ Ｏ 技 术产 品， 超 临界 参 数 ＬＴ Ｍ 超 变 压运 行 直流 炉 、 次再 热 、 炉膛 派型 炉 。汽 轮 机 一 单 为上 海 汽 轮机 有 限 公 司 引进 西 门子 技 术 体系 产 品 ， Ｎ１０／６ ５６０６ ０型 ，高 中压联 合 启 动 、超 超 临 ００２ ． ／０／０ ห้องสมุดไป่ตู้ 界 ， 次 中间再热 、 一 双背 压 、 四缸 四排汽 。
汽轮机技术问答
（8）：高中压缸上下法兰温差≤15℃，左右温差：≤10℃
（9）：高中压缸法兰与螺栓温差：≤35℃ （10）：主再热蒸汽左右两侧温差：≤15℃
（11）：高压内缸外壁比外缸内壁高：≤20—40℃
（4）：清楚听到汽轮机内有金属摩擦声。（5）：汽轮机发生水冲击时。
（6）转子轴向位移突然超过极限值或推力瓦温度积聚升高 90℃。
（7）：油系统着火威胁机组安全，无法扑灭时。（8）：主油箱油位急剧下降，补油无效时。
（9）：发电机漏氢着火。（10）：润滑油压降到0.06Mpa，低油压保护未动作时。
（3）：开启压缩泄油门，10分钟后关闭高压油泵出口门及压缩泄油门，启动高压油泵，缓慢开启高压油泵出口门。
（4）：凝汽器通水至正常值，开启∮159直通门，启动凝升泵凝结水系统充水。
（5）：联系锅炉除氧器上水并投加热。
（2）：轴封供汽管道暖管前必须将联箱疏水先开启，并将高压前后、中压前后、低压轴封供汽分门开启，待轴封供汽管道内的疏水充分放尽后，关闭各分门，轴封系统开始暖管。
（3）：轴封供汽投入时，首先开启低压轴封供汽，待低压轴封处冒汽确证无水后再向中高压轴封供汽。
（4）：加热装置暖体时，必须提前将进回汽联箱疏水门开启，及法螺回汽联箱分门总门开启，保证法兰螺栓均匀受热暖体，暖体温度以机侧为准，且高于高压内缸下壁温度50—100℃。
11、冷态冲车的条件：
主蒸汽压力：1.8—2.0Mpa主蒸汽温度：260—280℃再热蒸汽温度高于：100℃ 真空：60—66Kpa EH油压：14.0±0.05 蒸汽品质合格、主机油质合格，
调速油压：2.0±0.05Mpa 润滑油压：0.1±0.02 Mpa 冷油器油温：42—45℃
余热发电锅炉启动操作票
余热发电锅炉启动操作票（冷态）（一）启动前的检查工作：①各阀门应处的位置：蒸汽系统：主汽门关闭，对空排汽门开启，过热器疏水門开启。
给水系统：给水门开启，省煤器入口水门开启，旁路门关闭。
各集箱放水门，排污门关闭。
蒸汽，炉水取样一次门，锅炉加药门开启。
锅炉过热器空气阀开启，水位报警器平衡容器门处于工作状态。
安全阀处于完好状态。
给水压力表锅炉饱和蒸汽压力表，过热器压力表门开启，锅炉水位计，低读水位计处于工作状态。
②关闭炉墙各人孔门，检查孔③检查疏水箱的水位，保证锅炉有运行足够的水量④检查锅炉各辅机（水泵，螺旋输送机等）是否良好。
（二）升温前的准备工作（锅炉上水）①启动给水泵，泵运行稳定后，逐步开大出水阀和给水调节阀。
从省煤器向汽包加水速度应尽量慢。
防止管道或汽包有水沫产生。
（汽包水位到最低时停给水泵）②检查汽包，集箱上各孔的阀门，法兰，堵头是否有漏水现象。
当发现漏水时，应停止给水，及时处理。
③给水泵上水前应该对给水进行化验。
（三）锅炉启动①确认锅炉启动准备工作已完成②水回路稳定后，打开烟道进，出口风门，汽包开始升温升压。
③SP炉投入振打装置。
④汽包内水质工况缓慢升温，，升温速度将根据汽包压力要求控制2-3℃∕min。
⑤汽包压力升到0.2MP后，关闭锅筒空气阀，对底部各集箱排污一次，均匀各受热面温度，加强水循环。
打开电动主气门的旁路门和主蒸汽管道疏水门。
⑥汽包压力升到0.3-0.4Mpa后要进行冲洗校队水表。
⑦汽包压力升到0.3-0.4Mpa时，进行炉水取样化验。
⑧长期停炉或锅炉大修后应对人孔，手孔等进行螺丝热紧工作。
并进行热工仪表管路冲洗，并对受压元件进行一次检查。
⑨锅炉连续升温升压后，汽包压力为1.0-1.1mpa进行以下工作：1.保持汽包为低水位2.再次冲洗汽包水位计⑩通知汽轮机工做好准备⑾通过操作主蒸汽紧急排气阀（分气缸上）保持主蒸汽压力。
（四）锅炉运行。
1.通过给水电动执行机构对汽包水位进行调节，使汽包保持在低水位下运行。
火电厂主再热蒸汽-抽汽管道疏水系统的设计分析
火电厂主再热蒸汽\抽汽管道疏水系统的设计分析摘要：结合《火力发电厂汽水管道设计技术规定》，对火力发电厂主再热、抽汽管道的疏水系统的设计展开分析，从管道运行特点出发分析管路的疏水点设置、阀门配置，在疏水罐的选用上、疏水管径选择以及管道的布置原则等方面，对各管道疏水系统做出了比较分析，为以后的工程设计中提供参考。
关键词：疏水点设置管路配置管道布置1 引言主再热蒸汽管道以及各抽汽管道，作为火电厂最重要的蒸汽管道，由于管道的运行方式和布置特点，在机组启停及运行过程中，蒸汽可能会遇冷凝结成水，加热器故障以及喷水减温装置故障也可能会带入水，这些疏水若不及时排出，则可能随蒸汽管道进入汽轮机汽缸。
汽轮机进水是直接威胁汽轮机正常运行的恶性事故，因此合理设计主再热、抽汽管道的疏水系统，对于保证汽轮机在任何情况下都能安全运行是十分重要的。
2 主再热蒸汽、抽汽管道的疏水系统的设计2.1 主蒸汽管道的疏水从锅炉过热器出口至汽轮机主汽门之间的主蒸汽管道，每个低点都应设置疏水。
如果主蒸汽管道是分成几路分支管接入汽轮机，每路支管和主管上都应设置疏水点。
主蒸汽管道上疏水系统用于启动及停机后一段时间内，及时排除管道内的凝结水，同时加快启动速度。
主蒸汽管道一般设三个疏水点，一点位于主蒸汽主管末端靠近分支处，另两处位于汽轮机主汽阀前的支管上。
疏水管道上设置一只口径与管道一致的气动疏水阀，管道上不再设其它阀门。
疏水阀出口管径大于其进口管径，气动疏水阀均设计成失气-开式。
每一根疏水管道均单独接到疏水扩容器。
2.2 高温再热蒸汽管道的疏水系统从锅炉再热器集箱出口至汽轮机中压主汽门之间的高温再热蒸汽管道，每个低位点都应疏水。
在高温再热蒸汽靠近汽轮机主气门的每根支管上，应装设疏水罐，该疏水罐可不设水位调节装置。
高温再热蒸汽管道上的疏水系统，一方面再热蒸汽管道内蒸汽遇冷凝结成水，疏水系统应能及时将其排出；另外启动暖管期间，特别是热态起动期间，为加速暖管升温，也应及时将凝结水和冷蒸汽排掉。
汽轮机运行危险点分析(控制措施)
作业活动
危险点
危害后果
控制措施
1.1.9
3000r/min定速
真空偏低
造成低压缸排汽温度升高，最终导致：
1．机组轴系中心变化，振动异常增大，损坏主设备。
2.凝汽器铜管松弛。
3．射水泵工作异常，效率降低，造成真空下降，严重时冲破排汽缸安全阀。
1.监视低压缸排汽温度不得超限，其他所有汽轮机监视仪表的读数，都应在允许极限（报警）范围内。
2．顶轴油泵启动前应先确认润滑油系统运行正常。
顶轴油压不正常
大轴未充分顶起或顶起过高，轴瓦、轴颈磨损。
顶轴油泵启动后，应检查并确认顶轴油压在规程规定的范围内，否则联系检修人员进行调整。
1.1.2
投运盘车
盘车装置润滑油门未开
损坏啮合齿轮
盘车投运前确认润滑油系统投运正常，盘车装置润滑油门开启正常，油浴完好。
1.1.7
升速
机组振动大而强行通过临界转速
主设备损坏。
1．运行人员应该熟知本台机组的升速振动特性和临界转速值。
2.主蒸汽压力必须保证机组能顺利通过临界转速，避免因压力较低而在临界转速出现怠速现象。
3．任何时候均禁止在临界转速附近故意停留。
4．严格执行升速过程中振动大停机的相关规定：在中速暖机前轴承振动超过30μm，或通过临界转速时轴承振动超过100μm或轴振动超过规定值时，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或因振动大而降速暖机。如果振动超标，必须回至盘车状态，待查明原因并消除后，经过连续盘车4小时方可重新启动。
偏心度大
汽封磨损，严重时轴瓦、轴颈磨损。
1．开、停机时，按规程规定正确投、退盘车，停机后作好防止汽缸进冷水冷汽措施。
2．盘车投运后立即进行偏心值测量，确认偏心值是否正常，仔细倾听缸内、轴封处有无金属摩擦声。
电厂锅炉点火流程
鼓风损失在部分进汽的级中，由于在级的隔板的整个圆周上只有部分弧段安装有喷嘴，这样，当叶轮旋转时，每个工作叶片汽道在某一瞬间进入汽流工作区域，而在另一时刻则离开了汽流工作区域，进入没有工作汽流的弧段。
对于没有工作汽流通过的那部分工作叶片，在旋转时将带动周围的蒸汽一起转动，当叶片的进出口角度不相等时，就会像鼓风机一样，将蒸汽从叶轮的一侧鼓到另一侧，这种鼓风作用必定将消耗一部分有功功率，形成鼓风损失。
鼓风损失的大部分并不一定是"鼓风"产生的，在非工作汽流区域内叶栅转动时形成的摩擦损失是这项损失的主要来源，习惯上仍称为"鼓风损失"。
鼓风摩擦的危害:安全上使后汽缸温度升高，经济方面因为存在着这种损失所以效率低1.1.2 汽机抽真空1.1.2.1 锅炉点火前汽轮机应开始抽真空。
【释义】锅炉点火后产生的蒸汽通过主、再热管道疏水门进入凝汽器，如凝汽器未建立真空会使凝汽器变正压。
并且凝汽器建立真空后有利于疏水，能够使疏水顺利的排至凝汽器，使管道暖管充分、迅速。
1.1.2.2 关闭真空破坏门（345104）（445104）。
检查真空泵汽水分离器水位正常,各冷却水投入。
启动两台真空泵运行，检查其运行正常，检查凝汽器真空应上升。
当凝汽器真空达到60KPa以上时，通知锅炉点火。
当凝汽器真空达到88KPa以上时，停止一台真空泵，投入联锁开关并注意凝汽器真空的变化。
【释义】我厂使用的是水环式真空泵，是通过轴与外壳偏心，密封水在泵内形成水环产生先逐渐增大后逐渐缩小的月牙形空间，产生真空区和压力区，从而完成吸入气体和压出气体的过程。
当凝汽器真空达到60KPa以上时，通知锅炉点火，是这时的真空已经足够高，能够防止锅炉点火产生的蒸汽、疏水进入凝汽器变正压。
1.2锅炉点火1.2.1 点火前检查项目：1.2.1.1 机组处于“手动控制”方式。
1.2.1.2 确认锅炉炉水品质合格。
1.2.1.3 核对汽包两侧水位计指示，并与控制室水位指示核对。
机组启动前及启动过程中主要试验
• 4.4 A、BPCV阀切除，过热器及再热器弹簧式安 全门联系检修临时固定，再热器出、入口管道加 堵板，再热事故喷水电动门、手动门关闭后上锁 ，事故喷水管道后放水门开启，管道前放水门关 闭。
3、 试验压力值(MPa)
•
工作
试验
超压
• 主蒸汽系统 18.53 18.53 23.16
• 再热蒸汽系统3.82
3.82
5.73
一、水压试验原则
• 1.1 安全门不参与水压试验，试验时关闭脉 冲阀来汽门或闭塞过热器安全门。
• 1.2 试验顺序：次先进行再热器，再进行过 热器，必须等再热器放水完毕后，才能向 过热器注水打压。
• 8.8 机侧应注意监视电动主闸门后上下管壁温度 及汽缸温度的变化、尤其调节级温度的变化情况 ；发现汽缸温度降低或上下缸温差增大时，要立 即查找原因。
• 8.9 凝汽器保持低水位；注意高低加水位应 正常。
• 8.10 加强对盘车电流、大轴晃动的检查， 注意对汽缸的听音检查。
• 8.11 打水压期间，采用关闭高、低加汽侧 放水的方法对高低加进行查漏。
MFT动作，记忆首次跳闸信号“汽包水位低”。
Hale Waihona Puke FSSS试验：(静态)• 1 、手动MFT试验 • 2、 自动MFT试验
手动MFT试验
• a)启动2台预热器、引风机、送风机、一次风机、 5台密封风机、磨煤机、给煤机，开启燃油速断阀 （如由于保护原因启不来，可由热工人员解除保 护或模拟信号）。
• b)单独按下其中一个MFT按钮，各转机不应跳闸 。
300MW机组集控运行汽机题库(简答)
300MW机组集控运行汽机题库简答题1.何谓水锤?如何防止?在压力管路中，由于液体流速的急剧变化，从而造成管中的液体压力显著、反复、迅速地变化，对管道有一种“锤击”的特征，这种现象称为水锤(或叫水击)。
为了防止水锤现象的出现，可采取增加阀门起闭时间，尽量缩短管道的长度，在管道上装设安全阀门或空气室，以限制压力突然升高的数值或压力降得太低的数值。
2.何谓疲劳和疲劳强度?金属部件在交变应力的长期作用下，会在小于材料的强度极限σb甚至在小于屈服极限σb的应力下断裂，这种现象称为疲劳。
金属材料在无限多次交变应力作用下，不致引起断裂的最大应力称为疲劳极限或疲劳强度。
3.什么情况下容易造成汽轮机热冲击？(1)汽轮机运行中产生热冲击主要有以下几种原因：(2)起动时蒸汽温度与金属温度不匹配。
一般起动中要求起动参数与金属温度相匹配，并控制一定的温升速度，如果温度不相匹配，相差较大，则会产生较大的热冲击。
(3)极热态起动时造成的热冲击。
单元制大机组极热态起动时，由于条件限制，往往是在蒸汽参数较低情况下冲转，这样在汽缸、转子上极易产生热冲击。
(4)负荷大幅度变化造成的热冲击，额定满负荷工况运行的汽轮机甩去较大部分负荷，则通流部分的蒸汽温度下降较大，汽缸、转子受冷而产生较大热冲击。
突然加负荷时，蒸汽温度升高，放热系数增加很大，短时间内蒸汽与金属间有大量热交换，产生的热冲击更大。
(5)汽缸、轴封进水造成的热冲击。
冷水进入汽缸、轴封体内，强烈的热交换造成很大的热冲击，往往引起金属部件变形。
4.汽轮机起、停和工况变化时，哪些部位热应力最大?汽轮机起、停和工况变化时，最大热应力发生的部位通常是：高压缸的调节级处，再热机组中压缸的进汽区，高压转子在调节级前后的汽封处、中压转子的前汽封处等。
5.为什么排汽缸要装喷水降温装置?在汽轮机起动、空载及低负荷时，蒸汽流通量很小，不足以带走蒸汽与叶轮摩擦产生的热量．从而引起排汽温度升高，排汽缸温度也升高。
机组启动操作票
机组启动操作票机组启动操作票子冷却水系统，测量发电机定子绕组绝缘。
按开冷水系统启动操作票启动开式冷却水系统。
确认电泵和小机润滑油油质化验合格，启动电泵、小汽机、送风机、引风机、一次风机及磨煤机油站。
按凝结水系统操作票启动凝结水系统，开启＃5低加出口放水门进行凝结水系统冲洗，凝泵出口Fe＜200ppb，联系化学投入前置过滤器，向除氧器上水冲洗。
化学根据水质情况投入精处理装置，直到水质满足锅炉上水要求，维持除氧器水位。
投入疏扩减温水系统，根据情况投入凝结水其他用户。
充分疏水后投入本机辅助蒸汽系统运行。
若无邻机运行，则启动锅炉点火启动。
启动燃油泵打循环，炉前燃油压力调整在3.0MPa左右（2.6～3.5Mpa）。
按汽轮机疏水系统启动前检查卡全面检查汽轮机疏水系统，开启相应疏水手动门。
三、锅炉上水至点火前操作锅炉上水。
（注意上水前后分别进行一次锅炉膨胀指示器的抄录）上水前确认满足上水条件。
确认高加走旁路，进行给水管道注水。
按给水泵启动操作票启动电动给水泵（或启动一台汽动给水泵前置泵），向锅炉上水，通过给水旁路调节门控制上水速度。
联系化学投入给水加药。
上水过程中排空气门见水连续流出关闭各排空气门。
进行锅炉冷态开式清洗。
Fe＜ 500 ppb 或真空。
注意如下部分：轴加疏水U型水封注水。
投入凝汽器真空破坏门水封，维持少许溢流。
若小机不同时抽真空，关闭小机排汽蝶阀及其旁路电动门，汽泵U型水封注水。
检查开启主机和小机各防进水保护的疏水阀开启。
按EH油系统启动操作票启动EH油系统运行。
四、锅炉点火启动两台空预器，检查空预器电流正常。
启动引风机，缓慢开启引风机静叶，将炉膛负压调整至-100Pa，投入引风自动。
启动送风机，调节动叶开度将总风量调整至30%～40％之间。
启动一台火检冷却风机，检查其出口风压正将锅炉给水流量调整至750-800t/h，投入烟温探针，投入前后墙火焰电视冷却风。
打开燃油进、回油快关阀，调节回油调节阀，维持炉前燃油压力为3.0MPa左右，微油压力1.4—2.0Mpa，做好锅炉微油点火准备。
汽机冲转操作及注意事项
汽机冲转操作及注意事项(总2页)本页仅作为文档封面，使用时可以删除This document is for reference only-rar21year.March汽轮机冲转操作及注意事项一、汽轮机冲转参数要求1、主蒸汽参数：压力为，温度400℃。
2、再热蒸汽参数：压力为，温度380℃。
3、主蒸汽品质合格：Fe≤50μg/L、Na≤20μg/L、SiO2≤30μg/kg、电导率≤μs/cm、Cu≤15μg/L。
4、润滑油温27-40℃，油压正常：，润滑油冷却器投入正常。
5、EH油压11MPa，油温40~50℃。
6、旁路开度在50~60%左右。
7、凝汽器压力≤-88kPa。
8、氢气纯度>97%，氢压~。
9、检查高、中压自动主汽门金属温度高于300℃，高中压缸上、下缸温差<42℃。
10、盘车运行正常，转子晃动度小于原始值的±。
1号机应＜+；2号机应＜+。
二、汽轮机冲转操作1、确认汽机连续盘车运行正常，运行4小时以上，机组各部声音正常。
2、确认汽机本体系统所有疏水手动门及调节门开启。
3、机组所有辅助设备系统运行正常，无异常报警信号。
4、汽轮机复位在DEH操作员站“汽机控制”画面中，点击“启动方式”，在操作端上点击“中压缸”，按“执行”，点击“汽机复位”按钮，在操作端上选择“复位”，按“执行”，确认“复位”指示灯亮，安全油压建立，挂闸成功；确认中压主汽门已正常开启，高排通风阀已开启。
5、负荷限制器设置在“汽机控制”画面中，点击“阀位限制”按钮，在操作端上将阀位限制设定为100%。
6、升速率设置在“汽机控制”画面中，点击“升速率”按钮，在弹出的操作端上，选择升速率100rpm/min，按“执行”。
（升速率设定选择：冷态启动100 rpm/min，温态150 rpm/min，热态和极热态300rpm/min。
）7、摩擦检查在“汽机控制”画面中，用鼠标点击“转速设定”，在操作端上，选择目标转速200 rpm，按“执行”。
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说明：操作后请在“操作确认”项中打“√”，没操作的请空白，并在备注中说明。
开始时间：年月日时分结束时间：年月日时分
序号名称实际位置状态操作确认
1 1号机主蒸汽管路疏水气动门机侧6.3米轴封母管西侧开启
2 1号机1号主汽门前疏水气动门机侧6.3米排气装置东北角开启
3 1号机2号主汽门前疏水气动门机侧6.3米排气装置西北侧开启
4 1号机主蒸汽管路疏水气动门前
手动门
主蒸汽管路疏水气动门前开启
5 1号机1号主汽门前疏水气动门前
手动门
机侧6.3米排气装置东北角开启
6 1号机2号主汽门前疏水气动门前
手动门
机侧6.3米排气装置西北侧开启
7 1号机低压旁路阀机侧6.3米轴加西侧关闭
8 1号机1号高压主汽门TV1 高压缸东侧关闭
9 1号机2号高压主汽门TV2 高压缸西侧关闭
10 1号机1号高压调节门GV1 高压缸东侧左边第一个关闭
11 1号机2号高压调节门GV2 高压缸西侧左边第一个关闭
12 1号机3号高压调节门GV3 高压缸东侧左边第二个关闭
13 1号机4号高压调节门GV4 高压缸西侧左边第二个关闭
14 1号机5号高压调节门GV5 高压缸东侧左边第三个关闭
15 1号机6号高压调节门GV6 高压缸西侧左边第三个关闭
16 1号机1号中压主汽门RV1 高压缸东北侧关闭
17 1号机2号中压主汽门RV2 高压缸西北侧关闭
18 1号机1号中压调门IV1 1号中压主汽门后关闭
19 1号机2号中压调门IV2 2号中压主汽门后关闭
20 1号机高排逆止门机侧0米EH油箱上方关闭
21 1号机中压缸外缸疏水气动门6.3米排气装置北侧本体疏水
站从左到右第9个气动门
开启
22 1号机高旁减温水调节门后电动
门
1号机高旁减温水调节门前关闭
23 1号机高旁减温水调节门机侧6.3米2号小机凝汽器东北
侧
关闭
24 1号机高旁阀机侧6.3米2号小机凝汽器北侧关闭
25 1号机1、2号高调门后管道气动疏
水门
6.3米排气装置北侧本体疏水
站从左到右第8个气动门
开启
26 1号机3、4、5、6号高调门后管道
集中疏水气动门
6.3米排气装置北侧本体疏水
站从左到右第1个气动门
开启
27 1号机主汽至小机进汽电动门高旁预暖管南侧关闭
28 1号机1号高调门进汽管道通风气 6.3米排气装置北侧本体疏水开启
说明：操作后请在“操作确认”项中打“√”，没操作的请空白，并在备注中说明。
开始时间：年月日时分结束时间：年月日时分动门站从左到右第5个气动门
29 1号机中压主蒸汽疏水气动门1号机右侧中压主汽门前疏水
气动门旁
开启
30 1号机右侧中压主汽门前疏水气
动门
机侧6.3米排气装置西北侧靠
墙西侧
开启
31 1号机1号高调门进汽管道通风气
动阀前手动门
高排通风阀南侧开启
32 1号机2号高调门进汽管道通风气
动门
6.3米排气装置北侧本体疏水
站从左到右第6个气动门
开启
33 1号机高旁减温水电动门前疏水
一次门
机侧0米3号放水母管处关闭
34 1号机高旁减温水电动门前疏水
二次门
机侧0米3号放水母管处关闭
35 1号机2号高调门进汽管道通风气
动阀前手动门
1号机1号高调门进汽管道通风
气动阀前手动门西侧
开启
36 1号机高旁减温水调节门后疏水
一次门
机侧0米3号放水母管处关闭
37 1号机高旁减温水调节门后疏水
二次门
机侧0米3号放水母管处关闭
38 1号机低压旁路阀前管道疏水气
动门前手动门
1号机低压旁路阀前管道疏水
气动门前
开启
39 1号机1号中压调门后管道疏水气
动门前手动门
机侧12.6米1号中压调门旁开启
40 1号机2号中压调门后管道疏水气
动门前手动门
机侧12.6米1号中压调门旁开启
41 1号机凝结水至低旁减温水电动
调节门
轴加西侧关闭
42 1号机凝结水至低旁减温水电动
调节门前电动门
轴加西侧关闭
43 1号机低旁至四抽电动门低压旁路阀旁关闭
44 1号机低压旁路阀前管道疏水气
动门前手动门
1号机低压旁路阀前管道疏水
气动门前
开启
45 1号机高压缸外缸疏水气动门前
手动门
1号机高压缸第一级疏水气动
门前
开启
46 1号机高压缸第一级疏水气动门
前手动门
1号机高压缸第一级疏水气动
门前
开启
47 1号机1号中压调门后管道疏水气
动门
6.3米排气装置北侧本体疏水
站从左到右第4个气动门
开启
说明：操作后请在“操作确认”项中打“√”，没操作的请空白，并在备注中说明。
开始时间：年月日时分结束时间：年月日时分
48 1号机2号中压调门后管道疏水气
动门
6.3米排气装置北侧本体疏水
站从左到右第7个气动门
开启
49 1号机高压缸第一级疏水气动门6.3米排气装置北侧本体疏水
站从左到右第3个气动门
开启
50 1号机高压缸外缸疏水气动门6.3米排气装置北侧本体疏水
站从左到右第2个气动门
开启
51 1号机高排逆止门前疏水气动门机侧0米排气装置东北侧开启
52 1号机高排逆止门后疏水气动门机侧0米排气装置东北侧开启
53 1号机高排逆止门前疏水气动门
前手动门
1号机高排逆止门前疏水气动
门前
开启
54 1号机高排逆止门后疏水气动门
前手动门
1号机高排逆止门后疏水气动
门前
开启
55 1号机高排通风阀高压外缸疏水手动门左侧开启
56 1号机低压旁路阀前管道疏水气
动门
机侧6.3米排气装置西北侧靠
墙西侧
开启
57 1号机中压主蒸汽管路疏水气动
门前手动门
1号机中压主蒸汽疏水气动门
前
开启
58 1号机右侧中压主汽门前管道疏
水气动门前手动门
1号机右侧中压主汽门前疏水
气动门前
开启
59 1号机低旁至四抽电动门后手动
门
低压旁路阀旁关闭
60 1号机凝结水至1A三级减温水气
动门
机侧6.3米轴加东南侧关闭
61 1号机凝结水至1A三级减温水旁
路手动门
1号机凝结水供排气装置三级
减温水1号气动门旁
关闭
62 1号机凝结水至1A三级减温水气
动门前手动门
1号机凝结水供排气装置三级
减温水1号气动门前
开启
63 1号机凝结水至1A三级减温水气
动门后手动门
1号机凝结水供排气装置三级
减温水1号气动门后
开启
64 1号机凝结水至1B三级减温水气
动门
机侧6.3米轴加东南侧关闭
65 1号机凝结水至1B三级减温水旁
路手动门
1号机凝结水供排气装置三级
减温水2号气动门旁
关闭
66 1号机凝结水至1B三级减温水气
动门前手动门
1号机凝结水供排气装置三级
减温水2号气动门前
开启
67 1号机凝结水至1B三级减温水气
动门后手动门
1号机凝结水供排气装置三级
减温水2号气动门后
开启
68 1号机高旁减温水调节门前放水机侧0米3号放水母管上关闭
说明：操作后请在“操作确认”项中打“√”，没操作的请空白，并在备注中说明。
开始时间：年月日时分结束时间：年月日时分门
69 1号机高旁减温水调节门后放水
门
机侧0米3号放水母管上关闭
备注：操作人：。