600MW汽輪發電機組機組運行

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1、600MW 汽輪發電機組機組運行1.1機組正常運行參數1.1.1水、汽質量標準名 稱分析項目單位標準備注硬度moL/L0SiO2g/L20補給水氫電導率(25)S/cm0.2硬度moL/L0O2g/L30氫電導率(25)S/cm0.3凝結水泵出口鈉g/L10電導期望值0.2S/cm氫電導率(25)S/cm0.2鈉g/L5SiO2g/L15凝結水經覆蓋式過濾器處理后鐵g/L8氫電導期望值0.15S/cm除 氧 器O2g/L7硬度moL/L0氫電導率(25)S/cm0.3溶解氧g/L7N2H4g/L1030pH9.29.6鐵g/L20油mg/L0.3給 水SiO2g/L20氫電導期望值0.15S/

2、cmpH99.7磷酸根mg/L0.31.0氯離子mg/L1SiO2mg/L0.2電導率(25)S/cm20爐 水總含鹽量mg/L20總含鹽量為參考指標鈉g/kg10SiO2g/kg20鐵g/kg20蒸 汽氫電導率(25)S/cm0.3氫電導期望值0.15S/cm電導率S/cm2硬度moL/L2.0pH89發電機內冷水銅g/L20硬度moL/L5.0疏 水鐵g/L501.1.2汽輪機潤滑油質量標準質 量 指 標項 目#20檢驗方法外 觀透明外觀目測機械雜質無外觀目測運動粘度(mm2/s)與新油原始測量值偏離值20%GB/T 265水 分(mg/L)100GB/T 7600閃點(開口杯，)與新油原

3、始值比不低于 15GB/T267酸值(mg KOH/g)0.2GB/T264液相銹蝕無銹GB/T11143顆粒度，級NAS 1638）8SD 313破乳化度(min)60GB/T 76051.1.3汽輪機 EH 油質量標準試驗項目質量標準試驗方法外觀透明DL/T 429.1顏色桔紅DL/T 429.2密度(20)，g/cm31.131.17GB/T 1884運動粘度(40)，mm2/s39.152.9GB/T265凝點，18GB/T 510閃點(開口)，235GB/T 267自燃點，530顆粒污染度(NAS 1638)，級6SD 313水分 mg/L1000GB/T7600酸值，mgKOH/g

4、0.15GB/T 2641.1.4汽輪機正常運行參數名 稱單位正常值最高值最低值跳 閘 值主蒸汽流量t/h1885.52070主蒸汽壓力MPa16.6717.5主蒸汽溫度538546530機組負荷300MW，主蒸汽溫度474；180MW機組負荷300MW，主蒸汽溫度460；機組負荷180MW，主蒸汽溫度350276350180300引風機350320300180600送風機350320300180300一臺汽泵跳閘,電泵聯啟530450480180300一臺汽泵跳閘,電泵未聯350280300180300兩臺汽泵停運且電泵運行300150180180300磨煤機530120/臺-1803001

5、.2.3旁路運行方式1.2.3.1汽輪機沖轉前可將高、低旁壓力控制閥，減溫水調整門投自動，機組并網切缸結束后切手動。1.2.3.2機組甩負荷或事故狀態下，立即投入高低旁減溫水自動，并手動開啟高、低壓旁路調整閥。1.2.4冷卻水系統運行方式1.2.4.1循環水、開式水、閉式水等冷卻水系統應保持正常運行，備用冷卻器保持少量通水。1.2.4.2閉式水系統停運前，將儀用空壓機冷卻水倒至另一臺機組帶，停運的閉式水至儀用空壓機供回水門關閉上鎖。1.2.4.3輔機循環水系統停運時，應先停運開式水系統，再停循環水泵。1.2.5輔汽系統運行方式1.2.5.1輔汽系統正常運行時，輔汽聯絡管聯絡門全部開啟，輔汽聯絡

6、管各疏水器投入，保持熱備用狀態。1.2.5.2四抽至輔汽電動門在機組負荷 300MW 以上時開啟，冷再至輔汽電動門開啟，冷段至輔汽保持熱備用狀態。輔汽至除氧器備用汽源疏水器投入，保持熱備用狀態。1.2.5.3機組停運時，關閉本機四抽及冷再供輔汽電動門，本機輔汽由鄰機帶。1.2.6儀用空壓機系統運行方式1.2.6.1正常運行維持兩臺儀用空壓機運行(5、6 號機各帶一臺)，兩臺備用。1.2.6.2儀用壓縮空氣干燥機一套投入自動運行，另外一套投入備用。1.2.6.3儲氣罐正常投入，罐底部及壓縮空氣管線定期排污。1.2.7制粉系統運行方式1.2.7.1鍋爐總煤量在 0-50t/h 保持一臺磨煤機運行，

7、總煤量在 50-120t/h 保持兩臺磨煤機運行，總煤量在 120-180t/h 保持三臺磨煤機運行，總煤量在 180-240t/h 保持四臺磨煤機運行，總煤量在 240-310 t/h 保持五臺磨煤機運行?？偯毫吭?310t/h 以上根據機組情況可以六臺磨煤機運行。1.2.7.2嚴格執行 6kV 電機的啟停規定，盡量減少磨煤機的啟停次數。1.2.7.3最多允許兩臺備用磨煤機通風，一臺熱備用，一臺冷備用。1.2.7.4啟停制粉系統時，在暖磨和磨煤機吹空過程中應緩慢增減風量。1.2.7.5非事故情況下，盡量采用前后墻燃燒器對稱運行方式。1.2.8發電機運行方式正常運行的發電機，其各參數應保持在額

8、定范圍內運行，當參數偏離額定值時，應及時調整，并必須遵循下列原則。1.2.8.1發電機定子電壓1.2.8.1.1發電機定子電壓允許在額定值的5%（20.9kV23.1kV）范圍內變動，此時發電機的出力可保持不變，發電機仍可以在額定容量、額定頻率及功率因數下運行。1.2.8.2發電機定子電流1.2.8.2.1發電機在額定參數下連續運行，不平衡電流應小于 8%的額定電流，短時負序電流須滿足 I2t10 的要求。1.2.8.2.2定子電流能承受短時過電流運行，且滿足下列公式：(I2-1)t=37.5s，其中：I定子電流的標么值；t持續時間，適用范圍 1060s,每年不超過兩次。當定子電壓下降到低于額

9、定值的 95%(20.9kV)時，定子電流長時間允許值不得超過額定值的 105%(18370A)。1.2.8.3發電機不同氫壓時的出力：(見附圖 D.4“容量曲線”)氫壓 0.2MPa 時(cos=0.9)400MW氫壓 0.3MPa 時(cos=0.9)500MW1.2.8.4發電機失磁運行能力：(見附圖 D.2“失磁運行曲線”)有功負荷在 240MW，允許運行 15 分鐘。1.2.8.5發電機電壓和頻率發電機運行期間頻率的變化范圍為 500.5Hz 時，能保證發電機在額定出力下運行。允許范圍見下表(見附圖 D.5“電壓頻率偏差范圍”)允許時間頻率(Hz)每次(秒)累計(分鐘)51.0-51

10、.5303050.5-51.018018048.5-50.5連續運行48.0-48.530030047.5-48.0606047.0-47.52010短時 U/f 能力見下表(見附圖 D.6“短時 U/f 能力曲線”)定子電壓/頻率1.251.191.151.121.101.091.081.071.05時間(秒)57.5101520304560當功率因數為額定值時，電壓變化范圍不超過5%和頻率變化范圍不超過-3%+1%時(見附圖 E.4“電壓頻率偏差范圍”中陰影部分)，發電機允許連續輸出額定功率。當電壓變化范圍不超過5%和頻率變化范圍不超過-5%+3%時，發電機也允許輸出額定功率，但每年不超過

11、十次，每次不超過 8 小時。1.2.8.6定子繞組允許斷水時間(見附圖 D.3“定子繞組斷水運行曲線”)定子繞組斷水有兩種運行方式可供用戶選擇：第一種方式：帶額定負荷運行 30s，若 30s 后備用水泵不能投入，冷卻水流量不能恢復，則應解列發電機，并使發電機端電壓降為零。第二種方式：斷水 5s 后開始減負荷，2min 內降到 26%額定負荷，此后，根據線圈入口、線圈出口、離子交換器出口共 3 個水的導電率選擇運行方式：如三個點均0.5S/cm,運行1 小時(詳見附圖“定子繞組斷水運行曲線”C 段)；如其中一點0.5S/cm,運行 3 分鐘(詳見附圖“定子繞組斷水運行曲線”B 段)；如三點均0.

12、5S/cm,立即停機(詳見附圖“定子繞組斷水運行曲線”A 段)1.2.8.7發電機氫氣冷卻器不同進水溫度下發電機的出力(見附圖 D.7)“發電機氫氣冷卻器進水溫度與出力曲線”發電機氫冷器進水溫度在2038，超過38時按照發電機氫氣冷卻器進水溫度與出力曲線，控制發電機出力；進水溫度達40時，冷卻器出風溫度將大于46，因此控制進水溫度不大于40。當一臺氫冷器退出運行后，發電機能輸出80%額定功率。1.2.8.8調峰能力1.2.8.8.1允許負荷變化范圍：40%100%1.2.8.8.2每年允許啟停次數：250 次1.2.8.8.3總計允許啟停次數：10000 次。發電機運行期間周波的變化范圍為 5

13、00.5Hz，能保證發電機在額定出力下運行。1.2.9發電機碳刷運行規定1.2.9.1碳刷及滑環表面沒有冒火現象。1.2.9.2檢查碳刷長度正常，碳刷最短不能短至原碳刷的 1/3，否則及時填缺或聯系設備部電氣點檢更換。1.2.9.3電刷邊緣是否有剝落情況。1.2.9.4電刷在刷框內有無跳動現象。1.2.9.5電刷刷辮是否完整，與電刷的連接是否良好，有無發熱及觸碰機構件的情況。1.2.9.6刷握與刷架上是否臟污或有積垢。1.2.9.7集電環(滑環)表面應無變色、過熱現象。1.2.9.8檢查刷架處的空氣過濾器正常。當此過濾器堵塞時，及時清理。1.2.9.9發電機大軸的接地電刷接觸良好，接地線應接地

14、良好。1.2.9.10按巡檢規定測量碳刷及滑環表面溫度，其溫度不能高于 100，最高不能高于 1201.2.10勵磁系統運行方式1.2.10.1正常情況下，AVR 選擇在“遠方”、“自動”方式(Auto)下運行，M1 為主通道運行，M2 自動跟蹤作為備用通道運行。任一通道故障，均不影響機組正常運行，單通道運行時聯系繼保人員盡快恢復故障通道。1.2.10.2“手動/自動”切換，必須在跟蹤正常時才允許切換。1.2.10.3在手動方式運行時，及時匯報調度，有功負荷變化時注意調整無功負荷，運行人員應對發電機勵磁進行連續監視；加、減負荷時注意調整無功,防止發電機超進相能力運行或轉子過負荷。1.2.10.

15、4發電機不允許在手動方式下長期運行。1.2.10.5勵磁系統共有三臺整流柜，每臺整流柜輸出電流為 3200A，當任一臺功率整流柜故障退出后，其它功率整流柜將承擔其工作電流，但必須聯系檢修檢查處理，并加強監視另兩臺整流柜的運行。二臺功率整流柜故障后，勵磁電流限制器設定值將自動減少，不能進行強勵。如果三臺功率整流柜故障則發電機自動滅磁。1.3機組正常運行規定1.3.1注意事項1.3.1.1設備運行中應嚴密監視其運行參數和運行狀態，除事故處理外，嚴禁設備超出力運行。1.3.1.2新投入運行或異常運行的設備要加強巡檢和監視。1.3.1.3機組正常運行時，自動投入率應達到 100%。1.3.1.4所有運

16、行、備用設備的聯鎖、保護必須投入。需退出聯鎖、保護時，必須履行審批手續，并事先做好安全措施。運行中發現參數異常，確認為保護回路或保護測量元件故障時，立即聯系熱工人員解除可能誤動的保護。動力設備跳閘后檢查電氣保護是否動作，再確認熱工保護，跳閘原因不清時，不得再投入運行。備用設備聯動后，應徹底查清聯動原因。1.3.1.5軸封投入期間，低輔聯箱溫度不得低于 210，過熱度不低于 30，否則采取措施提高溫度。1.3.1.6鍋爐的引、送風機并列操作時，待并列風機啟動后，調整兩臺風機出力平衡。當引風機并列操作完成，運行穩定后，將引風機調節方式投入自動，然后進行送風機的并列操作。1.3.2發電機系統正常運行

17、中的檢查1.3.2.1發電機正常運行中的檢查1.3.2.1.1運行中應對定子線棒層間測溫元件的溫差和出水支路的同層各定子線棒引水管出水溫差進行監視。發電機定子線棒層間測溫元件的溫差達 8或定子線棒引水管同層出水溫差達 8報警時，應查明原因并加強監視，此時可降低負荷，檢查定子三相電流是否平衡，定子繞組水路流量與壓力是否異常，如果發電機的過熱是由于內冷水中斷或內冷水量減少引起，則應立即恢復供水；當定子線棒溫差達 12或定子引水管出水溫差達 12，或任一定子槽內層間測溫元件溫度超過 90或出水溫度超過 85時，應立即降低負荷，在確認測溫元件無誤后，為避免發生重大事故，應立即停機，進行反沖洗及有關檢查

18、處理。1.3.2.1.2正常情況下，發電機定子線圈各槽出水溫度及匯水管總出水溫度均不大于 73，最高出水溫度與平均出水溫度之差一般應小于 5，不得大于 8。1.3.2.1.3正常運行時定子繞組進水溫度應高于冷氫溫度至少 25，任何情況下定子冷卻水及氫冷器冷卻水在發電機內的壓力值都應低于氫氣壓力至少 0.05MPa。1.3.2.1.4封閉母線無振動，放電、局部過熱現象。1.3.2.1.5發變組保護投入運行正常，指示燈指示正常，無異常報警。1.3.2.1.6各 CT、PT、中性點變壓器無發熱、振動及異?，F象。1.3.2.2勵磁系統的檢查1.3.2.2.1機組正常運行時，加強對發電機電壓、廠用母線電

19、壓的監視，及時調整無功負荷，保證兩臺機無功負荷平衡、電壓在正常范圍內。1.3.2.2.2DCS 及就地控制面板上各狀態指示一致，無報警。1.3.2.2.3勵磁變前后網門、勵磁小間各柜門關閉。1.3.2.2.4整流柜五極刀閘狀態指示正確。1.3.2.2.5勵磁小間空調設備運行正常，室溫不超過 25。1.3.2.2.6整流柜風機、調節柜內各風機運行正常，進、出風口無雜物。1.3.2.2.7勵磁變運行聲音正常、無異味，各接頭無過熱變色現象,導電部分無腐蝕現象,套管清潔。1.3.2.2.8勵磁變繞組、鐵芯溫度正常,溫控器運行正常且在“自動”方式，繞組溫度90啟動風機；繞組溫度80停止風機；繞組溫度達到

20、 140報警，達到 150跳閘（保護未投）。1.3.2.2.9勵磁變附近無漏水、積水現象,照明充足,周圍消防器材齊全。1.4鍋爐運行調整1.4.1鍋爐運行調整的主要任務1.4.1.1保證鍋爐蒸發量在額定值內，并滿足機組負荷的要求。1.4.1.2調整主、再熱汽壓、汽溫正常。1.4.1.3保證受熱面不超溫。1.4.1.4均勻給水，維持正常汽包水位。1.4.1.5保持合格的爐水和蒸汽品質。1.4.1.6調整鍋爐運行工況，減少熱損失，提高鍋爐熱效率。1.4.1.7減少 SOx、NOx 的排放。1.4.2鍋爐燃燒調整1.4.2.1鍋爐運行中按下表調整風量。負荷30%MCR50%MCR75%MCR100%

21、MCR氧量值%6.625.673.213.211.4.2.2正常運行時，調整二次風，使爐內燃燒穩定，火焰呈光亮的金黃色，火焰不偏斜、不沖墻，具有良好的火焰充滿度。1.4.2.3鍋爐負荷變化時，及時調整風量、煤量，保持汽溫、汽壓穩定。增負荷時，先增加風量，后增加給煤量；減負荷時，先減給煤量，后減風量。1.4.2.4正常運行時，前后墻燃燒器應盡量對稱運行、均衡燃燒。1.4.2.5爐膛壓力維持-150-50Pa。1.4.2.6鍋爐本體各人孔門、檢查孔關閉。1.4.2.7正常運行或油槍投入時，開啟中心風。1.4.2.8調整燃燼風風量，減少運行過程中 NOx 的排放量。1.4.2.9了解燃煤性質，發現燃

22、燒不穩，及時等離子拉弧或投油助燃。1.4.2.10正常運行時，未投運燃燒器的二次風門至少保持 10%的開度進行冷卻。1.4.3汽溫、汽壓調整1.4.3.1正常運行期間，鍋爐負荷大于 50%MCR，過熱器、再熱器出口汽溫控制在 5415，兩側汽溫偏差不超過 15。過熱器一、二級減溫水投自動，各級減溫器后汽溫至少有 11以上的過熱度。一級減溫后不能滿足汽溫要求，可通過二級減溫調整。1.4.3.2正常運行時，再熱汽溫主要通過尾部煙氣擋板調節。為防止煙道振動，再熱器側與過熱器側煙氣擋板開度之和120%。過熱器和再熱器推薦的擋板開度見附錄 B.2 所示。煙氣擋板不能滿足汽溫調整時，允許投入再熱減溫水。再

23、熱器噴水減溫器出口汽溫至少有 14以上的過熱度。1.4.3.3鍋爐負荷20%MCR 時，一般不投入噴水減溫，必須投入噴水時，注意噴水后汽溫變化，防止蒸汽帶水。1.4.3.4注意監視汽溫、受熱面溫度，嚴禁超溫運行。當高加退出、煤質變化等原因導致汽溫、受熱面超溫時，應采取調整風量、增加減溫水量、加強吹灰等方法進行調整，無效時降低機組負荷。1.4.3.5不可大幅度調整減溫水量，防止汽溫劇烈波動。1.4.3.6按規定進行鍋爐本體、空氣預熱器、SCR 吹灰，保證受熱面清潔。1.4.3.7機組正常運行時主汽壓力投入滑壓運行。1.4.4汽包水位調整1.4.4.1正常運行時，汽包水位控制在 050mm 范圍內

24、，給水流量與蒸汽流量一致。1.4.4.2運行中發現給水自動失靈應立即切至手動控制，維持汽包水位在正常范圍，并通知熱工盡快處理。1.4.4.3機組運行時，若負荷發生大幅度變化或鍋爐對空排汽、EBV 開啟及安全門動作時，要注意虛假水位，必要時可將水位自動切換至手動控制，調整給水流量，防止汽包滿水或缺水。1.4.4.4給水泵切換或并列時，操作要緩慢平穩，防止切換過程中造成汽包水位波動過大。1.4.4.5汽包水位計以差壓式水位計為基準，采用三選均值的方式進行優選。當一套水位測量裝置因故障退出運行時，應填寫處理故障的工作票。工作票應寫明故障原因、處理方案、危險因素預告等注意事項，一般應在 8 小時內恢復

25、。若不能完成，應制定措施，經總工程師批準，允許延長工期，但最多不能超過 24 小時，并報上級主管部門備案。1.4.4.6汽包水位高、低保護采用獨立測量的三取二邏輯判斷方式，當有一點故障退出運行時，自動轉換為二取二的邏輯判斷方式，應辦理審批手續，限期(不宜超過 8 小時)恢復；當有二點故障退出運行時，自動轉換為一取一的邏輯判斷方式，應制定相應的安全運行措施，經總工程師批準，限期恢復；如逾期不能恢復，應立即停止鍋爐運行。1.4.4.7當在運行中無法判斷汽包確實水位時，應緊急停爐。1.4.4.8當各水位計偏差大于 30mm 時，應立即匯報，并查明原因予以消除，當不能保證兩種類型水位計正常運行時，必須

26、停爐處理。1.4.4.9給水自動方式下，當主蒸汽流量800t/h 時，給水自動采用單沖量控制，當主蒸汽流量800t/h 時，自動轉換為三沖量控制。1.4.4.10鍋爐就地水位計正常情況下應該全部投入。汽包就地水位計應保持云母片清晰，照明充足，無漏汽、漏水現象。若水位計水位無輕微晃動或云母片不清晰時，應立即沖洗水位計。1.4.5鍋爐連續排污調整鍋爐正常運行時，可根據化學要求調整鍋爐連續排污流量，但要保證鍋爐最小排污流量大于 6t/h。1.5設備定期工作機組正常運行中的定期試驗，應選擇機組運行穩定時進行。運行中設備的試驗，應做好局部隔離措施，不得影響運行設備的安全。對于試驗中可能造成的后果，做好事

27、故預想。工作內容工作日期班次要 求引風機油站油泵切換每月 1、16 日前夜 定冷水泵切換每月 1、16 日中班軸加風機切換每月 2、17 日前夜一次風機電機潤滑油站油泵切換每月 2、17 日前夜 一次風機液壓油站油泵切換每月 3、18 日前夜 送風機油站油泵切換每月 4、19 日前夜 熱網循環泵切換（只做在 5 號機）每月 5、20 日前夜 供暖期執行開式循環水入口濾網反沖洗（3 個）每月 5、15、25 日 前夜按操作票執行（為防止跑水，沖洗完畢后將控制旋鈕保持手動位）工作內容工作日期班次要 求循泵房排污泵手動啟動試驗每月 5、20 日后夜小機循環水二次濾網沖洗每月5/11/17/23/29

28、 日白班每月 11 日、23 日執行反沖洗操作引風機軸承冷卻風機切換每月 5、20 日前夜 1 號小機膠球清洗系統定期數球每月 4/11/18/25日后夜 嚴格執行操作票，記錄臺賬2 號小機膠球清洗系統定期數球每月 6/13/20/27日后夜 嚴格執行操作票，記錄臺賬主油箱排煙風機切換每月 6、21 日中班排汽裝置地坑排污泵手動啟動試驗每月 6、21 日后夜小機交流潤滑油泵切換每月 6、21 日前夜空氣析出箱排煙風機切換每月 7、22 日后夜大機頂軸油泵、盤車試轉每月 7、22 日后夜1 號小機直流油泵啟動試驗每月 7、22 日白班等離子冷卻水泵切換每月 7、22 日前夜 等離子投入時不做等離

29、子冷卻風機切換每月 7、22 日前夜 等離子投入時不做2 號小機直流油泵啟動試驗每月 8、23 日白班密封風機切換每月 8、23 日前夜 電動給水泵試轉每月 9、24 日后夜交流主密封油泵切換每月 9、24 日中班大機真空泵切換每月 9、24 日中班按 1231 的順序進行切換火檢冷卻風機切換每月 9、24 日前夜 發電機氣密性試驗每月 10 日全天氫壓保持在額定值，氫氣純度、濕度在合格范圍內，在測試的整個過程中，每小時記錄一次機內氫壓、氫溫、周圍大氣壓力和環境溫度，并算出漏氫量，應當小于 12Nm3/Day；漏氫量的測試持續時間應達到 24h。備用輔機循環水泵試轉每月 10、25 日中班開式

30、水泵切換每月 10、25 日前夜如果兩臺開式泵均停運，則進行兩臺開式泵試轉，正常后投備用稀釋風機卻換每月 10、25 日前夜 小機真空泵切換每月 11、26 日前夜空預器支承軸承、導向軸承潤滑油站油泵啟動試驗每月 11、26 日前夜 凝結水補充水泵切換每月 12、27 日后夜主機備用凝結水泵試轉每月 12、27 日后夜MSP、TOP、EOP 低油壓聯鎖啟動試驗每月 12、27 日中班直流密封油泵啟動試驗每月 12、27 日白班工作內容工作日期班次要 求閉式水泵切換每月 12、27 日前夜小機凝結水泵切換每月 13、28 日后夜高中壓主汽門、中調門部分行程活動試驗每月 6、13、20、27日白班

31、EH 油泵切換每月 13、28 日前夜EH 油循環泵切換每月 13、28 日前夜高壓遮斷電磁閥在線試驗每月 14 日白班 嚴格執行操作票真空嚴密性試驗每月 15 日白班 嚴格執行操作票汽輪機主汽門、高調門、中聯門全行程活動試驗（每季度末月）每月 27 日白班 嚴格執行操作票小機油凈化裝置切換每月 17 日白班切換前先停運油凈化裝置、切換完成后投入主機凝結水泵切換每月 18 日前夜 機組停運時進行切換汽水損失率試驗每月 21 日白班 按照試驗大綱進行試驗！1 號小機真空嚴密性試驗每月 22 日白班2 號小機真空嚴密性試驗每月 23 日白班危急保安器注油試驗每月 24 日白班 嚴格執行操作票抽汽逆

32、止門活動試驗每月 26 日白班報警硬光子牌試驗每班一次燈光、音響正常除氧器、高低加、凝汽器水位計就地遠方校對每班一次指示一致主油箱油位計校對每班一次指示一致發電機油水監視器排污每天一次后夜 放水后關閉兩臺軸加冷卻風機底部放水每天一次前夜運行和備用的兩臺軸加冷卻風機底部放水，放水完畢后關閉放水手動門密封油真空泵放水每天一次前夜每天前夜班對密封油真空泵的油水分離器進行定期排水工作一次，保持油水分離器液位計油位在 1/2 至 2/3 之間，如發現油位低于 1/2，則聯系點檢加油或換油。放水時注意監視分離器液位。鍋爐汽包水位計就地遠方校對每天一次前夜 指示一致SCR 蒸汽吹灰每天一次中班 鍋爐全面吹灰

33、每天一次白班要求負荷不低于 70%額定負荷油槍連接軟管檢查每班二次每班 空預器吹灰每班一次每班煤油混燒期間及負荷低于25%投連續吹灰；煙氣差壓大于 1.2kPa 時增加吹灰。鍋爐結焦、積灰情況檢查每班二次每班 廠用、儀用壓縮空氣儲氣罐及機、爐房內壓縮空 每班一次每班 徹底排完后關閉工作內容工作日期班次要 求氣母管排污煤倉拉空檢查5 號機單日 6 號機雙日前夜5 號爐每周拉空倉順序：周一A 倉、周二 B 倉、周三 C 倉、周四 D 倉、周五 E 倉、周六 F倉；6 號爐：周一 F 倉、周二E 倉、周三 D 倉、周四 C 倉、周五 B 倉、周六 A 倉。如對應磨煤機檢修必須在運行日志中說明情況。備

34、用磨煤機切換每月 3 日、10 日、17 日、24 日后夜 汽包雙色水位計沖洗每月 10 日后夜 供、回油快關閥開關試驗，油槍點火試投、吹掃 每月 8 日、23 日后夜 鍋爐對空排汽及事故放水門試驗每月 9 日前夜 一、二次門禁止同時開啟EBV 閥電氣回路試驗每月 25 日白班試驗前關閉手動門，試驗后開啟等離子引弧試驗每月 28 日前夜 發電機碳刷溫度測定及大軸接地碳刷檢查每班一次記錄相關參數電纜夾層、溝道、橋架測溫每天一次前夜柴油發電機試轉每月 9/23白班 空載保護壓板檢查每月 8 日后夜升壓站、配電間關燈檢查每月 19 日后夜 無過熱、爬弧、發紅、放電0 號除塵變測絕緣每月 12/27

35、日白班0 號空冷變測絕緣每月 13/28 日白班應急照明燈具試驗每月 28 日前夜啟備變冷卻器電源切換（每季度末月）每月 28 日前夜集控直流事故照明切換每月 28 日前夜高廠變冷卻器電源切換（每季度末月）每月 29 日前夜主變冷卻器電源切換（每季度末月）每月 30 日前夜主變冷卻器切換每月 30 日前夜1.6機組特殊運行方式1.6.1單側風機運行1.6.1.1鍋爐引、送、一次風機并列運行中因故需要停止一側進行檢修時，機組負荷降至300MW 左右，將故障風機負荷轉移到運行風機上。若停運送(引)風機，解除相應引(送)風機聯鎖跳閘保護。1.6.1.2調整鍋爐各參數穩定后，停止故障風機，同時檢查運行

36、風機電流不超限。1.6.1.3單側一次風機運行時，保持三臺磨煤機運行，其它磨煤機停止通風。1.6.1.4單側風機運行期間，停運風機的電源開關應在試驗位，如需拉至檢修位，熱工應采取措施保證運行風機跳閘后 MFT 可靠動作。1.6.2單汽泵運行1.6.2.1機組在啟動或停機時，采用汽泵給鍋爐上水時，電泵在備用狀態(CRT 不投備用)，出口門開啟，以便汽泵跳閘或汽包水位低時隨時投入運行。1.6.2.2機組正常運行期間，一臺汽泵檢修，另一臺汽泵與電泵并列運行。采用此運行方式時，機組最高負荷不得超過 530MW，否則 RB 將會動作。1.6.3加熱器解列1.6.3.1機組運行中部分加熱器解列，防止機組通

37、流部分過負荷，必須按下表限制機組負荷。序號停運加熱器組合汽輪機允許最高負荷11 號高加100%額定負荷22 號高加100%額定負荷33 號高加100%額定負荷41、2 號高加100%額定負荷51、2、3 號高加100%額定負荷62、3 號高加100%額定負荷75 號低加100%額定負荷86 號低加100%額定負荷95、6 號低加90%額定負荷106、7 號低加90%額定負荷115、6、7 號低加90%額定負荷1.6.3.2機組高負荷投高加1.6.3.2.1高加投運時退出 AGC，負荷降至 570MW 以下保持穩定。1.6.3.2.2高加投入時嚴格控制各高加出口給水溫升不超過 1.15/min。

38、1.6.3.2.3高加投入過程中，及時將疏水倒至正常方式，防止管路振動。1.6.3.3機組高負荷停高加1.6.3.3.1停高加前退出 AGC，負荷降至 560MW 以下保持穩定。1.6.3.3.2緩慢均勻關閉 1、2、3 號高加進汽電動門，控制給水溫降速率不超過 1.15/min，調整加熱器水位正常。1.6.3.3.3高加汽側停止后，根據需要決定水側是否倒旁路。1.6.3.4機組高負荷事故解列高加1.6.3.4.1機組高負荷事故解列高加后，將協調切至機跟隨方式。1.6.3.4.2立即手動減少燃料量，降低主汽壓力，防止機組過負荷。1.6.3.4.3調整過程中，密切監視汽溫、軸向位移、振動、各監視

39、段壓力等參數的變化，若監視段壓力超限，立即降低機組負荷。1.6.4勵磁系統手動1.6.4.1在手動通道運行時，對發電機勵磁進行連續監視。1.6.4.2加減負荷時注意調整無功,防止發電機超進相能力運行或轉子過負荷。1.6.5發電機進相運行發電機進相運行時，將使其靜態穩定特性降低，發電機定子端部鐵芯及結構件溫度上升，廠用電電壓降低。經過試驗5-6號發電機在各典型工況下的進相運行深度如下表有功(MW)無功(MVar)功率因數300-1200.928(超前)360-1000.964(超前)420-1000.973(超前)480-850.985(超前)540-700.991(超前)600-500.997

40、(超前)1.6.5.1發電機進相運行時，應遵守以下規定1.6.5.1.1進相運行時的無功負荷及功率因數不允許超過以上表格規定的數值。1.6.5.1.26kV 廠用母線電壓最低不允許低于 5.9kV，380V 廠用母線電壓最低不允許低于375V。1.6.5.1.3啟動大容量設備時適當提高母線電壓。1.6.5.1.4在各工況點發電機進相時，如果“低勵限制”動作，則再不允許加深進相深度，應立即手動增加勵磁以減少進相深度，并及時匯報總工。1.6.5.2發電機進相運行時應加強對發電機各部溫度的監視且不允許超過以下允許值：1.6.5.2.1定子鐵芯溫度120。1.6.5.2.2定子鐵芯端部結構件溫度120

41、。1.6.5.2.3定子繞組層間溫度120。1.6.5.2.4定子繞組及出線水溫度85。1.6.5.3兩臺發電機組運行功率因數應基本一致，不允許出現有的機組進相，有的機組大量發無功。1.6.5.4進相運行時，AVR 必須在自動方式，失磁保護投入。1.6.5.5發電機進相運行特別是深度進相運行時，做好發電機失磁及失步的事故預想。1.6.6發電機運行參數異常1.6.6.1在額定功率因數和額定氫氣壓力時，發電機最大連續輸出有功功率為 655MW。1.6.6.2在額定功率因數下，電壓偏離額定值5%范圍內，同時頻率偏離額定值0.5Hz范圍內，發電機能連續輸出額定功率。1.6.6.3發電機低功率因數運行時

42、，轉子勵磁電流不允許大于額定值；功率因數增大時，發電機的視在功率不能大于其額定值，功率因數變化時的允許運行負荷見附錄 D.8 形曲線。1.6.6.4定子繞組能承受下表短時過電流運行，不產生有害變形及接頭開焊等情況。這種運行工況，每年不得超過二次，時間間隔不小于 30min。允許持續時間(秒)102030405060定子電流/定子額定電流2.171.691.51.391.321.271.6.6.5轉子繞組能承受下表短時過電壓運行，每年不得超過二次，時間間隔不小于 30min。時間(s)103660120勵磁電流額定勵磁電流2.081.461.251.121.6.6.6發電機進風溫度高于額定值時，

43、定子電流的允許值按下表的原則確定(冷氫溫度最高不允許超過 55)進風溫度（）每升高 1定子電流比額定值減少（%）每升高 1定子電流比額定值減少值（A）47-502349.950-553524.91.6.6.7當發電機冷氫溫度為額定值時，其負荷應不高于額定值的 1.1 倍；當冷氫溫度低于額定值時，不允許提高發電機出力。1.6.6.8當一臺氫冷卻器停運時，發電機負荷不大于 80%額定負荷。嚴密監視發電機定子鐵芯及線圈溫度，如不能維持溫度則繼續降低機組負荷。1.6.6.9發電機運行負載不平衡時1.6.6.9.1如果持續負序電流不超過額定電流的 8%，且每相電流不大于額定電流，允許發電機長期運行。1.

44、6.6.9.2如果運行中發現發電機三相不平衡電流超過規定值，應立即降低發電機定子電流，使其不超過規定值，同時嚴密監視發電機各部溫度。如果發現溫度異常升高，不平衡電流增大應緊急停機。1.6.6.10當發電機冷氫溫度為額定值時，其負荷應不高于額定值的 1.1 倍；當冷氫溫度低于額定值時，不允許提高發電機出力；當發電機冷氫溫度高于額定值時，每升高 1時，定子電流相應減小 2%。但冷氫溫度超過 48不允許發電機運行。1.6.6.11運行中應對定子線棒層間測溫元件的溫差和出水支路的同層各定子線棒引水管出水溫差進行監視。發電機定子線棒層間測溫元件的溫差達 8或定子線棒引水管同層出水溫差達 8報警時，應查明

45、原因并加強監視，此時可降低負荷，檢查定子三相電流是否平衡，定子繞組水路流量與壓力是否異常，如果發電機的過熱是由于內冷水中斷或內冷水量減少引起，則應立即恢復供水；當定子線棒溫差達 12或定子引水管出水溫差達 12，或任一定子槽內層間測溫元件溫度超過 90或出水溫度超過 85時，應立即降低負荷，在確認測溫元件無誤后，為避免發生重大事故，應立即停機，進行反沖洗及有關檢查處理。1.6.7單機運行快切裝置屏壓板投退方式及注意事項1.6.7.15、6 號機組快切裝置屏壓板與機組正常方式保持不變。1.6.7.2退出運行機組廠用快切裝置屏內的線路保護動作閉鎖 A 分支快切和線路保護動作閉鎖 B 分支快切壓板。

46、1.6.8穩控投切機運行快切裝置屏壓板投退方式及注意事項1.6.8.15、6 號機組投切單機運行方式期間快切裝置屏壓板投退說明:5、6 號機組快切裝置屏壓板與機組正常方式保持不變。1.6.8.25、6 號機組同時投切機運行方式期間快切裝置屏壓板投退說明:1.6.8.2.1退出 5 號機組廠用快切裝置屏內線路保護動作閉鎖 A 分支快切和 6 號機組廠用快切裝置屏內線路保護動作閉鎖 B 分支快切壓板（此兩個壓板長期退出）。1.6.8.2.2退出 5 號機組廠用電快切裝置屏內5B 段快切跳 615B 工作進線開關和5B 段快切合 605B 備用進線開關壓板。1.6.8.2.3退出 6 號機組廠用電快

47、切裝置屏內6A 段快切跳 616A 工作進線開關和6A 段快切合 606A 備用進線開關壓板。1.6.8.2.4安穩裝置動作投切雙機時，廠用電源只能切至 5 號機組 6KV 5A 段和 6 號機組6KV 6B 段；當單臺機組跳閘，廠用電源只能切至對應的 6KV 一段母線，其余一段需要在 DCS上手動恢復。1.6.8.2.5安穩裝置動作投切雙機時，當一臺機組穩控動作切除后需恢復運行機組廠用電快切裝置屏內壓板至正常方式。1.6.8.2.6當單臺機組鍋爐 MFT 后，必須立即投入本機快切裝置屏所退出的快切保護壓板（5 號機組：5B 段快切跳 615B 工作進線開關壓板、5B 段快切合 605B 備用

48、進線開關壓板；6號機組：6A 段快切跳 616A 工作進線開關壓板、6A 段快切合 606A 備用進線開關壓板），線路閉鎖壓板保持不變；防止單臺機組因 MFT 后，機組停機后，6KV 母線失電情況的發生。1.7機組的防凍規定1.7.1防凍總體要求1.7.1.1每年十月初，進行一次全面防凍檢查，主廠房、循環水泵房、引風機房、空壓機房、柴油機房等處裝設溫度計，定期檢查記錄。1.7.1.2環境溫度低于 5時，停運廠房各屋頂風機、通風機，檢查門窗完好、關閉嚴密。投入水暖系統運行，適當調整熱網供水溫度。1.7.1.3各廠房室內監視點溫度不得低于 5，否則投入暖風機、暖氣或加大供熱量，必要時增加臨時采暖裝

49、置。柴油機水箱添加-30防凍液。1.7.1.4運行人員應每班檢查一次各取暖設備工作是否正常。1.7.1.5保證所有冷卻水系統運行，各輔機用冷卻水保持通水狀態。如果有檢修工作需停運冷卻水時，必須將冷卻水放盡或采取臨時防凍措施后方可停運，并通知熱工檢查相應壓力表管等裝置。1.7.1.6廠房外各閥門井防凍工作由凱業公司負責。1.7.1.7冬季機組停運時1.7.1.7.1冬季機組停運后鍋爐應盡可能采用干式保養。1.7.1.7.2兩臺機組停運后，華能大壩電廠供采暖汽源，否則由啟動鍋爐供汽。1.7.1.7.3保證廠房內汽、水供暖和加熱空調均正常投入，室內溫度保持 10以上。1.7.1.7.4將化學取樣管存

50、水放盡或投入伴熱，通知熱工將所有壓力表管及測量表計存水放盡。1.7.1.7.5機組長期停運時所有停運的汽、水系統均應放盡存水，無放水閥時應聯系檢修解法蘭放水。1.7.1.7.6對室外可能會造成凍結的設備與系統，應采用放水或定期啟動的方法防凍。1.7.1.7.7監視鍋爐空預器入口煙溫，低于 5時及時通知設備部鍋爐專業采取臨時防凍措施，特別加強鍋爐壁溫及煙溫監視，防止鍋爐受熱面凍壞。1.7.1.7.8冷灰斗水封水適當開大，保持溢流，以免凍結。1.7.2汽機專業1.7.2.1適當開啟凝補水泵再循環，保持凝補水泵連續運行。1.7.2.2室外循環水、循環水排污水等閥門井無特殊要求時井蓋要蓋嚴，閥門井內有

51、水及時抽出，防止結冰。1.7.2.3冬季控制循環水溫度不低于 10。1.7.2.4冬季根據循環水入口溫度、環境溫度和機力冷卻塔結冰情況，在進風口加掛擋風板。1.7.2.5冬季循環水系統全部停運時，開啟循環水回水管道放水門，放盡存水。1.7.2.6冬季一臺機組循環水系統停運時，開啟循環水回水聯絡門，保持 14 號機力冷卻塔運行。1.7.2.7當環境溫度低于 5時，通知點檢將空冷島沖洗水箱及沖洗管路內水全部放盡。1.7.3空冷島防凍1.7.3.1機組啟、停過程中空冷島防凍1.7.3.1.1機組啟動抽真空前且排汽壓力15kPa 時，禁止熱水、熱汽進入排汽裝置。1.7.3.1.2空冷系統投運前兩小時投

52、入空冷島各電動門電加熱。1.7.3.1.3機組啟動初期，注意 ACC 冬季保護程序、回暖程序運行情況，異常時手動進行控制。1.7.3.1.4鍋爐點火后，采用對空排汽的方法進行升溫、升壓。當主蒸汽流量達到空冷凝汽器的最小防凍流量時(空冷最小防凍流量詳見集控輔機運行規程)，環境溫度在-5以內，鍋爐主汽壓力 1.5MPa，A 磨煤機煤量 35t/h 時或環境溫度在-5到-10，鍋爐主汽壓力 2.0MPa，A 磨煤機煤量 40t/h 時，可投入旁路系統運行，同時開啟機組管道疏水。環境溫度低于-10時，盡量選擇白天氣溫高時啟機。1.7.3.1.5旁路投入運行后，鍋爐應加強燃燒，逐漸開大高、低旁(高旁開度

53、大于 80%，低旁盡量保持全開，低旁出口溫度控制在 120左右)，保證空冷島最小防凍進汽量。1.7.3.1.6機組啟、停盡量選擇白天氣溫高時進行。1.7.3.1.7機組并網后，隨著蒸汽量的增加，當已投入的散熱器凝結水溫度均高于 35時，按 2、7、1、8 列的順序，逐漸投入運行。1.7.3.1.8空冷投入運行初期，如逆流區凝結水溫度低，要根據相鄰兩列對應風機的運行情況調整逆流風機轉速，不可盲目反轉逆流風機。1.7.3.1.9冬季啟、停機過程中應就地實測空冷島各列散熱器迎風面下聯箱(凝結水溫度)和散熱器管束溫度，有異常時應及時調整并增加測量次數。1.7.3.1.10停機過程中，要根據真空情況按照

54、由外到內的順序依次退出各列散熱器。機組打閘后，立即關閉所有進入排汽裝置的疏水門，關閉所有空冷散熱器進汽閥。通過向排汽裝置補水、5 號低加出口放水的方法維持凝結水溫度在 45以下，凝結水泵連續運行 68h。1.7.3.1.11停機過程中，隨著主控制器 PID 輸出的不斷減少，注意檢查逆、順流風機按順序停止。1.7.3.1.12汽輪機打閘轉速到零后，停運真空泵，破壞真空。1.7.3.1.13機組停運后，嚴禁開啟旁路進行鍋爐降壓。1.7.3.1.14停機過程中，機組的負荷必須滿足空冷最小防凍流量，否則投入旁路以提高蒸汽流量或者立即打閘停機。1.7.3.1.15停機過程中，適當提高機組運行背壓，以增加

55、進入空冷島的蒸汽流量。1.7.3.1.16機組停運后，立即開啟空冷島凝結水回水旁路手動門，防止凝結水回水管道結冰凍裂。1.7.3.2機組正常運行中空冷島防凍1.7.3.2.1冬季模式下，閥門程控投入時，空冷島“8、1、7、2”列進汽閥聯開、聯關值分別為(90%、50%)、(80%、45%)、(70%、40%)、(60%、32%)，100%蒸汽量對應為 1900t/h。1.7.3.2.2空冷島進汽閥關閉后檢查嚴密性，否則應聯系檢修處理。1.7.3.2.3監視、調整空冷島各列凝結水溫度在 35以上，并保證其過冷度5。否則可采用增加負荷、啟動備用真空泵、提高機組運行背壓、設置偏置減小風機出力或直接停

56、運相應列風機的方法進行調整。1.7.3.2.4監視、調整空冷島各列逆流區抽氣溫度在 35以上。1.7.3.2.5每班測量兩次空冷島順流散熱器下部溫度和逆流散熱器上部溫度，當溫度25、各列散熱片上、下溫差5或各列凝結水溫度測點對應的聯箱溫度35時，及時調整，并增加測量次數。1.7.3.2.6機組背壓不正常增大時，不可盲目加大風機轉速，應檢查補水量是否異常增大，判斷空冷散熱器以及凝結水管道是否凍結。1.7.3.2.7空冷散熱器 DCS 測點值與就地實測溫度均偏低且調整無效時，及時匯報相關領導，并聯系檢修人員對空冷散熱器加蓋棉被，并將其對應風機的風筒用帆布封堵。1.7.3.2.8機組運行中,無特殊情

57、況,閥門程控退出且不允許關閉空冷進汽閥。1.7.3.2.9特殊情況下，關閉空冷某一列進汽閥后，必須每小時實測進汽閥前、后溫度，以確定閥門是否嚴密。若閥門內漏不嚴，關閉時間不得超過 2h。1.7.3.3機組事故情況下空冷島的防凍1.7.3.3.1鍋爐滅火后立即手動停運各空冷風機，各列進汽閥、凝結水閥按規定順序手動關閉，盡快啟動恢復，快速帶負荷，并將背壓設定值提高至 25kPa 以上，防止高背壓保護動作停機，必要時可切除高、低加汽側運行，除氧器汽源切換至輔汽，以增加排汽裝置的進汽量。1.7.3.3.2機組跳閘后，必須設專職人員監視空冷畫面，立即手動停運各空冷風機，各列進汽閥、凝結水閥按規定順序手動

58、關閉，并檢查其嚴密性，否則聯系檢修校緊。1.7.3.3.3機組跳閘后，關閉所有管道疏水門，維持凝結水泵正常運行。1.7.4鍋爐專業1.7.4.1一次風、二次風暖風器正常投入，調整暖風器后風溫10，冷酸綜合溫度148，如果因設備缺陷需停運暖風器時，必須將暖風器內存水放盡。1.7.4.2機組啟動點火前，應提前將燃油系統、輔機油系統打循環。1.7.4.3鍋爐各輔機油站電加熱器正常備用，具備投入條件。各輔機冷卻水通過調節冷卻水供、回水門限制冷卻水流量，防止油溫過低，但要保證水流暢通。1.7.4.4冬季機組停運，壓縮空氣系統運行期間，每班儲氣罐、供氣管道放水一次，防止放水管道上凍；壓縮空氣系統停運后，開

59、啟儲氣罐、供氣管道放水門。1.7.4.5鍋爐取樣伴熱管必須正常投入。1.7.4.6重點檢查鍋爐廠房、引風機房、空壓機房內消防水管道，防止凍裂跑水。1.7.4.7刮西南風時要注意機力塔風機運行時濕空氣吹至 5 號爐南側，造成 1 號一次風機和 1 號送風機入口濾網結冰，風機出力降低引起喘振，巡檢時發現結冰聯系檢修處理。1.7.4.8鍋爐爐定排管排汽凝結落至 5 號爐 2 號一次風機入口和 6 號爐 1 號一次風機入口造成濾網結冰，風機出力降低引起喘振，巡檢時發現結冰聯系檢修處理。1.7.4.9冬季 SCR 吹灰結束后保持疏水門開啟，聯系檢修投入電加熱，防止疏水管道、閥門凍結1.7.5電氣專業1.7.5.1室外溫度低于 5以下時，投入室外設備機構箱、操作箱、端子箱電加熱器。1.7.5.2各蓄電池室溫度低于 5時，檢查暖氣投入正常，室內溫度低于 0時必須采取臨時采暖措施。