600MW汽轮发电机组机组运行

600MW 汽轮发电机组机组运行1.1机组正常运行参数1.1.1水、汽质量标准名 称分析项目单位标准备注硬度moL/L0SiO2g/L20补给水氢电导率(25)S/cm0.2硬度moL/L0O2g/L30氢电导率(25)S/cm0.3凝结水泵出口钠g/L10电导期望值0.2S/cm氢电导率(25)S/cm0.2钠g/L5SiO2g/L15凝结水经覆盖式过滤器处理后铁g/L8氢电导期望值0.15S/cm除 氧 器O2g/L7硬度moL/L0氢电导率(25)S/cm0.3溶解氧g/L7N2H4g/L1030pH9.29.6铁g/L20油mg/L0.3给 水SiO2g/L20氢电导期望值0.15S/cmpH99.7磷酸根mg/L0.31.0氯离子mg/L1SiO2mg/L0.2电导率(25)S/cm20炉 水总含盐量mg/L20总含盐量为参考指标钠g/kg10SiO2g/kg20铁g/kg20蒸 汽氢电导率(25)S/cm0.3氢电导期望值0.15S/cm电导率S/cm2硬度moL/L2.0pH89发电机内冷水铜g/L20硬度moL/L5.0疏 水铁g/L501.1.2汽轮机润滑油质量标准质 量 指 标项 目#20检验方法外 观透明外观目测机械杂质无外观目测运动粘度(mm2/s)与新油原始测量值偏离值20%GB/T 265水 分(mg/L)100GB/T 7600闪点(开口杯，)与新油原始值比不低于 15GB/T267酸值(mg KOH/g)0.2GB/T264液相锈蚀无锈GB/T11143颗粒度，级NAS 1638）8SD 313破乳化度(min)60GB/T 76051.1.3汽轮机 EH 油质量标准试验项目质量标准试验方法外观透明DL/T 429.1颜色桔红DL/T 429.2密度(20)，g/cm31.131.17GB/T 1884运动粘度(40)，mm2/s39.152.9GB/T265凝点，18GB/T 510闪点(开口)，235GB/T 267自燃点，530颗粒污染度(NAS 1638)，级6SD 313水分 mg/L1000GB/T7600酸值，mgKOH/g0.15GB/T 2641.1.4汽轮机正常运行参数名 称单位正常值最高值最低值跳 闸 值主蒸汽流量t/h1885.52070主蒸汽压力MPa16.6717.5主蒸汽温度538546530机组负荷300MW，主蒸汽温度474；180MW机组负荷300MW，主蒸汽温度460；机组负荷180MW，主蒸汽温度350276350180300引风机350320300180600送风机350320300180300一台汽泵跳闸,电泵联启530450480180300一台汽泵跳闸,电泵未联350280300180300两台汽泵停运且电泵运行300150180180300磨煤机530120/台-1803001.2.3旁路运行方式1.2.3.1汽轮机冲转前可将高、低旁压力控制阀，减温水调整门投自动，机组并网切缸结束后切手动。1.2.3.2机组甩负荷或事故状态下，立即投入高低旁减温水自动，并手动开启高、低压旁路调整阀。1.2.4冷却水系统运行方式1.2.4.1循环水、开式水、闭式水等冷却水系统应保持正常运行，备用冷却器保持少量通水。1.2.4.2闭式水系统停运前，将仪用空压机冷却水倒至另一台机组带，停运的闭式水至仪用空压机供回水门关闭上锁。1.2.4.3辅机循环水系统停运时，应先停运开式水系统，再停循环水泵。1.2.5辅汽系统运行方式1.2.5.1辅汽系统正常运行时，辅汽联络管联络门全部开启，辅汽联络管各疏水器投入，保持热备用状态。1.2.5.2四抽至辅汽电动门在机组负荷 300MW 以上时开启，冷再至辅汽电动门开启，冷段至辅汽保持热备用状态。辅汽至除氧器备用汽源疏水器投入，保持热备用状态。1.2.5.3机组停运时，关闭本机四抽及冷再供辅汽电动门，本机辅汽由邻机带。1.2.6仪用空压机系统运行方式1.2.6.1正常运行维持两台仪用空压机运行(5、6 号机各带一台)，两台备用。1.2.6.2仪用压缩空气干燥机一套投入自动运行，另外一套投入备用。1.2.6.3储气罐正常投入，罐底部及压缩空气管线定期排污。1.2.7制粉系统运行方式1.2.7.1锅炉总煤量在 0-50t/h 保持一台磨煤机运行，总煤量在 50-120t/h 保持两台磨煤机运行，总煤量在 120-180t/h 保持三台磨煤机运行，总煤量在 180-240t/h 保持四台磨煤机运行，总煤量在 240-310 t/h 保持五台磨煤机运行。总煤量在 310t/h 以上根据机组情况可以六台磨煤机运行。1.2.7.2严格执行 6kV 电机的启停规定，尽量减少磨煤机的启停次数。1.2.7.3最多允许两台备用磨煤机通风，一台热备用，一台冷备用。1.2.7.4启停制粉系统时，在暖磨和磨煤机吹空过程中应缓慢增减风量。1.2.7.5非事故情况下，尽量采用前后墙燃烧器对称运行方式。1.2.8发电机运行方式正常运行的发电机，其各参数应保持在额定范围内运行，当参数偏离额定值时，应及时调整，并必须遵循下列原则。1.2.8.1发电机定子电压1.2.8.1.1发电机定子电压允许在额定值的5%（20.9kV23.1kV）范围内变动，此时发电机的出力可保持不变，发电机仍可以在额定容量、额定频率及功率因数下运行。1.2.8.2发电机定子电流1.2.8.2.1发电机在额定参数下连续运行，不平衡电流应小于 8%的额定电流，短时负序电流须满足 I2t10 的要求。1.2.8.2.2定子电流能承受短时过电流运行，且满足下列公式：(I2-1)t=37.5s，其中：I定子电流的标么值；t持续时间，适用范围 1060s,每年不超过两次。当定子电压下降到低于额定值的 95%(20.9kV)时，定子电流长时间允许值不得超过额定值的 105%(18370A)。1.2.8.3发电机不同氢压时的出力：(见附图 D.4“容量曲线”)氢压 0.2MPa 时(cos=0.9)400MW氢压 0.3MPa 时(cos=0.9)500MW1.2.8.4发电机失磁运行能力：(见附图 D.2“失磁运行曲线”)有功负荷在 240MW，允许运行 15 分钟。1.2.8.5发电机电压和频率发电机运行期间频率的变化范围为 500.5Hz 时，能保证发电机在额定出力下运行。允许范围见下表(见附图 D.5“电压频率偏差范围”)允许时间频率(Hz)每次(秒)累计(分钟)51.0-51.5303050.5-51.018018048.5-50.5连续运行48.0-48.530030047.5-48.0606047.0-47.52010短时 U/f 能力见下表(见附图 D.6“短时 U/f 能力曲线”)定子电压/频率1.251.191.151.121.101.091.081.071.05时间(秒)57.5101520304560当功率因数为额定值时，电压变化范围不超过5%和频率变化范围不超过-3%+1%时(见附图 E.4“电压频率偏差范围”中阴影部分)，发电机允许连续输出额定功率。当电压变化范围不超过5%和频率变化范围不超过-5%+3%时，发电机也允许输出额定功率，但每年不超过十次，每次不超过 8 小时。1.2.8.6定子绕组允许断水时间(见附图 D.3“定子绕组断水运行曲线”)定子绕组断水有两种运行方式可供用户选择：第一种方式：带额定负荷运行 30s，若 30s 后备用水泵不能投入，冷却水流量不能恢复，则应解列发电机，并使发电机端电压降为零。第二种方式：断水 5s 后开始减负荷，2min 内降到 26%额定负荷，此后，根据线圈入口、线圈出口、离子交换器出口共 3 个水的导电率选择运行方式：如三个点均0.5S/cm,运行1 小时(详见附图“定子绕组断水运行曲线”C 段)；如其中一点0.5S/cm,运行 3 分钟(详见附图“定子绕组断水运行曲线”B 段)；如三点均0.5S/cm,立即停机(详见附图“定子绕组断水运行曲线”A 段)1.2.8.7发电机氢气冷却器不同进水温度下发电机的出力(见附图 D.7)“发电机氢气冷却器进水温度与出力曲线”发电机氢冷器进水温度在2038，超过38时按照发电机氢气冷却器进水温度与出力曲线，控制发电机出力；进水温度达40时，冷却器出风温度将大于46，因此控制进水温度不大于40。当一台氢冷器退出运行后，发电机能输出80%额定功率。1.2.8.8调峰能力1.2.8.8.1允许负荷变化范围：40%100%1.2.8.8.2每年允许启停次数：250 次1.2.8.8.3总计允许启停次数：10000 次。发电机运行期间周波的变化范围为 500.5Hz，能保证发电机在额定出力下运行。1.2.9发电机碳刷运行规定1.2.9.1碳刷及滑环表面没有冒火现象。1.2.9.2检查碳刷长度正常，碳刷最短不能短至原碳刷的 1/3，否则及时填缺或联系设备部电气点检更换。1.2.9.3电刷边缘是否有剥落情况。1.2.9.4电刷在刷框内有无跳动现象。1.2.9.5电刷刷辫是否完整，与电刷的连接是否良好，有无发热及触碰机构件的情况。1.2.9.6刷握与刷架上是否脏污或有积垢。1.2.9.7集电环(滑环)表面应无变色、过热现象。1.2.9.8检查刷架处的空气过滤器正常。当此过滤器堵塞时，及时清理。1.2.9.9发电机大轴的接地电刷接触良好，接地线应接地良好。1.2.9.10按巡检规定测量碳刷及滑环表面温度，其温度不能高于 100，最高不能高于 1201.2.10励磁系统运行方式1.2.10.1正常情况下，AVR 选择在“远方”、“自动”方式(Auto)下运行，M1 为主通道运行，M2 自动跟踪作为备用通道运行。任一通道故障，均不影响机组正常运行，单通道运行时联系继保人员尽快恢复故障通道。1.2.10.2“手动/自动”切换，必须在跟踪正常时才允许切换。1.2.10.3在手动方式运行时，及时汇报调度，有功负荷变化时注意调整无功负荷，运行人员应对发电机励磁进行连续监视；加、减负荷时注意调整无功,防止发电机超进相能力运行或转子过负荷。1.2.10.4发电机不允许在手动方式下长期运行。1.2.10.5励磁系统共有三台整流柜，每台整流柜输出电流为 3200A，当任一台功率整流柜故障退出后，其它功率整流柜将承担其工作电流，但必须联系检修检查处理，并加强监视另两台整流柜的运行。二台功率整流柜故障后，励磁电流限制器设定值将自动减少，不能进行强励。如果三台功率整流柜故障则发电机自动灭磁。1.3机组正常运行规定1.3.1注意事项1.3.1.1设备运行中应严密监视其运行参数和运行状态，除事故处理外，严禁设备超出力运行。1.3.1.2新投入运行或异常运行的设备要加强巡检和监视。1.3.1.3机组正常运行时，自动投入率应达到 100%。1.3.1.4所有运行、备用设备的联锁、保护必须投入。需退出联锁、保护时，必须履行审批手续，并事先做好安全措施。运行中发现参数异常，确认为保护回路或保护测量元件故障时，立即联系热工人员解除可能误动的保护。动力设备跳闸后检查电气保护是否动作，再确认热工保护，跳闸原因不清时，不得再投入运行。备用设备联动后，应彻底查清联动原因。1.3.1.5轴封投入期间，低辅联箱温度不得低于 210，过热度不低于 30，否则采取措施提高温度。1.3.1.6锅炉的引、送风机并列操作时，待并列风机启动后，调整两台风机出力平衡。当引风机并列操作完成，运行稳定后，将引风机调节方式投入自动，然后进行送风机的并列操作。1.3.2发电机系统正常运行中的检查1.3.2.1发电机正常运行中的检查1.3.2.1.1运行中应对定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差进行监视。发电机定子线棒层间测温元件的温差达 8或定子线棒引水管同层出水温差达 8报警时，应查明原因并加强监视，此时可降低负荷，检查定子三相电流是否平衡，定子绕组水路流量与压力是否异常，如果发电机的过热是由于内冷水中断或内冷水量减少引起，则应立即恢复供水；当定子线棒温差达 12或定子引水管出水温差达 12，或任一定子槽内层间测温元件温度超过 90或出水温度超过 85时，应立即降低负荷，在确认测温元件无误后，为避免发生重大事故，应立即停机，进行反冲洗及有关检查处理。1.3.2.1.2正常情况下，发电机定子线圈各槽出水温度及汇水管总出水温度均不大于 73，最高出水温度与平均出水温度之差一般应小于 5，不得大于 8。1.3.2.1.3正常运行时定子绕组进水温度应高于冷氢温度至少 25，任何情况下定子冷却水及氢冷器冷却水在发电机内的压力值都应低于氢气压力至少 0.05MPa。1.3.2.1.4封闭母线无振动，放电、局部过热现象。1.3.2.1.5发变组保护投入运行正常，指示灯指示正常，无异常报警。1.3.2.1.6各 CT、PT、中性点变压器无发热、振动及异常现象。1.3.2.2励磁系统的检查1.3.2.2.1机组正常运行时，加强对发电机电压、厂用母线电压的监视，及时调整无功负荷，保证两台机无功负荷平衡、电压在正常范围内。1.3.2.2.2DCS 及就地控制面板上各状态指示一致，无报警。1.3.2.2.3励磁变前后网门、励磁小间各柜门关闭。1.3.2.2.4整流柜五极刀闸状态指示正确。1.3.2.2.5励磁小间空调设备运行正常，室温不超过 25。1.3.2.2.6整流柜风机、调节柜内各风机运行正常，进、出风口无杂物。1.3.2.2.7励磁变运行声音正常、无异味，各接头无过热变色现象,导电部分无腐蚀现象,套管清洁。1.3.2.2.8励磁变绕组、铁芯温度正常,温控器运行正常且在“自动”方式，绕组温度90启动风机；绕组温度80停止风机；绕组温度达到 140报警，达到 150跳闸（保护未投）。1.3.2.2.9励磁变附近无漏水、积水现象,照明充足,周围消防器材齐全。1.4锅炉运行调整1.4.1锅炉运行调整的主要任务1.4.1.1保证锅炉蒸发量在额定值内，并满足机组负荷的要求。1.4.1.2调整主、再热汽压、汽温正常。1.4.1.3保证受热面不超温。1.4.1.4均匀给水，维持正常汽包水位。1.4.1.5保持合格的炉水和蒸汽品质。1.4.1.6调整锅炉运行工况，减少热损失，提高锅炉热效率。1.4.1.7减少 SOx、NOx 的排放。1.4.2锅炉燃烧调整1.4.2.1锅炉运行中按下表调整风量。负荷30%MCR50%MCR75%MCR100%MCR氧量值%6.625.673.213.211.4.2.2正常运行时，调整二次风，使炉内燃烧稳定，火焰呈光亮的金黄色，火焰不偏斜、不冲墙，具有良好的火焰充满度。1.4.2.3锅炉负荷变化时，及时调整风量、煤量，保持汽温、汽压稳定。增负荷时，先增加风量，后增加给煤量；减负荷时，先减给煤量，后减风量。1.4.2.4正常运行时，前后墙燃烧器应尽量对称运行、均衡燃烧。1.4.2.5炉膛压力维持-150-50Pa。1.4.2.6锅炉本体各人孔门、检查孔关闭。1.4.2.7正常运行或油枪投入时，开启中心风。1.4.2.8调整燃烬风风量，减少运行过程中 NOx 的排放量。1.4.2.9了解燃煤性质，发现燃烧不稳，及时等离子拉弧或投油助燃。1.4.2.10正常运行时，未投运燃烧器的二次风门至少保持 10%的开度进行冷却。1.4.3汽温、汽压调整1.4.3.1正常运行期间，锅炉负荷大于 50%MCR，过热器、再热器出口汽温控制在 5415，两侧汽温偏差不超过 15。过热器一、二级减温水投自动，各级减温器后汽温至少有 11以上的过热度。一级减温后不能满足汽温要求，可通过二级减温调整。1.4.3.2正常运行时，再热汽温主要通过尾部烟气挡板调节。为防止烟道振动，再热器侧与过热器侧烟气挡板开度之和120%。过热器和再热器推荐的挡板开度见附录 B.2 所示。烟气挡板不能满足汽温调整时，允许投入再热减温水。再热器喷水减温器出口汽温至少有 14以上的过热度。1.4.3.3锅炉负荷20%MCR 时，一般不投入喷水减温，必须投入喷水时，注意喷水后汽温变化，防止蒸汽带水。1.4.3.4注意监视汽温、受热面温度，严禁超温运行。当高加退出、煤质变化等原因导致汽温、受热面超温时，应采取调整风量、增加减温水量、加强吹灰等方法进行调整，无效时降低机组负荷。1.4.3.5不可大幅度调整减温水量，防止汽温剧烈波动。1.4.3.6按规定进行锅炉本体、空气预热器、SCR 吹灰，保证受热面清洁。1.4.3.7机组正常运行时主汽压力投入滑压运行。1.4.4汽包水位调整1.4.4.1正常运行时，汽包水位控制在 050mm 范围内，给水流量与蒸汽流量一致。1.4.4.2运行中发现给水自动失灵应立即切至手动控制，维持汽包水位在正常范围，并通知热工尽快处理。1.4.4.3机组运行时，若负荷发生大幅度变化或锅炉对空排汽、EBV 开启及安全门动作时，要注意虚假水位，必要时可将水位自动切换至手动控制，调整给水流量，防止汽包满水或缺水。1.4.4.4给水泵切换或并列时，操作要缓慢平稳，防止切换过程中造成汽包水位波动过大。1.4.4.5汽包水位计以差压式水位计为基准，采用三选均值的方式进行优选。当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票。工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在 8 小时内恢复。若不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过 24 小时，并报上级主管部门备案。1.4.4.6汽包水位高、低保护采用独立测量的三取二逻辑判断方式，当有一点故障退出运行时，自动转换为二取二的逻辑判断方式，应办理审批手续，限期(不宜超过 8 小时)恢复；当有二点故障退出运行时，自动转换为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期恢复；如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。1.4.4.7当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。1.4.4.8当各水位计偏差大于 30mm 时，应立即汇报，并查明原因予以消除，当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。1.4.4.9给水自动方式下，当主蒸汽流量800t/h 时，给水自动采用单冲量控制，当主蒸汽流量800t/h 时，自动转换为三冲量控制。1.4.4.10锅炉就地水位计正常情况下应该全部投入。汽包就地水位计应保持云母片清晰，照明充足，无漏汽、漏水现象。若水位计水位无轻微晃动或云母片不清晰时，应立即冲洗水位计。1.4.5锅炉连续排污调整锅炉正常运行时，可根据化学要求调整锅炉连续排污流量，但要保证锅炉最小排污流量大于 6t/h。1.5设备定期工作机组正常运行中的定期试验，应选择机组运行稳定时进行。运行中设备的试验，应做好局部隔离措施，不得影响运行设备的安全。对于试验中可能造成的后果，做好事故预想。工作内容工作日期班次要 求引风机油站油泵切换每月 1、16 日前夜 定冷水泵切换每月 1、16 日中班轴加风机切换每月 2、17 日前夜一次风机电机润滑油站油泵切换每月 2、17 日前夜 一次风机液压油站油泵切换每月 3、18 日前夜 送风机油站油泵切换每月 4、19 日前夜 热网循环泵切换（只做在 5 号机）每月 5、20 日前夜 供暖期执行开式循环水入口滤网反冲洗（3 个）每月 5、15、25 日 前夜按操作票执行（为防止跑水，冲洗完毕后将控制旋钮保持手动位）工作内容工作日期班次要 求循泵房排污泵手动启动试验每月 5、20 日后夜小机循环水二次滤网冲洗每月5/11/17/23/29 日白班每月 11 日、23 日执行反冲洗操作引风机轴承冷却风机切换每月 5、20 日前夜 1 号小机胶球清洗系统定期数球每月 4/11/18/25日后夜 严格执行操作票，记录台账2 号小机胶球清洗系统定期数球每月 6/13/20/27日后夜 严格执行操作票，记录台账主油箱排烟风机切换每月 6、21 日中班排汽装置地坑排污泵手动启动试验每月 6、21 日后夜小机交流润滑油泵切换每月 6、21 日前夜空气析出箱排烟风机切换每月 7、22 日后夜大机顶轴油泵、盘车试转每月 7、22 日后夜1 号小机直流油泵启动试验每月 7、22 日白班等离子冷却水泵切换每月 7、22 日前夜 等离子投入时不做等离子冷却风机切换每月 7、22 日前夜 等离子投入时不做2 号小机直流油泵启动试验每月 8、23 日白班密封风机切换每月 8、23 日前夜 电动给水泵试转每月 9、24 日后夜交流主密封油泵切换每月 9、24 日中班大机真空泵切换每月 9、24 日中班按 1231 的顺序进行切换火检冷却风机切换每月 9、24 日前夜 发电机气密性试验每月 10 日全天氢压保持在额定值，氢气纯度、湿度在合格范围内，在测试的整个过程中，每小时记录一次机内氢压、氢温、周围大气压力和环境温度，并算出漏氢量，应当小于 12Nm3/Day；漏氢量的测试持续时间应达到 24h。备用辅机循环水泵试转每月 10、25 日中班开式水泵切换每月 10、25 日前夜如果两台开式泵均停运，则进行两台开式泵试转，正常后投备用稀释风机却换每月 10、25 日前夜 小机真空泵切换每月 11、26 日前夜空预器支承轴承、导向轴承润滑油站油泵启动试验每月 11、26 日前夜 凝结水补充水泵切换每月 12、27 日后夜主机备用凝结水泵试转每月 12、27 日后夜MSP、TOP、EOP 低油压联锁启动试验每月 12、27 日中班直流密封油泵启动试验每月 12、27 日白班工作内容工作日期班次要 求闭式水泵切换每月 12、27 日前夜小机凝结水泵切换每月 13、28 日后夜高中压主汽门、中调门部分行程活动试验每月 6、13、20、27日白班EH 油泵切换每月 13、28 日前夜EH 油循环泵切换每月 13、28 日前夜高压遮断电磁阀在线试验每月 14 日白班 严格执行操作票真空严密性试验每月 15 日白班 严格执行操作票汽轮机主汽门、高调门、中联门全行程活动试验（每季度末月）每月 27 日白班 严格执行操作票小机油净化装置切换每月 17 日白班切换前先停运油净化装置、切换完成后投入主机凝结水泵切换每月 18 日前夜 机组停运时进行切换汽水损失率试验每月 21 日白班 按照试验大纲进行试验！1 号小机真空严密性试验每月 22 日白班2 号小机真空严密性试验每月 23 日白班危急保安器注油试验每月 24 日白班 严格执行操作票抽汽逆止门活动试验每月 26 日白班报警硬光子牌试验每班一次灯光、音响正常除氧器、高低加、凝汽器水位计就地远方校对每班一次指示一致主油箱油位计校对每班一次指示一致发电机油水监视器排污每天一次后夜 放水后关闭两台轴加冷却风机底部放水每天一次前夜运行和备用的两台轴加冷却风机底部放水，放水完毕后关闭放水手动门密封油真空泵放水每天一次前夜每天前夜班对密封油真空泵的油水分离器进行定期排水工作一次，保持油水分离器液位计油位在 1/2 至 2/3 之间，如发现油位低于 1/2，则联系点检加油或换油。放水时注意监视分离器液位。锅炉汽包水位计就地远方校对每天一次前夜 指示一致SCR 蒸汽吹灰每天一次中班 锅炉全面吹灰每天一次白班要求负荷不低于 70%额定负荷油枪连接软管检查每班二次每班 空预器吹灰每班一次每班煤油混烧期间及负荷低于25%投连续吹灰；烟气差压大于 1.2kPa 时增加吹灰。锅炉结焦、积灰情况检查每班二次每班 厂用、仪用压缩空气储气罐及机、炉房内压缩空 每班一次每班 彻底排完后关闭工作内容工作日期班次要 求气母管排污煤仓拉空检查5 号机单日 6 号机双日前夜5 号炉每周拉空仓顺序：周一A 仓、周二 B 仓、周三 C 仓、周四 D 仓、周五 E 仓、周六 F仓；6 号炉：周一 F 仓、周二E 仓、周三 D 仓、周四 C 仓、周五 B 仓、周六 A 仓。如对应磨煤机检修必须在运行日志中说明情况。备用磨煤机切换每月 3 日、10 日、17 日、24 日后夜 汽包双色水位计冲洗每月 10 日后夜 供、回油快关阀开关试验，油枪点火试投、吹扫 每月 8 日、23 日后夜 锅炉对空排汽及事故放水门试验每月 9 日前夜 一、二次门禁止同时开启EBV 阀电气回路试验每月 25 日白班试验前关闭手动门，试验后开启等离子引弧试验每月 28 日前夜 发电机碳刷温度测定及大轴接地碳刷检查每班一次记录相关参数电缆夹层、沟道、桥架测温每天一次前夜柴油发电机试转每月 9/23白班 空载保护压板检查每月 8 日后夜升压站、配电间关灯检查每月 19 日后夜 无过热、爬弧、发红、放电0 号除尘变测绝缘每月 12/27 日白班0 号空冷变测绝缘每月 13/28 日白班应急照明灯具试验每月 28 日前夜启备变冷却器电源切换（每季度末月）每月 28 日前夜集控直流事故照明切换每月 28 日前夜高厂变冷却器电源切换（每季度末月）每月 29 日前夜主变冷却器电源切换（每季度末月）每月 30 日前夜主变冷却器切换每月 30 日前夜1.6机组特殊运行方式1.6.1单侧风机运行1.6.1.1锅炉引、送、一次风机并列运行中因故需要停止一侧进行检修时，机组负荷降至300MW 左右，将故障风机负荷转移到运行风机上。若停运送(引)风机，解除相应引(送)风机联锁跳闸保护。1.6.1.2调整锅炉各参数稳定后，停止故障风机，同时检查运行风机电流不超限。1.6.1.3单侧一次风机运行时，保持三台磨煤机运行，其它磨煤机停止通风。1.6.1.4单侧风机运行期间，停运风机的电源开关应在试验位，如需拉至检修位，热工应采取措施保证运行风机跳闸后 MFT 可靠动作。1.6.2单汽泵运行1.6.2.1机组在启动或停机时，采用汽泵给锅炉上水时，电泵在备用状态(CRT 不投备用)，出口门开启，以便汽泵跳闸或汽包水位低时随时投入运行。1.6.2.2机组正常运行期间，一台汽泵检修，另一台汽泵与电泵并列运行。采用此运行方式时，机组最高负荷不得超过 530MW，否则 RB 将会动作。1.6.3加热器解列1.6.3.1机组运行中部分加热器解列，防止机组通流部分过负荷，必须按下表限制机组负荷。序号停运加热器组合汽轮机允许最高负荷11 号高加100%额定负荷22 号高加100%额定负荷33 号高加100%额定负荷41、2 号高加100%额定负荷51、2、3 号高加100%额定负荷62、3 号高加100%额定负荷75 号低加100%额定负荷86 号低加100%额定负荷95、6 号低加90%额定负荷106、7 号低加90%额定负荷115、6、7 号低加90%额定负荷1.6.3.2机组高负荷投高加1.6.3.2.1高加投运时退出 AGC，负荷降至 570MW 以下保持稳定。1.6.3.2.2高加投入时严格控制各高加出口给水温升不超过 1.15/min。1.6.3.2.3高加投入过程中，及时将疏水倒至正常方式，防止管路振动。1.6.3.3机组高负荷停高加1.6.3.3.1停高加前退出 AGC，负荷降至 560MW 以下保持稳定。1.6.3.3.2缓慢均匀关闭 1、2、3 号高加进汽电动门，控制给水温降速率不超过 1.15/min，调整加热器水位正常。1.6.3.3.3高加汽侧停止后，根据需要决定水侧是否倒旁路。1.6.3.4机组高负荷事故解列高加1.6.3.4.1机组高负荷事故解列高加后，将协调切至机跟随方式。1.6.3.4.2立即手动减少燃料量，降低主汽压力，防止机组过负荷。1.6.3.4.3调整过程中，密切监视汽温、轴向位移、振动、各监视段压力等参数的变化，若监视段压力超限，立即降低机组负荷。1.6.4励磁系统手动1.6.4.1在手动通道运行时，对发电机励磁进行连续监视。1.6.4.2加减负荷时注意调整无功,防止发电机超进相能力运行或转子过负荷。1.6.5发电机进相运行发电机进相运行时，将使其静态稳定特性降低，发电机定子端部铁芯及结构件温度上升，厂用电电压降低。经过试验5-6号发电机在各典型工况下的进相运行深度如下表有功(MW)无功(MVar)功率因数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(超前)1.6.5.1发电机进相运行时，应遵守以下规定1.6.5.1.1进相运行时的无功负荷及功率因数不允许超过以上表格规定的数值。1.6.5.1.26kV 厂用母线电压最低不允许低于 5.9kV，380V 厂用母线电压最低不允许低于375V。1.6.5.1.3启动大容量设备时适当提高母线电压。1.6.5.1.4在各工况点发电机进相时，如果“低励限制”动作，则再不允许加深进相深度，应立即手动增加励磁以减少进相深度，并及时汇报总工。1.6.5.2发电机进相运行时应加强对发电机各部温度的监视且不允许超过以下允许值：1.6.5.2.1定子铁芯温度120。1.6.5.2.2定子铁芯端部结构件温度120。1.6.5.2.3定子绕组层间温度120。1.6.5.2.4定子绕组及出线水温度85。1.6.5.3两台发电机组运行功率因数应基本一致，不允许出现有的机组进相，有的机组大量发无功。1.6.5.4进相运行时，AVR 必须在自动方式，失磁保护投入。1.6.5.5发电机进相运行特别是深度进相运行时，做好发电机失磁及失步的事故预想。1.6.6发电机运行参数异常1.6.6.1在额定功率因数和额定氢气压力时，发电机最大连续输出有功功率为 655MW。1.6.6.2在额定功率因数下，电压偏离额定值5%范围内，同时频率偏离额定值0.5Hz范围内，发电机能连续输出额定功率。1.6.6.3发电机低功率因数运行时，转子励磁电流不允许大于额定值；功率因数增大时，发电机的视在功率不能大于其额定值，功率因数变化时的允许运行负荷见附录 D.8 形曲线。1.6.6.4定子绕组能承受下表短时过电流运行，不产生有害变形及接头开焊等情况。这种运行工况，每年不得超过二次，时间间隔不小于 30min。允许持续时间(秒)102030405060定子电流/定子额定电流2.171.691.51.391.321.271.6.6.5转子绕组能承受下表短时过电压运行，每年不得超过二次，时间间隔不小于 30min。时间(s)103660120励磁电流额定励磁电流2.081.461.251.121.6.6.6发电机进风温度高于额定值时，定子电流的允许值按下表的原则确定(冷氢温度最高不允许超过 55)进风温度（）每升高 1定子电流比额定值减少（%）每升高 1定子电流比额定值减少值（A）47-502349.950-553524.91.6.6.7当发电机冷氢温度为额定值时，其负荷应不高于额定值的 1.1 倍；当冷氢温度低于额定值时，不允许提高发电机出力。1.6.6.8当一台氢冷却器停运时，发电机负荷不大于 80%额定负荷。严密监视发电机定子铁芯及线圈温度，如不能维持温度则继续降低机组负荷。1.6.6.9发电机运行负载不平衡时1.6.6.9.1如果持续负序电流不超过额定电流的 8%，且每相电流不大于额定电流，允许发电机长期运行。1.6.6.9.2如果运行中发现发电机三相不平衡电流超过规定值，应立即降低发电机定子电流，使其不超过规定值，同时严密监视发电机各部温度。如果发现温度异常升高，不平衡电流增大应紧急停机。1.6.6.10当发电机冷氢温度为额定值时，其负荷应不高于额定值的 1.1 倍；当冷氢温度低于额定值时，不允许提高发电机出力；当发电机冷氢温度高于额定值时，每升高 1时，定子电流相应减小 2%。但冷氢温度超过 48不允许发电机运行。1.6.6.11运行中应对定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差进行监视。发电机定子线棒层间测温元件的温差达 8或定子线棒引水管同层出水温差达 8报警时，应查明原因并加强监视，此时可降低负荷，检查定子三相电流是否平衡，定子绕组水路流量与压力是否异常，如果发电机的过热是由于内冷水中断或内冷水量减少引起，则应立即恢复供水；当定子线棒温差达 12或定子引水管出水温差达 12，或任一定子槽内层间测温元件温度超过 90或出水温度超过 85时，应立即降低负荷，在确认测温元件无误后，为避免发生重大事故，应立即停机，进行反冲洗及有关检查处理。1.6.7单机运行快切装置屏压板投退方式及注意事项1.6.7.15、6 号机组快切装置屏压板与机组正常方式保持不变。1.6.7.2退出运行机组厂用快切装置屏内的线路保护动作闭锁 A 分支快切和线路保护动作闭锁 B 分支快切压板。1.6.8稳控投切机运行快切装置屏压板投退方式及注意事项1.6.8.15、6 号机组投切单机运行方式期间快切装置屏压板投退说明:5、6 号机组快切装置屏压板与机组正常方式保持不变。1.6.8.25、6 号机组同时投切机运行方式期间快切装置屏压板投退说明:1.6.8.2.1退出 5 号机组厂用快切装置屏内线路保护动作闭锁 A 分支快切和 6 号机组厂用快切装置屏内线路保护动作闭锁 B 分支快切压板（此两个压板长期退出）。1.6.8.2.2退出 5 号机组厂用电快切装置屏内5B 段快切跳 615B 工作进线开关和5B 段快切合 605B 备用进线开关压板。1.6.8.2.3退出 6 号机组厂用电快切装置屏内6A 段快切跳 616A 工作进线开关和6A 段快切合 606A 备用进线开关压板。1.6.8.2.4安稳装置动作投切双机时，厂用电源只能切至 5 号机组 6KV 5A 段和 6 号机组6KV 6B 段；当单台机组跳闸，厂用电源只能切至对应的 6KV 一段母线，其余一段需要在 DCS上手动恢复。1.6.8.2.5安稳装置动作投切双机时，当一台机组稳控动作切除后需恢复运行机组厂用电快切装置屏内压板至正常方式。1.6.8.2.6当单台机组锅炉 MFT 后，必须立即投入本机快切装置屏所退出的快切保护压板（5 号机组：5B 段快切跳 615B 工作进线开关压板、5B 段快切合 605B 备用进线开关压板；6号机组：6A 段快切跳 616A 工作进线开关压板、6A 段快切合 606A 备用进线开关压板），线路闭锁压板保持不变；防止单台机组因 MFT 后，机组停机后，6KV 母线失电情况的发生。1.7机组的防冻规定1.7.1防冻总体要求1.7.1.1每年十月初，进行一次全面防冻检查，主厂房、循环水泵房、引风机房、空压机房、柴油机房等处装设温度计，定期检查记录。1.7.1.2环境温度低于 5时，停运厂房各屋顶风机、通风机，检查门窗完好、关闭严密。投入水暖系统运行，适当调整热网供水温度。1.7.1.3各厂房室内监视点温度不得低于 5，否则投入暖风机、暖气或加大供热量，必要时增加临时采暖装置。柴油机水箱添加-30防冻液。1.7.1.4运行人员应每班检查一次各取暖设备工作是否正常。1.7.1.5保证所有冷却水系统运行，各辅机用冷却水保持通水状态。如果有检修工作需停运冷却水时，必须将冷却水放尽或采取临时防冻措施后方可停运，并通知热工检查相应压力表管等装置。1.7.1.6厂房外各阀门井防冻工作由凯业公司负责。1.7.1.7冬季机组停运时1.7.1.7.1冬季机组停运后锅炉应尽可能采用干式保养。1.7.1.7.2两台机组停运后，华能大坝电厂供采暖汽源，否则由启动锅炉供汽。1.7.1.7.3保证厂房内汽、水供暖和加热空调均正常投入，室内温度保持 10以上。1.7.1.7.4将化学取样管存水放尽或投入伴热，通知热工将所有压力表管及测量表计存水放尽。1.7.1.7.5机组长期停运时所有停运的汽、水系统均应放尽存水，无放水阀时应联系检修解法兰放水。1.7.1.7.6对室外可能会造成冻结的设备与系统，应采用放水或定期启动的方法防冻。1.7.1.7.7监视锅炉空预器入口烟温，低于 5时及时通知设备部锅炉专业采取临时防冻措施，特别加强锅炉壁温及烟温监视，防止锅炉受热面冻坏。1.7.1.7.8冷灰斗水封水适当开大，保持溢流，以免冻结。1.7.2汽机专业1.7.2.1适当开启凝补水泵再循环，保持凝补水泵连续运行。1.7.2.2室外循环水、循环水排污水等阀门井无特殊要求时井盖要盖严，阀门井内有水及时抽出，防止结冰。1.7.2.3冬季控制循环水温度不低于 10。1.7.2.4冬季根据循环水入口温度、环境温度和机力冷却塔结冰情况，在进风口加挂挡风板。1.7.2.5冬季循环水系统全部停运时，开启循环水回水管道放水门，放尽存水。1.7.2.6冬季一台机组循环水系统停运时，开启循环水回水联络门，保持 14 号机力冷却塔运行。1.7.2.7当环境温度低于 5时，通知点检将空冷岛冲洗水箱及冲洗管路内水全部放尽。1.7.3空冷岛防冻1.7.3.1机组启、停过程中空冷岛防冻1.7.3.1.1机组启动抽真空前且排汽压力15kPa 时，禁止热水、热汽进入排汽装置。1.7.3.1.2空冷系统投运前两小时投入空冷岛各电动门电加热。1.7.3.1.3机组启动初期，注意 ACC 冬季保护程序、回暖程序运行情况，异常时手动进行控制。1.7.3.1.4锅炉点火后，采用对空排汽的方法进行升温、升压。当主蒸汽流量达到空冷凝汽器的最小防冻流量时(空冷最小防冻流量详见集控辅机运行规程)，环境温度在-5以内，锅炉主汽压力 1.5MPa，A 磨煤机煤量 35t/h 时或环境温度在-5到-10，锅炉主汽压力 2.0MPa，A 磨煤机煤量 40t/h 时，可投入旁路系统运行，同时开启机组管道疏水。环境温度低于-10时，尽量选择白天气温高时启机。1.7.3.1.5旁路投入运行后，锅炉应加强燃烧，逐渐开大高、低旁(高旁开度大于 80%，低旁尽量保持全开，低旁出口温度控制在 120左右)，保证空冷岛最小防冻进汽量。1.7.3.1.6机组启、停尽量选择白天气温高时进行。1.7.3.1.7机组并网后，随着蒸汽量的增加，当已投入的散热器凝结水温度均高于 35时，按 2、7、1、8 列的顺序，逐渐投入运行。1.7.3.1.8空冷投入运行初期，如逆流区凝结水温度低，要根据相邻两列对应风机的运行情况调整逆流风机转速，不可盲目反转逆流风机。1.7.3.1.9冬季启、停机过程中应就地实测空冷岛各列散热器迎风面下联箱(凝结水温度)和散热器管束温度，有异常时应及时调整并增加测量次数。1.7.3.1.10停机过程中，要根据真空情况按照由外到内的顺序依次退出各列散热器。机组打闸后，立即关闭所有进入排汽装置的疏水门，关闭所有空冷散热器进汽阀。通过向排汽装置补水、5 号低加出口放水的方法维持凝结水温度在 45以下，凝结水泵连续运行 68h。1.7.3.1.11停机过程中，随着主控制器 PID 输出的不断减少，注意检查逆、顺流风机按顺序停止。1.7.3.1.12汽轮机打闸转速到零后，停运真空泵，破坏真空。1.7.3.1.13机组停运后，严禁开启旁路进行锅炉降压。1.7.3.1.14停机过程中，机组的负荷必须满足空冷最小防冻流量，否则投入旁路以提高蒸汽流量或者立即打闸停机。1.7.3.1.15停机过程中，适当提高机组运行背压，以增加进入空冷岛的蒸汽流量。1.7.3.1.16机组停运后，立即开启空冷岛凝结水回水旁路手动门，防止凝结水回水管道结冰冻裂。1.7.3.2机组正常运行中空冷岛防冻1.7.3.2.1冬季模式下，阀门程控投入时，空冷岛“8、1、7、2”列进汽阀联开、联关值分别为(90%、50%)、(80%、45%)、(70%、40%)、(60%、32%)，100%蒸汽量对应为 1900t/h。1.7.3.2.2空冷岛进汽阀关闭后检查严密性，否则应联系检修处理。1.7.3.2.3监视、调整空冷岛各列凝结水温度在 35以上，并保证其过冷度5。否则可采用增加负荷、启动备用真空泵、提高机组运行背压、设置偏置减小风机出力或直接停运相应列风机的方法进行调整。1.7.3.2.4监视、调整空冷岛各列逆流区抽气温度在 35以上。1.7.3.2.5每班测量两次空冷岛顺流散热器下部温度和逆流散热器上部温度，当温度25、各列散热片上、下温差5或各列凝结水温度测点对应的联箱温度35时，及时调整，并增加测量次数。1.7.3.2.6机组背压不正常增大时，不可盲目加大风机转速，应检查补水量是否异常增大，判断空冷散热器以及凝结水管道是否冻结。1.7.3.2.7空冷散热器 DCS 测点值与就地实测温度均偏低且调整无效时，及时汇报相关领导，并联系检修人员对空冷散热器加盖棉被，并将其对应风机的风筒用帆布封堵。1.7.3.2.8机组运行中,无特殊情况,阀门程控退出且不允许关闭空冷进汽阀。1.7.3.2.9特殊情况下，关闭空冷某一列进汽阀后，必须每小时实测进汽阀前、后温度，以确定阀门是否严密。若阀门内漏不严，关闭时间不得超过 2h。1.7.3.3机组事故情况下空冷岛的防冻1.7.3.3.1锅炉灭火后立即手动停运各空冷风机，各列进汽阀、凝结水阀按规定顺序手动关闭，尽快启动恢复，快速带负荷，并将背压设定值提高至 25kPa 以上，防止高背压保护动作停机，必要时可切除高、低加汽侧运行，除氧器汽源切换至辅汽，以增加排汽装置的进汽量。1.7.3.3.2机组跳闸后，必须设专职人员监视空冷画面，立即手动停运各空冷风机，各列进汽阀、凝结水阀按规定顺序手动关闭，并检查其严密性，否则联系检修校紧。1.7.3.3.3机组跳闸后，关闭所有管道疏水门，维持凝结水泵正常运行。1.7.4锅炉专业1.7.4.1一次风、二次风暖风器正常投入，调整暖风器后风温10，冷酸综合温度148，如果因设备缺陷需停运暖风器时，必须将暖风器内存水放尽。1.7.4.2机组启动点火前，应提前将燃油系统、辅机油系统打循环。1.7.4.3锅炉各辅机油站电加热器正常备用，具备投入条件。各辅机冷却水通过调节冷却水供、回水门限制冷却水流量，防止油温过低，但要保证水流畅通。1.7.4.4冬季机组停运，压缩空气系统运行期间，每班储气罐、供气管道放水一次，防止放水管道上冻；压缩空气系统停运后，开启储气罐、供气管道放水门。1.7.4.5锅炉取样伴热管必须正常投入。1.7.4.6重点检查锅炉厂房、引风机房、空压机房内消防水管道，防止冻裂跑水。1.7.4.7刮西南风时要注意机力塔风机运行时湿空气吹至 5 号炉南侧，造成 1 号一次风机和 1 号送风机入口滤网结冰，风机出力降低引起喘振，巡检时发现结冰联系检修处理。1.7.4.8锅炉炉定排管排汽凝结落至 5 号炉 2 号一次风机入口和 6 号炉 1 号一次风机入口造成滤网结冰，风机出力降低引起喘振，巡检时发现结冰联系检修处理。1.7.4.9冬季 SCR 吹灰结束后保持疏水门开启，联系检修投入电加热，防止疏水管道、阀门冻结1.7.5电气专业1.7.5.1室外温度低于 5以下时，投入室外设备机构箱、操作箱、端子箱电加热器。1.7.5.2各蓄电池室温度低于 5时，检查暖气投入正常，室内温度低于 0时必须采取临时采暖措施。