华能邯峰进口660MW机组正常运行维护及调整

1、3.5机组正常运行维护及调整3.5.1机组正常运行维护3.5.1.1锅炉机组的运行维护3.5.1.1.1锅炉机组正常运行时监控的主要参数及限额序正常值报警值号名称单位（660MW）高限低限跳闸值备注1主蒸汽流量Kg/s515.25632汽包压力MPa17.8418.663过热蒸汽压力MPa16.6917.39过热蒸汽压力 （ 17.95 MPa，18.06MPa）电磁泄放阀自动开。过热蒸汽温度（548， 554报警）4过热蒸汽温度540.8 2546530过热蒸汽温度偏差5报警过热蒸汽温度偏差5报警过热蒸汽温度 532报警5过热蒸汽减温水流量Kg/s30.366.26过热蒸汽减温水温度1851

2、867再热蒸汽流量Kg/s475.6518.48再热蒸汽入口压力MPa3.994.32再热蒸汽出口压力MPa3.794.104.89再热蒸汽进口温度332333再热蒸汽温度（548， 554报警）10再热蒸汽温度540.8 2548532再热蒸汽温度偏差5报警再热蒸汽温度偏差5报警再热蒸汽温度 532报警11再热蒸汽减温水流量Kg/s012再热蒸汽减温水温度185186高 I 值为 +127mm，高 II 值为 +203mm，13汽包水位mm0 50+127-203.2+203低 I 值为 -203.2mm，低II 值为-279-279mm。当汽包水位高 II值延时 5sMFT。水位低 II

3、值延时 10s MFT14给水压力MPa18.24高于汽包压力 1.5 MPa15给水温度24625016汽包上下壁温差511717一过出口壁温55718屏过壁温53019末过出口壁温61020再热出口壁温60021总二次风量Kg/s582.622空预器出口二次风温37023总一次风量Kg/s103.624空预器出口一次风温36425 空预器入口烟气温度26 排烟温度（校正前）27 炉膛负压396406123126-0.05 0.5+1.98KPa-0.750.1-1.98炉膛负压高II值为 +1.98 ，低 II值为 -1.98 ，高 III 值为 +3.73 ，低 III值为 +3.73

4、。炉膛负压高 II 值延时 3s 或高 III 值时 MFT；炉膛负压低 II 值延时 3s 或低 III 值时 MFT序号名称28 烟气含氧量29 煤粉细度 R30 燃油压力31 油 / 空气压差32 燃油雾化空气压力33 燃油温度火检冷却风压低34火检冷却风机滤网压35 差高正常值报警值单位（660MW） 高限低限跳闸值备注%2.95.6按 Load-O2 曲线控制%90通过 200 目的筛子燃油压力高 II值 0.63Mpa，燃油压MPa0.380.210.63 ，力低 II 值 0.21Mpa，延时 3min，IFT0.430.630.21动作油 / 空气压差低 II 值 0.07Mp

5、a，延时MPa0.110.073min，IFT 动作。MPa0.5 6大于油压 0.1 0.15MPa404510火检冷却风压4.5 KPa，备用风机KPa5 64.53.5自启。火检冷却风压 3.5 KPa，延时 15min， MFT动作。KPa103.5.1.1.2锅炉机组的正常运行维护1）锅炉正常运行中，应保证锅炉的蒸发量满足负荷的需要，保持锅炉运行参数（汽压、汽温、水位、氧量等）在规定的范围内。保持负荷稳定，经常监视炉水和蒸汽品质，保持汽水品质合格。保持燃烧稳定，降低各项热损失，优化系统和设备的运行方式，降低辅机的电耗，提高锅炉机组运行的安全性和经济性。2）锅炉机组在运行过程中，通过O

6、M画面，参数曲线的变化趋势，ASD报警来对各参数的变化进行监视。并综合设备巡回检查情况，及时分析运行工况。发现参数超限及时处理。3）按照各辅机的运行规定，加强对辅机各参数的监视（辅机及电机的振动、轴承温度、线圈温度、电流、轴承及油箱的油位和油质）和就地运行情况的检查。出现异常及时联系处理。4）锅炉机组在运行中自动装置必须全部投入并加强监视。自动装置失灵及时发现并及时切为手动调节，使参数保持在允许范围内。5）锅炉运行中，所有自动保护、联锁均应投入，主机保护因故需退出运行时，须经总工程师批准，辅机保护因故需退出运行时，须经负责运行的副总批准。6）锅炉各现场调节机构、操作装置的控制方式，正常运行时均

7、应在“远操”或“遥控”方式，当远控失效时应切至就地手动方式协助操作，并及时联系有关检修人员处理。7）锅炉运行中应保持炉前燃油系统运行正常，油枪时刻处于完好备用状态。8）锅炉正常运行中，要密切注意炉汽、水品质指标，根据化学要求合理控制连排开度，以保证锅炉汽水品质合格。排污操作必须遵守电业安全工作规程中的有关规定。排污期间注意监视汽包水位，避免发生水位事故。当汽包水位低时、锅炉事故处理时、排污系统故障时、机组升降负荷时、给水泵启停或切换时禁止排污。机组带负荷运行后，禁止从水冷壁下联箱及省煤器的放水进行排污。9）锅炉正常运行中，要认真按吹灰规定进行吹灰，吹灰器发生故障时，要及时联系处理。以保证锅炉各

8、受热面清洁无积灰。吹灰操作及注意事项按“辅机运行” 中吹灰器 一节要求进行。10）锅炉正常运行中，应注意压缩空气系统、辅助蒸汽系统、锅炉辅机的闭冷水系统等公用系统以及除灰系统、暖风器系统等辅助系统的运行情况，出现异常及时联系处理。11）按照巡回检查制度，对主、辅机设备及系统进行认真检查。特别要加强对汽（气）、水、油系统的检查，严防漏油引起着火。12）锅炉运行中要严格执行“设备定期切换与实验制度”和“定期工作制度”。认真做好各项定期工作，确保锅炉设备安全、经济运行。3.5.1.1.3汽包水位计的运行维护1 ）锅炉热态时双色水位计的投入： 确认水位计检修工作已结束，水位标记清晰、正确，照明良好，符

9、合投入要求。 确认水位计汽、水侧一道门，二道门关闭，放水一道门、二道门开启。 开启水位计汽侧一道门，微开汽侧二道门，暖管5 分钟。关闭汽侧二道门。微开水侧二道门，暖管 5 分钟。关闭水侧二道门。 关闭放水一道门，开启水位计汽侧一道门、水侧一道门，交替开启水位计汽、水侧二道门（约2 3 圈，使自密封钢球处于未密封状态） ， 投入水位计。关闭约 15 分钟后，交替关闭水位计汽、水侧二道门，开启放水一道门将水位计解列，进行热紧螺丝。 热紧螺丝完毕，按步骤重新投入水位计。 开启水位计放水一道门（约 1 圈），水位计中的水位会逐渐下降，从水位计中消失，关闭放水一道门，水位计中的水位会逐渐上升至汽包正常水

10、位。 关闭水位计放水二道门。2 ）锅炉冷态时双色水位计的投入： 符合投入要求后，关闭放水一道门，开启水位计汽侧一道门、水侧一道门，交替开启水位计汽、水侧二道门（约2 3 圈，使自密封钢球处于未密封状态） ， 投入水位计。 水位计随锅炉同时升压，当压力升到 0.2MPa 时，交替关闭水位计汽、水侧二道门，开启放水一道门将水位计解列，进行热紧螺丝。工作完毕后水位计重新投入运行。3 ）双色水位计的冲洗：锅炉运行中，按定期工作的要求进行水位计的冲洗工作，其操作步骤为： 开启水位计放水二道门。 关闭水位计汽、水侧二道门，缓慢开启水位计放水一道门。将水位计消压。缓慢开启水位计汽侧二道门（约23 圈，使自密

11、封钢球处于未密封状态）, 冲洗汽侧管路及水位计，持续 1 分种，关闭水位计汽侧二道门。然后缓慢开启水位计水侧二道门（约2 3圈，使自密封钢球处于未密封状态） , 冲洗水侧管路及水位计，持续1 分种，重复上述步骤4 5次直至水位计冲洗干净。然后投入水位计。4 ） 双色水位计的解列：锅炉运行中，如发现水位计有爆破或泄漏现象时，立即将水位计解列，其操作步骤为： 关闭水位计汽、水侧二道门， （如关闭水位计汽、水侧二道门后水位计仍漏汽，可关闭水位计汽、水侧一道门） 。缓慢开启水位计放水一道门。二道门。将水位计消压。5）双色水位计水位指示正确性的判断：双色水位计中的水位正常时应有轻微的波动，运行中发现指示

12、有误，应进行水位计校验，校验的方法如下： 开启水位计放水二道门，缓慢开启放水一道门12 圈，水位会从水位计中消失，迅速关闭放水一道门。 水位重新从水位计中出现并回到原来位置且有轻微的波动，表明水位计指示正确。如关闭放水一道门后，水位在水位计中消失或满水应重新检查各阀门的位置是否正确，将水位计解列后重新投运。6）水位计运行注意事项:双色水位计的冲洗和投入应按照规定进行操作，应缓慢谨慎地进行， 避免过大的热冲击。操作时严禁人体正对水位计。 随着锅炉压力的升高，应对双色牛眼显像罩上的光圈进行调整，以使水位显像清晰。 水位计在运行中，应防止与外界冷风和冷水有接触。 双色水位计中的水位正常时应有轻微的波

13、动，注意防止虚假水位可能造成的误判断。水位计在运行中，每班必须校对，汽包就地左右水位计指示应基本一致，就地与主控各水位计指示应基本一致，各水位计的偏差不大于30 mm，否则应查明原因予以消除。 在水位计冲洗或当水位计发生爆破和泄漏需解列操作时，必须使用防护罩和手套并站在水位计的侧面，以防止被烫伤。 定期检查水位计照明，如有损坏及时更换。 水位计的投、停应用专用工具。 在水压时，如进行超压试验应将就地水位计解列。 锅炉酸洗时应解列水位计，安装临时水位计。 电接点水位计、平衡容器的保温应完整，否则，应及时联系处理。3.5.1.2汽轮机运行维护3.5.1.2.1 汽机运行维护参数序项目单位正常值报警

14、值脱扣值号1主蒸汽压力MPa16.717.620.12主蒸汽温度5385465663再热器压力MPa3.684.664.84再热汽温度5385465665汽封供汽压力kPa3.506高压缸上下缸温差 90901007中压缸上下缸温差 3030458机组轴承振动 ( 轴振 ) m 5083 m130 m9机组轴承振动 （绝对振动、 m 25 m42 m11.8mm/s( 汽机 )14.8mm/s（发电机）瓦振）10轴向位移mm 1 111凝汽器真空KPaabs3.97/5.42 3012低压缸排汽温度35.57011013高压缸排汽压力MPa4.45.065.2814高压缸排汽温度3323494

15、3215凝汽器进水温度20 2516润滑油母管压力kPa 26025023017主油箱油位mm1090 1190小于 1040, 或大于 1290.18润滑油温度47 5319轴承温度（含推力瓦） 130 13020控制油压力MPa1621控制油温度 6262 7022发电机一次水压力MPa 0.423发电机一次水温度 48 5624内冷水导电度 s/cm 2.025发电机一次水流量kg/s28.7 20 17.78( 定子 ) 、 0. 66(套管 )26一次水箱水位mm200 30027冷氢温度 50 5028氢气纯度% 963.5.1.2.2 SIEMENS提供的主、再热汽压力及各段抽汽

16、压力数值:序名称单位正常运行数值上限值短暂时间运行数值 ( 不超 15 分钟 )号1主蒸汽压力bar167.0176.0201.02调门后压力bar163.7174.0181.03高排压力 (A7段抽汽压力 ) bar44.050.652.84再热蒸汽压力bar40.046.648.05A6 段抽汽压力bar22.028.028.06A5 段抽汽压力bar12.015.415.47A4 段抽汽压力bar6.78.18.18A3 段抽汽压力bar2.773.43.49A2 段抽汽压力bar0.941.21.210A1 段抽汽压力bar0.240.30.311低压缸排汽压力bar0.058/0.0

17、410.30.3注 : 1) “正常运行数值”指的是全年平均数.2) “上限值”没有运行时间限制 , 但仍建议运行在全年平均数 .3) “短暂时间运行数值”不允许超过15 分钟 , 每年总的运行时间不超过80小时.4) 如果超过“短暂时间运行”状态下的数值, 将危及机组的安全，应立即停机。5) 以上所指的压力均为绝对压力。3.5.1.2.3 SIEMENS提供的主、再热汽及各段抽汽温度数值:名称单位正常运行数值上限值每年可运行400 小时数值短暂时间运行数值主蒸汽538546552566再热蒸汽5385465525663.5.1.2.4 SIEMENS提供的各段抽汽温度数值 :名 称单 位正常

18、运行数值上限值短暂时间运行数值高压缸排汽温度（A7）332.0349.0432.0A6 段抽汽温度446.0451.0485.0A5 段抽汽温度358.0366.0404.0A4 段抽汽温度282.0294.0337.0A3 段抽汽温度188.0202.0249.0A2 段抽汽温度98.0119.0164.0A1 段抽汽温度64.085.0135.0低压缸排汽温度35.57090注 : 1) “正常运行数值”指的是全年平均数.2) “上限值”没有运行时间限制 , 但仍建议运行在全年平均数 .3) “短暂时间运行数值”不允许超过15 分钟 , 每年总的运行时间不超过80小时 .4) 如果超过“短

19、暂时间运行”状态下的数值, 将危及机组的安全，应立即停机。3.5.1.2.5化学水汽指标 :项目单 位正常运行指标溶氧 g/L 7铁 g/L 20给水联铵 g/L 10PH值 9SiO g/L 202PO43-mg/L0.5 3.0PH值9 10炉水2 g/L 200SiO铁 g/L 300SiO2 g/L 20钠 g/L 10主 蒸 汽铁 g/L 20电导率 s/cm 0.2溶氧 g/L 30凝 结 水电导率 s/cm 0.3浓缩倍率 3.2循 环 水硬度m mol/L 9.0碱度3.0 4.0PH值8.5 9.0发电机一次水导电度 s/cm 2.03.5.1.2.6汽轮机运行维护1 ） C

20、RT指示状态正确，机组控制方式和运行方式正常。2 ） TSI 及 EPS系统无报警信号。3）经常倾听机内声音，注意机组的振动情况。4）按照巡回检查制度, 对主、辅机设备及系统进行认真检查。特别要加强对汽（气）、水油系统的检查，严防漏油、漏氢引起着火。5 ）各轴瓦回油正常，油窗无水珠。6 ）发电机水冷水质、压力、流量、温度变化在正常范围，系统无漏水现象，注意水冷箱水位正常。7 ）发电机内部氢气压力，纯度变化在正常范围内，发现异常现象及时报告处理。8 ）压差阀、压紧阀动作应灵活。9 ）发电机氢测回油正常，油管不允许满油。10 ）密封油箱、中间油箱油位应正常，补、排油阀动作正常。11 ）各运行动力电

21、流、压力正常，转动部分温升不超过规定值。12 ）各加热器水位正常，水位自调装置动作灵活。13 ）凝补充水箱水位正常。14 ）保持设备清洁干净，地面无积油积水。15 ）严禁在机房内吸烟与动火作业，如需工作时应办理动火工作票，并每四小时在动火地点测氢一次。16 ）机组各自动保护装置、联锁必须正常投入运行。主机保护因故退出运行，须经总工程师批准，辅机保护因故退出运行，须经负责运行的副总批准。17 ）按规定对辅机设备进行试验及切换。3.5.1.3发电机、变压器、配电装置的正常运行时的监视和检查3.5.1.3.1发电机正常运行时的监视和检查项目：1）监视发电机电压、定子电流、功率因数、周波、转子电压、转

22、子电流等参数在正常运行范围内。2 ）发电机各部位温度不超过允许的运行限额。3 ）发电机 H2 压正常 ,H 2 纯度不低于 96%，氢气系统各风机运行正常。4）发电机液位检测器运行正常，无积油、积水现象，H2 干燥器内硅胶颜色正常。5 ）发电机运行声音、振动正常。6 ）发电机滑环、碳刷清洁无损坏，碳刷压力均匀、接触良好，不过短、不冒火、不跳跃，刷辫、滑环不过热。7 ）发电机大轴接地碳刷无火花，接触良好。8）发电机封闭母线运行正常，导体温度、外壳温度正常, 压力正常。9 ）发电机出口 PT、避雷器、 CT、中性点接地柜运行正常。10 ）发电机 H2 系统各阀门、法兰无泄漏。11 ）硅整流装置运行

23、正常，各熔丝及指示器完好，硅元件温度在允许范围，各引线及电缆接头接触良好，无过热现象 , 风机运转良好。12 ）励磁变运行正常，绕组温度在正常值。13 ）发电机测量、仪表盘内各变送器完好，工作正常。14 ）发电机保护柜内各保护继电器工作正常，且无异常指示信号，各保护压板投停正确。3.5.1.3.2变压器的巡回检查3.5.1.3.2.1油浸式变压器的巡视检查项目：1) 变压器油温、油位、绕组温度正常，温度表、油位指示计完整无破损、无积污。2) 变压器本体无异常振动和异音。3) 变压器无渗、漏油现象。4) 充油套管油色、油位正常。套管、瓷瓶无破损、裂纹、放电现象。5) 呼吸器内硅胶颜色正常，外观清

24、洁完好。6) 各冷却器外观清洁，无异常振动和异音，油泵和冷却风扇运转正常，油流继电器指示正确。7) 变压器消防喷水装置完好。8) 电缆、母线及各接头无过热、变色现象。9) 各控制箱、电源箱内无过热等异状，开关位置与实际相符，无异常报警指示。10) 变压器瓦斯继电器内无滞留气体，观察窗清洁完好。11) 变压器本体及各部接地牢固，接地线良好。12) 中性点运行方式与实际运行方式相符。3.5.1.3.2.2干式变压器的巡视项目：1) 变压器外观完整，无破损或异物。2) 变压器运行声音正常，无异常气味。3) 变压器所处环境干燥，通风良好，环境温度正常。4) 变压器周围无漏水及其它危及安全的现象。5)

25、变压器绕组温度保护装置指示正确。6) 变压器电缆、母线及各接头无过热和变色现象。7) 变压器各瓷瓶、穿墙套管无裂纹、破损、放电现象。3.5.1.3.2.3下列情况下应对变压器进行特殊巡回检查，增加检查次数：1)新装或大修、改造后的变压器在投运72 小时以内；2) 有缺陷时；3) 室外变压器气象突变时（如大风、大雾、大雪、冰雹等）；4) 室外变压器雷雨季节特别是雷雨过后；5) 高温季节、高峰负荷期间。3.5.1.3.2.4气候异常时，对室外变压器的特殊检查项目：1) 大风时，检查变压器引线无剧烈摆动和松动现象，变压器顶部无杂物；2) 大雪时，检查套管及引线没有结冰溜现象。3) 大雾时，检查无强烈

26、放电现象或异常响声。4) 气温骤变时，检查油位是否正常；5) 雷雨后，各部无放电痕迹，检查避雷器动作情况。3.5.1.3.3运行中变压器瓦斯保护投停规定1) 运行和备用中的变压器瓦斯保护正常时均应投入。2) 新装或解体大修后的变压器充电时，瓦斯保护均应投入，充电工作完成后应退出，经较大负荷运行24 小时后，检查瓦斯保护无异常，投入跳闸位置。3) 运行中的变压器注油、滤油时，应将变压器瓦斯保护退出，工作完成后24 小时后，检查瓦斯保护无异常后，将瓦斯保护投入跳闸位置。4) 运行中的变压器放油时，将瓦斯保护退出，工作完毕后检查无异常后将瓦斯保护投入跳闸位置。5) 若仅为采油样， 可不用将变压器瓦斯

27、保护退出， 工作中发现异常， 迅速关闭采样一次门。6) 退出主变、高厂变瓦斯保护，将发变组保护柜跳闸矩阵相应的出口红插头拔下，退出启备变瓦斯保护，将启备变保护柜跳闸矩阵相应的出口长插头拔下。主变瓦斯保护：厂变瓦斯保护： F61#25， #2 高厂变瓦斯保护： F62#25。#1 启备变瓦斯保护：斯保护： F61#25。F63#24， #1 高F61#11， #2 启备变瓦7) 投入上述变压器瓦斯保护之前， 检查瓦斯继电器无异常， 检查保护柜跳闸矩阵相应的出口指示灯不应点亮，联系保护班人员测量跳闸矩阵出口线之间无电压。3.5.1.3.4变压器通风运行方式及温度定值3.5.1.3.4.1主变压器1

28、) #1 主变压器通风电源由两路电源供给，正常运行时电源选择方式打至“电源”（低压低公A 段），当此路电源故障时，自动切换到电源上（低压公用A段）。2) 正常运行时，主变压器 1、 4 组风扇运行， 2 组风扇控制方式选择为“备用”方式，3 组风扇选择为“辅助”方式，当1、 4 组风扇任一组风靡故障掉闸时，刚2 组风自动启动。当变压器温度达到辅助风扇启动定值时，3 组风扇自动启动。3)#1 主变压器定值：油温报警值：85，油温跳闸值： 98绕组温度报警值： 105，绕组温度跳闸值： 115油温启动风扇定值： 55，油温停止风扇定值： 45绕组温度启动风扇定值：75，绕组温度停止风扇定值：65主

29、变风扇全停，油温到达75，延时 20 分钟跳闸。主变风扇全停，延时60 分钟跳闸。4)#2 主变压器定值 :油温报警值： 85，油温跳闸值： 95绕组温度报警值： 110，绕组温度跳闸值： 120绕组温度启动风扇定值：70，油温停止风扇定值： 505) #2 主变 A 相通风柜（ 20BAT01GH009）各开关、继电器介绍（其它B、 C 两相与此相同）（ 1）第一组风扇（包括两个风机1.9kw 、 3.8A 、一个潜油泵3.8kw6.5A ）：在自动情况下，随主开关合，风扇启动。（ 2）第二组风扇（包括两个风机1.9kw 、 3.8A 、一个潜油泵3.8kw6.5A ）：备用，任一风扇故障，

30、启动。（ 3）第三组风扇（包括两个风机1.9kw 、 3.8A 、一个潜油泵3.8kw6.5A ）：辅助，主变温度大于定值 1 启动。（ 4）第四组风扇（包括两个风机1.9kw 、 3.8A 、一个潜油泵3.8 kw6.5A ）：同第一组，在自动情况下，随主开关合，风扇启动。（ 5） S11：第一组风扇手动启停选择开关（ 6） S12：第二组风扇手动启停选择开关（ 7） S13：第三组风扇手动启停选择开关（ 8） S14：第四组风扇手动启停选择开关（ 9） Q21：第一组风扇 #1 风机的电源（ 10） Q22：第一组风扇 #2 风机的电源（ 11） Q23：第一组风扇潜油泵的电源（ 12）

31、Q21：第一组风扇 #1 风机的电源（ 13） Q22：第一组风扇 #2 风机的电源（ 14） Q23：第一组风扇潜油泵的电源（ 15） Q24：第二组风扇 #1 风机的电源（ 16） Q25：第二组风扇 #2 风机的电源（ 17） Q26：第二组风扇潜油泵的电源（ 18） Q27：第三组风扇 #1 风机的电源（ 19） Q28：第三组风扇 #2 风机的电源（ 20） Q29：第三组风扇潜油泵的电源（ 21） Q30：第四组风扇 #1 风机的电源（ 22） Q31：第四组风扇 #2 风机的电源（ 23） Q32：第四组风扇潜油泵的电源（ 24） Q1：第一组风扇电源总开关（ 25） Q2：第二

32、组风扇电源总开关（ 26） Q3：第三组风扇电源总开关（ 27） Q4：第四组风扇电源总开关（ 28） Q5：控制总电源开关（ 29） F11：控制风扇用小开关（ 30） F12：加热、照明小开关（ 31） F13：插座电源小开关（ 32） F1：第一组风扇电源监视小开关（ 33） F2：第二组风扇电源监视小开关（ 34） F3：第三组风扇电源监视小开关（ 35） F4：第四组风扇电源监视小开关（ 36） F5：控制电源电压监视小开关（ 37） K1：第一组风扇电源监视用继电器（ 38） K2：第二组风扇电源监视用继电器（ 39） K3：第三组风扇电源监视用继电器（ 40） K4：第四组风扇电

33、源监视用继电器（ 41） K5：控制电源电压监视用继电器（ 42） K11：第一组风扇主接触器（ 43） K12：第二组风扇主接触器（ 44） K13：第三组风扇主接触器（ 45） K14：第四组风扇主接触器（ 46） B11：加热器控制 1（ 47） B12：加热器控制 2（ 48） E11：加热器 1（ 49） E12：加热器 2（ 50） E13：通风柜照明（ 51） S1：通风柜门接点（ 52） K21：主开关合，第一组风扇启动继电器（ 53） F31：主变温度（油温）启动第三组风扇用元件（ 54） F33：主变温度（绕组温度）启动第三组风扇用元件（ 55） K22：主变温度启风扇继电

34、器（ 56） K24： 1 4 组风扇回路故障用继电器（ 57） K25： 1 4 组风扇油流投警用继电器（ 58） K91：第二组风扇启动用继电器（ 59） K51：第一组风扇故障显示继电器（ 60） K52：第二组风扇故障显示继电器（ 61） K53：第三组风扇故障显示继电器（ 62） K54：第四组风扇故障显示继电器（ 63） P1：第二组风扇每星期运行三小时用元件（ 64） K31：第一组风扇油流故障延时20 秒发报警（ 65） K32：第二组风扇油流故障延时30 秒发报警（ 66） K33：第三组风扇油流故障延时40 秒发报警（ 67） K34：第四组风扇油流故障延时50 秒发报警3

35、.5.1.3.4.2（ 68） K42：第二组风扇条件满足后，延时10 秒启动（ 69） K43：第三组风扇条件满足后，延时20 秒启动（ 70） K44：第四组风扇条件满足后，延时30 秒启动高压厂用变压器1) 正常运行时 , 高压厂用变压器风扇控制方式选择“自动”方式, 当温度达到启动定值时自动启动。3.5.1.3.4.32)高压厂用变压器定值：油温报警值： 85，油温跳闸值： 95绕组温度报警值： 115，绕组温度跳闸值： 125油温启动风扇定值： 59，油温停止风扇定值： 49启动备用变压器1) 正常运行时 , 启动备用变压器风扇控制方式选择“自动”方式, 当温度达到启动定值时自动启动

36、。2)启动备用变压器定值：油温报警值： 80，油温跳闸值： 95绕组温度报警值： 105，绕组温度跳闸值： 115油温启动风扇定值： 65，油温停止风扇定值： 503.5.1.3.5运行中配电装置的检查：1) 刀闸触头及母线接头接触良好，无过热现象。2) 充油设备不漏油，油色透明、油位正常。3) 瓷瓶套管清洁无破损裂纹闪络痕迹。4) 互感器及避雷器内部无杂音及放电声音。5) 二次线不被油侵蚀，接头紧固。6) 开关及刀闸的位置指示器指示正确。7) 母线及各设备引线振动不大。3.5.1.3.6发电机正常运行时的氢气系统检查项目：1) 各阀门位置正确（参照附录4 阀门检查卡） ，无泄露现象。2) 各

37、表计指示正确。3) 压缩空气与发电机连接软管断开。4) 气体干燥器正常。5) 氢气压力、纯度符合要求。3.5.2机组运行监视和调整机组运行的监视和调整，必须保证各参数在允许的范围内变动，严格监视参数变化趋势，并充分利用和发挥计算机程控及自动调整节装置， 明确监视报警画面， 以利于运行工况的稳定和进一步提高调节质量。当 TXP系统正常投入运行时，运行人员要加强监视各工况参数，并经常进行过程参数变化情况的分析，发现某程控或自调装置不正常及报警时，立即将其切至“手动”保持运行工况正常，并立即通知有关人员尽快处理，恢复运行；在仪表和参数不显示或通道故障时立即联系热工处理，并加强巡视，注意监视其它参数的

38、变化，同时和就地仪表及参数的变化比较，出现异常情况采取相应措施处理。? 机组运行中严禁将保护、连锁装置、安全阀及主要监控仪表退出，特殊情况必须经总工程师批准。3.5.2.1锅炉运行调整任务3.5.2.1.1保持锅炉的蒸发量适应机组负荷的要求。3.5.2.1.2保证正常的汽温、汽压在允许的范围内波动。3.5.2.1.3均衡给水，维持水位正常。3.5.2.1.4保持良好的燃烧，减少各项热损失，提高锅炉效率。3.5.2.1.5保持炉水与蒸汽品质合格。3.5.2.1.6及时调整锅炉运行工况，维持机组在安全、经济的最佳工况下运行。3.5.2.2汽压的监视与调整3.5.2.2.1机组正常运行时， 根据负荷

39、的不同设定所对应的主汽压力，以保证锅炉的蒸发量满足负荷的需要，保持主汽压力稳定。不同负荷下所对应的压力设定值见下表：负荷（ MW）660600550500450400400 以下压力设定值（ MPa）16.115.213.912.611.411113.5.2.2.2当机组负荷调节处于“基本方式” 时，升、降负荷时应根据所带负荷的大小调节燃料量，保持主汽压力与所带的负荷相对应。3.5.2.2.3当机组负荷调节处于“锅炉跟随方式”下运行时，升负荷过程中应逐渐将主汽压力设定值提高，以保证负荷平稳升高，最终将主汽压力设定值设定为与目标负荷相对应。降负荷过程中应逐渐将主汽压力设定值降低， 以保证负荷平稳

40、下降， 最终将主汽压力设定值设定为与目标负荷相对应。3.5.2.2.4当机组负荷调节处于“协调方式”下运行时，且“汽机控制1”画面中“负荷斜率SLC”投入时，主汽压力由主汽压力设定值内部回路给出。3.5.2.2.5根据负荷的升降幅度，提前作好磨煤机的启停工作，以保证汽压的调节平稳。3.5.2.2.6升、降负荷过程中或磨煤机运行中掉闸等燃烧变化大的情况下，如协调失灵应及时将磨煤机切为手动调节，防止汽压波动过大，使机组处于“限压控制方式”造成负荷波动过大。3.5.2.2.7升、降负荷过程中，注意投自动的磨煤机与在手动状态下运行的磨煤机的出力大小，尽量使运行的磨煤机的出力保持一致。3.5.2.3燃烧

41、的监视与调整3.5.2.3.1锅炉在正常运行中，应经常观察炉内着火情况，确保燃烧器、各受热面上无火焰冲刷，无结焦、积灰。3.5.2.3.2运行中应维持燃烧稳定良好，炉内火焰充满度好, 火焰呈金黄色，两侧热负荷接近。保持炉膛负压在 -0.035KPa -0.05KPa 。3.5.2.3.3合理调整燃烧，降低各项热损失。3.5.2.3.4升、降负荷时，通过改变二次风量和燃料量来满足锅炉负荷的需要，进入炉膛的燃料量通过改变磨煤机入口一次风调整挡板的开度来实现，通过改变送风机动叶的开度来调节进入炉膛的二次风量。调整时应缓慢、平稳地进行。3.5.2.3.5为了保证燃烧良好，应合理调整风煤比，通过调整炉拱

42、上B 挡板及垂直二次风D、 E、F 挡板来实现分级送风。3.5.2.3.6锅炉运行过程中， 应根据负荷情况和煤质情况调整配风，保持锅炉省煤器后烟气氧量在4%-6%。详见 Load-O 2 曲线。任何时候的总风量不得低于额定风量的25%。3.5.2.3.7为维持燃烧器运行稳定和煤粉的顺利着火，磨煤机出口温度应根据该磨煤机无烟煤与贫煤的不同配比，保持在 93110之间。3.5.2.3.8停止制粉系统时， 要抽净系统中的积粉，停运后的磨煤机应密切注意筒体压力的升高和出口温度的变化，防止磨煤机内着火。3.5.2.3.9正常运行中，要经常检查炉本体及烟风道的漏风情况，发现漏风及时堵漏。经常对燃烧器、水冷

43、壁及各受热面的清洁情况进行检查、分析，发现有积灰、结焦现象时要及时调整燃烧并采取相应措施，除灰清焦。3.5.2.3.10拱下垂直墙上的二次风量占总风量的65% 以上，其它二次风挡板已预先调好，负荷变化时，通过改变 F 挡板的位置来调整燃烧工况。3.5.2.3.11遇有下列情况时应加强对燃烧的监视和调整1 ）升降负荷，低负荷。2 ）煤质变化。3 ）风、粉、油系统故障。4 ）启、停制粉系统，断煤时。5）炉内受热面泄漏。6）辅机发生故障。3.5.2.3.12启、停磨煤机或投、停燃烧器时，应先投该燃烧器所对应的油枪，严禁不投油用相邻燃烧器点燃该燃烧器。3.5.2.3.13当锅炉由于各种原因造成燃烧不稳

44、时，应及时投入油枪稳定燃烧，并查明原因。3.5.2.3.14为保证机组的经济运行，应保证合格的煤粉细度，通过对飞灰和底灰取样分析，进行分析比较。 尽量减少各部位的漏风， 各检查门、 看火孔应关好保证严密不漏风，水封槽应密封良好。3.5.2.3.15为保证机组的经济运行，应根据负荷情况及时投停磨煤机，以保证各运行磨煤机在最佳出力下运行，且磨煤机的各控制系统应尽可能运行在自动方式下。3.5.2.3.16正常运行时，根据煤质、负荷和燃烧情况，保证无烟煤的掺烧比例在45 50之间。3.5.2.3.17负荷变化引起无烟煤比例改变后，要注意火检的变化，如火检频闪，应及时到就地观察燃烧器的着火情况，判明原因，如是燃烧不稳，应及时投油稳燃并适当调整配煤比例；如属火检本身问题，及时联系有关人员到场处理。3.5.2.3.18由于设备原因某台磨煤机燃用全贫煤时，必须控制该磨煤机出口温度90，以免造成煤粉着火提前，烧坏燃烧器和一次风管。3.5.2.3.19启、停磨煤机时要认真执行惰化程序，以防止发生制粉系统自燃、爆炸事故而造成炉膛灭火。3.5.2.3.20正常运行时，加强对燃烧器各部件检查，燃烧器各部件温度应80，如发现燃烧器温度高，应及时停运该燃烧器，开启该燃烧器辅助风进行冷却。如发现漏粉，应及时联系检修处理并清理。3.5.2.3.21认真执行磨煤机的倒换制度，所有的磨煤机必须交替运行