（3）如果机组负荷较高，汽泵指令（出力）已达上限，但因汽泵性能下降、再循环调门内漏或失控打开，使给水流量“反馈”持续低于给水流量“指令”，应按照下列程序处理：

a、如中间点过热度低于50℃、汽温不高于608℃且给水流量“反馈”与“指令”偏差不大于50t/h，可以通过切除AGC，适当降低机组负荷，直至“反馈”与“指令”值一致，中间点温度、水煤比等参数正常；

b、如中间点过热度高于50℃、汽温达610℃且减温水用量较大、给水流量“反馈”与“指令”偏差大于50t/h，立即置所有运行给煤机为手动，机组转TF方式运行，手动降低锅炉总煤量，具体减多少煤量按以下原则执行：

c、如给水流量“反馈”与“指令”偏差为200t/h，正常水煤比为7.0，应降低总煤量200t/h÷7、约29 t/h。因中间点温度及锅炉汽温较高，为过调，应适当多减点煤量，直至给水流量“反馈”与“指令”值一致，中间点温度、水煤比等参数正常；

d、如给水流量下降过多，需要减的煤量较大，应投微油助燃，手动打闸上层磨煤机，以迅速降低煤量，防止锅炉严重超温。除参考给水流量“反馈”与“指令”偏差以外，也可直接根据当前给水流量，若给水流量值为1500 t/h、正常水煤比为7.0，应降低总煤量至1500t/h÷7、约215t/h。为过调，应适当多减点煤量，直至给水流量“反馈”与“指令”值一致，中间点温度、水煤比等参数正常；

e、如单台汽泵跳闸，RB拒动，按RB拒动处理。

（4）在处理给水流量突降过程中，如中间点温度达483℃、锅炉严重超温，应果断手动MFT，防止设备严重损坏。

4、锅炉防寒防冻技术措施

（1）室外气温接近0℃时，所有辅机冷却水门必须保持常开，备用的辅机冷却水门也不得关闭；

（2）联系检修投用变送器伴热装置：主要是汽水系统的变送器：给水流量变送器、分离器储水罐水位变送器、减温水流量变送器、储水罐压力变送器及主汽压力变送器等，以及仪表保护箱内的加热装置，并保证投用正常；

（3）给水流量变送器的伴热装置投用应逐个投入，只有确认已投用的伴热装置工作正常且给水流量无异常晃动后方可投用下一只变送器的伴热装置，防止造成给水流量晃动；

（4）联系检修对炉水循环泵冷却水及注水管道进行保温，防止管道出现冻裂；疏水扩容器水位计的保温良好，每班至少启动疏水泵运行1次；

（5）注意送风机、引风机、一次风机油站及磨煤机油站加热器自动运行情况，保证油温正常，必要时适当关小油站闭冷水手动门；

（6）严格执行磨煤机定期切换工作，对于长期不投用的磨煤机，启动后应做好给煤机入口发生堵塞的事故预想；

（7）当气温降至0℃时，磨煤机蒸汽灭火疏水管路要保持流通；

（8）运行中正常维持过热器减温水有一定的流量，再热器减温水根据情况每2小时必须投用5-10分钟，为防止管路冻结过热器、再热器、吹灰器减温水管路保温须完好；

（9）运行人员进行巡回检查时应注意防滑，下雨雪结冰时联系车间管理员将运转层机房到锅炉房电梯处铺设防滑草垫；

（10）室外气温接近0℃时，启动锅炉房的门、窗防寒措施，除按主厂房的措施执行外，启动锅炉的除盐水箱补水门要保持连续的小流量补水，除盐水箱保持连续小流量溢流；

（11）当省煤器入口给水流量、分离器压力、主汽压力不正常晃动，要及时联系热工检查处理，密切监视给水自动、水煤比自动运行情况，必要时强制故障点、切除相关保护、自动，手动调整。

1、 防寒防冻技术措施

（1）冬季汽机房内气温降至5℃以下时，检查并关严机房的门、窗。注意机房内温度的变化，当机房内的温度接近0℃时，联系热控做好汽水系统的压力表计、变送器等管道的防冻工作，将停运并退出备用的辅助设备存水、存汽放净。当机房内的温度低于0℃时，不能退出备用的水泵、冷却器等，应保持水循环；

（2）及时调整闭冷器的旁路阀运行方式，保证闭冷水温度不低于20℃；（当水温过低时，部分辅机油温（如磨煤机）可能过低，影响辅机备用或运行）

（3）循泵值班员定期检查循泵冷却水压力变送器、循环水母管压力变送器管道电伴热装置正常，否则及时联系检修处理；

（4）室外厂用汽管道疏水器隔离门正常开启；

（5） EH油温度降至35度以下时，及时投用电加热器运行；

（6）监盘人员要加强对各参数表计的监视，尽早发现异常情况并采取措施。#5、6汽机范围室内外易受冻表计包括：循泵轴承冷却水母管压力、循环水母管压力、闭冷水母管压力、除氧器水位、闭冷水箱水位等。

（7） #5、6机组循环水母管压力变送器故障可通过两台机组之间压力比较、或在出水门开度调整、海水涨落潮过程中可以发现。表计故障可能会导致循环水母管压力低自投备用循泵功能失去或误投用，发生故障时可联系检修先强制信号后处理即可。

（8）冬季开式冷却水温度明显偏低，水量调整对机组闭冷水温度波动影响较大，现规定闭冷水温度下限按不低于20度来控制（上限不变），调整闭冷水温度时一定要缓慢进行，严禁大幅度开关冷却水阀门。

（9）发现闭冷水箱、除氧器水位模拟信号、开关信号异常时要及时安排近远方的核对（注意现场两侧水位计都要看），发现就地水位异常时及时分析原因并联系检修处理。闭冷水箱水位变送器失灵导致自动退出时可稍开闭冷水箱补水阀，维持少量溢水，同时联系检修处理；除氧器水位失灵导致水位自动退出时可根据负荷、锅炉给水流量来适当调整凝结水流量，除氧器水位计处理时要联系检修强制信号，防止水位保护动作联跳汽泵。

注：经验表明，当压力、水位信号表计受冻时，数值反应是长时间不变或异常缓慢上升，此时可通过适当改变流量平衡，观察表计变化来验证。

（10） EH油温低虽然不会导致EH油泵跳闸，但油温过低（18度）时导致EH主油泵禁止启动。环境温度低时，机组EH油温度偏低（#6机组尤为明显），监盘时要注意EH油循环泵及加热器投入运行（厂家自做逻辑加热器必须在循环泵运行情况下投运）。

（11） 循泵值班外委人员巡查时要注意防跌防滑工作，集控班长要主动多关心勤联系。

2、机组振动大技术措施

   #5、6机组部分轴承振动大，做好下列相关技术措施

（1） 各班组日常要控制汽温、汽压、负荷的变化速率不超规程范围。

（2）加负荷过程中发现机组振动有明显增大现象时应立即停止加负荷，并根据情况适当降低机组负荷，待机组振动稳定后再进行加负荷操作。

（3） 根据检修交代，DCS画面各轴承瓦盖振动数值暂按不超过100um控制，如超出该数值或长时间达100um（最大量程100um），应安排人员进行现场手动测量，如现场手动测量轴承瓦盖振动达120um，应适当降低机组负荷，联系检修检查原因。

（4）机组振动大期间如轴承温度也发生明显增大要及时查明原因，必要时联系检修处理。

（5） #5机组#7、8瓦盖振在高负荷时振动明显偏大时，可适当提高发电机冷热氢温度，实践证明效果较好。

3、测点失灵保护退出安全运行技术措施

针对#5、6机重要参数（如轴振、轴承温度、推力瓦温等）发生测点跳变故障现象，制定保证机组安全运行下列有关技术措施：

（1）监盘人员定期翻阅画面查阅机组重要参数变化，掌握机组运行状况，必要时通过查阅历史曲线，以便于及早发现机组异常、表计失灵等情况，并及时采取相关措施。

（2） 个别重要参数信号被强制期间，保护退出运行，此时应参考汽机本体其他有关参数进行监视（如振动、轴向位移、温度），发现异常及时分析原因并处理。

（3）现场巡查人员巡查时要仔细倾听汽机本体声音，检查机组振动、轴承温度等情况，发现可疑征象应及时查明原因，必要时联系检修人员协助检查。

（4）监盘人员严密监视主、再蒸汽温度变化情况，发生10min内下降超过50℃以上或明确判断机组发生水冲击时应立即破坏真空紧急停机处理。

（5）机组启停过程中严格控制主再汽温、汽压、负荷变化速率不超过规程规定值；严密监视汽机上下缸温差不超限；汽机盘车、冲转升速、惰走期间仔细倾听机组内部声音，一旦确认机组声音异常、动静摩擦时应禁止机组启动并查明原因。

（6）当某轴承X向（或Y向）振动探头故障时，因参照该轴承其他Y向(或X向)轴振、瓦盖振动、轴承金属温度、轴承回油温度的变化来综合判断机组设备实际运行情况。当某侧低差探头显示故障可采用另外一侧探头显示继续进行监视，当某点推力瓦温度显示失灵可采用其它相邻温度测点和回油温度及轴向位移变化来进行监视。

1、防止发电机非全相运行技术措施

（1）发电机保护应正常投入运行。

（2）发电机出口开关每次启机前及检修后，进行拉合闸试验，保持其三相动作的可靠性。

（3）发电机启机并网后，密切监视定子三相电流，发现异常及时查明原因。

（4）发电机非全相运行或异常运行达到紧急停机条件时，应正确、果断处理，防止扩大损坏设备。

（5）发电机出口开关检修后，要对开关非全相保护进行传动，以保证保护正确投入。

（6）发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时,其相关保护能够及时起动断路器失灵保护,在主断路器无法断开时，断开220KV母线上所有开关。