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除尘器的运行调整及注意事项？ 1)必须按除尘器的操作顺序启停设备。 2)监视一、二电场的二次电压电流情况，以低火花率，稳定的二次电压电流的运行状态为依据调整运行参数，并保持前级电场不跳闸。 3)根据除尘器进口烟气工况调整阴阳极振打周期时间，当进口烟气浓度大，二次电压高、二次电流小时适当的缩短振打周期时间，反之则延长。 4)控制除尘器进出口差压不大于1200P 5)优先选择清灰方式为在线清灰方式，离线清灰方式尽量不使用，只有在烟气粉尘出现异常细粘时，且滤袋阻力大于正常范围时选用。 6)优选定时清灰方式，备选定时+定压清灰方式。 7)设定清灰脉冲压力在0.25～0.3Mp 8)当烟气温度＞155℃时，高温报警。 9)当烟气温度≤120℃时，低温报警。 10)当运行过程中出现爆管，烟气温度急剧下降到露点温度以下，为避免糊袋，应停止锅炉运行。 11)当运行条件恶化引起电气设备过热，高位布置整流变压器在酷热天气下运行而发热严重、阻尼电阻过热，可控硅冷却风扇故障使元件发热严重时，为了保持电场投运，可适当降低运行参数(一般通过调节电流极限来限流)运行。如果电场区输灰能力下降，可通过降低该电场的运行参数适当将灰量转移到布袋区。 12)振打控制方式的调整，当电极普遍积灰严重时，可适当增加振打频率，缩短振打间隔。反之则可适当加大振打间隔。

380V公用系统运行方式。 1)公用P 2)化水P 3)化验楼MCC段、辅机循环水MCC段、工业废水加药MCC段、锅炉补给水MC 4)厂前区P 5)输煤P 6)启动锅炉房MCC段、筒仓MCC段、尿素制备区MCC段的两路电源均处于运行状态，经ATS装置互为备用；正常运行时由1号电源带，2号电源充电备用。 7)燃油泵房MCC段、输煤综合楼MCC段的两路电源均处于运行状态，正常运行时由1号电源带，2号电源充电备用。 8)脱硫工作P 9)脱水制浆MCC段、废水检修起吊MCC段的两路电源均处于运行状态，经ATS装置互为备用；正常运行时由1号电源带，2号电源充电备用。 10)灰场PC段母线由灰场变压器供电。 11)公用系统电动门电源盘、仪表电源柜、热控电源柜的两路电源均处于运行状态，经ATS装置互为备用；正常运行时由1号电源带，2号电源充电备用。" 104保安电源运行方式。 1)1号（2号）机组保安MC 2)1号（2号）机组保安MC 3)脱硫保安MC 4)脱硫保安M(　　)

光伏组件第一年衰减应在（）%以内，第五年在（）%以内，第二十五年在（）%以内。

发电机停机前，退出发电机绝缘过热监测装置。 1)先关闭装置两侧入、出口阀门。 2)按下面板上的POWER开关按钮装置断电，运行指示灯灭。" 162氢气系统运行规定。 1)机内氢气纯度降至96%时，应进行排污。 2)正常运行时氢气干燥器装置应投入，氢气湿度、纯度定期化验，在额定氢压下机内氢气露点应在-25℃～-5℃之间，湿度或纯度不合格时，应进行排污。 3)发电机正常运行时机内氢压应保持在0.3MPa±0.02MPa内，最高不得超过0.35MPa。漏氢量大于8m3/d，应进行查漏。 4)发现各检漏仪有油、水出现时，应及时排尽，并迅速查找原因，予以消除。 5)机内氢压下降较快时，需及时查找系统漏点，启动汽机厂房屋顶风机以防积氢。 6)氢气系统周边至少10m内不得有明火。氢气系统动火检修，应保证系统内部和动火区域的氢气含量不超过0.4%。 7)运行中应加强氢压、氢纯度的监测，保证氢气纯度在线监测系统的可靠运行、测量准确。 8)发电机实际漏氢量、漏氢率规定每月10日后夜班定期测试一次，作为考核机组技术状况的依据。测量时应使用标准压力表、温度计，测量时间以24h为宜，最短不少于12h。测试完毕后，记录在定期工作本上。" 163发电机气体置换规定。 1)发电机在置换气体过程中，必须用CO2作为中间介质，严禁空气与氢气直接接触置换。 2)气体置换必须在发电机静止或盘车时进行，同时应保持密封油系统运行正常，油气压差维持在0.056MPa左右。 3)气体置换过程，应始终维持保持发电机内气体压力0.01～0.03MPa。 4)发电机内留存CO2不允许超过24小时，最好在6小时内排出。 5)当氢气系统严密性试验不合格，禁止置换至氢气运行。 6)每次进行气体置换前应进行气体分析仪校验，仪表指示的CO2和H2纯度值应与化验结果相对照，误差不超过1%，否则给出的纯度值应相应提高，以补偿分析仪表的误差。 7)测量发电机氢气纯度应从发电机底部取样，测量CO2纯度应从发电机顶部取样。 8)开关阀门一定要缓慢，防止氢气与阀门、管道剧烈摩擦而产生火花。 9)开关阀门应使用铜制工具，如无铜制工具时，应在使用的工具上涂黄甘油，防止碰撞时产生火花。 10)气体置换过程中，从发电机内排出氢气要排到汽机主厂房外，从发电机排出的CO2或N2允许排入主厂房地沟里。" 164CO2置换空气操作。 1)开启排氢手动门，关闭排CO2手动门。 2)开启气体纯度仪顶部取样门，关闭气体纯度仪底部取样门。 3)开启氢气干燥器入、出口门。 4)开启发电机绝缘监测装置入、出口门。 5)关闭1号、2号供氢管道至发电机补氢一、二次手动门，关闭补氢减压阀前、后手动门，关闭补氢电磁阀前、后手动门及旁路手动门，联系检修在补氢管路上加装堵板，隔离氢气源。 6)关闭充压缩空气手动门，拆开并取下可移动的连接管，隔离压缩空气源。 7)关闭备用压缩空气手动门，拆开并取下可移动的连接管，隔离压缩空气源。 8)开启发电机充CO2手动门。 9)投入CO2加热器，控制出口温度在25～35℃之间。 10)打开CO2汇流排上的所有阀门，逐渐开启排气管道手动总门,控制发电机内压力0.01～0.03MPa之间。 11)当机内CO2纯度达85%以上时，开启下列阀门排放死角，2分钟后关闭： 12)联系化验班取样化验，确认机内二氧化碳含量达85%以上时，可停止充CO2。 13)关闭排氢手动门，关闭充CO2手动门,关闭CO2汇流排出口手动门及CO2汇流排上的所有阀门,将二氧化碳隔断。 14)停止CO2加热器并停电。" 165氢气置换CO2操作。 1)开启排CO2手动门，关闭排氢手动门。 2)开启气体纯度仪底部取样门，关闭气体纯度仪顶部取样门。 3)拆除补氢管路上堵板，开启1号、2号供氢管道至发电机补氢一、二次手动门，关闭补氢减压阀前、后手动门，开启补氢电磁阀前、后手动门，关闭补氢电磁阀旁路手动门。 4)联系氢站维持氢母管压力在0.3～0.5MPa之间。 5)开启排气管道总手动门，控制发电机内压力0.01～0.03MPa之间。 6)当机内氢气纯度大于95%时开启下列阀门排放死角，2分钟后关闭 7)联系化验班取样化验，确认机内氢气纯度大于96%时，关闭排CO2手动门及排气管道手动总门，开始提高发电机内氢气压力。 8)逐渐提高发电机氢压到0.3MPa。 9)氢压正常后，停止补氢，联系化学停止供氢。 10)在充氢的过程中注意调整密封油压力，维持发电机氢油差压保持在0.056MPa附近。 11)发电机内气体从氢气置换到空气投入发电机氢气湿度仪、纯度仪运行。 12)投入氢气干燥器运行。" 166发电机排氢操作。 1)确认发电机处于盘车状态或转速为零。 2)关闭补氢电磁阀前后手动门、旁路门。 3)关闭补氢减压阀前、后手动门 4)关闭1号、2号供氢管道至发电机补氢一、二次手动门。 5)开启排气管道总手动门。 6)开启排氢门，缓慢发电机降低氢压到0.1MPa后关闭。" 167CO2置换氢气操作。 1)关闭1号、2号供氢管道至发电机补氢一、二次手动门，关闭补氢减压阀前、后手动门，关闭补氢电磁阀前、后手动门及旁路手动门，联系检修在补氢管路上加装堵板，隔离氢气源。 2)开启排氢手动门及排气管道手动总门，缓慢降低发电机氢压到0.01～0.03MPa之间运行，同时注意调整密封油压，维持发电机氢油差压保持在额定值0.056MPa附近。 3)断开氢气干燥器电源，确认上下两位四通阀位置一致。 4)开启发电机充CO2手动门，检查发电机排CO2手动门关闭。 5)投入CO2加热器，控制出口温度为25～35℃。 6)开启CO2汇流排出口手动门，开启CO2汇流排上的所有阀门，逐渐开启排气管道手动总门,维持发电机内压力0.01～0.03MPa。 7)在充入CO2气体时,当纯度达到95%时,开启下列各门排放死角2分钟后关闭： 8)关闭发电机充CO2手动门,关闭CO2汇流排出口手动门,关闭CO2气体汇流排上的所有阀门，将CO2隔断，停止CO2加热器运行并停电。" 168空气置换CO2操作。 1)关闭1号、2号供氢管道至发电机补氢一、二次手动门，关闭补氢减压阀前、后手动门，关闭补氢电磁阀前、后手动门及旁路手动门，检查补氢管路上已加装堵板。 2)联系检修装上压缩空气可移动的连接管，开启充压缩空气手动门。 3)开启排CO2手动门，关闭发电机排氢手动门，开启排空管道排空总手动门，缓慢将发电机内压力降至0.01MPa。 4)开启发电机补氢手动门。 5)关闭氢气干燥器入口手动门，开启氢气干燥器出口手动门。 6)开启氢气干燥器至发电机手动门、置换用压缩空气一二次门向发电机充压缩空气。 7)当发电机内CO2气体纯度达到15%以下时依次开启下列各排污门2分钟后关闭： 8)当测量CO2气体纯度低于10%以下时停止发电机充压缩空气，置换用压缩空气一二次门。 9)联系检修拆除氢气系统置换用压缩空气管道可移动连接装置。 10)待值长令泄去发电机内气体压力，做好记录。" 169发变组电气量保护包括。 1)发变组差动保护。 2)发电机差动保护。 3)发电机匝间保护。 4)发电机相间后备保护。 5)发电机定子接地零序电压保护。 6)发电机定子接地三次谐波电压保护。 7)转子接地保护。 8)发电机定子对称过负荷保护。 9)发电机定子负序过负荷保护。 10)发电机失磁保护。 11)发电机失步保护。 12)发电机过电压保护。 13)发电机过励磁保护。 14)发电机逆功率保护。 15)发电机程序逆功率保护。 16)发电机频率保护。 17)发电机误上电保护。 18)发电机启停机保护。 19)非全相保护。 20)灭磁开关联跳保护。 21)主变差动保护。 22)主变高压侧后备保护。 23)主变接地零序保护。 24)主变间隙零序保护。 25)主变过激磁保护。 26)高厂变差动保护。 27)高厂变高压侧后备保护。 28)高厂变低压侧零序过流保护。 29)高厂变(　　)分支后备保护。 30)高厂变(　　)分支后备保护。 31)励磁变速断保护。 32)励磁变后备保护。 33)励磁变过负荷保护。 34)断路器闪络保护。" 170发变组非电气量保护包括。 1)发电机断水保护。 2)主变本体重瓦斯保护。 3)主变本体轻瓦斯保护。 4)主变压力释放保护。 5)主变压力突变保护。 6)主变冷却器全停保护。 7)主变绕组温度高保护。 8)主变油位异常保护。 9)主变冷却器全停保护。 10)高厂变本体重瓦斯保护。 11)高厂变本体轻瓦斯保护。 12)高厂变压力释放保护。 13)高厂变冷却器全停保护。 14)高厂变油温高保护。 15)高厂变冷却器全停保护。 16)高厂变油位异常保护。 17)励磁变温度高保护。" 171在哪些条件下，禁止发电机启动。 1)发变组主保护不能正常投运。 2)发变组各设备绝缘测试不合格。 3)发变组启动前各项联锁试验不合格。 4)发变组各主要参数如电压、电流、有功、无功等无法显示。 5)发变组主保护动作或后备保护动作,已确认非线路、系统故障，且未查明原因。 6)发电机自动励磁调节器故障，不能正常投入运行。 7)发电机自动准同期装置故障，不能实现自动准同期并网。 8)事故保安电源系统工作不正常。 9)发电机大修后气密试验不合格。 10)发电机氢气纯度低于96％、氢压低于0.2MPa。 11)发电机定子水冷却系统异常或水质不合格。 12)主变、高厂变油质不合格。 13)发电机氢、油、水系统故障不能正常投运。 14)发变组出口断路器故障。 15)电网故障，不具备启动条件。" 172发变组系统启动前检查项目。 1)检查新装或大修后的发电机各种试验合格。 2)检查发电机组所属设备工作全部结束，工作票均已收回，安全措施全部拆除（如特殊要求需保留安全措施应经总工程师批准）。 3)机组各部常设遮栏及标示牌恢复，消防器材齐全。 4)检查DCS画面发变组各表计参数显示正确。 5)检查发变组保护装置、同期装置、厂用电切换装置、电能计量装置、故障录波器、发电机接口柜接线牢固，柜内外清洁无杂物，各装置无报警、跳闸信号，各保护按规定投入，各柜门已关好。 6)检查发电机组电气连接可靠。检查定子机座接地良好。 7)检查润滑油、密封油系统投入正常，无漏油、渗油 8)检查发电机定子冷却水投入正常，其压力、流量、水质、温度正常，不漏水。 9)检查发电机风压试验合格，氢气置换完毕，氢气纯度≥98%，氢气压力0.3MPa，无漏氢现象，发电机氢气湿度合格 10)碳刷与滑环接触良好，长度均不小于40mm；刷辫完好。 11)检查励磁调节器柜、可控硅整流柜内交直流电源已送电。 12)检查励磁整流柜冷却风扇电源送电，冷却风机运行正常。 13)检查励磁变清洁完整，温控器显示温度正确。 14)检查励磁小间清洁，室内通风良好，各元件完好，接线牢固，各柜门已关好。 15)检查灭磁开关在分闸位置。 16)检查主厂房10KV段、脱硫10KV A、B段母线运行正常，检查主厂房10KV段工作电源进线开关在试验位置。 17)检查漏氢在线监测装置投入正常。 18)检查封闭母线及微正压装置投入正常。 19)检查主变、高厂变分接头位置与实际相符，如不符合实际或位置不正确应通知检修调整。 20)检查主变、高厂变冷却器1、2号电源、控制电源均已送电。 21)检查高厂变符合运行条件。投入高厂变冷却装置，冷却风扇控制切至自动方式。 22)检查主变符合运行条件。投入主变冷却装置，将各冷却器控制转换开关至“自动”位，“远程/就地”转换开关至“就地”位，各冷却器I、II电源指示灯亮。 23)检查主变中性点刀闸在分闸位，中性点避雷器、放电间隙正常无破损。 24)检查发变组出口开关在分闸位，瓷瓶清洁无裂纹，SF6气体压力正常，储能正常。 25)检查发变组出口I、II母侧刀闸在分闸位。 26)检查发电机、主变、高厂变、电流互感器、电压互感器、封闭母线、励磁系统及避雷器各部清洁，无杂物，无积水，无漏油、漏气现象。 27)检查发电机外壳、封闭母线外壳、发电机出口电压互感器柜、励磁变压器柜、主变外壳、高厂变外壳、中性点接地变压器柜已可靠接地，接地线紧固，无断线、松动现象。 1)测量前、后对发电机线圈、汇水管对地充分放电。 2)发电机应在静止或盘车状态下，检查发电机系统无接地。 3)发电机定子冷却水系统投运正常，定子冷却水电导小于1.5μs /cm。 4)发电机氢压0.3MPa，氢气纯度≥96%或排氢后且氢含量在3％以下。 5)发电机出口PT小车在试验位。 6)发电机中性点接地刀闸在分闸位。 7)发变组出口刀闸在分闸位。 8)高厂变分支开关在试验位。 9)用20kV验电器验明发电机出口引线确无电压。" 174测量发电机各部绝缘电阻的规定。 1)严禁在置换氢气过程中进行测量。 2)发电机定子绝缘由检修人员使用2500V专用兆欧表测量。定子绕组25℃时的绝缘电阻值应≥5MΩ，吸收比R60/R15≥1.6，若测量结果低于前次数据的1/3时(考虑环境温度和湿度的变化后)，应查明原因并设法消除。 3)禁止用兆欧表测量励磁系统的正负极间绝缘电阻，以防整流装置击穿。 4)发电机转子绕组绝缘使用500V兆欧表测量，环境温度25℃时的绝缘电阻值应≥1MΩ。 5)发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备(不包括发电机转子和励磁机电枢)—集电环装置、电阻测温元件等绝缘电阻小修时使用1000V兆欧表测量、大修时用2500V兆欧表测量，25℃时的绝缘电阻值应≥0.5MΩ。 6)励端轴承的绝缘电阻使用1000V兆欧表测量，在油管路完全装好，轴承与轴颈没有接触情况下进行，25℃时的绝缘电阻值应≥1MΩ。 7)油密封与油管间，进水支座与底板间的绝缘电阻应使用1000V兆欧表测量，其值应≥1MΩ。 8)每次所测结果应记入绝缘电阻记录簿内，并汇报值长。 9)若某绝缘电阻值不符合规定值，应采取措施恢复；短时恢复不了，能否投入运行应经总工程师批准。" 175发电机定子、转子绝缘测试周期规定。 1)发电机首次投运、大修或小修后，投运前由检修人员测量发电机定子、转子绕组的绝缘电阻，并向运行人员提供书面交待。 2)发电机停机备用时间超过一周，启动前测量发电机各部绝缘。" 176发电机升压前的操作。 1)检查启动前各项试验合格，汽轮机准备冲转。 2)检查DCS画面发变组各表计指示正常。 3)投入发电机中性点接地变压器。 4)检查发电机出口1YH、2YH、3YH一次保险投入良好，将其推至工作位，合上二次开关。 5)检查封闭母线压力、温度、湿度正常。 6)检查发变组保护A、B屏运行正常，保护压板投入正确。 7)检查励磁调节器运行正常，无报警。 8)将励磁调节器控制方式切至“正常”、PSS控制打至“退出”位、通道选择打至“自动”位、通道确认旋钮在“旋出”位，远方/就地切换打至“远方”位。 9)检查主厂房10KV段工作电源进线PT一次保险投入良好二次开关，将其推至工作位，合上二次开关。 10)合上主变中性点接地刀闸。 11)检查发变组出口开关在分闸位。 12)待汽轮机转速至3000r/min，合上发变组出口I（II）母侧刀闸就地控制箱内控制、电机电源开关，并将控制方式切至“远方”位置。 13)检查DCS画面发变组开关、刀闸状态指示正确，在NCS上远方合上发变组出口I（II）母线刀闸，就地确认刀闸合闸正常后断开刀闸控制箱内电机电源开关。 14)合上发变组出口开关就地控制箱内控制、储能、加热电源开关，将控制方式开关切至远控位置。 15)检查220KV母差保护屏发变组启动失灵保护及母差跳发变组出口开关压板在投入位。 16)投入稳控A、B屏待启动机组允许切机出口压板。 17)投入发变组保护A、B屏启动失灵保护压板。 18)合上发电机灭磁开关直流控制电源、交流启励电源开关。 19)检查DCS内各开关、刀闸状态正确。" 177发电机并列条件。 1)发电机与系统电压相等，电压差不超过5%。 2)发电机与系统频率相等，频率差不超过0.2Hz。 3)发电机与系统电压相位相同。 4)发电机与系统相序一致。" 178发电机并列操作步骤。 1)得值长令发电机升压并网。 2)确认汽机3000r/min定速，机组具备并网条件。 3)检查发变组出口断路器三相在分闸位。 4)检查发变组出口母线侧刀闸、主变中性点接地刀闸在合闸位。 5)检查发电机灭磁开关在分闸位。 6)检查“启停机”、“误上电”保护压板确已投入。 7)退出运行机组的主变接地零序保护。 8)合上发变组保护C屏×××（×××）开关控制直流4K1、4K2、4K3开关。 9)合上同期装置电源开关。 10)检查同期装置面板显示正常，无异常报警信号。 11)检查同期装置功能开关选择正确。 12)检查AVR通道完好，无报警信号。 13)检查励磁操作画面励磁控制方式在“远方”位，调节方式在“自动”位。 14)点击励磁操作画面上“合上励磁开关”按钮，检查“励磁开关合闸”灯亮。 15)点击励磁操作画面上“投入励磁”按钮，检查“投入励磁”灯亮。发电机电压开始上升。 16)检查发电机出口电压平稳上升至19kV左右，且三相电压平衡。 17)手动将发电机出口电压升至额定。 18)点击同期操作界面上“同期投入”按钮。 19)检查同期装置上电正常。 20)通知汽机点击“DEH同期请求”按钮。 21)点击同期操作画面上“同期启动”按钮。 22)检查同期表转动正常，并网条件满足。 23)检查发变组出口开关自动合闸，复位发变组出口开关。 24)检查发电机已带初负荷，汇报值长“发电机并列成功”。 25)根据有功功率增加发电机无功功率，初始无功负荷约65MVar左右。 26)检查同期装置自动退出运行。 27)检查发电机各参数正常。 28)投入运行机组的主变接地零序保护。 29)按值长令切换主变中性点接地刀闸。 30)检查主变冷却器运行正常。" 179发电机升压、并网及带负荷注意事项。 1)发电机开始转动后，即应认为发变组及其全部设备均已带电。 2)当发电机转速达到1800r/min以上时，应检查集电环上的电刷是否有跳动、卡涩或接触不良的现象，如有异常，应设法消除。 3)发电机必须待机组定速后，得到值长发电机可以升压的命令后方可升压。 4)励磁系统的操作必须在远方进行，严禁就地操作。 5)自动励磁升压时，应注意监视各参数变化情况，发现异常应立即停止升压。 6)当定子电压达到额定值时，转子电压、转子电流应与其空载额定值相符。 7)发电机并网后，根据机端电压和无功情况及时调整励磁。" 180发电机升压过程中检查项目。 1)电压升至10%Ue，自动切换为励磁变励磁，AVR自动控制。 2)定子电流为零。 3)定子三相电压相等。 4)定子回路无接地信号报警。 5)转子回路无接地信号报警。 6)发电机空载励磁电压、电流正常（电压：126.4V左右；电流：1020A左右）。" 181将厂用电倒为本机自带操作。 1)检查主厂房10kV段工作电源进线电压指示正常。 2)调整1号启/备变低压侧电压与主厂房10kV段工作电源进线电压一致（偏差＜5％）。 3)检查主厂房10kV段工作电源进线开关在分闸位置，合上开关的控制、保护直流电源，将开关摇至工作位。 4)检查主厂房快切装置切换方式在“串联”位。 5)复位主厂房快切装置信号，将快切装置切至“切换投入”位。 6)在快切操作界面点击“手动切换”按钮，检查10kV母线备用电源进线101A、B（102A、B）开关自动分闸，工作电源进线111A、111B(112A、112B）开关自动合闸，检查10kV母线电压、工作分支电流指示正常。 7)复位快切装置及工、备电源开关位置，将快切装置切至“切换投入”位，检查主厂房10kVⅠA、ⅠB（ⅡA、ⅡB）段快切装置运行正常。" 182集电环和碳刷的维护规定。 1)检查集电环无冒火及表面变色情况，如出现火花，联系检修处理。 2)碳刷在刷盒内无跳动或卡住情况。 3)刷辫是否完好，接触是否良好，有断股、无过热现象；如出现发黑、烧伤等现象，联系检修更换碳刷。 4)检查碳刷的磨耗程度，刷块边缘是否存在剥落现象。如果刷块有剥离现象或碳刷接线端上沿低于刷架侧面凹形槽上沿，联系检修更换碳刷。 5)碳刷发生跳动，将其从刷盒中拨出来检查是否有损坏情形。联系检修查明原因并消除。 6)集电环表面和电刷温度最高不应超过120℃。 7)检查大轴碳刷应清洁，压力正常无卡涩现象，与大轴接触良好。 8)检查集电环、通风出、入口无杂质堵塞现象。" 183发电机解列后检查与操作。 1)待汽机打闸后，1号(2号)发变组程序逆功率保护动作，出口（）开关跳闸，检查发电机灭磁开关跳闸。 2)检查发电机定子、转子电压降为零。 3)检查发电机定子三相电流表指示为零。 4)检查发电机出口电压降到零。 5)检查发电机励磁电流降到零。 6)将10kV厂用快切装置出口闭锁。 7)投入发电机保护A、B屏“发电机启停机”、“误上电”保护压板。 8)拉开（）开关保护IV屏控制直流开关。 9)退出稳控A、B屏停运机组允许切机出口压板。 10)退出发变组A、B、C柜出口跳闸保护压板、启动失灵保护压板。 11)检查发变组出口（）开关在分闸位，合上或（或）刀闸电机电源，拉开或（或）刀闸。 12)拉开发变组出口或（或）刀闸电机电源开关。 13)检查主变、高厂变冷却器停止运行。 14)拉开1-3号励磁整流柜内交、直流侧刀闸、风机电源开关，拉开灭磁开关柜内控制直流、启励电源开关。 15)拉开励磁整流柜内风机电源及控制电源开关。 16)拉开发电机出口1YH、2YH、3YH二次开关，并将小车拉至检修位置。 17)拉开发电机中性点接地变压器一次刀闸。 18)拉开1号（2号）机主厂房10kV段工作电源进线PT二次开关，将进线PT摇至试验位。 19)检查10kV母线工作电源进线111A、111B（112A、112B）开关在开位，并将开关摇至试验位。 20)测量发变组热态绝缘电阻值。 21)严密监视发电机密封油系统运行，防止发电机进油；发电机油水检漏计内有油位要及时排放；密封油油温应控制在35℃～45℃之间。 22)如进行检修工作，按工作票要求进行隔离，做好安全措施。" 184发电机短期停机期间发电机内充满氢气时，应进行哪些保养。 1)投入氢气循环风机和氢气除湿系统运行，控制机内相对湿度＜50%，以防机内结露，隔离氢冷器冷却水。当外界温度降低8℃以上时，如发现机内相对湿度过高，应补充干燥氢气降低湿度。 2)密封油温度保持在35～45℃之间，最低不应低于30℃；保持密封油压高于氢压0.056MPa以上。 3)氢气纯度应维持在96%以上。 4)定子冷却水系统运行时，必须维持氢压大于水压0.04MPa以上，进水温度至少高于氢温5℃以上。 5)定子冷却水电导率应≤1.5μS/cm。 6)冬季停机室温＜5℃时，维持定子冷却水温至少高于5℃，排干氢气冷却器存水，防止结冰。" 185发电机长期停机，应进行哪些保养。 1)机内氢气已换为空气；关闭供氢阀门，并在供氢管道上加装堵板，以防氢气进入发电机。 2)停运密封油系统。 3)停运定子冷却水系统，排干绕组存水 4)打开汽、励两端汇流管下部排污门，排尽其中存水。 5)打开两个人孔，在机内放入加热器或空气干燥器，使机内保持干燥。 6)长期停机期间，如转子置于机内，应每隔三天旋转90°，以免转子弯曲。" 186发电机短路试验条件。

凝结水泵运行或联动备用时，应控制机械密封冷却水供水手动门，调整冲洗水压力0.15MPa，"

CB动作机侧联锁项目？

CB动作时，应根据机组背压及时调整旁路系统或空冷风机转速，防止机组故障跳闸。"

机组进行全面检查，查明超速原因并消除故障。

SI110％超速。

CB动作联锁项目？

SI超速保护。

SI110％超速；

炉膛吹扫条件？ 1)MFT动作且MFT跳闸条件不存在。 2)所有的油角阀全关； 3)供油快关阀、回油快关阀关闭； 4)任一空气预热器运行； 5)火检冷却风母管风压正常（＞3.5KPa）； 6)炉膛压力正常，在-500～+500Pa之间； 7)磨煤机全停； 8)给煤机全停； 9)所有点火枪退出； 10)所有火检均无火焰信号； 11)一次风机全停； 12)所有磨出口关断门全关； 13)任意一台送风机运行； 14)任意一台引风机运行； 15)锅炉总风量正常，大于426.6t/h； 16)所有二次风门在吹扫位（80%数量二次风挡板开度＞50%）； 17)FGD就绪。 18)燃油泄漏试验完成或旁路。 19)A、B侧尾部烟道电动调节门开度均大于90%。"

油点火允许条件？ 1)无OFT。 2)吹扫蒸汽压力不低(＞0.5 MPa)。 3)燃油母管压力合适(＞2.7 MPa)。 4)供回油快关阀全开。 5)燃油温度正常。 6)炉膛点火允许条件满足。"

燃油泄漏试验条件？ 1)锅炉燃油进油快关阀关。 2)锅炉燃油回油快关阀关。 3)所有油枪油角阀关。 4)供油压力正常（≥2.7Mpa）。

泄漏设备进行隔离并通知检修处理。

于配置有空气冷却器的大型电动机停运后，应关闭空气冷却器的的冷却水系统进水门。

备用电动机应定期进行测绝缘及定期切换和试转工作。