提高机组运行可靠性技术措施

1、机组安全运行技术措施批准:初审:编制:2018年1月18日 TOC o 1-5 h z HYPERLINK l bookmark7 o Current Document 一、机组安全运行大负荷技术措施2 HYPERLINK l bookmark63 o Current Document 二、机组安全运行低负荷技术措施5 HYPERLINK l bookmark98 o Current Document 三、机组安全运行维护技术措施6一、机组安全运行大负荷技术措施机组协调控制系统在大幅度变负荷过程中，存在自动调节系统调节品质不理想，辅机出力 冗余不足，锅炉结焦等问题，在机组接带大负荷时，严重影响

2、和制约机组的安全稳定运行。1、机组大负荷定义：机组负荷300MW以上，连续运行超过4小时，即进入大负荷阶段。2、机组大负荷存在的风险分析：2.1、各辅机出力达上限或超载运行，设备振动、温度、电流等参数可能会发生明显变化；2.2、系统调节品质恶化，调节精度下降，导致参数大幅波动或偏离规定值；2.3、空预器入口烟气温度高（达到350C ）时，可能产生动静碰磨，电流波动大；2.4、炉膛结焦可能性增大；2.5、渣量增加，可能造成堵渣；2.6、发电机绕组、铁芯及出水温度高；2.7、变压器绕组、铁芯及油温等，以及厂用电配电装置温度升高；2.8、脱硫、烟尘等环保排放指标超限；2.9、巡检人员就地设备检查时，

3、有设备机械伤害及高温介质烧、烫伤危险。3、机组接带大负荷的调整、控制原则：3.1、在机组大负荷期间，加强监视各主辅机的风、水、油等参数变化，尤其注意各液位、流 量等系统运行状态参数变化，注意自动调节品质，加强设备就地的巡视检查，出现异常时 需立即终止增加负荷。有操作时加强各岗位之间的联系汇报与沟通，调控时，尽量避免大 幅度调整，要根据相关参数的变化，做到勤动、微调，以状态参数指示为标准，以变化趋 势为依据进行调控。做好重要辅机跳闸的事故预想和RB的操作分工。坚决杜绝原因不清， 运行状况不明，只凭单一参数变化和经验，不经现场核实和综合分析判断的情况下，盲目 采取变工况处理的做法，不得盲目追求带高

4、负荷。3.2、若机组需带负荷330MW以上时，在机组负荷达330MW前，暂停锅炉吹灰。视调度要求， 以不超过6MW/min的速率缓慢增加机组负荷，根据主、辅机的运行状况向接带最大负荷目 标靠近，若受限，则申请维持在当前可接受的最大负荷。3.3、当机组负荷大于300MW持续时间超过4小时，或负荷330MW及以上时持续时间超过2小 时，应加强锅炉燃烧器区域的看焦工作，有异常时及时汇报并做好记录。主值根据结焦情 况调整运行磨煤机对应的二次风门开度不低于10%，氧量不允许负偏差。3.4、机组负荷大于330MW持续时间超过8小时，定期进行吹灰，通过监视受热面壁温、汽温 以及就地观察结焦情况，可适当选择加

5、吹并做好记录。3.5、负荷超过330MW后，应做好防止锅炉炉膛结焦工作。3.6、负荷超过330MW连续运行超过6小时，应适当延长除渣时间，保证渣斗存渣除净。炉膛 吹灰和除渣禁止同时进行。除渣完毕至下一次除渣间隔不大于8小时，除渣时要严格按照 除渣规程及除渣技术规范执行。3.7、负荷连续330MW以上时，应加强对煤质的监督，如灰份或硫份超过设计值时，则立即改 变掺烧磨煤机的给煤量，是燃煤品质尽可能接近设计煤种，保证达标排放。3.8、机组负荷持续大于330MW，如遇磨煤机备用需要倒磨时，则暂停倒磨，待负荷低于330MW 时，立即执行倒磨定期工作。如磨煤机备用时间达到7天，则必须申请调度降负荷后执行

6、 倒磨。4、机组接带大负荷时重点监视控制措施：4.1、当机组负荷接带至330MW及以上时，应对机组进行全面检查无异常，调节余量充分：主 机轴承温度、振动、轴向位移、推力轴承温度、胀差、声音、各监视段压力、各加热器水位、 凝结水泵出力、主/再汽压力/温度、煤-水比等参数满足规定值，各转机振动、温度、电流及 其系统状态参数正常。4.2、注意主机轴承温度变化，顺序阀调节方式下轴承温度一般波动不超过正常值的土5C，达 到95 C时需控制负荷，并注意机组顺序阀的影响是否较大，若达到报警值则切为单阀方式运 行。4.3、给水泵的运行监视：给水泵转速、轴承温度、振动等参数变化，严密监视给水泵的推力 瓦温变化，

7、并加强泵组听音、测振检查；发现异常及时终止升负荷，通过稳定负荷观察各参数 变化情况，必要时及时降低机组负荷使之恢复正常，不得使各转机处于过负荷和参数越限的情 况下运行；4.4、负荷连续330MW以上时，应加强监视烟囱排口二氧化硫及脱硫效率，当煤质、锅炉燃烧 工况突然变化，造成烟囱排口二氧化硫瞬时超标时，调整脱硫石灰石粉量及方式，保证烟囱排 口二氧化硫达标排放。4.5、加强除尘器的运行监视与调整，严格控制烟囱出口的烟尘排放指标，防止除尘器发生堵 灰现象。4.6、及时准确监视、调整和记录发变组、厂用电系统电压、电流、温度，确保发电机主要参 数在规定范围内；6KV、380V厂用电系统电压在合格范围内

8、；调整电压增减发电机无功负荷时， 注意机组无功负荷。4.7、大负荷运行时，发电机上、下层线圈出水测点最高达85C或定子线圈层间最高温度达90C，或上、下层线圈出水最高与最低温度温差达8C,或定子线圈层间最高与最低温度温差 达10C时，及时检查调整定冷水温度、发电机氢气温度正常，否则立即通知电气专业查找原 因，仍无法控制要及时降低机组出力。4.8、除按照正常巡检规定项目外，重点是检查监视线路潮流参数；若发生一条线路跳闸时， 单线运行，加强监视运行的另一条线路潮流，控制线路不超过允许载流量，如有异常，及时汇 报调度，有功负荷按照调令执行。5、典型事故处理指导原则：5.1、当发生给水泵RB时，监视运

9、行给水泵工况稳定，按一台给水RB处理原则进行处理；注 意凝结水压力及除氧器水位控制，监视高、低加水位的变化和自动调整情况。5.2、空冷岛背压随着环境温度改变而改变，当此时发生高加跳闸，注意调节级压力变化，任 何时候不得过负荷；并监视轴向位移和推力瓦温、振动等参数变化；并按1015%额定负荷的 幅度进行降负荷操作，控制煤水比，注意监视总给水流量的变化等。5.3、当发生低加跳闸时，立即进行降负荷操作，防止末级叶片过负荷。5.4、若发生一条线路跳闸时，单线运行时应加强监视运行的另一条线路潮流，控制线路不超 过允许载流量，如有异常，及时汇报调度，有功负荷按照调令执行。5.5、变压器温度发生异常升高：5

10、.5.1、确认温度异常升高后，在温度未超过上限时，及时调整主变、高厂变冷却装置的运行 方式，手动投入备用冷却装置运行，冷却装置全部投入并注意观察温度变化。5.5.2、继续升高时，如主变绕组或油温超过上限规定温度值，联系调度减负荷，如为厂用电 系统变压器超温，则转移或降负荷，直到温度满足要求。5.5.3、通知维护人员检查确认，如因主变内部故障引起，经采取降温措施无效时，则申请停 机处理；若为厂用电系统变压器内部故障引起，则倒厂用电，将变压器停电隔离检修。5.6、机组降负荷过程中，当机组负荷降至300MW时，检查主机体参数及各辅助系统稳定后， 再根据值长令投入人仔遇有机组负荷大幅变化时，若发现设备

11、、参数或系统异常，采取控制 调整措施无效时，立即解除AGC稳定机组负荷，待一切调整正常后，重新投入人仔并联系维 护人员对于调节特性差的设备予以处理。5.7、巡检人就地检查时，辨识所检查设备的安全风险，做好预防控制措施，佩戴好相应的防 护用具，尽可能减少在危险环境的停留时间，如高温高压场所，转动机械附近，强烈噪音，粉 尘弥漫，易燃易爆，有毒有害气体等环境。二、机组安全运行低负荷技术措施当机组运行负荷小于200MW时，可视作低负荷运行，锅炉最低不投油稳燃负荷（全燃煤） 为150MW，为保证机组低负荷期间安全、经济运行，特对各系统运行方式作如下规定，在低负 荷运行时注意调整。1、机组负荷处于150M

12、W200MW时：1.1、机组低负荷运行在150MW200MW期间，应加强对运行制粉系统的检查，发现异常情况应 及时调整。机组低负荷运行期间，可以不进行磨煤机切换，禁止隔层运行。1.2、机组长期在200MW以下运行期间，要加强对油枪的维护工作，每周对三层重油油枪就地 进行吹扫和进退试验，并对油枪清理。1.3、若机组负荷低至150MW时，启动燃油泵运行，维持重油压力，保持油枪热备用，发现炉 膛燃烧不稳时，及时投油助燃；如果环境温度低于重油凝固点时，保持燃油泵连续运行。1.4、由于引风机在出力较低时易进入不稳定工作区，机组低负荷运行时，密切注意引风机电 流、轴承振动等参数，发现异常及时调整。机组进入

13、TF方式后，要及时手动调整总风量，切 除送风机自动，保持风量在35%以上，且氧量不低于6%，防止引风机发生不稳定现象。发生炉 膛负压不稳时应立即解除负压自动，增加送风量以维持引风机在稳定工况运行。1.5、机组负荷250MW以上时，锅炉吹灰采取程控方式进行；机组负荷180MW以下时，禁止锅 炉水冷壁区域吹灰。1.6、机组降负荷过程中，尽可能在自动状态下，维持锅炉总给水量不低于最锅炉最小流量， 并加强锅炉受热面管壁温度的监视，如发现管壁温度超过报警值，应适当调整煤水比及工质温 度以保证各受热面壁温在允许范围内。必要时可适当降低再热汽温度运行，防止再热器管壁超 温。1.7、负荷长期低于200MW时，

14、除渣方式根据渣量调整出渣频次，除渣时，维持渣斗水封水位 及温度正常，防止炉底渣斗漏风或渣水汽化，影响炉膛负压或炉膛燃烧。1.8、当机组降负荷，总给水流量降低时，防止再循环突开引起给水流量异常。1.9、随机组负荷下降，当四段抽汽压力下降时，应根据辅汽联箱压力手动调整辅汽备用气源。 禁止大幅操作备用供汽调门，避免因辅汽压力的大幅波动。1.10、机组负荷低于300MW运行时，必须确保备用给水泵处于可靠备用状态，油温、油压符合 规定，油温N35C，油压主0.15MPa。1.11、机组负荷下降，注意给水流量、协调品质、主汽压力、主再热汽温、炉中间点温度及煤 水比变化，同时严密监视给水泵工作状况。1.12

15、、降负荷过程中注意监视高、低加液位，视高、低加液位情况及时将疏水切至凝汽器，防 止疏水不畅引起高、低加跳闸。1.13、机组负荷下降，注意监视主机差胀、真空及各瓦振动、瓦温。1.14、机组负荷下降，注意真空、大小机振动变化情况。1.15、机组负荷下降，要注意监视大小机、辅机、EH油温变化情况，闭式冷却水运行情况， 根据需要及时投入油箱电加热器，将油温控制在正常范围内。1.16、机组负荷下降，注意监视除氧器、凝汽器液位、凝结水压力情况，及时调整除氧器水位 及调门开度，避免凝结水再循环门开启或小开度运行。1.17、在低负荷或低谷阶段，在确保发电机、厂用电压各级电压合格前提下，降低发电机无功 负荷，提

16、高发电机功率因数运行，将500KV母线电压控制在低限运行。2、机组负荷降至150MW以下时：2.1、机组负荷降至150MW以下时，维持一台给水泵再循环工况下旋转备用，并做好另外一台 运行给水泵跳闸的事故预想和操作分工。2.2、如果负荷低于150MW及以下，则切换制粉系统至下三层磨煤机运行；燃烧不稳时，投一 层油枪助燃，解除氧量自动，维持氧量不低于6%，且维持锅炉总风量在35%以上。2.3、机组负荷降至150MW以下运行时，禁止进行锅炉本体的吹灰工作，空预器的吹灰应连续 进行。2.4、将启动分离器疏水至大气扩容器的液控阀投入自动，以防启动分离器发生水位事故。2.5、加强给水调整，避免锅炉在干湿态

17、之间频繁发生转换，影响锅炉和机组的安全运行。2.6、锅炉转入湿态运行时，尽可能将疏水倒至除氧器或有效回收，控制除氧器给水温度大于 120C。2.7、低负荷运行时，加强监视调整发电机端电压、6KV、380V厂用电、出线母线电压应在允 许范围内，当出线母线电压接近或越上限时，应及时调整发电机无功负荷，必要时，按照规程 进相运行规定，将发电机进相运行。2.8、当机组低负荷不能稳定运行或不能满足厂用电运行时，视负荷情况按规程规定及时将 6KV厂用电切至备用电源运行。三、机组安全运行维护技术措施为了保证机组安全、可靠运行，规范日常维护、定修工作，力争在第一时间发现并消除设 备缺陷，实现机组“零缺陷”运行

18、，确保机组长周期运行。1、技术措施1.1、完善设备资料，建全设备台帐，做好设备检修记录。1.2、加强培训管理，提高专业人员技术、技能水平，提高对设备的认识，充分利用技术讲 课和实操培训，重点对设备巡点检、定检定修技能培训，提高员工及承包商的技能水平。1.3、做好精密点检工作，及时准确了解设备运转情况，做出设备劣化分析，由专业专工牵 头，全员参与的设备管理。1.4、加强人员巡、点检责任心，每天按路线时间做好巡、点检记录，如有异常及时上报并 组织分析，由专业工程师不定期抽查各维护组巡点检记录。1.5、专业工程师对定期工作、维护检修进行过程跟踪管理，提设备维护检修质量。1.6、定期开展设备运行状况分

19、析会，通过对巡检记录和点检分析，掌握设备运行规律，提 前准备更换备件，提高人员分析水平。1.7、加强对重要辅机设备的巡检，发现轴承温度及振动超标，立即停运检修。1.8、对于各设备的润滑油系统的漏点，要加强观察，采取可靠的措施，并制定应急预案， 防止发生因润滑油泄露导致的设备事故。1.9、对于各设备的润滑油系统，要标示出清晰准确的油位标记，发现油位变化及时查明原 因，尤其要防止冷油器泄漏，使冷却水进入油系统，导致设备润滑情况恶化。1.10、严格按照计划进行设备的定期检修工作和转动设备定期加油脂工作，定期工作认真执 行各类技术文件（文件包、工艺卡、质量验收单等）。1.11、做好风险预控，定期对一些

20、易损件更换，保证机组长期稳定运行。1.12、定期化验润滑油，发现油质恶化，及时采取措施。1.13、定期进行电气一次设备红外成像工作。定期对定冷泵开关、励磁开关、发变组等设备 进行红外成像工作，对成像数据进行对比分析。发现异常分析并上报专业及部门，采取相 应措施，必要时缩短巡检频次，直至停运检修。1.14、做好防寒防冻、防风、防雨、抗潮管理工作。做到“早准备、早防范、早进入状态”， 冬季要确保每日检查伴热电缆工作情况、设备保温情况。雨季应重点检查设备防雨情况， 防雨措施要齐全有效。1.15、对顽固性缺陷（尤其是渗漏缺陷）治理要下大力气，针对目前专业还存在重复性缺陷， 逐步进行治理，列出治理计划。

21、1.16、提高定期工作质量，定期工作计划具备可执行性。1.17、编制完善各设备定期工作标准，能够有效控制设备的运行状态，每个定期工作对应一 个质量验收文件。1.18、编制完善各设备检修规程，让检修工定期进行学习，不断提高检修水平，保证设备检 修质量。1.19、加强绩效管理导向，提高员工工作的积极性，赏罚分明，不断提高工作质量，保证设 备安全稳定运行。1.20、全面进行设备风险评估，根据设备管理以及经济、质量管理目标要求，从安全、质量、 进度等多方面、全方位进行评估分析，确定项目风险级别，编制措施，准备技术、安全、 进度以及其他相关控制文件，力争做到标准齐全，技术要求清晰、准确、科学，做到有据

22、可依。1.21、开展“质量回头看”活动，针对以往设备出现过的故障，对现有设备进行隐患排查及 风险评估，做到举一反三，做到不发生相同故障。1.22、收集行业中同类设备故障案例。对比我公司设备进行隐患排查，防止发生同类设备故 障。1.23、开展设备老化分析，并指定设备老化治理措施。确保老化设备在故障前得到治理，防 止老化设备运行中故障，引起各类事故。1.24、邀请主设备常见对设备进行相关设备健康状态诊断。邀请发电机、主变等厂家技术人 员对主设备进行健康状态诊断，使设备管控力量加强。2、专项措施2.1、机组长周期运行设备巡点检检查措施2.1.1、设备专责人每天对所辖设备进行一次点检，利用点检设备认真

23、细致采集设备运行参数， 查找设备缺陷和隐患，对发现的问题应做好记录并制定下一步处理计划，做到闭环管理。现场点检时间不小于1小时，点检数据应每天上传点检设备系统，每天查询漏检率，发现 有漏检情况应及时补检，保证每天点检项目不漏项。2.1.2、设备专责人每天对所辖设备进行一次巡检，依据每日巡检表规定的巡检项目、标准和 路线对现场设备进行仔细检查，对发现的问题应做好记录并制定下一步处理计划。2.1.3、热工巡检人员每天要在DCS系统上观察机组相关设备参数值的变化，同时对历史数据 进行比较，做好设备劣化分析。2.1.4、对于设备巡检记录不全，巡检、点检不认真未发现巡检线路中设备缺陷，按规章制度 进行考

24、核。2.1.5、做好重要辅机的测振、测温点检记录，防止因季节变化出现不安全事件。2.1.6、生产管理人员对专业巡点检人员点检、巡检到位情况进行检查，并对其巡检质量进行 评价。2.1.7、涉及主辅设备安全稳定运行的缺陷及时上报项目部经理。2.2保机组运行设备消缺管理措施：2.2.1、缺陷处理必须严格执行工作票制度，开展风险分析及工作监护制度，杜绝出现人为事 故。2.2.2、巡检人员点检、巡检发现缺陷后及时登陆缺陷管理系统中。2.2.3、消缺及时，白天接到运行电话后10分钟必须到达现场，夜间接到运行电话后15分钟 必须到达现场。2.2.4、由于消缺条件确实不具备，必须征得各专业专工认可；重大缺陷或

25、高风险缺陷必须汇 报项目经理确认，必要时申请停机处理。2.2.5、在夜间影响主辅设备安全稳定运行的缺陷，必须上报专业专工。2.2.6、在夜间发生较大的缺陷，值班负责人必须马上组织消除，专业值班负责人现场全程跟 踪、监督、验收，较大缺陷逐级向上汇报。2.2.7、对于较大的设备缺陷消缺，专业主管或专工必须到现场进行全程跟踪。保机组运行定期工作管理措施：2.3.1、机组所有重要辅机设备退备检修的定期工作，必须做好风险评估，避免重要辅机因无 备用设备而产生跳闸的风险。2.3.2、如重要辅机设备有缺陷而必须进行消缺工作的，检修工作要升级监护，必须严格执行 工作票制度、落实风险分析及工作监护，专业专工必须到现场进行全过程跟踪，杜绝出现 人为事故。2.3.3、要加强设备加油脂、设备轮换等定修工作以及计划检修工作，确保设备稳定运行。2.3.4、定期工作严格履行三级质量验收管理制度，对备件质量和检修质量进行严格把关，防 止发生机组降出力甚至机组非停事件。2.3.5、对重要辅机设备的库存备件进行全面盘库，及时补充库存，避免由于备件短缺而影响 消缺及时性。2.3.6、定期对设