关于解除炉跳机炉跳电联锁保护的运行措施及注意事项
第十八章 锅炉的保护联锁及调整
第十八章锅炉的保护联锁及调整（仅供参考）第一节锅炉的保护和连锁1.锅炉MFT及处理1.1锅炉MFT条件1.1.1按下“锅炉紧急跳闸”按钮为了防止误操作，在集控室内装有两个MFT紧急按钮，当两个紧急跳闸按钮同时按下时，锅炉将MFT，切断所有进入炉膛的燃料。
1.1.2再热器保护动作当发电机并网之前，为了保护再热器管，如果下列条件满足，再热器保护动作，锅炉将MFT：当锅炉的燃料量大于30％或至少有一台磨煤机投入运行时：所有高压主汽门或所有高压调门关闭且高压旁路开度小于α％，延时10s；左侧中压主汽门或中压调门关闭且右侧中压主汽门或中压调门关闭，延时10s。
当锅炉的燃料量大于20％或炉膛出口烟气温度大于650℃时：所有高压主汽门或所有高压调门关闭且高压旁路开度小于α％，延时20s。
；左侧中压主汽门或中压调门关闭且右侧中压主汽门或中压调门关闭，延时20s。
1.1.3两台送风机均停当两台送风机都停止或跳闸时将导致锅炉跳闸。
1.1.4两台引风机均停当两台引风机都停止或跳闸时将导致锅炉跳闸。
1.1.5两台空预器全停两台空预器全停，持续3S(两台空预器主辅电机全部停止)1.1.6所有锅炉给水泵均停锅炉点火后，若三台锅炉给水泵（两台汽动给水泵和一台电动给水泵）都停止或跳闸时，锅炉的水冷壁循环流量将无法保证，锅炉跳闸。
具体的实现方法为：两台汽动给水泵全停，延时5秒，再与电动给水泵停。
1.1.7给水量低低当锅炉点火时，如果水冷壁的循环流量（给水泵出口进入省煤器与锅炉循环泵出口流量之和）很低时，将会破坏水冷壁内的水动力，使水冷壁得不到必要的冷却而导致水冷壁管壁超温，因此若水冷壁循环流量低低超过30秒以上，为了保护锅炉的水冷壁系统的受热面，锅炉将MFT。
1.1.8锅炉出口主蒸汽压力高高在有任一燃烧器投运记忆的情况下，如果锅炉出口主蒸汽压力高高，超过3秒以上，锅炉MFT。
1.1.9炉膛负压高高当锅炉点火时，如果炉膛压力很高超过3秒以上，锅炉MFT以保护炉壁和支撑。
锅炉辅机跳闸处理措施
锅炉辅机跳闸处理措施防止锅炉重要辅机跳闸的运行措施为防止重要辅机运行中跳闸，进一步提高预防事件的能力，确保机组的安全运行特作出如下规定：一、做好管理预防工作1、加强人员的培训，消除因生产人员培训不到位或技术水平低造成的辅机跳闸事故2、每月按定期试验规定做好设备的定期试验、定期切换工作，防止重要辅机备用不正常或重要辅机油泵、液偶等故障故障造成跳闸现象。
3、提高监盘质量，认真监视重要运行参数趋势图画面，将重要辅机油压、电流、轴承温度等作为重要曲线进行监视，及时发现、处理异常情况。
对存在缺陷或隐患的设备设专人重点监视。
4、根据环境温度、变负荷工况特点对各轴承温度、润滑油压进行重点检查及监视，并提高检查频率。
5、加强工作票和操作票的执行力度，防止误操作和不按规定进行操作等事件的发生。
6、定期做好事故预想和事故演习，提高运行人员反事故能力。
7、加强各辅机重要保护联锁的管理，严禁随意解除保护或无保护运行。
二、加强运行调整和维护工作1、控制各辅机的运行参数符合规定，加强设备、系统运行工况监视，合理调整。
2、定时进行各辅机有关参数的记录，并加强运行参数的监视和分析，及时发现异常并进行处理。
3、机组运行工况发生变化时，及时调整辅机的出力，使其与对应的工况相适应。
4、当发现主要辅机出力不足时，及时将其出力转移至另一台辅机运行。
5、加强现场巡检工作，发现异常及时汇报处理。
6、辅机的启停操作应操作步骤进行，辅机停用前要全面考虑设备及系统的联锁关系，防止设备停止后造成其他设备误跳闸。
7、辅机在冬季停用时，要做好有关防冻措施。
三、辅机发生异常的事故处理原则1、发生事故时，应按“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。
2、发生事故时，在值长统一指挥下正确处理，单元长应在值长的直接领导下，带领全机组人员迅速按规程规定处理事故。
值长的命令除明显可能对人身、设备有直接危害外，均应立即执行，否则应申明理由，拒绝执行。
值长坚持时，应向上级领导汇报。
300MW机组防止锅炉灭火炉跳机技术措施
300MW机组防止锅炉灭火炉跳机技术措施1.1 炉跳机保护即汽包水位HHH延时20秒汽机跳闸。
鉴于300MW机组采用汽动给水泵维持汽包水位，由于汽泵调节具有迟缓性，异常工况稍有不慎容易造成汽包水位高三值跳机，为汽包水位高三值跳机，特别注意以下几个异常工况的调节：1.2 炉MFT后汽包水位调整要求如下：1.2.1 电动给水泵可以备用，立即启动电动给水泵运行，打跳两台汽动给水泵，用电动给水泵调整汽包水位（可用再循环调整门控制给水流量）。
1.2.2 电动给水泵不能备用，立即打跳一台汽动给水泵，平稳快速降低运行汽动给水泵转速，调开再循环调整门，维持给水流量与蒸汽流量平衡，控制汽包水位。
如四抽压力不够可倒用辅汽供小机。
1.3 一台汽动给水泵检修，电动给水泵和一台汽动给水泵配合运行：1.3.1 注意监视电动给水泵与运行汽动给水泵出口压力和转速差，防止偏差过大引起汽包水位波动。
1.3.2 运行中汽包水位自动，汽动给水泵投自动，电动给水泵投手动，监盘人员监视汽泵转速，变工况或异常情况手动调整电动给水泵转速及出口压力与汽泵一致。
1.4 退高加及燃烧不稳，汽包水位波动大，汽包水位自动调节品质差：1.4.1 退高加时汽包水位自动容易发散，应切为手动并安排专人调整。
1.4.2 在燃烧不稳、跨焦等异常工况时，应加强汽包水位监视，防止汽包水位自动切除发现不及时引起汽包水位异常。
1.5 汽包水位手动调整注意事项：1.5.1 运行中汽包水位波动大时，汽包水位可能会自动切除自动，因此监盘人员应注意经常监视汽包水位及其自动。
1.5.2 汽包水位手动调整时，汽动给水泵转速加减应保持平缓，尽量用小键加减，且调整速度要控制，维持指令转速与实际转速偏差小于500r/min(否则会自动切除汽动给水泵“锅炉自动”，汽动给水泵在DCS站将无法操动)。
1.5.3 汽动给水泵操不动。
1.5.3.1 检查MEH该汽泵“自动”是否切为“手动”，“锅炉自动”是否切为“手动”，及时恢复正常。
机、炉、电大联锁试验步骤
机、炉、电大联锁试验步骤一试验前应具备的条件：1 锅炉处于冷态，未点火。
2 EH油泵运行正常，汽轮机处于盘车状态，具备挂闸条件。
3 发变组处于启动前状态，所有地线已拆除。
4 试验顺序是炉跳机，机跳电，电跳机、机跳炉。
二试验步骤：1 热工强制已存在的锅炉MFT条件，确认锅炉无MFT条件。
2 检查汽机是否存在跳闸条件，如有，则通知热工强制。
3 检查发变组A/B保护屏所有压板均未投入（启动发电机出口断路器失灵保护压板必须退出），发电机出口6刀闸在分位。
4 网控退出发电机出口断路器启动失灵所有压板，退出发电机出口中开关重合闸压板。
5 网控得值长令拉开发电机出口两个断路器，拉开断路器两侧隔离刀闸。
6 拉开220V直流母线上发电机DC 220V励磁启励电源开关。
7 检查发变组A、B保护屏保护出口动作指示灯不亮，否则手动复位。
8 投入发变组A、B保护屏关主汽门压板、跳灭磁开关一、二线圈压板、跳发电机出口断路器一、二线圈压板、启动86G1 86G3 86G5压板。
9 汽轮机挂闸，中主门开启正常，主跳闸及机械跳闸电磁阀动作正常。
10 网控合上发电机出口两个断路器。
11 手动合上发电机灭磁开关。
12 热工将锅炉汽包水位强制为高三值380mm，并释放一MFT动作条件。
13 检查锅炉MFT光字报警，汽轮机跳闸，发电机出口断路器及灭磁开关跳闸。
14 将发变组保护动作出口继电器复位，热工重新强制锅炉MFT条件，汽轮机挂闸，合发电机出口断路器及灭磁开关，检查机跳炉保护投入。
15 继保短接发变组保护动作条件，使发变组保护动作。
16 检查发电机出口断路器及灭磁开关跳闸，汽轮机跳闸，锅炉MFT光字报警。
17 试验结束后，热工解除锅炉、汽机的强制条件，退出发变组所有保护压板，发电机及升压站恢复至启动前状态，检查汽轮机处于盘车状态。
1。
锅炉风机跳闸事故措施讲解
锅炉风机跳闸事故措施讲解锅炉风机跳闸事故措施锅炉辅机故障是指设备温度、振动超标，运行声音异常，电流过载或其他不明原因导致保护动作等。
当轴承及转动部分有异常，风机或电机有剧烈振动及撞击声，轴承工作温度不稳定，轴承温度超出极限采取立即停机的措施。
当轴承振动超标、运转声音不正常时，应立即汇报生技部、发电部、检修部检查分析故障原因，如原因不明应立即停机。
电流过载或其他不明原因导致保护动作时，应立即按照事故处理措施执行。
一、引风机引风机的作用是把燃料燃烧后所产生的烟气从锅炉中抽出，并排入大气。
1、跳闸条件1.1引风机前后轴承温度大于85℃，延时5S1.2引风机电机前后轴承温度大于75度，延时5S1.3 MFT已动作，且炉膛压力2小于-3800pa。
1.4引风机运行，润滑油站压力低至0.05Mpa，且电机轴承温度大于65℃延时3S1.5 两台油泵全停，延时3秒2、一台引风机跳闸现象：（1）DCS发出报警，可能发生MFT保护动作。
（2）跳闸引风机电流到零，运行风机电流增大。
（3）跳闸后引风机入口调节门、出口挡板自动关闭。
（4）炉膛负压变正。
(5)跳同侧二次风机处理：（1）发现引风机跳闸，在未查明原因前不得强送。
（2）检查跳闸引风机入口调节门、出口门自动关闭。
否则应手动关闭，将风机频率关至0；同时加大运行引风机出力，维持炉膛负压正常。
（3）联系值长要求降负荷，最大连续负荷不超过50%MCR。
（4）加强汽温、水位调整。
（5）监视另一台运行引风机不得超电流。
（6）及时查明原因，消除故障启动风机恢复负荷。
3、两台引风机同时跳闸现象：（1）DCS报警。
（2）锅炉MFT动作，所有风机跳闸，显示电流到零。
（3）汽轮机跳闸，负荷到零，锅炉安全阀可能动作。
（4）汽温、汽压、床温、床压急剧下降。
（5）锅炉MFT，给煤机、启动燃烧器均跳闸。
处理：（1）检查MFT信号发出，汽轮机跳闸，负荷到零，若MFT拒动，立即手按“MFT”按钮停炉，并汇报值长。
锅炉相关联锁、保护方案及原理
锅炉相关联锁、保护方案及原理联锁及事故按钮试验3.2.9.1联系电气值班员，将参与试验的各转机开关打至试验位置（给煤机、冷渣机需送上动力电源），依次合上引风机、一次风机、二次风机、皮带给煤机、冷渣机的操作开关，投入燃油速断阀开关，然后投上锅炉总联锁。
3.2.9.2当拉开引风机开关时，各操作开关均应跳闸，红灯灭，绿灯亮，事故喇叭鸣叫，将跳闸开关复位。
3.2.9.3当拉开一次风机开关，各操作开关均应跳闸，红灯灭，绿灯亮，事故喇叭鸣叫，将跳闸开关复位。
3.2.9.4当拉开二次风机开关时其它开关都不跳。
3.2.9.5联锁顺序3.2.9.6联锁试验不合格应联系有关人员处理后，再进行试验，直到合格为止。
3.2.9.7联锁试验合格后，应做各转机的事故按钮静态停机试验。
试验时跳闸开关的红灯灭，绿灯闪，报警音响叫。
3.2.9.8联锁试验完成后，应将试验结果详细记录在值班记录本内。
并联系热工恢复试验时所投的模拟位和所短接的接点，联系电气人员将各转机的电源开关放置工作位置。
3.2.9.9 严禁无故停用转机联锁。
如需停用时，应先得到总工程师的批准。
3.2.10 FSSS及主燃料跳闸（MFT）主要功能及保护试验3.2.10.1小修后的锅炉，启动前应做FSSS及主燃料跳闸（MFT）主要功能及保护试验。
试验前通知电气值班员，将各转机的电源开关放置试验位置。
3.2.10.2符合条件后，依次启动引风机、一次风机，投给煤机电源，燃油电磁阀投自动，并开启，模拟机组正常运行状态。
检查：MFT总联锁已投；引风机停MFT联锁已投；一次风机停MFT联锁已投；床温高MFT联锁已投；汽包液位高MFT联锁已投；汽包液位低MFT 联锁已投。
3.2.10.3分项停止有关转机或短接有关接点，做下列跳闸试验（MFT动作条件）：1.停运引风机。
2.停运一次风机。
3.床温高于1050℃低于1300℃（四取二）。
4.汽包液位高于+250mm超过5s。
(两点平均值)。
5炉MFT后跳炉不跳机的构思及措施(谢德俭)
锅炉MFT后跳炉不跳机的构思及措施谢德俭（华润电力湖南有限公司）摘要：随着煤炭资源的紧张，燃煤机组所燃用煤质也越来越差，锅炉灭火在火力发电厂内经常发生，它不但会因机组重新启动造成很大的油耗，也会因机组被迫停运而减少发电量，从而产生一定的社会影响，给企业及国家造成很大的经济损失，本文将突破常规，优化燃煤机组的联锁方式，退出锅炉MFT后跳机保护，而投上主蒸汽温度保护及蒸汽过热度保护，并采取相应的技术措施及组织措施，达到节约能源的目的，确保机组运行的经济性及安全性。
希望通过本文，能给全国的发电企业优化运行及节能提供一些参考。
关键词：MFT 跳机优化联锁节油措施效益煤炭是工业的粮食，石油是工业的血液。
能源是经济和社会发展的基本动力,随着我国经济发展和人们生活水平的提高,对能源的总需求必然会增加,由于我国的能源资源相对短缺,节能便是我国工业发展的重要环节，而节油节煤便是火力发电厂节能降耗的重要内容。
煤炭和燃油是我国火力发电厂的主要燃料，锅炉乃至整个发电厂的安全性、经济性以及燃料设备的选择和运行方式都与燃料的性质有着密切的关系；燃料好坏将直接影响到电力生产的数量、质量和稳定性。
为适应国民经济飞速发展的形势，我国目前已经建成和正在建设的大型火力发电厂不下几十座。
所烧煤种多数均为无烟煤、贫煤及无烟煤贫煤的混煤，(也有少数燃用劣质烟煤,实际上也极容易灭火。
)这样的煤种很难着火，很难稳燃，也很难燃烬，对于这样的燃煤锅炉，煤质一旦变化或波动，就燃烧不稳而MFT，甚至大部分锅炉燃用煤种与设计煤种相差甚远，就更易锅炉MFT而灭火。
1 提出问题为了节约燃油，在确保机组安全稳定的前提下，优化发电机组的运行，改变机组的联锁方式，退出MFT后炉跳机保护，而投上主蒸汽温度保护及蒸汽过热度保护，真正地达到节能降耗的目的，降低了发电成本，提高了机组的经济效益。
2 分析问题大家知道，对于单元制大机组，正常机炉电大联锁是投入的，锅炉MFT灭火后就联跳汽机及发电机，如果重新热态启动，就必须经过点火、升温升压、冲转、并网等启动的全过程，这势必增加机组启动时间，也大大地增加了启动油耗。
锅炉、汽机、电气主保护及机炉电大联锁
（3）如发生MFT，按MFT动作处理。
（7）一次风机RB，机组最大允许负荷以每分钟100%BMCR的速 率降至50%，燃料、给水自动降至对应值。检查跳闸一次风机出 口空气挡板关闭严密。检查联络挡板不开。（正常运行时挂禁操 ）
（8）空预器RB，机组最大允许负荷以每分钟100%BMCR的速率 降至50%，燃料、给水自动降至对应值。同侧送、引风机、一次
制的参数发生波动。 ② 部分运行磨煤机跳闸，按照RB程序执行。 ③ 机组负荷快速下降至目标负荷并稳定。 ④ 主蒸汽流量、给水流量、主汽压力大幅度下降。 2、产生RB的原因 （1）运行磨煤机跳闸（BMCR五台磨煤机运行） ① 一台磨煤机跳闸，目标负荷80%额定负荷。 ② 二台磨煤机跳闸，目标负荷60%额定负荷。 ③ 三台磨煤机跳闸，目标负荷40%额定负荷。
MFT逻辑联停设备： 1. 关过热器减温水电动门及调门（超驰关至0）。 2. 关再热器减温水电动门及调门（超驰关至0）。 3. 关磨煤机出口快关门。 4. 关闭磨煤机入口快关门及冷热风调节挡板。 5. 关各角油角阀。 6. 禁止微油点火枪点火。 7. 停止脱硝装置运行。
8. 联关主给Leabharlann 电动门、旁路门及其前后电动门。 （汽泵不跳闸，再循环门是由于汽泵出口流 量低于某个值，再循环门联开的逻辑）
（4）RB发生时，运行操作要点： ① 检查设备联动正常，如相关设备没有按照要求动作，说明RB失败，应
135MW机炉联锁保护
135MW机组资料机炉联锁保护1.1机组大联锁保护↙——————汽轮机打闸———————↘给粉证实，MFT发出。
无粉证实，无MFT。
发电机跳闸————————↗↖————————锅炉MFT2.1 锅炉大联锁锅炉大联锁，甲、乙侧制粉系统联锁均为单一联锁。
当上述联锁开关均投入时，联锁保护动作程序如下：2．1．1 当运行中的两台空气预热器润滑油泵跳闸或两台空预器支持轴承油温高至额定值65℃时，或者电压波动太大，导致电磁开关失电以及两台油泵同时跳闸时，则运行中的空预器、引风机、送风机、给粉机组电源、排粉机、磨煤机、给煤机跳闸，关闭燃油电磁总阀，磨煤机热风门自动关闭，冷风门自动打开，其引风机、送风机进口调整门不关。
当运行中的空预器任一台跳闸时，其序后设备不跳闸。
2．1．2 当运行中的两台引风机同时事故跳闸或者只有一台运行而事故跳闸时，联锁跳闸送风机及序后设备。
当运行中的两台引风机任一台跳闸时，则关闭相应的入口门，其序后设备不跳闸。
2．1．3 当运行中的两台送风机同时事故跳闸或者只有一台运行而事故跳闸时，联锁跳闸给粉机、排粉机及序后设备。
当运行中的两台送风机任一台跳闸时，则关闭相应的入口门，其序后设备不跳闸。
2．1．4 当任一台引风机、送风机事故停机时，应手动切除给粉自动调节。
2．1．5 当运行中的排粉机事故跳闸时，联锁跳闸其相应的磨煤机及序后设备，磨煤机热风门自动关闭，冷风门自动打开。
2．1．6 当运行中的磨煤机事故跳闸时，联锁跳闸其相应的给煤机，磨煤机热风门自动关闭，冷风门自动打开。
2．1．7 当运行中的给煤机事故跳闸时，磨煤机热风门自动关闭，冷风门自动打开。
手动停用给煤机时冷风门不开。
2．1．8 当磨煤机出口温度高至100℃以上时，则自动打开磨煤机入口冷风门。
2．1．9 当6KV电压低至额定值的60%时，主要辅机延时9S跳闸，次要辅机延时0。
5s跳闸。
2.2 炉侧联锁保护2.2.1空气预热器2.2.2引风机2.2.3送风机2.2.4排粉机2.2.5磨煤机2.2.6给煤机2.2.7锅炉事故放水门2.2.8锅炉给水系统2.2.9炉侧其它项目2.2.11 FSSS说明：（1）闭锁减温器的条件：① MFT，②跳机，③电负荷<30%。
机组跳闸后机炉电该如何处理（收藏）
机组跳闸后机炉电该如何处理（收藏）机组跳闸后汽机侧处理1、点击DEH中的“自动控制”画面，确认高、中压主汽门关闭，高、中压调门关闭，确认汽轮机转速开始下降；2、点击DCS“汽机润滑油系统”画面，确认交流辅助油泵、交流启动油泵已联启，否则应手动启动；当交流电源失去时，应紧急启动直流事故油泵，并确认润换油压、油温正常；同时点击DCS辅助蒸汽系统中关闭冷再至辅汽电动门、调节门，防止汽轮机超速；3、点击DCS“给水系统”画面，检查除氧器水位，温度，并将除氧器加热汽源倒至辅助蒸汽；如两台电泵运行应解除备用泵联锁，停运一台电泵，调整好勺管开度，保持汽包水位在正常范围内；4、点击DCS“汽机本体及旁路系统”画面或“汽机疏水系统”画面，确认“VV阀”、“BDV阀”已开启，高排逆止门关闭，本体各疏水气动门均已开启，否则应手动开启；5、点击DCS“抽汽疏水”画面，确认各抽汽逆止门均已关闭，各抽汽逆止门前、电动门后疏水已联开；6、点击DCS“轴封系统”画面，检查并调整轴封供气压力正常，必要时通知相邻机组或启动炉提高辅汽压力；7、点击DCS“空冷系统”画面，通过空冷步序切换，将空冷风机停止，必要时停止真空泵运行；8、注意汽轮机转速，当转速降至2000r/min，点击DCS“汽机润滑油系统”画面，检查顶轴油泵是否联启，否则应手动启动，确认顶轴油压正常；9、点击DCS“机设备监视”画面，检查各辅助设备运行情况，便于有跳闸设备时做出及时处理；10、就地检查密封油系统运行正常，油氢差压正常，防止漏氢和发电机进油，若润滑油系统异常时，关闭润滑油系统供油门，开启密封油回油门，密封油系统独立运行，防止发电机氢气泄漏至大气；当交流电源失去时，应紧急启动直流密封油泵，并确认密封油压、油氢差压、油箱油位、油温正常；11、监视大机润滑油温，油温较低时，派人到就地调整冷却水回水手动门，维持油温在正常范围；12、点击DCS“凝结水系统”画面，检查热水井水位，水位较高时关闭补水调门及手动门，防止热水井满水；13、全面检查汽机侧个设备系统，汽轮机转速至0，检查盘车自动投入正常；若自投不成功，应手动投入，记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。
机炉电大联锁试验措施
XXXXX公司热能中心节能降耗技改工程机炉电大联锁调试方案编写：审查：审批：XXXXX技术服务有限公司2013年9月目录1 设备系统概述 (1)2 编制依据 (1)3 调试目的及范围 (1)4 调试前具备条件 (3)5 调试方法及步骤 (4)6 调试的控制要点及安全注意事项 (6)7 调试质量验收标准 (7)8 调试组织与分工 (7)9 调试仪器 (8)10附录 (9)1设备系统概述机炉电大联锁回路主要设备包括BTG盘台按钮、汽轮机主保护、汽轮机控制系统（505控制器）、发变组保护柜、灭磁开关、发电机出口断路器等。
试验时，通过BTG盘台按钮直接触发锅炉或汽机主保护动作，快速切断燃料和关闭汽轮机汽阀，并触发相关设备联动。
通过ETS保护柜发出热工保护至发变组保护柜，跳闸灭磁开关和发电机出口断路器。
通过模拟发变组保护动作，跳闸汽轮机，通过ETS保护输出至MFT逻辑触发MFT锅炉主保护动作。
2编制依据及参考资料a) 《防止电力生产事故的二十五项重点要求》国能安全[2014]161号。
b) 《工程建设标准强制性条文》（电力工程部分）2011版。
c) 《电业安全工作规程第1部分：热力和机械》GB 26164.1—2010。
d) 《电力建设安全工作规程第1部分:火力发电厂》DL 5009.1—2014。
e) 《电力建设施工技术规范第4部分：热工仪表及控制装置》DL 5190.4—2012f) 《火电工程达标投产验收规程》DL 5277—2012。
g) 《电力建设施工质量验收及评价规程第4部分：热工仪表及控制装置》DL/T 5210.4—2009。
h) 《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T 5294—2013。
i) 《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》DL/T 5295—2013。
j) 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T 5437—2009。
k) 《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程》DL/T 655—2006。
电厂热控必须掌握的机、炉、电大连锁!
电厂热控必须掌握的机、炉、电大连锁！01机、炉、电大联锁，是电厂汽轮机、锅炉、发电机三大主设备的重要联锁保护,它的可靠动作与否，直接关系着机组安全。
其范围包括锅炉、汽机、电气系统之间保护信号的传递，保护逻辑动作的正确性。
所有分系统报警、首出功能等。
热控人员，必须了解机、炉、电大连锁！首先让我们来看一看，大连锁要实现哪些功能：1.锅炉跳闸，触发汽轮机保护，汽机保护触发电气保护。
2.汽轮机跳闸，分别触发锅炉保护和电气保护。
3.电气跳闸，触发汽机保护，汽机保护触发锅炉保护。
4.发电机断水保护。
如何实现这些功能呢，热控逻辑设置必不可少，下面说一下常规逻辑设置方法：1.锅炉跳闸汽轮机锅炉 MFT 触发后，锅炉 MFT 硬线柜动作，锅炉硬线柜 MFT 跳闸去三路信号到汽轮机ETS，汽轮机ETS逻辑3取2跳闸汽轮机。
2.汽轮机跳闸锅炉汽轮机跳闸后，ETS 去三路信号到锅炉 MFT 控制柜，锅炉 MFT 逻辑3取2后与负荷大于15%pe，跳闸锅炉。
3.汽轮机跳闸电气汽轮机跳闸后，汽机跳闸后主汽门全关，就地有两组主汽门全关信号直接至电气保护屏。
第一组为左右侧主汽门全关串联后送至电气保护屏A屏，第二组为左右侧主汽门全关串联后送至电气保护屏B屏。
注意，汽机跳闸联跳电气是不经过汽机ETS保护柜的。
4.电气跳闸汽轮机电气至汽机的保护信号共三组。
第一组从发电机 A 保护屏或变压器 A 保护屏至ETS柜（共三个信号）。
第二组信号从发电机B保护屏或变压器B保护屏至ETS柜（共三个信号）。
第三组信号从非电量保护屏至 ETS 柜（共三个信号）。
这三组信号任一组信号三取二跳汽轮机。
5.发电机断水保护就地三个定冷水流量低开关信号送至汽机 ETS 保护柜，3 取 2 后延时 30秒，先跳汽轮机后，通过汽机主汽门关闭联跳电气。
大连锁试验过程如下：1) 锅炉跳闸，联锁汽机跳闸，！联锁电气跳闸触发MFT→锅炉跳闸→汽机跳闸→电气跳闸（主汽门全关至发电机保护A屏）→发电机出口断路器断开。
锅炉主要辅机跳闸处理预案
锅炉主要辅机跳闸处理预案锅炉主要辅机包括空预器、引风机、送风机、一次风机、密封风机、排粉机给水泵、磨煤机，发生任一辅机单台跳闸且无备用时，将被迫降负荷，并可能威胁机组安全运行；两台及以上同类辅机发生跳闸时，机组MFT，可能影响机组设备安全。
目前RB功能（快速自动减负荷）未有投用，发生主要辅机跳闸时，运行人员须按规程和本预案的原则要求手动操作处理，防止机组跳闸和设备损坏。
1.引风机、送风机跳闸主要处理程序1.1引（送）风机单台跳闸时，监盘人员立即汇报主值、值长（或值长助理，一期分专业值班时同时向其他专业发出故障信号，联系配合事故处理）。
以较快速度提高另一台引（送）风机出力至最大，快速调节炉膛压力趋于正常，但要注意监视风机电流、电机线圈温度及轴承温度，禁止过载运行，（通知电气人员注意观察风机热积累情况）。
1.2及时投油助燃，投油走快投程序，从下层向上层对角投运，注意控制投油速度，防止大量油同时进入炉膛造成炉膛压力高保护动作。
1.3投油后及时进行空预器连续吹灰，并通知除灰值班员。
1.4如机组在高负荷下，①一期四台排粉机运行时，立即打闸D排，注意观察D磨、D给应联所跳闸，否则人为停运，防止堵磨。
C排所带给粉机根据风机出力适当降低转速或停运E2、E4给粉机。
在打闸D排及降负荷过程中。
注意观察火检情况，最少要有一层已投运油枪对角火检信号正常且稳定，防止发“燃烧不稳”保护动作熄火。
联系汽机专业人员通过DEH设定负荷值为180MW，降负荷速率为每分钟30MW-50MW，若引风机出力不足带180MW，则联系再适当降低负荷，并监视除氧器、热井水位、轴封压力等汽机侧主要参数。
②二期若五台磨运行，立即打闸E磨，根据风机出力情况适当减少D磨煤量，氧量维持不住则再停运D磨，注意给煤机应联跳，否则人为停运，防止堵磨。
主值（或通知副值）通过DEH设定负荷值为180MW，降负荷速率为每分钟30MW-50MW，若引风机出力不足带180MW，则联系再适当降低负荷，并监视除氧器、热井水位、轴封压力等汽机侧主要参数。
熄火、熄火有跳机的各专业处理重点
熄火、熄火有跳机的各专业处理重点汽机专业：一、熄火不跳机汽机侧处理：1、锅炉熄火后应迅速检查汽泵是否跳闸，电泵是否联锁启动，如未联锁启动则应手动启动电泵，保证锅炉汽包水位正常；2、密切注意轴封汽源的切换,防止轴封压力低引起跳机，关注重点：#3机因轴封压力高，轴封母管疏水开启较多路降压，需及时关闭；带外供汽机组熄火，外供汽要及时倒到其他机组或开启主汽供轴封。
3、锅炉熄火后，为保证主汽压力及主、再汽温不至下降过快，应立即手动快速关小调门（以最大限制速率100MW/MIN），保证主汽压不至下降过快，控制不出现逆功率。
同时关闭主、再热蒸汽减温水相关阀门，加强主、再热汽温的调整和监视，确保过热度在100℃以上，如MFT过程中过热度低至报警值（主汽温度<10×主汽压＋270℃）应检查机组应联锁跳闸。
4、将变频凝泵出力调小（注意汽泵密封水压力），强制开启凝泵再循环，调节好除氧器、凝汽器水位正常。
5、加强对汽机上下缸温度监视，发现温差变大及时查找原因处理。
6、检查机组缸本体疏水和管路疏水是否联锁开启正常，如未联锁开启则应手动开启；检查高低加水位正常，抽汽管上下壁温度正常，否则根据情况及时隔离高加水、汽侧。
7、加强对机组TSI参数的监视，主要包括大机振动、轴向位移、差胀、缸胀、偏心、瓦温等。
二、跳机不破坏真空的处理。
1、检查TV、GV、RSV、IV及各段抽隔离门，逆止门关闭，发电机解列，负荷到零，转速下降。
2、立即启动密封油备用泵，润滑油泵，注意油压变化情况。
3、检查旁路关闭、大机疏水门自动打开。
4、根据炉要求启动电动给水泵。
5、及时切换轴封汽源,防止轴封压力低汽机进冷汽，及时隔离外供汽，防止管道倒送汽及振动。
6、根据大机转速情况及时启动顶轴油泵和盘车，检查机组情况，完成其他停机操作。
7、停机时，如厂用电切换不成功，则按厂用电中断处理。
8、其他按锅炉熄火不跳机执行。
三、跳机破坏真空的操作。
1、立即起动密封备用泵（SOB）及润滑油泵（BOP），检查TV1～2、GV1-6 、RSV1～2 、 IV1～2及各段抽汽逆止门、抽汽隔绝门均关闭、发电机解列，负荷到零，转速下降。
机炉电大联锁调试措施√
机炉电大联锁调试措施√1.系统整体检查：首先，对机炉电大联锁系统进行整体检查，包括检查线路连接、接触器和继电器的工作状态，确保线路连接正确可靠，各接触器和继电器正常工作。
同时，对系统中的传感器和执行机构进行检验，确保传感器和执行机构的工作正常。
2.系统软硬件检查：对机炉电大联锁系统的软硬件进行检查，包括检查系统的控制器、分析仪表、控制软件和相关传感器等硬件设备的工作状态，并对软件进行检查，包括程序的正确性和可靠性。
3.信号检查：检查系统中各个信号源的输出是否正常，包括温度传感器、压力传感器、液位传感器等信号源，确保信号源输出准确可靠。
4.执行机构检查：对系统中的执行机构进行检查，包括阀门、泵、风机等执行机构的工作状态，确保执行机构的运行正常。
5.逻辑调试：对机炉电大联锁系统的逻辑进行调试，检查逻辑是否符合设计要求，是否能正常实现机炉电大联锁功能。
逻辑调试也包括对系统的故障处理逻辑的调试，确保系统能够正确处理各种可能出现的故障，保障系统的安全性。
6.数据记录和分析：在调试过程中，对各个参数和信号进行记录和分析，包括温度、压力、流量等参数的变化情况，以及各个信号的输出情况。
通过对数据的记录和分析，可以及时发现问题，并进行相应的调整和修正。
在机炉电大联锁调试过程中，需要注意以下几点：1.安全第一：在调试过程中，要始终将安全放在首位，严格按照相关操作规程和安全操作规范进行操作，防止发生意外事故。
2.团队合作：3.沟通交流：在调试过程中，要保持良好的沟通交流，及时沟通问题和解决方案，确保问题能够得到及时解决。
4.仔细认真：在调试过程中，要认真仔细，对每个细节进行仔细检查，确保没有遗漏和疏忽。
5.记录和总结：在调试过程中，要做好详细记录，包括调试过程中的问题、解决方案和调整结果等，为后续的调试工作提供参考。
同时，对调试过程进行总结，总结经验教训，为今后的工作提供借鉴。
以上是机炉电大联锁调试的一些措施和注意事项。
第9章 机炉电大联锁保护
4.某单元机组联锁 保护例
5.RB控制逻辑图
本章学习要求、思考题及习题
z 单元机组热工保护范围。 z 单元机组热工保护作用。 z 保护指令与其它控制指令之间关系。 z MFT、FCB、RB含义、发生的条件、采取的处理 措施、以及该保护方式的目的。 z 单元机组炉机电大连锁保护框图及其简要说明。 z 思考题及习题 z 4、5
教学要求和内容
z 教学要求：重点掌握单元机组三种主要保 护方式的概念和措施，炉机电大联锁保护 逻辑；能够分析炉机电大联锁保护例的逻 辑功能实现过程。 z 教学内容：单元机组三种主要保护方式： MFT、FCB、RB； z 炉机电大联锁保护逻辑框图，炉机电大联 锁保护例。
热工保护范围
主要包括： （一）、锅炉机组热工保护 （二）、汽轮机机组热工保护 （三）、单元机组大联锁保护
z ETS时，则应投旁用电泵； z MFT时，则应自动停机，停全部给水泵； z 全部给水泵停时，则应MFT，ETS； z 辅机出力不足时，则应自动减负荷至辅机所能承 受的负荷为止。 z 当ETS时，有两种方案：一种是立即MFT停炉停 止机组运行；另一种是FCB：即炉低负荷，开旁 路，当故障迅速解除时可迅速向电网供电。
z RB辅机故障减负荷一般是发生在部分辅机 局部重大故障时（如：个别水泵跳闸、个 别引风机跳闸等）； z 其处理手段是锅炉减燃料，汽机关小调 门，机组相应的减负荷运行。 z 目的是尽量维持机组的运行，向电网供电。
保护指令与其它控制指令之间关系
• 在各种控制指令（调节指令、顺控指令等）中： • 保护联锁动作指令具有最高的权限，它可以闭锁 其它指令； • 保护系统装置正常机组方可投运； • 保护系统需要与其它自动装置共同配合完成单元 机组的保护； • 保护系统运行时始终监视，一旦动作必须及时可 靠准确； • 为了提高可靠性，保护装置有必要的监视和试验 手段。
关于解除炉跳机炉跳电联锁保护的运行措施及注意事项
关于解除“炉跳机、炉跳电”联锁保护的运行措施及注意事项现#1～4机组已解除“炉跳电”、“炉跳机”联锁保护，为保证机组安全运行，应做好以下工作。
一、应急准备及日常注意工作：1、认真执行《关于油枪点火工具的管理规定》的要求，做好交接班检查，保证油枪点火用棉纱足够，点火杆及油桶完好。
保证在锅炉熄火恢复时，油枪能及时点火正常，机组快速恢复。
2、接班半小时内，认真了解本班的入炉煤质情况及进煤方式。
针对本机组目前煤质状况及设备情况，精心操作、认真监盘，做好事故预想及危险点分析，保证机组安全稳定运行。
3、严格执行设备巡回检查制度，及时发现设备缺陷及时处理，确保设备运行正常。
严格执行油枪定期投停实验及油枪清洗工作，发现油枪系统缺陷及时联系检修处理，保证油枪处于良好备用状态。
＃4炉严格执行锅炉吹灰管理要求及《#4炉燃烧调整运行措施（2010年11月25日版）》，#3炉要求每天白班、中班负荷＞240MW时分别对锅炉全面吹灰一次。
4、加强火检信号监视维护，如火检波动大，应至就地检查燃烧器着火情况，并联系热工查看，发现燃烧不稳及时投油助燃，未经值长或专工同意，不得擅自联系热工强制火检信号。
5、遇有下层制粉系统计划检修工作，当班值长应于设备停运前8小时及时通知燃运专工，做好燃煤调配工作。
下层制粉系统检修期间，严禁将低挥发份低热值的煤种进入下层煤仓。
6、做好锅炉灭火后机组恢复的事故预想，包括具体操作注意事项及具体操作安排，相关责任及操作明确到人，定期在班组开展相关事故演习，事故处理过程中，运行人员在值长的统一协调指挥下，分工明确，专人负责调整汽包水位；专人负责调整燃烧、汽温；专人负责监视发变组参数（机组负荷、厂用电负荷、厂用电电压），机组负荷应大于厂用电负荷（控制机组负荷不低于20MW）,6kV厂用电电压应在正常范围；安排巡操到就地检查和启动设备，以保证机组安全运行，锅炉快速点火恢复，维持汽温汽压。
7、发现设备异常或燃烧不稳及时投油助燃，防止熄火，运行稳定后及时撤出油枪。
机组跳闸后的处理经验总结，满满干货！
机组跳闸后的处理经验总结，满满干货！机组跳闸后的处理目录1、机组跳闸后6KV、380V厂用电恢复处理。
2、机组跳闸后给水泵的操作、汽包水位控制。
3、机组跳闸后凝结水系统的操作和注意事项。
4、机组跳闸后高旁、低旁的操作及注意事项。
5、机组跳闸后机侧系统监视操作注意事项。
6、尽快查明机组跳闸原因。
7、机组跳闸后炉侧的其他操作及注意事项。
8、机组启动过程中汽包水位控制、高低旁操作需要注意事项。
9、锅炉点火油枪操作及点火二次风量的控制。
10、过热器、再热器温度的控制规定，过热器减温水投运操作规定。
11、锅炉点火后各疏水门操作注意事项。
12、锅炉启动过程中增加燃烧、启磨煤机规定及注意事项13、汽机820rpm挂闸操作及注意事项。
14、汽机冲转操作及各参数的规定。
15、汽机冲转后高排冷却蒸汽阀的监视。
16、发电机并网操作注意事项。
17、机组跳闸后、恢复过程中给水泵的操作。
18、汽机升速后、发电机并网后其他操作。
19、启动过程中需要退出的保护。
处理原则：力保厂用电，避免设备损坏，维持一台给水泵、凝泵运行，控制汽包水位，无设备异常及时尽快恢复启动，控制各运行参数，缩短机组停运时间，降低极热态启动能耗。
1、机组跳闸后6KV、380V厂用电恢复处理。
指导思想：及时监视、判断处理，缩短厂用电停电时间，缩短设备停运时间。
1) 机组跳闸后，检查6KV厂用电切换是否正常，否则手打“发变组紧停”按钮（盘前右数第一个按钮，GEN/TFR TRIP)进行切换，检查380V厂用段运行情况。
若出现380V厂用段若任一段母线失电且无保护动作时，可以试合一次工作或备用进线开关，有保护动作时及时派人去就地检查母线外壳及开关有无跳闸现象，没有明显故障点时可以试合一次工作或备用进线开关，不能合上通知维护及时处理，若是380V厂用I段失电，监视柴油发电机联启正常，否则及时手动启动，确保机组保安段电源工作正常，监视保安段所接带负荷运行正常，特别是对直流系统的影响。
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关于解除“炉跳机、炉跳电”联锁保护的运行措施及注意事项现#1～4机组已解除“炉跳电”、“炉跳机”联锁保护，为保证机组安全运行，应做好以下工作。
一、应急准备及日常注意工作：1、认真执行《关于油枪点火工具的管理规定》的要求，做好交接班检查，保证油枪点火用棉纱足够，点火杆及油桶完好。
保证在锅炉熄火恢复时，油枪能及时点火正常，机组快速恢复。
2、接班半小时内，认真了解本班的入炉煤质情况及进煤方式。
针对本机组目前煤质状况及设备情况，精心操作、认真监盘，做好事故预想及危险点分析，保证机组安全稳定运行。
3、严格执行设备巡回检查制度，及时发现设备缺陷及时处理，确保设备运行正常。
严格执行油枪定期投停实验及油枪清洗工作，发现油枪系统缺陷及时联系检修处理，保证油枪处于良好备用状态。
＃4炉严格执行锅炉吹灰管理要求及《#4炉燃烧调整运行措施（2010年11月25日版）》，#3炉要求每天白班、中班负荷＞240MW时分别对锅炉全面吹灰一次。
4、加强火检信号监视维护，如火检波动大，应至就地检查燃烧器着火情况，并联系热工查看，发现燃烧不稳及时投油助燃，未经值长或专工同意，不得擅自联系热工强制火检信号。
5、遇有下层制粉系统计划检修工作，当班值长应于设备停运前8小时及时通知燃运专工，做好燃煤调配工作。
下层制粉系统检修期间，严禁将低挥发份低热值的煤种进入下层煤仓。
6、做好锅炉灭火后机组恢复的事故预想，包括具体操作注意事项及具体操作安排，相关责任及操作明确到人，定期在班组开展相关事故演习，事故处理过程中，运行人员在值长的统一协调指挥下，分工明确，专人负责调整汽包水位；专人负责调整燃烧、汽温；专人负责监视发变组参数（机组负荷、厂用电负荷、厂用电电压），机组负荷应大于厂用电负荷（控制机组负荷不低于20MW）,6kV厂用电电压应在正常范围；安排巡操到就地检查和启动设备，以保证机组安全运行，锅炉快速点火恢复，维持汽温汽压。
7、发现设备异常或燃烧不稳及时投油助燃，防止熄火，运行稳定后及时撤出油枪。
锅炉濒临灭火或已灭火时严禁投油。
8、严格执行汽包事故放水门开关实验，确保事故处理时动作正常。
二、锅炉熄火后事故处理及恢复注意事项：1、若锅炉MFT动作熄火，立即退汽机遥控，投入功率回路，快速降负荷：首先以200—300MW /min的速率降负荷至50MW，再调整速率为50MW/min降负荷至20 MW。
若汽机在顺序阀运行，可在快降负荷过程中将顺序阀向单阀切换，负荷降至50MW时，待顺序阀向单阀切换完毕后继续降负荷至20MW。
另外需注意：（1）降负荷时应注意主汽压力的变化情况，在降负荷的过程中不应引起主汽压力上涨，防止锅炉安全门动作，同时注意监视汽机各调阀动作情况，全面检查EH油系统运行正常。
（2）确认辅汽联箱由临机供汽，且辅汽压力、温度正常，若汽泵由辅汽供汽，利用辅汽供汽的汽泵向锅炉上水，将四抽供汽的小机打闸，否则启动冷却水升压泵、电动给水泵向锅炉上水，汽泵上水过程中，注意监视小机进汽压力、温度及小机转速变化，防止进汽压力大幅波动造成小机转速大幅变化，若小机遥控退出，汽机应及时控制小机转速稳定，投遥控交锅炉。
（3）将轴封倒由辅汽供，调整轴封压力、温度正常。
（4）及时联系化学启动除盐水泵向100T水箱补水，调整凝汽器、除氧器水位正常。
一期机组在锅炉熄火后，应检查除氧器水位调节旁路门联锁关闭，除氧器水位调节阀大、小阀自动关闭至10%（此逻辑#2机组尚未完成，应进行手动调节），同时应根据除氧器水位变化进行手动干预，必要时可将凝泵频率提高至额定频率，暂通过除氧器水位调节阀自动调节水位，待负荷恢复正常后再投入凝泵变频自动调节。
（5）将高、低加汽侧解列，注意调整高、低加水位，开启高、低加危急疏水，关闭＃3高加逐级疏水至除氧器电动门，待负荷恢复至90MW时及时将高加正常疏水倒至除氧器。
（6）为尽量降低蒸汽流量，减小锅炉的热负荷，在汽机运行期间可关闭主、再热汽门前疏水，高、中压导汽管疏水。
开启各抽汽管道的疏水阀门。
如汽缸上下缸温差增加应开启本体疏水阀进行疏水，温差达55.6℃时汽机打闸。
（7）降负荷过程中应密切监视汽轮机振动、胀差、轴向位移、缸胀、汽缸温差等参数不超限，否则按规程进行处理。
（8）严密监视低压缸排汽温度，及时投入低压缸喷水。
（9）及时调整定、转子冷却水水温，避免转子冷却水温变化过大。
尤其#1机应根据负荷变化及时调整转子冷却水水温，同时加强#7瓦振动监视。
（10）事故处理过程中应严密监视主、再热汽温，保证过热度大于111℃，保证主汽温度大于调节级温度、再热汽温度大于中压持环温度。
（11）锅炉熄火后，立即降低送风机出力（一期送风机电流减至53A左右，二期送风机电流减至39A左右），防止大量冷风冷却炉膛。
（12）二期一次风机有反转或惰走，需要采取制动措施后才能变频启动，否则易引起变频器和主开关过流跳闸。
（13）汽包事故放水门动作后要确认关闭正常。
（14）在熄火后的水位调节过程中，尽量避免使用泵的再循环调门进行调节，如果给水泵的流量接近最小流量保护（一期150T,二期148T），应先全开再循环调门再降给水泵指令，防止再循环调门频繁动作影响汽包水位的调节。
2、检查设备联锁保护动作是否正常，重点检查所有燃料切除和过、再热器减温水电动门及调门正常关闭。
因“炉跳电”、“炉跳机”联锁保护已解除，机组带负荷有一定的蒸汽流量，蒸汽温度将不断下降，应特别注意监视过再热汽温的下降趋势，检查过、再热器减温水调门、电动门关闭严密（减温器进出口汽温无温降），必要时可关闭再热器减温水的给水泵中间抽头门（但要注意及时恢复）。
3、锅炉熄火时因饱和水蒸汽急剧减少，汽包水位将出现虚假水位，需及时补充给水，并安排专人调整水位。
锅炉补水时注意对给水泵调整操作的控制，防止汽包水位过调造成缺水或满水事件。
调整水位时注意保证给水泵出口压力大于汽包压力2.0MPa左右，补水初期利用给水主路控制水量在300～500吨/小时对锅炉进行上水，严密监视汽包水位变化情况，当汽包水位至可见水位时（由－300mm开始上升时），逐渐减小给水量，同时，根据机组负荷及时将给水倒为大旁路运行（负荷小于80MW左右），观察给水流量和水位的变化趋势，并及时进行相应调整，保证汽包水位稳定，调节给水大旁路时注意观察给水泵出口压力，防止超压或高加水侧安全门动作，（原则上当给水旁路开度小于50%时应减小给水泵出力，保证给水泵出口压力不超压和防止给水大旁路调门前后压差大卡涩）根据蒸汽流量调整给水流量与之相匹配，维持汽包水位在－50～－100mm范围内。
调整水位时注意监视汽泵的出力情况（汽源不足），必要时启动电泵上水，防止汽泵出现故障造成给水中断。
4、熄火后及时联系热工配合检查锅炉跳闸原因及锅炉恢复工作；通知吹灰人员就位，锅炉点火后立即对空预器及尾部烟道用主汽连续吹灰。
5、锅炉吹扫完成后进行油系统导通前，确认回油调门关闭，通知油泵房和其他机组，本机组将进行炉前燃油系统导通操作，视燃油压力及时启动备用燃油泵运行，防止燃油系统油压过低。
炉前油系统导通后调整炉前燃油压力在2.8～3.0MPa左右。
若倒油系统前其它机组有大量用油情况，应采用将供油手动门关闭，开启供油快关门、电动门及回油电动门，再缓慢开启供油手动门对系统进行充压。
以防止供油快关门突然开启造成燃油系统油压过低，引发其它机组的油压低OFT 动作，油枪退出导致锅炉熄火事件发生。
6、点火时若油枪不能自动点燃，应立即用点火工具就地点燃该油枪；若油枪雾化不好或不着火应及时撤出，防止大量燃油在炉内积聚发生爆燃；投用油枪时注意就地检查油枪是否存在渗漏油现象，有漏油的及时退出隔绝，联系检修处理。
7、点火后，检查A（B）层小油枪着火良好，及时投入A（B）制粉系统运行，恢复汽温汽压，根据汽温汽压情况投用不同的油枪层和排粉机（磨煤机）的组合，保证汽温正常回升不下降。
锅炉投油期间，加强对油与煤粉混烧阶段的监视，发现炉内煤粉着火不良时，及时增投油枪，或适当减少入炉煤量，并进行相应的配风调整，防止炉内燃料积聚爆燃。
8、熄火恢复过程中：①严格控制机前参数，主再热汽保证必须的过热度；②注意汽包水位的调整，防止汽包缺水满水事故，特别是旁路倒主路时保证给水流量的稳定；③注意过、再热汽温度的监视，减温水的控制，在启动制粉系统和投粉前要提前预控，防止汽温及受热面壁温超温，气温或壁温上涨趋势较快时，可适当利用升负荷来降低气温或壁温的上涨速度；④注意炉内燃烧情况的观察，特别是点火初期油粉混烧阶段，防止燃烧不充分锅炉暴燃和尾部烟道再燃烧的现象发生，及时联系吹灰。
⑤正常情况下：一期制粉系统的恢复次序为A-B-C-D排粉机，二期制粉系统的恢复顺序为B-C-A-D-E磨。
⑥启动制粉系统或投粉前要加强与汽包水位调整人员与汽温调整人员的联系，防止汽包虚假水位的大幅波动和汽温壁温的急剧上升。
⑦锅炉投粉着火后及时开启主汽和再热汽的减温水电动总门。
9、在熄火后恢复过程中，若因设备或其他原因导致点火恢复速度较慢，达到以下任一条件时必须手动打闸汽轮机和解列发电机：（1）、锅炉汽包水位高导致主汽温度明显快速下降；（2）、因汽包水位高或汽温低出现汽轮机有水击现象时；（3）、当主汽温度下降到455℃，锅炉油枪还未点着；（4）、主再热蒸汽温度下降率达5℃/min突降现象时；（5）、主汽温度小于调节级金属温度或再热汽温度小于中压持环温度；（6）、汽轮机胀差﹤7mm、缸胀﹤10mm任一条件时。
10、熄火恢复过程中，注意监视机组负荷和6kV厂用电负荷及电压水平，期间不允许机组对应脱硫岛高压电机启动，机组负荷应保持在20MW以上，如机组负荷不能维持在20MW以上，应将厂用电切换至备用电源供电后适当降低机组负荷以增加负荷维持时间，为锅炉恢复创造条件。
11、#1、#2机组逆功率动作情况及其保护定值：（1）、当机组运行中汽机主汽门关闭且逆向功率至3MW时，延时1秒启动程序逆功率解列灭磁并切换厂用电。
（2）、机组运行中当逆向功率达6MW时，逆功率保护延时1.5秒发“逆功率”信号，延时50秒启动解列灭磁并切换厂用电。
当“逆功率”发信后至机组跳闸前期间，应立即提高机组有功负荷使其摆脱逆功率运行。
12、#3、#4机组逆功率动作情况及其保护定值：（1）、当机组运行中汽机主汽门关闭且逆向功率达3MW时，延时1秒启动程序逆功率解列灭磁并切换厂用电。
（2）、机组运行中当逆向功率达6MW时，延时1.5秒发“逆功率”信号，延时50秒启动解列灭磁并切换厂用电。
当“逆功率”发信后至机组跳闸前期间，应立即提高机组有功负荷使其摆脱逆功率运行。
13、若无设备上或操作上的原因发生熄火，应立即对相应给粉机取粉样、给煤机煤样分析。
14、若“炉膛压力高”保护动作熄火，应安排专人全面检查炉本体受热面（带压堵漏的部位重点监控）有无异常，并检查炉底捞碎渣机运行情况及捞渣机内水位是否正常。