DL∕T 1683-2017 1000MW等级超超临界机组运行导则

备案号：58821-2017DL/T1683—20172017-08-01实施2017-03-28发布2017-08-01实施国家能源局发布IDL/T1683—2017 Ⅱ 12规范性引用文件 13术语和定义 14总则 35机组启动 36机组运行调整及维护 7机组正常停运 9机组典型试验 1DL/T1683—20171000MW等级超超临界机组运行导则1范围本导则规定了1000MW等级超超临界燃煤发电机组的启动方式、停运方式、运行调整方法、正常及特殊运行方式、例行运行检查与维护、试验项目及要求、常见事故的预防措施和处理方法及其应遵循的基本原则。本导则适用于1000MW等级超超临界燃煤发电机组。对于1000MW等级以下的超临界、超超临界燃煤发电机组可参照本导则的基本原则执行。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。GB/T7064隐极同步发电机技术要求GB/T7595电厂用运行中汽轮机油质量标准GB/T12241安全阀一般要求GB13223火电厂大气污染排放标准GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB26164(所有部分)电业安全工作规程GB26860电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T435电站煤粉锅炉炉膛防爆规程DL/T572电力变压器运行规程DL/T596电力设备预防性试验规程DL/T607汽轮发电机漏水、漏氢的检验DL/T651氢冷发电机氢气湿度的技术要求DL/T656火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程DL/T657火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程DL/T801大型发电机内冷却水质及系统技术要求DL/T843大型汽轮发电机励磁系统技术条件DL/T956火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则JB/T1612锅炉水压试验条件TSGG0001锅炉安全技术监察规程3术语和定义分散控制系统distributedcontrolsystem;DCS采用计算机、通信和屏幕显示技术，实现对生产过程的数据采集、控制和保护等功能，利用通信2DL/T1683—2017对机组的某一工艺系统或主要辅机按一定规律(输入信号条件顺序、动作顺序或时间顺序)进行按电气原理设计的敏感元件、数字电路(计算机)、按液压原理设计的放大元件及液压伺服机构345DL/T1683—20175.4.3DCS、DAS、FSSS、BMS(燃烧器管理系统)、DEH、TSI、ETS、ECS(电气控制系统)及旁6DL/T1683—20175.4.33.1检查发电机系统的所有信号正确，测温点温度在ECS(或DEH)画面上的显示正常、无5.4.39确认发电机置换气体二氧化碳的纯度不小于95%,含氧量不大于2%。确认发电机氢气置换完成，其氢气纯度应达到99.5%,最低不小于98%。氢气湿度应满足DL/T651的有关规定。5.4.40.2投入电除尘灰斗及绝缘子加热装置、振打装置，确认电除尘、除灰、除渣系统具备投运78DL/T1683—2017a)炉水循环泵注水完成，水质合格后将泵进、出口电动阀关闭，泵出口调节阀关闭。b)确认汽水分离器储水罐水位调节阀已投自动，处于关闭状态。c)锅炉启动系统过冷水手动阀开启。d)锅炉所有疏放水阀按启动检查卡检查完毕，状态正确。e)锅炉所有排气阀处于开启状态。f)锅炉疏水扩容器、疏水箱、疏水泵及其管路系统均处于备用状态，冷凝水箱疏水泵至凝汽器管g)除氧器出口水温满足上水要求。5.5.3.5上水条件满足后，开启电动给水泵出口电动阀开始向锅炉上水，利用电动给水泵出口调节阀或锅炉给水旁路调节阀和电动给水泵勺管控制上水流量。5.5.3.6上水时间：通常冬季不小于4h,夏季不小于2h。5.5.3.7上水过程注意检查各部件是否发生泄漏，受热面的膨胀情况是否正常，若发现异常，应立即查5.5.3.8上水过程中对高压加热器水侧及旁路进行冲洗。5.5.3.10汽水分离器储水罐水位正常后，锅炉上水结束，汽水分离器内外壁温差应小于规定值。5.5.4.2根据汽水分离器出口水质的不同，冷态冲洗分为开式冲洗和循环冲洗两个阶段。5.5.4.3当汽水分离器出口水质含铁量大于500μg/L、SiO₂大于200μg/L时，进行开式冲洗，冲洗水经锅炉疏水扩容器、疏水箱排放口排放至机组排水槽。5.5.4.4当汽水分离器出口水质含铁量小于或等于500μg/L、SiO₂小于或等于200μg/L时，进行循环冲洗，冲洗水一部分经炉水循环泵在锅炉内部循环；另一部分经过锅炉疏水扩容器、疏水箱、锅炉疏水泵，将冲洗水回收至凝汽器。5.5.4.5当疏水箱排水含铁量小于或等于100μg/L时，锅炉本体以及启动分离系统冷态冲洗结束。5.5.5.4检查并确认风道和烟道上所有挡板的开度在正确位置。5.5.5.7检查确认炉膛火焰监视系统、火焰检测系统投运正常，各火焰检测、炉膛火焰电视摄像头冷却风隔离阀开启。5.5.5.8启动引风机、送风机，调整炉膛压力在一100Pa左右，投入炉膛压力自动控制，维持总风量在30%～40%BMCR(锅炉最大连续蒸发量)风量范围内。5.5.5.9启动等离子点火系统的一台冷却水泵，投入联锁开关。5.5.5.10投入炉膛烟气温度探针。9左右(前后)对称投入。控制燃料量和疏水阀开度(冲洗水排放量)将水冷壁出口炉水温度控制在150℃~190℃范围内，对锅a)汽轮发电机组连续盘车4h以上，并检查盘车电流(对于电动盘车装置)、油压(对于油涡轮盘执行)。5MW/min。机组在锅炉湿、干态转换负荷区间(20%～30%额定负荷)的运行时间，以防止给水流量或燃料量变化过17℃。温度较高时可以通过增加高压缸进汽量或降低再热冷段蒸汽压力进行调节。当低压缸排汽温度超过5.7.2.18温态、热态启动时，机组并网后应根据汽轮机热应力的大小(金属部件温差)控制蒸汽温6.2.3汽轮机正常运行主要参数及限额温度温度机内氢气温度定子端部结构件温度定子绕组出水温度转子绕组温度定子绕组线棒层间温度轴承金属温度定子铁芯温度轴承和密封油回油温度注1:发电机各部位温度具体限值因发电机冷却方式与结构等要求略有不同。注2:氢温应低于水温3℃,防止结露。a)发电机最高运行电压不得超过额定电压的110%,最低运行电压不得低于额定电压的90%。当发电机电压下降至额定值的95%时，定子电流长时间允许运行的数值不得超过额定值的105%。流之差最大不允许超过额定值的10%,且最大一相不超过额定电流值。c)当系统频率的变动范围在50Hz±0.2Hz时，发电机可按额定容量运行。d)发电机的额定功率因数为0.9。当投入自动励磁调节器时，允许在不大于0.97(迟相)范围内式计算I².×t≤30I₂*——负序电流标幺值；励磁电压标幺值允许时间(s)1)发电机运行工况正常，定、转子冷却方式符合规定，冷却介质温度和流量在额定范围内；2)自动励磁调节器运行正常，相关保护(如强励限制、低励限制及失磁保护等)已投入；3)发电机机端电压、厂用母线电压均不低于额定值的95%;4)发电机定子绕组及端部铁芯温度应满足GB/T7064的有关规定。1)系统电压不低于0.95倍额定值；2)发电机、厂用电系统电压最低不能低于0.9倍额定值，运行中应注意监视厂用辅机的运3)发电机定子电流和厂用辅机运行电流不能超过1.05倍额定电流；7)一般进相运行的连续时间不超过8h。20的燃烧特性、锅炉燃烧方式、炉膛的热强度、炉膛的大小以及煤粉的颗粒特性(即均匀21DL/T1683—201722e)锅炉转干态运行后，及时将水煤比投自动，机组以汽轮机、锅炉协调控调节手段。锅炉转干态(即直流)运行后，启动分离器入口蒸汽中间点温度)。锅炉正常运行中，过热度(中间点温度)是煤量和给水量是否匹配的超前控制温过热器侧的调温烟气挡板的开度之和为100%。当低温再热器侧调温烟气挡板已关至最小24水位进行比较，并考虑到高压加热器疏水的流量(至6.3.4.6在低于75%额定负荷运行时，如发现同一种水支路出水测温元件或层间测温元件温差达6K27控制在45℃~50℃,正常情况下应保持发电机定子绕组进水温度大于进氢温度5℃。发电机内氢气纯度应大于或等于98%,在额定氢压下露点温度应控制在一25℃~-5℃;否成的，汽轮机主控根据主蒸汽压力偏差自动地设置去汽轮机调节汽门的控制指令，以调节主蒸汽压28DL/T1683—2017机组在BI方式下运行时，负荷的调整由运行人员手动调整锅炉的输入指令(即目标负荷)来实29DL/T1683—2017表3锅炉给水质量控制项目标准值和期望值指标pH(25℃)—8～9.3(有铜给水系统)或9.2～9.60(无铜给水系统)氢电导率(25℃)标准值期望值溶解氧AVT(R)标准值AVT(0)标准值标准值期望值标准值期望值标准值期望值——二氧化硅标准值期望值表3(续)控制项目标准值和期望值指标氯离子标准值期望值—TOCi标准值a加氧处理溶解氧指标按表4控制。氢电导率(25℃)溶解氧标准值期望值标准值指标注：采用中性加氧处理的机组，给水的pH值宜为7.0～8.0(无铜给水系统),溶解氧宜为50μg/L～250ug/L氧含量接近下限值时，pH值应大于9.0。氢电导率(25℃)钠氯离子铁二氧化硅标准值期望值标准值期望值标准值期望值标准值期望值标准值期望值指标—氢电导率(25℃)二氧化硅标准值期望值标准值期望值标准值期望值标准值期望值标准值期望值指标——溶氧量电导率(25℃)含铜量标准值期望值标准值期望值8.0～8.98.3～8.7表8给水阳离子导电率(25℃)、pH值超出规定值时机组允许阳离子导电率允许运行时间0.10μS/cm～0.15μS/cm—<216h/年≤72h/年表8(续)阳离子导电率pH值允许运行时间≤24h/年—≤4h/年注1:锅炉给水加氧(OT)处理时，当氢离子导电率大于0.20uS/cm时，应停止加氧转为锅炉给水只加氨处理电导率降低到0.10μS/cm以下。注3:锅炉给水AVT处理时，pH值低于7.0,按三级处理。注4:锅炉给水OT处理时(不包括采用中性加氧处理的机组),一级处理为pH值小于8.5。c)当变压器上层油温升高不超过50℃且周围环境温度不超过20℃,允许变压器在60%~油加速劣化，自然循环风冷变压器上层油温一般不宜超过95℃,强迫油循环风冷变压器上层设备名称主变压器厂用高压变压器励磁变压器厂用低压变压器冷却方式强油风冷油浸风冷干式(附加风扇)干式限额温升℃油无绕组报警温度℃油无绕组跳闸温度℃油105或冷却器全停20min105或冷却器全停30min无绕组表9(续)设备名称主变压器厂用高压变压器励磁变压器厂用低压变压器冷却风机启动温度℃无冷却风机停用温度℃无f)无载调压变压器在额定电压±5%范围内改变分接头位置时，其额定容量不变，如为-7.5%和—10%分接头时，则额定容量相应降低2.5%和5%。表10变压器过载允许运行时间过电流%允许运行时间60min30min过电流%允许运行时间DL/T1683—20176)变压器接头无发热现象；7)气体继电器内无气体；9)各控制箱和二次端子箱应关严、无受潮情况1)首次投运或经过大修和改造后运行时间在72h内的变压器；4)变压器急救负载运行时；5)有严重缺陷时；6)短路故障后。2)励磁设备的短时过负荷能力应大于发电机转子短时过负荷能力3)励磁系统强励电压倍数一般为2倍。需方有特殊要求时，可与供方协商，提高强励电倍数大于2倍时，强励电流倍数为2倍。5)励磁系统允许持续强励时间不低于10s。8)发电机电压的调差采用无功调差，调差范围应不小于±10%,调差率的整定可以是连续10)发电机负载阶跃时，当发电机为额定负载时，其阶跃量为发电机额定电压的1%～4%。有功功率波动次数不大于5次，阻尼比大于0.1,调节时间不大于10s。7)自动励磁调节器的V/Hz(伏/赫兹)限制特性应与发电机及主变压器的过励磁特性匹配。VHz1)功率整流装置的一个柜(插件式为一个支路)退出运行时应能满足发电机强励及1.1倍额5)功率整流装置的均流系数应不小于0.85。2)励磁变压器应能满足汽轮发电机空载试验时130%额定机端电压的要求。3)励磁变压器绕组一般采用Y-d或D-y接线。1)副励磁机应采用永磁式发电机。2)可实现手动投切功能；3)故障时应能自动退出运行；3)当双通道故障(非CPU故障)时，励磁调节方式应从“自动电压闭环”方式切换至“电2)PSS投自动方式时，当有功功率大于设定值(一般为额定功率的25%～40%)时将自动投2)励磁调节器正常运行中的检查内容：3)整流柜检查内容：4)起励及灭磁单元检查内容：2)以临时保护代替原保护；7.3.1.3负荷降至700MW时，根据四抽压力情况将辅助蒸汽汽源由四抽切换至再热器冷段供应。DL/T1683—20177.3.1.10机组负荷降至300MW40DL/T1683—20177.4.1.2主蒸汽、再热蒸汽平均温降速度不超过1℃/min,机组负荷变化率不超过1MW/min。7.4.2.4降温速度严格控制在1℃/min以内，短期内降温速度不应超过1.5℃/min,高负荷阶段主蒸42DL/T1683—2017汽、再热蒸汽过热度不应低于100℃,低负荷阶段过热度不应低于56℃。高压缸排汽温度要高于对应列发电机)。7.5.1.27盘车装置如因故不能投入，4445度为25℃~50℃.部压力较高，就保持停机前的压力),检修前排尽内部除盐水后，使用纯度大于99.5%氮气将系统吹干(相对湿度低于60%),然后充入高纯氮气，维持压力为0.05MPa,进行保养。474849定联动)有疏水阀门(发生水冲击事故时除外),开启真空破坏门(若汽轮机制造厂对于转速降至何值时破坏真a)对于电动盘车装置，待汽轮机转速降至0r/min后，检查使锅炉MFT。5)强制保持送风机动叶开度在MFT前的位置，引风机叶片控制在自动状态(5min后，送风6)二次风风箱入口挡板控制强制保持(5min后释放)。7)所有二次小风门强制保持在吹扫位，锅炉强制通风吹扫5min。1)锅炉四管泄漏监测装置报警。2)给水流量不正常地大于蒸汽流量。4)各段烟气温度下降。9)水冷壁膨胀受阻或锅炉内、外爆。4)停炉后尽快停运电除尘器，防止电极积灰，并迅速将电除尘、省煤器下部灰斗中的灰清1)锅炉四管泄漏监测装置报警。3)省煤器处发生二次燃烧，使管子过热。4)省煤器管子内部被异物堵塞。5)吹灰器运行不良，管壁被吹损。4)飞灰磨损严重。2)投入空气预热器内的消防喷淋装置灭火。c)锅炉负荷小于25%时，应增加尾部烟道吹灰次数，并对空气预热器进行连续吹灰；锅炉负荷DL/T1683—20173)机组负荷增长过快。5)煤质过差或煤粉过粗。6)炉膛结渣严重。4)调整无效时，降低机组负荷。6)详细记录越限时间及越限数值。6)蒸汽压力大幅度下降。7)详细记录越限时间及越限数值。b)一台引(送)风机跳闸时，确认同侧送(引)风机及相应磨煤机已联锁跳闸，跳闸引风机进、橡皮垫)和石棉纸垫。8.4.19高压加热器解列DL/T1683—2017器水侧进、出口电动门自动关闭(装有三通联动门的高压加热器由主路快切至旁路),高压加DL/T1683—2017f)凝结水泵轴承润滑油(或润滑油脂)变质、乳化，引起轴承损坏。1)运行中氢冷系统堵塞或其他原因需要停止一组(最多二组)氢气冷却器时，发电机应降低氢压2)定子电流超过额定值。2)有功功率降低且摆动。定值的40%。3)发电机定子电压剧烈摆动。1)运行负荷大于或等于75%额定负荷时，同一种水支路层间测温元件最大温差达10K或出1)发现以上现象应立即汇报值长。2)通知检修人员就地检查和校验测温元件。增加或减少15%～20%负荷，以5%为一级，每1)有功负荷指示零值以下。2)无功负荷指示升高。3)检查TV二次空气开关是否跳闸，检查TV二次回路无明显异常后，应试投一次、二次空DL/T1683—2017故障名称故障含义处理措施整流桥温度高整流桥温度测量值高于设置的最大温度a)实际测量各部件温度。b)检查测温元件是否良好。c)隔离后通知检修处理励磁变压器温度高励磁变压器温度测量值高于设置的最大温度a)检查测温元件是否良好。b)检查冷却风机工作是否正常。c)通知检修处理电压通道采样异常a)联系电气检修人员检查处理。b)检查工作通道是否切换至备用通道。c)实际测量TV二次电压。d)检查TV二次空开和一次保险。e)查明原因处理完毕后恢复正常运行单台整流柜故障单台整流柜故障退出运行a)交、直流侧隔离后检查。b)处理完毕后恢复正常运行两台整流柜故障两台整流柜故障退出运行a)按要求降负荷。b)交、直流侧隔离后检查。c)处理完毕后恢复正常运行起励超时发电机起励时间超过规定值，起励失败a)检查起励电源是否正常。b)检查起励过程中有无保护动作信号。c)检查起励回路有无故障。d)通知检修处理控制板电源故障控制单元板故障或测量单元板故障联系电气检修人员检查处理瞬时励磁过流励磁电流高于设定的最大电流值a)检查发电机-变压器组系统有无短路故障。b)检查强励是否动作。c)检查励磁回路有无短路故障注：具体故障报警信号和处理应根据制造厂的说明书制定。3)检查变压器是否有放电声和异常声音。6)经分析，气样确属变压器内部故障造成的(即气体可燃、色谱分析证明含量超过正常7)停运后应对变压器做进一步的试验检查。按照DL435规定，主燃料跳闸后或锅炉启动前，都必须进行炉膛吹扫，吹扫时间不应少于k)锅炉总风量大于25%BMCR风量且二次辅助风门全开；3)手动紧急停机按钮(取自控制台，两个按钮同时按下);5)凝汽器真空低(压力开关，三取二);6)润滑油压低(压力开关，三取二);10)转子轴向位移大；11)DEH超速110%(三取中)以及备用超速112%(三取中);13)主蒸汽温度低且发电机负荷大于10%;14)安全油压低(压力开关，三取二);15)高压缸压比低；b)功率负荷不平衡继电器(PLU)。当机组机械功(中压缸排汽压力)与电功(实际发电机功6)2号抗燃油泵投备用，若抗燃油母管油压低或1号抗燃油泵跳闸，则联启2号抗燃油泵并1)机组负荷低于15%额定负荷时，低压缸喷水自动全开。2)任一低压缸排汽温度高于47℃时，低压缸喷水阀开始开启，至80℃时全开；当低压缸排1)汽轮机跳闸、预暖结束，高压缸预暖阀全关或汽轮机给定流量(DEH)小于0.5%时联开2)汽轮机未复位且高压缸预暖阀开启或汽轮机给定流量(DEH)大于0.5%时联关通风阀。3)达到设定延时后，发电机-变压器组保护柜1)汽轮机挂闸。1)润滑油系统·同侧引风机已运行或另一侧引风机已运行且引风机进口联络门开且送风机出口联络门开。2)发生下列任一情况时，送风机跳闸：·磨煤机出口门已开。4)发生下列任一情况时，给煤机跳闸：2)联锁启动条件。DL/T1683—20171)就地停机。主要是通过直接泄掉给水泵汽轮机控制油，实现关闭高、低压主汽门和调3)锅炉MFT动作。4)给水泵汽轮机轴向位移大。5)给水泵汽轮机超速。8)给水泵汽轮机抗燃油压力低(压力开关三取二)。9)给水泵汽轮机排汽压力高(压力开关三取二)。10)给水泵汽轮机润滑油温高。11)给水泵汽轮机轴承金属温度高。12)给水泵汽轮机推力轴承温度高。13)给水泵汽轮机控制系统故障。14)汽动给水泵机械密封水温度高。15)汽动给水泵入口压力低。16)除氧器水位低。17)前置泵入口电动门关。18)前置泵及电动机轴承温度高。给水泵再循环门开度小于5%,延时5s1)锅炉MFT动作。2)电动给水泵入口压力低。3)除氧器水位低。4)电动给水泵机械密封水温度高。5)电动给水泵轴承温度高。6)电动给水泵电动机轴承温度高。7)电动给水泵入口电动门关。8)液力耦合器工作油温度高。9)液力耦合器润滑油温度高。1)电动给水泵运行15s后，若电动给水泵入口流量低(一般为额定流量的25%左右)且电动给水泵再循环门开度小于5%,延时5s电动给水泵跳闸；若电动给水泵入口流量低且电动给水泵再循环门开度大于5%,延时30s电动给水泵跳闸。2)电动机或泵轴承温度高，工作泵自动保护停。2)电动机或泵轴承(推力轴承和导向轴承)温度高，工作泵白动保护停。2)发电机定子冷却水泵主要联锁。工作泵跳闸或出口母管压力低或流量低，备用泵自动2)锅炉改造、受压部件经重大修理或更换后，如水冷壁更换管数在50%以上，过热器、再5)根据运行情况，对设备安全可靠性有怀疑时。超压试验压力锅炉本体(包括过热器)过热器出口设计压力的1.25倍且不得小于省煤器设计压力的1.1倍再热器1.5倍再热器进口压力到试验压力90%左右时，应停止升压，作初步检查2)受压元件无明显的残余变形。DL/T1683—2017b)安全阀校验时，必须制定专项措施(包括安全措施),检修、运行负责人及锅炉监察工程师都过热器出口控制安全阀1.08倍工作压力工作安全阀1.10倍工作压力再热器1.10倍工作压力启动分离器1.10倍工作压力注：过热器出口安全阀的起座压力，应保证在该锅炉一次汽水系统所有安全阀中最先动作。a)安全门起、回座压差，一般应为起座压力的4%～7%,最大不得超过起座压力的10%。DL/T1683—20171)为确保辅助校验方法的准确性，辅助校验装置必须经过技术鉴定，并由经验丰富的专人全阀试跳放汽一次，每次约0.5min,以检验安全阀动作情况并排除可能影响阀门严密性3)当再热器入口压力达到75%～80%额定压通过试验确认汽轮机高、中压主汽门和高、中压调节汽门严密性符合设计要求，能满足机组安n≤(p/p₀)×1000r/mina)OPC超速(103%超速)保护试验。4)试验结束，将机组目标转速重新设定为3000r/min。b)电超速(110%超速)保护试验。5)试验结束，将目标转速重新设定为3000r/min,汽轮机重新复置冲转。5)重新挂闸升速至3000r/min。b)试验期间机组负荷在50%～80%额定负荷之间。DL/T1683—2017真空下降速度优良合格1)转子绕组的绝缘电阻值不宜低于0.5MQ;3)当发电机定子绕组绝缘电阻已符合启动要求，而转子绕组的绝缘电阻值不低于200025)测量绝缘电阻时采用绝缘电阻表的电压等级：当转子绕组额定电压为200V以上时，采用2)确认发电机中性点接地开关已合上。4)对于自并励励磁系统，应从厂用工作段(6kV或10kV)引一路临时电源接至励磁变压器c)在额定转速下试验电压的最高值，对于汽轮发电机应为定子额定电压值的120%,且不应超过至定子额定电压值的105%。2)确认发电机中性点接地开关已合上。4)对于自并励励磁系统，应从厂用工作段(6kV或10kV)引一路临时电源接至励磁变压器DL/T1683—2017c)确认发电机或发电机-变压器组与系统有明显断开点。3)出口连接片均已可靠投入。(资料性附录)表A.1锅炉正常运行中需监视及调整的主要参数(包括但不限于以下参数)序号单位正常值高限低限跳闸值1主蒸汽压力MPa2主蒸汽温度℃3主蒸汽流量4再热蒸汽压力MPa5再热蒸汽温度℃6再热蒸汽流量7过热蒸汽两侧温差℃8再热蒸汽两侧温差℃9省煤器进口给水压力MPa省煤器进口给水流量省煤器进口给水温度℃省煤器出口给水温度℃汽水分离器储水箱水位m炉膛压力kPa省煤器出口烟气含氧量%总风量%排烟温度℃风箱与炉膛差压kPa炉膛出口烟气温度℃燃油压力MPa火焰检测冷却风压力kPa一次风母管风压kPa仪用压缩空气母管压力MPa仪用压缩空气温度℃杂用压缩空气母管压力MPa一级过热器出口蒸汽温度℃水冷壁出口壁温℃水冷壁中间集箱入口壁温℃表A.1(续)序号单位正常值高限低限跳闸值后水冷壁悬吊管出口壁温℃一级过热器出口壁温℃二级过热器出口壁温℃三级过热器出口壁温℃四级过热器出口壁温℃一级再热器出口壁温℃二级再热器出口壁温℃表A.2汽轮机正常运行中需监视及调整的主要参数(包括但不限于以下参数)序号单位正常值高限低限跳闸值1汽轮机转速r/min2机组负荷MW3主蒸汽压力MPa4主蒸汽温度℃5主蒸汽流量6再热蒸汽压力MPa7再热蒸汽温度℃8高压缸排汽压力MPa9高压缸排汽温度℃中压缸排汽压力kPa中压缸排汽温度℃低压缸A排汽压力kPa低压缸A排汽温度℃低压缸B排汽压力kPa低压缸B排汽温度℃凝汽器真空kPa凝汽器水位mm调节级压力MPa调节级汽温℃一级抽汽压力MPa一级抽汽温度℃二级抽汽压力MPa二级抽汽温度℃三级抽汽压力MPa三级抽汽温度℃DL/T1683—2017表A.2(续)序号单位正常值高限低限跳闸值四级抽汽压力四级抽汽温度℃五级抽汽压力五级抽汽温度℃六级抽汽压力六级抽汽温度℃七级抽汽压力七级抽汽温度℃八级抽汽压力八级抽汽温度℃上、下缸温差℃转子偏心度原值始轴向位移高压缸胀差低压缸胀差高、中压缸绝对膨胀汽轮机轴振汽轮机各支持轴承金属温度℃汽轮机推力轴承金属温度℃汽轮机各轴承回油温度℃主油泵进口压力主油泵出口压力汽轮机润滑油温℃汽轮机润滑油压主油箱油位主油箱压力主油箱油温℃顶轴油压EH油母管油压EH油温度℃EH油箱油位轴封蒸汽母管压力轴封蒸汽母管温度℃轴封加热器真空轴封加热器水位表A.2(续)序号单位正常值高限低限跳闸值辅助蒸汽母管压力辅助蒸汽母管温度℃除氧器压力除氧器水位mm1号高压加热器水位mm2号高压加热器水位mm3号高压加热器水位mm5号低压加热器水位mm6号低压加热器水位mm7号低压加热器水位mm8号低压加热器水位表A.3发电机氢、油、水系统主要运行参数及限额序号单位正常值跳闸值1机内氢气压力2机内冷氢温度℃3供氢压力4机内氢气纯度%5机内氢气湿度℃6密封油油过滤器差压7密封油真空箱真空8油氢差压(正常运行)油氢差压(轴系静止)9密封油膨胀箱液位真空油箱油位定子冷却水压力定子冷却水流量定子冷却水进水温度℃定子冷却水回水温度℃定子冷却水导电度定子冷却水滤网差压DL/T1683—2017序号时间间隔操作人监护人1机组主要运行参数记录每小时一次副值班员—2热工、电气信号试验每班一次副值班员主值班员灯光、声响正常3空气预热器吹灰每班一次副值班员主值班员机组启停时适当增加4锅炉受热面吹灰每天一次副值班员主值班员锅炉负荷大于50%BMCR5空气预热器润滑油泵启停试验每月一次副值班员主值班员巡检员就地检查确认6吸风机电动机润滑油泵切换每月一次副值班员主值班员巡检员就地检查确认7送风机润滑油泵、电动机润滑油泵切换每月一次巡检员副值班员巡检员就地检查确认8一次风机润滑油泵、电动机润滑油泵切换每月一次巡检员副值班员巡检员就地检查确认9磨煤机润滑油泵切换启、停磨煤机前巡检员副值班员巡检员就地检查确认火焰检测冷却风机切换每月一次副值班员主值班员巡检员就地检查确认燃油跳闸阀试验每月一次主值班员机组长锅炉断油运行时进行锅炉点火油枪试验每十天一次副值班员主值班员巡检员就地检查确认等离子点火器远控拉弧试验每十天一次副值班员主值班员PCV阀开关试验每月一次主值班员机组长机组低负荷运行时进行汽轮机高压主汽门活动试验每天一次值班员机组长就地检查确认动作正常汽轮机中压主汽门活动试验每天一次值班员机组长就地检查确认动作正常汽轮机中压调速汽门活动试验每天一次值班员机组长就地检查确认动作正常中压主汽门全行程活动试验每两月一次值班员机组长就地检查确认动作正常高压主汽门全行程活动试验每两月一次值班员机组长联系热工人员进行抽汽止回门活动试验每月一次巡检员值班员稍动既可汽轮机抗燃油泵、交流油泵、密封油泵、事故油泵试验每月一次值班员机组长启、停正常，运行3min~柴油发电机启动试验每月两次巡检员值班员运行0.5h后停运循环水泵滤网清污机出口清扫每班一次巡检员脏污较多时及时清扫胶球清洗每天一次专责人—除氧器、凝汽器水位计就地远方校对每班一次值班员仪表指示一致主油箱油位计活动试验每天一次巡检员无卡涩，报警正常密封油系统滤网手柄转动每天一次巡检员备用凝结水泵测绝缘每月一次巡检员值班员凝结水泵切换每月一次值班员机组长汽轮机危急保安器充油试验每季度一次值班员机组长就地确认锁定后试验主变压器冷却器电源自动切换试验每月一次巡检员机组长电源自动切换试验后应检查冷却器运行正常主跳闸电磁阀动作试验每两月一次值班员机组长动作正常表A.4(续)序号时间间隔操作人监护人主变压器冷却器切换，高压厂用变压器、高压备用变压器冷却器电源切换每月一次巡检员机组长冷却器电源切换后应试启冷却器运行正常主厂房400VPC备用动力测绝缘每月两次巡检员上级巡检员给水泵汽轮机高、低压主汽门活动试验每月一次