更新后的操作指南

目录

第一章主机规范....................................................4

第一节锅炉规范.............................................................4

第二节汽轮机规范...........................................................6

第三节发一变组规范........................................................7

第二章总的操作原则......................................................10

第一节机组启动原则........................................................1()

第二节电气操作原则........................................................13

第三节设备检查的一股规定..................................................15

第三章方式确定........................................................17

第一节操作方式............................................................17

第二节启停方式.............................................................19

第三节冲转方式............................................................20

第四节运行方式............................................................21

第四章机组启动....................................................24

第一节机组冷态启动........................................................24

第二节机组温态启动........................................................52

第三节机组热态启动........................................................66

第四节极热态启动.........................................................75

第五章机组运行调整及维护............................................8()

第一节机组运行调整任务及控制参数.........................................80

第二节机组负荷调整.......................................................45

第三节锅炉燃烧调整.......................................................45

第四节汽温的调整.........................................................47

第五节汽包水位调整.......................................................48

第六节汽轮机正常运行中的监视.............................................49

第七节电气运行监视及调整..................................................5()

第八节机组其他系统的运行调整.............................................59

第六章机组停运.....................................................62

第一节机组复合变压停机...................................................62

第二节滑参数停机.........................................................69

第三节变压停机............................................................70

第七章机组停运后设备的保养...............................................71

7.1.保养规定................................................................71

7.2.锅炉停运后的J保养.......................................................71

7.3.高加停运后的保养.......................................................73

7.4.除氧器保养..............................................................73

7.5.发电机停运后的保养.....................................................73

7.6.机组冬季停运后防冻保养措施.............................................73

第八章事故处理...................................................74

第一节事故处理通则........................................................74

第二节事故处理的一股措施和环节...........................................74

第三节紧急停机停炉条件....................................................75

第四节申请停炉停机条件....................................................77

第五节机组跳闸处理........................................................77

第六节机组重要辅机跳闸处理...............................................78

第七节机组经典故障处理...................................................8()

第九章机组试验....................................................101

第一节总则...............................................................101

第二节机组启动前日勺试验..................................................102

第三节机组启动后日勺试验..................................................109

第四节设备定期试验与轮换.................................................119

第十章机组及重要辅机保护.................................................122

第一节锅炉重要保护.......................................................122

第二节汽机重要保护.......................................................123

第三节发变组保护.....................................................123

第四节重要本甫机保护.......................................................128

第一章主机规范

第一节锅炉规范

1.1.1锅炉规范

序号名称单位内容

1型号HG—1025/18.2—YM

2制造厂家哈尔滨锅炉厂

3最大持续蒸发量T/h1025

4额定蒸发量T/h911

5最高蒸汽压力MPa18.2

6额定主蒸汽压力MPa17.3

7额定主蒸汽温度℃540

8再热器进/出口薮汽330/540

9再热器进/出口蒸汽压力MPa3.895/3.718

10通风方式平衡通风

11燃料烟煤

12主汽调温方式两级喷水减温

13再热调温方式烟气挡板及事故喷水

14保证额定汽温负荷范围50%〜100%MCR

1.1.2锅炉重要性能计算数据表

单

序工况

名称位

号MCR额定定压60%滑压60%

1主蒸汽流量T/h102591161110251025615

2给水温度℃281274249281281251

3翔气出口雌℃540540540540540540

4出口压力MPa17.4517.2716.8817.4517.4513.92

5过热蒸汽压降MPa1.3731.110.531.3731.3730.82

6再热蒸汽流量T/h835748513835835518

7再热蒸汽进口温

330320791330330311

度

8再热蒸汽出口温

℃540540540540540540

度

9再热蒸汽进口压

MPa3.8953.4832.3723.8953.8952.394

力

10再热蒸汽出口压

MPa3.7183.3252.2643.7183.7182.285

力

11再热蒸汽压降MPa0.1760.160.1080.1760.1760.109

12省煤器水阻MPa0.0880.0780.0330.0880.0880.03

13空麒入P烟S℃384378352389389356

14抽烟酸味修R℃143138126134151128

15邦烟跛℃135130117128143118

16空预器出口蹦

℃340/350336/334319/324336/347347/356323/328

序名称工况

号MCR额定定压60%滑压60%

17空预器进口风温

℃23/2323/2323/2323/2323/2323/23

（T炳二

18省煤器出口过

%252532252531

剩空气系数

19燃煤品T/h133.711386.713712887.1

20锅炉热效率%91.791.9491.9292.192.3791.87

21建喘级费隔T/h11.312.72011.311.333.1

22过辘J级赫最T/h5.78.11286.718.1

23干烟气损失%5.14.874.544.715.334.58

24燃料中水分损失%1.151.151.141.150.981.15

25氢燃烧损失%3.413.413.403.213.853.4

26空气中水分损失%0.110.110.10.10.120.1

27未燃烬碳损失%1.51.51.81.50.51.8

28辐射损失%0.190.20.280.190.190.28

29炉膛出口烟温℃1053103395610601059956

30煤粉细度%15（诂t计煤种）

1.1.3锅炉燃煤特性

名称符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种2

碳Car%55.6454.3157.81

氢Har%3.222.933.70

氧Oar%5.974.727.48

氮Nar%0.980.940.83

硫Sar%0.720.690.83

灰份Aar%23.8526.2620.06

水份Mar%9.6310.158.39

挥发份（可燃基）Vdar%21.5514.3632.36

低位发热量Qnct.uiKJ/kg213472072022023

可磨性系数BIN1.18I.U8I.2U

灰变形温度DT℃124012901280

灰软化温度ST℃129413401340

灰熔融温度FT℃136213751370

L14燃料油特性

名称|符号|单位|

油种10号轻柴油

恩氏粘度（20℃）°E1.2-1.67

灰份%>0.025

闭口闪点°C*65

凝点°C410

低位发热量Qnet.arKJ/kg39776-41870

水份Mt%>1

机械杂质无

第二节汽轮机规范

1.2.1汽机技术规范

序号名称单位内容

亚临界、中间再热、双缸

1汽轮机型式

双排汽、单轴冷凝式

2汽轮机型号N300-16.7/537/537

3额定功率MW300

4主汽压力MPa16.67

5主汽温度℃537

6再热汽温℃537

7额定蒸汽流量T/h908.2

8额定再热蒸汽流最T/h745.9

9额定背压MPa0.00539

10冷却水温℃20

II给水温度℃273

12给水回热加热级数8

13最大保证工况热耗KJ/kwh7931.9

14最大保证工况低压缸排汽湿度%8.9

15主蒸汽压力最大工作压力MPa17.5

16主蒸汽最大进汽量T/h1025

17最大计算功率MW333

18最高冷却水温C33

19工作转速r/min3000

20旋转方向顺时针（从机头看）

21调整控制系统型式DEH—IIIA

22最大容许系统周波摆动Hz48.5—50.5

23各轴承处最大垂直振动mm0.025

24通流级数36（高1+12、中9、低2X7）

25高中压转子临界转速r/min一阶1721、二阶4292

26低压转子临界转速r/min一阶1608、二阶3819

27末级动叶片长度mm900

盘车转速r/min3

1.2.2各抽汽点参数（额定工况）

海㈣1KxMPa)wrc容赧灼（逾血）用途

I62.615.839382.576.26至1#高加

273.883.647319.385.92至2#高加

330.51.692435.635.49至3#高加

32.420.865734237.58至除氧器

433.120.865734238.11至小汽轮机

537.410.3593238.742.64至5#低加

623.110.1337140.526.35至6#低加

725.160.0646587.928.73至7#低加

829.130.0254965.435.29至8#低加

第三节发一变组规范

1.3.1.发电机技术规范

名称

型号QFSN—300—2

视在功率（MVA）353

额定功率（MW）300

功率因数（COS4））0.85

定子电压（KV）20

定子电流（A）10190

励磁电压（V）365（计算值）

励磁电流（A）2642（计算值）

空载励磁电压（V）116（计算值）

空载励磁电流（A）1093（计算值）

额定效率（％）99.02（计算值）

频率（HZ）50

额定转速（r/min）3000

相数3

定子绕组接线方式YY

定子绕组引出线端子数6

定子、转子绕组绝缘等级F

短路比0.6（计算值）

定子绕组直流电阻（75℃）QC.OO228（计算值）

转子绕组电感（H）0.8（计算值）

转子绕组直流电阻（75℃）Q0.1253

定子绕组每相对地电容（nF）0.2332（计算值）

纵轴同步电抗（Xd）1.836

纵轴瞬变电抗（非饱和值/饱和值）（Xd）0.1965/0.1729

纵轴超瞬变电抗（非饱和值/饱和值）（Xd"）0.166/0.152

负序电抗（非饱和值/饱和值）（X2）0.167/0.153

零序电抗（非饱和值/饱和值）（Xo）0.077/0.073

负序承载能力（最大值检态值）1210%

负序承载能力（最大值稳态值）122t10S

临界转速（r/min）一阶1290

临界转速（r/min）二阶3453

噪音水平（dB）<90

进相运行（COS（1）=0.95超前）能力持续

生产厂家哈尔滨电机厂

13.2.励磁系统重要技术参数

1.3.2.1.励磁系统重要技术规范

名称单位内容

型式自并励静止可控硅整流励磁系统

额定输出电流DCA

额定输出电压DCV

负载顶值电压倍数P.U2

电压响应时间S不不小于0.1

强行励磁时间S不不不小于20

电压调整精度%不不小于1

无功电流赔偿范围

自动电压调整范围%70-110

手动电压调整范围%20-110

励磁变压器

名称单位内容

容量KVA3250

满载二次电流A2400

电压比20/0.743

联接方式DYll/DYnll

冷却方式自冷式

1.3.3.高压变压器技术规范

#1、#2主变压器伽唐阁脏B瑞#1、口高压厂俄压器

型号SFP10-37000/220SFFZ-40000/220SFF-40000/20

相数、频率HZ3相50HZ3相50HZ3相50HZ

额定容量MVA37040/25-2540/25-25

额定电压KV24223020

空载电流％

空载损耗KW

负载损耗KW

短路阻抗14.311.6(21.121.0)(15.816.1)

接线组别YN,dllYn,dll-dllD,do-do

ONAN/ONAF67%/

冷却方式ODAFONAN/ONAF

100%

生产厂家保定变压器保定变压器厂保定变压器厂

1.3.3.1主变压器分接头技术规范

高压侧

分接百分数电压电流分头分接联络

位

置

VABC

十2.5%248050861IA2-A3B2-B3C2-C3

额定242023883HA3-A4B3-B4C3-C4

-2.5%235950905IIIA4-A5B4-B5C4-C5

-5%229900929IVA5-A6B5-B6C5-C6

-7%223850954VA6-A7B6-B7C6-C7

低压

电压V电流A

2023010611

1.3.3.2高压厂用变压器分接头表

高压侧

分头

分接百分数电压电流分接联络

位

置

VABC

+5%2100011001A2-A3B2-B3C2-C3

+2.5%2050011272A3-A4B3-B4C3-C4

额定2023011553A4-A5B4-B5C4-C5

-2.5%1950011844A5-A6B5-B6C5-C6

-5%1900012155A6-A7B6-B7C6-C7

低压侧

低压侧I低压侧n

容量KVA电压V电流A容量KVA电压V电流A

25000630022911500063001575

15000630013752500063001375

133.3启动/备用变压器分接头

高压侧

分头位置电压V电流A分头位置电压V电流A

125300091.310227125101.7

225012592.311224250103.0

324725093.412221375104.3

424375094.513218500105.7

524150095.614215625107.1

623862596.815212750108.6

723575098.016209875110.0

823287599.217207000111.6

230000100.4

低压侧I低压侧II

容量KVA电压V电流A容量KVA电压V电流A

高压侧

25000630022912500063001375

15006300137525(X)063002291

第二章总的操作原则

第一节机组启动原则

2.1.1.需经生产副总、总工、副总工、发电部领导、专责工程师参与方可进行的操作

2.1.1.1.机组大、小修后的启动。

2.1.1.2.机组超速试验。

2.1.1.3.机组甩负荷试验。

2.1.1.4.汽机主、调门严密性试验。

2.1.1.5.异常运行方式下的重大操作。

2.1.16小机调整系统检修后第一次启动。

2.L1.7.计划停机。

2.L1.8.设备经重大改善后的启动或有关新技术运用的第一次试运。

2.L1.9.机组安全门校验。

2.1.1.10.锅炉燃烧调整试验。

2.LL1L发电机短路、空载及励磁系统特性试验。

2.1.2.机组在下列状况下严禁启动

2.121.机组任一项跳闸保护动作不正常。

2.L2.2.锅炉大联锁保护、机炉电大联锁保护动作不正常。

2.L2.3.重要仪表缺乏或不正常，且无其他监视手段。

、DEHIHA及就地控制系统工作不正常，影响机组启、停及正常运行时。

2.125.汽机监控仪表TSI未投。

2.1.26汽机防进水保护系统不正常。

2.127.汽机高、中压主汽门，高、中压调门，高压缸排汽逆止门，各段抽汽逆止门任一动作

不正常。

2.128.汽机偏心度超过规定值（不小于0.076mm或与原始值偏差超过0.02mm）。

2.1.2.9.汽机润滑油、EH油油质不合格。

2.1.2.10.EH油泵、交直流润滑油泵工作不止常。

2.1.2.11.顶轴油泵、盘车装置工作不正常。

2.1.2.12.汽机上、下缸温差不小于42℃。

2.1.2.13.汽轮发电机组动静部分有明显日勺金属摩擦声。

2.1.2.14.汽机胀差不不小于-0.75mm或不小于15.7mm,轴向位移不不小于-0.9mm,不小于

0.9mmo

2.1.2.15.发电机自动电压调整器AVR工作不正常。

2.1.2.16.发变组各部件绝缘不合格。

2.1.2.17.发一变组出口断路器、励磁开关FCB跳合闸试验不合格。

2.1.3.机组状态的规定

2.1.3.1.机组启动状态规定

•冷态

•温态

•热态

・极热态

2.132.机组停运状态规定

•复合变压停机

•滑参数停机

•变压停机

2.1.4.机组启停原则

2.L4.1.机组及其辅助设备日勺启、停操作必须按对应日勺检查卡、操作票执行。

2.1.42操作人接到操作命令后应复诵一遍，确认无误，再根据设备状况填写操作票，经机长、

值长审核后方可进行操作。

2.L4.3.新安装或大修后的机组初次启动，在投入持续盘车前，必须先手动盘车3〜5转。

2.1.4.4.机组冷态启动时，进入汽轮机日勺主、再热蒸汽至少要有56℃欧）过热度，但最高温度不能

超过426℃,主汽门前主汽压力和温度应满足“主汽门前冷态启动蒸汽参数”曲线（见附录）日勺

规定，并根据“冷态启动暖机曲线”（见附录）决定中速暖机时间，任何状况下不得减少中速暖

机时间。

2.L4.5.汽轮机在热态启动时，进入汽轮机的主蒸汽至少要有56℃的过热度，满足热态启动“主

汽门前启动蒸汽参数”曲线（见附录）规定，根据“热态启动曲线"（见附录〉决定升速率和初负

荷暖机时间。

2.146.机组启停过程金属温度变化率不不小于1.5℃/niin,汽包壁温差应不不小于4（）℃。

2.L4.7.机组停运过程中应保证主、再热蒸汽至少要有56℃日勺过热度。

2.1.4.8.机组启停过程中，自动保护装置均应按规定投入。

2.1.49机组停运后，锅炉有色、汽机盘车、发电机充氢等状况下均须有人监盘。

2.1.5.回热加热器投退原则

2.1.5.1.回热加热器应先投水侧，后投汽侧；先退汽侧，后退水侧。

2.1.52回热加热港投入时，按抽汽压力高下次序由低至高依次投入；回热加热那退出时，按

抽汽压力高下次序由高至低依次退出。

2.1.5.3.回热加热器日勺投退一般应随机投退。

第二节电气操作原则

2.2.1.电气操作的一般规定

221.1.倒闸操作必须遵守《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）中有关倒闸操作

H勺有关规定。

221.2.倒闸操作必须得到值长或机长命令后才能进行，操作人接令后，应复诵一遍，确证无

误再根据设备状况填写操作票，操作票先由操作人签名，后经监护人、机长分别审核签名，

得值长审核同意后，方可进行操作。

221.3.正常状况下的倒闸操作，应防止在交接班时进行，但开停机和事故处理除外。

221.4.倒闸操作时，不容许将设备日勺电气和机械防误闭锁装置退出，如需退出，必须经生产

副总、总工或副总工同意。

221.5.对于2201＜丫刀闸，在倒闸操作中电动操作不动时，不容许强行手动拉合闸。

系统及6KV厂用电源的倒闸操作，必须先进行模拟操作（如无模拟屏，在DCS上打印待操

作的I画面，按操作票的程序一项一项地进行查对。），查对系统接线方式及操作票无误后进行,

在操作时严格执行唱票复诵制。

221.7.检修竣工的设备送电前，必须终止有关工作票，拆除安措，恢复固定遮栏及常设标示

牌，对设备及连接回路进行全面检查，摇测设备绝缘合格。

221.8.厂用变压器不容许长期并列运行，在进行厂用电系统倒闸操作时，容许将厂用变压器

短时并列运行。

221.9.厂用电系统并列时，应防止非同期并列，并注意调整母线电压。对但凡两路电源可以

合环日勺MCC盘，合环操作前必须检查两路电源电压符合并列条件方可进行操作,假如该MCC

盘的电缆通过检修，恢复送电前还必须核相。

2.2.1.10.厂用380V电缆如在检修中拆除过，第一次送电时，必须核相或试电机转向。

221.11.操作中如发既有疑问，应立即停止操作，并将问题汇报发令人，待把状况弄清晰后,

方可再继续操作。

2.2.2.电气倒闸操作原则

222.1.电气设备投入运行或各用前"须首先将保护投入。

222.2.220KV由单母线恢复双母线运行时，在合上母联开关后，必须拉开母联开关时操作电

源，方可进行倒闸操作。

2.223.带负荷或带地线误合刀闸后，无论状况怎样，不许立即拉开刀闸，必须先断开开关后，

方可再拉刀闸。

222.4.拉刀闸时，如在刀闸天离开时，已发生带负荷拉，应立即合上，假如误拉的刀闸已经

拉开，不得重叠。

222.5.拉、合刀闸后，应检查刀口开度或刀口接触状况及刀闸位置指示器及重动继电器接点

H勺切换状况。

2.226.向检修或长期备用H勺220KV母线充电，充电保护必须投入。

2.2.3.设备送电原则

223.1.电气设备送电前必须将有关保护投入。

223.2.拉、合刀闸，推、拉小车开关，抽屉开关，必须检查开关在断开位置.，并拉开操作、

动力（或储能）电源，严禁带负荷拉、合刀闸。

223.3.负荷（线路）停电时，应先按照开关，负荷（线路）侧刀闸、母线侧刀闸的次序操作,

送电时则相反。

223.4.电力变压器停电，应允断开低压侧开关，后断开高压侧开关，送电时，应先合高压侧

开关，后合低压侧开关，不准用刀闸对电力变压器进行充电。

第三节设备检查的一般规定

2.3.1.设备启动前的|检查

231.1.检修工作票已终止，设备周围已清理洁净，设备完整，各门孔关闭严密，地脚螺栓牢

固，与系统连接完好，表计齐全，楼梯、栏杆完整、沟盖板齐全，转动部分保护罩完好，设

备外观完好。

2.3.1.2.各电动、气动门、风门、档板等执行机构完好，确认操作灵活，指示灯正常，检查其

就地指示和控制室指示与实际相符。

231.3.控制回路、电气联锁、热工保护及自动装置等热控设备应完好，正常投用。

231.4.重要参数（如电流、温度、压力，振动等）测量指示正常。

2.3.15设备润滑部件H勺油、脂加好，油位正常，油质合格，油系统工作正常。

2.3.1.6.设备的轴承冷却水，冷油器冷却水畅通，水温正常。

231.7.设备的电机的送电应在所有检查工作完毕后进行，并规定测量绝缘合格。

2.3.1.8.设备动静部分无磨擦，轴封完好。

2.3.1.9.现场照明充足，事故照明试验正常，消防器材齐全。

2.3.1.10.设备启动过程中，应现场有人监视，且只能站在待启动的设备事故按钮处。

2.3.1.11.不一样日勺设备应根据其详细状况按有关检查卡进行对应日勺检查。

2.3.2.设备运行中重点检查项目

2.3.2.1.设备及其电动机运转平稳，无异常，电动机无过热现象。

2.3.22设备振动在合格范围之内。

转速(rpm)75010001500>1500

振动值（mm）0.12().1()0.080.05

2.323.设备各轴承润滑良好，油质合格，油位正常。

2.324.设备各轴承冷却水畅通，各部温度正常，滚动轴承温度一般不超过80℃,滑动轴承温

度一般不超过70℃o

2.3.2.5.设备各轴封处密封良好，无碰擦和泄漏。

2.3.26设备各紧固，连接件无松动、脱落现象。

2.327.各电、气动门、风门档板等操作灵活、动作正常。

2.328.现场各测量、显示等热工、电气仪表工作正常工

2.3.29对于重要的厂用辅机，除发生危害人身和设备的故障须立即停止外，一般应先启动备

用辅机后，再停止故障辅机运行。

第三章方式确定

第一节操作方式

3.1.1.设备运行操作方式

3.1.1.1.就地操作方式

3.L1.2.远方操作方式

・远方手动操作方式

•自动方式

•全自动方式

3.1.1.3.就地操作方式

•设备的开/启、关/停、调整等操作在就地操作盘/开关盘上，或者直接在就地设备上，借助

于工具或直接变化就地设备的运行状况、出口参数或者得到欲求的测试成果，这种操作方式

即为就地操作方式。在设备调试、检测、试验、隔离、安措拆除或紧急状况下H勺尤其操作，

均可采用就地操作方式。

3.L1.4.远方操作

•设备H勺开/启、关/停、调整及部分试验等所有操作都是在主控制室或其他远离运行设备H勺

控制盘上进行的，这种操作方式即为远方操作方式。在正常状况下操作员应选择远方操作方

式。

3.L1.5.远方手动操作方式

•设备日勺各项操作是运用远方硬操、远方程序按钮（直接触发某一种程序的按钮）或运用

OIS站CRT和操作键盘进行软手操来实现，这一操作方式即为远方手动操作方式c设备的分

部试运行，整套机组的启动初期或全过程操作、整组停止的后期操作、某些系统或设备的异

常调