600MW火力发电机组典型运行规程.doc

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附件： 600MW级超临界火力发电机组集控运行典型规程中国大唐集团公司前言随着集团公司的快速发展，一批大容量、超临界参数火力发电机组近几年相继投产。为满足单元机组集控运行的需要，规范600MW超临界火力发电机组的运行管理，集团公司组织有关技术人员对国内已投产的600MW超临界火力发电机组集控运行情况进行了调研，吸取集控运行经验，结合集团公司系统600MW超临界机组实际，编写制订了本规程。本规程以中国大唐集团公司600MW超临界机组为主，兼容了其他集团公司部分机组的特性，有较强的通用性和实用性。集团公司系统各发电厂应依据本规程，结合本厂设备实际制订本厂的集控运行规程。对于各企业具体设备，当制造厂有明确规定时，运行单位应按照制造厂技术要求执行，当制造厂无明确规定时，应参照本规程执行。鉴于热控、电气、继电保护、化学、输煤等专业专业性较强，各企业应根据有关专业技术规程、制造厂技术文件与本厂实际，单独编写相应的运行规程。本规程提出了超临界600MW级火力发电机组集控运行的操作要求和基本原则，各单位编写的现场运行规程应以本规程为基础，根据现场实际进行内容扩充。本规程适用于中国大唐集团公司系统600MW超临界机组火力发电企业。本规程由中国大唐集团公司安全生产部归口。本规程起草单位：中国大唐集团公司本规程主要起草人：李伟项建伟高向阳石孝敏李子明宋铁军赵立奇本规程主要审定人：高智溥徐永胜王彤音潘定立王力光本规程批准人：刘顺达本规程由中国大唐集团公司安全生产部负责解释。目录 1 总则 5 2 引用标准 5 3 主机设备系统概述 6 3.1 锅炉设备概述 6 3.2 汽机设备概述 6 3.3 电气设备概述 6 4 主机设备规范 6 4.1 锅炉设备规范及燃料特性 6 4.2 汽机设备规范 11 4.3 发电机及励磁设备规范 14 4.4 主变、高厂变、启备变设备规范 18 4.5 相关曲线和图表 20 5 机组主要控制系统 20 5.1 炉膛安全监控系统（FSSS） 20 5.2 顺序控制系统（SCS） 20 5.3 模拟量控制系统（MCS） 20 5.4 数字电液调节系统(DEH) 20 5.5 数据采集系统（DAS） 20 5.6 汽动给水泵调速控制系统（MEH） 20 5.7 励磁控制系统 20 6 机组主要保护 20 6.1 汽机主要保护 20 6.2 锅炉主要保护 21 6.3 电气主要保护 22 6.4 机电炉大联锁保护 24 7 机组启动 24 7.1 总则 24 7.2 启动前检查及联锁、保护传动试验 26 7.3 启动前检查准备 26 7.4 机组冷态启动 28 7.5 机组热态启动 36 8 机组正常运行及维护 36 8.1 机组正常运行参数限额 36 8.2 机组负荷调整 39 8.3 锅炉运行的监视和调整 40 8.4 发电机系统主要参数的监视与调整 42 8.5 定期工作 43 9 机组停止运行 45 9.1 机组停运前的准备 45 9.2 机组正常停运 45 9.3 滑参数停机 47 9.4 锅炉抢修停机 48 9.5 机组停运后的保养 48 10 事故处理 49 10.1 事故处理的原则 49 10.2 机组紧急停机的条件 50 10.3 机组申请停机的条件 51 10.4 机组综合性故障 52 10.5 锅炉异常处理 58 10.6 汽机异常运行及常规事故处理 62 10.7 发电机异常及事故处理 65 11 机组的试验 73 11.1 锅炉水压试验 73 11.2 锅炉安全门校验 74 11.3 汽轮机超速保护试验 75 11.4 汽机主汽门、调速汽门严密性试验 76 11.5 真空严密性试验 77 11.6 汽轮机阀门活动试验 77 11.7 危急保安器喷油试验 78 11.8 电动门、调门、气动门的传动试验 78 11.9 抽汽逆止门活动试验 78 1　总则 1.1　为了满足超临界600MW级火力发电机组集控运行的需要，规范超临界机组的运行管理，确保机组安全、可靠、经济、环保运行，特制订本规程。 1.2　本规程对机组的启动、运行维护、停运、保养、典型事故处理、典型试验等方面的操作要求和应遵循的原则作了明确规定。 1.3　本规程适用于国产600MW等级超临界机组，也可供其他类型超临界火力发电机组参考。 2　引用标准 GB/T 7596-2000 电厂运行中汽轮机油质量标准 GB 8117-87 电站汽轮机热力性能验收试验规程 GB 8349-87 离相封闭母线 GB/T 74093-97 大、中型同步发电机励磁系统技术要求 GB 10184-88 电站锅炉性能试验规程 GB 10968-89 汽轮机投运前油系统冲洗技术条件 GB 11120-89 L-TSA汽轮机 GB 11347-89 大型旋转机械振动烈度现场测量与评定 GB 12145-99 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准 DL 912-2005 超临界火力发电机组水汽质量标准（增加行业标准） GB 14285-93 继电保护和安全自动装置技术规程 DL 428-91 电气系统自动低频减负荷技术规定 DL/T 435-2004 电站煤粉锅炉炉膛防爆规程 DL 558-1994 电业生产事故调查规程 DL/T 561-95 火力发电厂水汽化学监督导则 DL/T 572-95 电力变压器运行规程 DL/T 596-96 电力设备预防性试验规程 DL/T 607-96 汽轮发电机漏水、漏氢的检验 DL612-1996 电力工业锅炉压力容器监察规程 DL/T 856-2004 电力用直流电源监控装置 DL/T 651-1998 氢冷发电机氢气湿度的技术要求 DL/T 655-1998 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程 DL/T 656-1998 火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程 DL/T 657-1998 火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程 DL/T 658-1998 火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程 DL/T 659-1998 火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程 DL/T 834-2003 火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则 DL/T 705-1999 运行中氢冷发电机用密封油质量标准 DL/T 863-2004 汽轮机启动调试导则 DL/T 852-2004 锅炉启动调试导则 DL 5011-92 电力建设施工及验收技术规范（汽轮机篇） DL 5027-93 电力设备典型消防规程 DL 5047-95 电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）电安生[1994]227号电业安全工作规程(热力和机械部分) DL408-91 电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分) JB/T 6227-2005 氢冷发电机密封性检验方法及评定 JB/T 6228-92 汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定 DL/T246－2006 化学监督导则国家电力公司标准（99）汽轮发电机运行规程国电发（2000）589号防止电力生产重大事故的25项重点要求 3　主机设备系统概述 3.1　锅炉设备概述 3.2　汽机设备概述 3.3　电气设备概述 4　主机设备规范 4.1　锅炉设备规范及燃料特性 4.1.1　锅炉设备规范序号名称单位设计参数 BMCR（660MW） ECR（600MW） 1 锅炉型号 2 制造厂家 3 锅炉型式 4 过热蒸汽流量 t/h 5 过热蒸汽压力 MPa 6 过热蒸汽温度 ℃ 7 再热蒸汽流量 t/h 8 再热蒸汽进口压力 MPa 9 再热蒸汽出口压力 MPa 10 再热蒸汽进口温度 ℃ 11 再热蒸汽出口温度 ℃ 11 省煤器出口水温 ℃ 12 给水温度 ℃ 13 省煤器进口压力 Pa 14 过热器减温水温度 ℃ 15 过热器减温水压力 Pa 16 一级减温水量 t/h 17 二级减温水量 t/h 18 锅炉效率（按低位发热值）％ 19 燃煤量 t/h 20 炉膛出口温度 ℃ 21 排烟温度 ℃ 22 炉膛过量空气系数 23 炉膛容积热负荷 kW/m3 24 炉膛截面积热负荷 MW/m2 25 煤粉细度（R90）％ 26 空预器出口一次风流量 t/h 27 空预器出口二次风流量 t/h 28 一次风温 ℃ 29 二次风温 ℃ 30 一次风率％ 31 二次风率％ 32 空预器漏风率％ 33 投运日期 4.1.2　锅炉汽水要求项目单位给水过热蒸汽再热蒸汽 PH值总固形物 μg/l 硬度 μmol/l 磷酸根 μg/l 全硅 μg/l 导电度 μs/cm 联胺 μg/l 氧 μg/l 钠 μg/l 铁 μg/l 铜 μg/l 含油 μg/l 4.1.3　燃煤成分及特性: 项目单位设计煤种校核煤种收到基全水份Mar % (重量比)固有水份Minh % 干燥无灰基挥发份Vdaf (可燃基) % 收到基灰份Aar % 收到基低位发热值Qnet.ar kJ/kg 收到基氢Har % 收到基碳Car % 收到基硫Sar % 收到基氮Nar % 收到基氧Oar % 可磨系数HGI 4.1.4　燃料灰渣特性项目单位设计煤种校核煤种灰熔点：变形温度 DT ℃ 软化温度ST ℃ 流动温度FT ℃ SiO2 % Al2O3 % Fe2O3 % CaO % MgO % K2O % Na2O % Ti2O % P2O5 % SO3 % 4.1.5　点火及助燃油特性: 项目单位平均值备注运动粘度 mm2/s 含硫量％机械杂质 — 低位发热值 kJ/kg 水分 — 闭口闪点 ℃ 凝固点 ℃ 4.1.6　锅炉受热面有关技术规范序号名称项目设计数据 1 水冷壁螺旋管圈水冷壁型式数量螺旋倾角旋转圈数旋转方向外径×壁厚节距材质垂直管屏水冷壁型式数量外径×壁厚节距材质 2 分离器外径×壁厚高度数量材质 3 贮水箱外径×壁厚高度数量材质 4 侧包墙管外径×壁厚材质 5 后包墙顶棚管外径×壁厚材质 6 顶棚管外径×壁厚材质 7 省煤器型式外径×壁厚材质 8 低温过热器型式外径×壁厚材质节距 9 屏式过热器型式外径×壁厚材质屏间节距 10 末级过热器型式外径×壁厚材质 11 高温再热器型式外径×壁厚材质 12 低温再热器型式外径×壁厚材质 4.1.7　燃烧设备序号项目设计数据备注 1 炉膛炉膛容积宽度深度上排煤粉喷嘴中心至屏底高度冷灰斗角度 2 油枪型式数量布置方式单只枪出力燃油压力燃油温度油品油枪雾化方式 3 煤粉燃烧器型式型号数量布置方式 4 等离子型式型号布置方式 4.1.8　安全门参数位置及编号型号整定压力（MPa）回座压力（MPa）排放量（t/h）过热器出口安全阀总排量 t/h 过热器出口安全阀总排量占炉最大蒸发量 % 位置及编号型号整定压力（MPa）回座压力（MPa）排放量（t/h）再热器出口安全阀总排量 t/h 再热器出口安全阀总排量占炉最大蒸发量 % 4.2　汽机设备规范 4.2.1　主机设备规范项目单位设计数据型号制造厂家型式额定功率 MW 最大计算功率 MW 额定转速 r/min 盘车转速 r/min 转向通流级数级未级动片长度 mm 轴系临界转速区域 r/min 控制方式高中压转子脆性转变温度（FATT） ℃ 低压转子脆性转变温度(FATT) ℃ 投运日期 4.2.2　主要设计参数：工况项目 TRL 工况 T-MCR 工况 VWO 工况 THA 工况 75%THA 定/滑 50%THA 定/滑 40%THA 定/滑 30%THA 定/滑高加全停工况功率MW 热耗率kJ/kWh 主蒸汽压力MPa 再热蒸汽压力MPa 主蒸汽温度℃ 再热蒸汽温度℃ 主蒸汽流量t/h 再热蒸汽流量t/h 高压缸排汽压力MPa 低压缸排汽压力kPa 低压缸排汽流量t/h 补给水率% 高加出口给水温度℃ 注：铭牌工况（高背压或夏季工况）:（TRL）最大连续功率工况:（T—MCR）调节门全开工况（最大进汽量工况）:（VWO）热耗率验收工况: （THA） 4.2.3　各级抽汽参数：汽缸抽汽序号抽汽点位置供给加热器抽汽压力抽汽温度抽气量 MPa ℃ t/h 热耗考核工况THA 最大连续工况T-MCR 调门全开工况VWO 热耗考核工况THA 最大连续工况T-MCR 调门全开工况VWO 热耗考核工况THA 最大连续工况T-MCR 调门全开工况VWO 高中压缸 1 #1高加 2 #2高加中压缸 3 #3高加 4 除氧器低压缸 5 #5低加 6 #6低加 7 #7低加 8 #8低加 4.3　发电机及励磁设备规范 4.3.1　发电机规范序号项目单位设计数据 1 型式 2 型号 3 冷却方式 4 最大连续容量 MVA 5 最大连续功率 MW 6 额定容量 MVA 7 额定功率 MW 8 无功功率 MVar 9 额定功率因数 10 额定定子电压 kV 11 额定定子电流 A 12 额定励磁电压（转子温度90℃时计算值） V 13 额定励磁电流（计算值） A 14 空载励磁电流 A 15 空载励磁电压 V 16 额定效率（保证值） % 17 额定频率 Hz 18 额定转速 r/min 19 相数 20 定子绕组连接方式 21 定子绕组出线端子数 22 绝缘等级 23 定子槽数 24 转子槽数 25 定子每相串联匝数 26 定子绕组对地绝缘厚度 mm 27 定子绕组匝间最大电压 V 28 定子绕组工频绝缘强度 V 29 定子绕组冲击绝缘强度 V 30 短路比 31 发电机负序承载能力 % s 32 发电机波阻抗ZC Ω 33 定子绕组每相对地电容Cph μF 34 转子绕组电感LF H 35 发电机飞轮力矩 kg•m2 36 定子绕组每相直流电阻（75 ℃） Ω 37 转子绕组直流电阻（ 75℃） Ω 38 发电机噪声水平 dB（A） 39 发电机内容积（未穿转子时/穿完转子时） m3 40 定子绕组出水温度 ℃ 41 定子绕组上、下层线棒间温度 ℃ 42 定子铁芯温度 ℃ 43 定子端部结构件温度 ℃ 44 制造厂家 45 投运日期 4.3.2　励磁变压器规范序号项目单位设计数据 1 型式 2 型号 3 额定容量 KVA 4 额定电压 KV 5 电抗短路电压 6 接线组别 7 频率 8 冷却方式 9 安装环境 10 冲击耐压水平 KV 11 工频耐压 KV 12 制造厂家 4.3.3　励磁整流柜参数序号项目单位设计数据 1 整流方式 2 整流柜数量个 3 并联支路数/整流桥数 4 冷却方式 5 额定电压 V 6 顶值电压 V 7 可控硅阻断电压 V 8 噪音 db 4.3.4　灭磁开关及发电机出口开关规范 4.3.4.1 灭磁开关规范序号项目单位设计数据 1 磁场开关 2 磁场开关型号 3 额定电压 V 4 额定电流 A 5 开断电压 V 6 最大开断电流 KA 7 制造厂家 4.3.4.2 发电机出口开关规范序号项目单位设计数据 1 主开关 2 主开关型号 3 额定电压 V 4 额定电流 A 5 开断电压 V 6 最大开断电流 KA 7 制造厂家 4.3.5　励磁调节器规范序号项目单位设计数据 1 型式 2 型号 3 制造厂家 4 调节方式 5 调节精度 % 6 AVR调节整定范围 7 手动电流调节器整定范围 8 运行方式和冗余 4.3.6　氢系统规范序号项目单位设计数据 1 额定压力（表压） MPa 2 最大压力 MPa 3 冷氢气温度 ℃ 4 热氢气温度 ℃ 5 最低允许纯度 % 6 氧气含量 % 7 额定压力露点温度 ℃ 8 漏氢量 m3/d 9 氢冷器冷却水入口压力（表压） MPa 10 氢冷器冷却水入口最大压力（表压） MPa 11 氢冷器冷却水入口处最高温度 ℃ 12 氢冷器冷却水入口处最低温度 ℃ 13 一个冷却器的流阻 kPa 14 一组冷却器的流量 m3/h 15 氢冷器的数量组 16 氢冷器布置方式 —— 17 发电机机壳容积(包括转子) m3 4.3.7　定子冷却水系统规范序号项目单位设计数据 1 定子冷却水入口压力（表压） MPa 2 定子冷却水入口温度 ℃ 3 定子冷却水出口温度 ℃ 4 定子冷却水流量 m3/h 5 铜化合物含量 μg/l 40 6 20℃时的导电率 μS/cm 2 7 20℃时的PH值 7～9 8 20℃时的硬度 μmol/l ＜2 9 20℃时溶氨量 μg/l 10 溶氧量 μg/l 11 氢水差压 MPa 12 定子水箱容积 m3 13 定子水箱水位（正常） mm 14 定子线圈充水容积 m3 15 定子冷却器的数量台 4.3.8　发电机密封油系统规范序号项目单位设计数据 1 一个密封瓦空侧流量 L/min 2 一个密封瓦氢侧流量 L/min 3 氢油压力差 kPa 86 4 空侧密封瓦回油温度 ℃ ≥65℃ 5 氢侧密封瓦回油温度 ℃ ≥65℃ 6 密封瓦进油温度 ℃ 40℃～45℃ 4.3.9　离相封闭母线的基本技术参数基本技术参数主回路分支回路额定电压(kV) 最高电压(kV) 额定电流(kA) 额定频率(Hz) 额定雷电冲击耐受电压(峰值kV) 额定短时工频耐受电压(有效值kV) 动稳定电流(kA) 2S热稳定电流(kA) 泄漏比距≥(mm/kV) 按24kV计算 4.4　主变、高厂变、启备变设备规范 4.4.1　主变规范序号项目单位设计数据 1 型式 2 型号 3 容量 MVA 4 额定电压 kV 5 额定电流 KA 6 额定频率 HZ 7 相数 8 冷却方式： 9 联接组别 10 调压方式 11 绝缘水平 12 短路阻抗 % 13 100%额定电压时空载电流 % 14 110%额定电压时空载电流 % 15 额定频率额定电压时空载损耗 KW 额定频率1.1倍额定电压时空载损耗 KW 16 负载损耗 KW 17 效率 % 18 高压绕组每相对地电容： PF 19 低压绕组每相对地电容： PF 20 绕组间电容： PF 21 中性点接地方式 22 噪音水平 dB(A) 23 环境介质温度 ℃ 24 顶层油温升限值 k 25 高压绕组温升限值 k 26 低压绕组温升限值 k 27 油箱、铁心和金属结构件温升限值 k 28 制造厂家 4.4.2　高压厂用变压器的技术规范项目数据项目数据型号调压方式额定容量额定电流额定电压接线方式相数频率冷却方式阻抗电压空载电流空载损耗负载损耗油温升总油重生产厂家 4.4.3　备用变压器的技术规范项目数据项目数据型号调压方式额定容量额定电流额定电压接线方式相数频率冷却方式阻抗电压空载电流空载损耗负载损耗油温升总油重生产厂家 4.5　相关曲线和图表 4.5.1　冲转及初负荷暖机时间曲线 4.5.2　变负荷推荐值 4.5.3　主蒸汽温度、再热蒸汽偏离设计值，进汽温差限制 4.5.4　轴封蒸汽温度限制值 4.5.5　滑参数停机曲线 4.5.6　冷态启动曲线 4.5.7　温态-1启动曲线 4.5.8　温态-2启动曲线 4.5.9　热态启动曲线 4.5.10　极热态启动曲线 4.5.11　炉水循环泵流量控制和溢流阀开度控制曲线 4.5.12　尾部烟道烟气挡板开度曲线 4.5.13　发电机V型曲线 4.5.14　发电机P-Q曲线 4.5.15　机组停机曲线 4.5.16　机组典型惰走曲线（破坏和不破坏真空） 4.5.17　机组启动和运行其它有关曲线和图表。 5　机组主要控制系统 5.1　炉膛安全监控系统（FSSS） 5.1.1　吹扫条件： 5.1.2　 OFT跳闸条件 5.1.3　 MFT跳闸条件 5.1.4　燃油系统程控 5.1.5　制粉系统程控 5.2　顺序控制系统（SCS） 5.3　模拟量控制系统（MCS） 5.3.1　模拟量控制系统主要功能: 5.3.2　锅炉自动调节系统 5.3.3　汽轮机自动调节系统 5.3.4　机组协调控制系统 5.4　数字电液调节系统(DEH) 5.5　数据采集系统（DAS） 5.6　汽动给水泵调速控制系统（MEH） 5.7　励磁控制系统 6　机组主要保护 6.1　汽机主要保护 6.1.1　汽轮机跳机保护序号项目单位数值备注 1 机械超速 r/min 2 TSI电超速110% r/min 3 DEH电超速110% r/min 4 DEH失电 5 轴向位移大 mm 6 轴振大 mm 7 高压缸排汽温度高 ℃ 8 高压透平比低（调节级压力/高排压力） 9 MFT 10 操作员站手动跳机按钮 11 润滑油压低 MPa 12 EH油压低 MPa 13 凝汽器真空低 kPa 14 发电机主保护动作 6.2　锅炉主要保护 6.2.1　主要保护项目序号项目单位定值延时备注 1 OFT 燃油压力低 MPa 2 MFT跳闸触发 1 MFT 炉膛压力高 KPa MFT跳闸 2 炉膛压力低 KPa 3 省煤器入口流量小 t/h 4 炉膛总风量低 t/h 5 引风机全停 6 送风机全停 7 空预器全停 8 一次风机全停无油助燃 9 给水泵全停 10 火检冷却风丧失 11 炉膛全火焰丧失 12 全燃料丧失 13 机跳炉 14 手动紧停按钮 6.2.2　保护动作内容 6.2.2.1　 OFT动作内容：关闭燃油供油跳闸阀和回油跳闸阀，关闭各油枪角阀，退出点火枪。 6.2.2.2　锅炉MFT动作内容： 1) 联锁关闭燃油供油跳闸阀和回油跳闸阀，关闭各油枪角阀。 2) 联锁跳闸给煤机 3) 联锁跳闸磨煤机，关闭磨煤机出口、入口气动关断挡板； 4) 联锁跳闸一次风机，关闭出口挡板及调节挡板。 5) 联锁二次风挡板置吹扫位置。 6) 联锁关闭过热器减温及再热器事故减温水控制阀。 7) 联跳吹灰器。 8) 联跳汽轮机（机电炉大联锁在投时）。 6.3　电气主要保护 6.3.1　发变组保护 6.3.1.1　发电机保护序号保护名称投退压板动作结果备注 1 发电机差动保护 2 发电机TA断线 3 定子接地基波三次谐波 4 转子一点接地高定值低定值 5 对称过负荷定时限反时限 6 不对称过负荷定时限反时限 7 失磁一段二段三段 8 失步区外区内 9 过电压 10 逆功率 t1 t2 11 程跳逆功率 t 12 低频累加保护 1段 2段 3段 4段累加 13 复合过流 t1 t2 14 过励磁 15 突加电压 16 发电机TV断线 6.3.1.2　主变保护序号保护名称投退压板动作结果备注 1 主变差动 2 阻抗保护 t1 t2 3 主变高压侧零序电流 t1 t2 方向零序电流保护 4 主变TA断线 5 主变间隙零序过流 6 主变零序过压 7 主变通风启动 8 失灵启动 t1 t2 9 非全相 10 高压侧TV断线 6.3.1.3　高厂变保护序号保护名称投退压板动作结果备注 1 厂变差动保护 2 厂变高压侧复压过流 t1 t2 3 A分支复压过流 t1 t2 4 B分支复压过流 t1 t2 5 A分支零序过流 t1 t2 6 B分支零序过流 t1 t2 7 通风启动 9 TV断线 10 TA断线 6.3.2　发变组非电量保护序号保护名称投退压板动作结果备注 1 主变冷却器全停 2 A高厂变冷却器全停 3 B高厂变冷却器全停 4 发电机断水 5 发电机热工？ 6 灭磁开关跳闸 7 机组全停按扭 8 主变温度建议报警 9 A高厂变温度建议报警 10 B高厂变温度建议报警 11 励磁变温度建议报警 12 主变重瓦斯 13 主变压力释放 14 A高厂变重瓦斯 15 A高厂变压力释放 16 B高厂变重瓦斯 17 B高厂变压力释放 6.3.3　动作结果说明 6.4　机电炉大联锁保护 6.4.1　汽轮机跳闸，通过逆功率保护动作联跳发电机，联动锅炉MFT； 6.4.2　锅炉MFT动作联跳汽轮机，通过逆功率保护动作联跳发电机。 6.4.3　发电机主保护动作，联跳汽轮机、锅炉MFT动作。 7　机组启动 7.1　总则 7.1.1　启动要求 7.1.1.1　机组大、小修后启动，各单位应根据重大操作现场监护制度，明确各级管理人员到现场监督、指导。 7.1.1.2　机组正常启动由值长统一指挥，并组织各参与人员按规程启动。 7.1.1.3　机组大小修后启动前应检查有关设备、系统异动、竣工报告以及油质合格报告齐全。 7.1.1.4　确认机组检修工作全部结束，工作票全部注销，现场卫生符合标准，有关检修临时工作平台拆除，验收合格。 7.1.1.5　热工人员做好有关设备、系统联锁及保护试验工作，并做好记录。 7.1.1.6　准备好开机前各类记录表单及振动表、听针等工器具。 7.1.1.7　所有液位计明亮清洁，各有关压力表、流量表及保护仪表信号一次门全部开启。 7.1.1.8　检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。 7.1.1.9　所有电动门、调整门、调节档板送电，显示状态与实际相符合。 7.1.1.10　确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电至工作位置。 7.1.1.11　当机组大小修后或受热面泄漏大面积更换完毕后需安排锅炉水压试验。 7.1.1.12　检查锅炉本体膨胀指示器应投入，并记录原始值。 7.1.2　机组禁止启动条件 7.1.2.1　影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符合《电业安全工作规程》的有关规定。 7.1.2.2　机组主要热工测点未投入或故障。 7.1.2.3　机组任一安全保护装置失灵。 7.1.2.4　机组保护动作值不符合规定。 7.1.2.5　机组主要调节装置失灵。 7.1.2.6　机组仪表及保护电源失去。 7.1.2.7　 DEH控制系统故障。 7.1.2.8　 FSSS监控装置工作不正常。 7.1.2

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