1000MW机组集控运行规程(第一次修订本)

发电管理系统运行管理子系统1000MW机组集控运行规程GHFD-04-01/XD-112011-04-30发布 2011-04-30实施神华国华徐州发电有限公司规程控制表编写说明本规程为神华国华徐州发电有限公司1000MW机组集控运行规程。

规程编写格式依据国华电力管控体系的发电管理系统的运行管理子系统的运行规程管理制度（GHFD-04-01）。

规程内容主要参考设计院、制造厂的图纸、说明书；国家的法律，法规或者行业的规定（如《国家电网公司发电厂重大反事故措施（试行）》）、标准（如中华人民共和国电力工业标准）；上级颁布的规程（《华东电力系统调度规程》、《江苏省电力调度规程》）、制度或防措，以及国华电力其他同类型电厂1000MW 机组集控运行规程。

受编写人员认识水平和百万千瓦超超临界机组运行经验的局限，加之时间匆忙，因此规程中难免存在疏漏和不足，希望各使用者及时反馈意见。

编写人员将根据机组运行情况不断进行动态修订。

下列人员应熟知本规程：生产副总经理、总工程师、副总工程师发电部、设备部及其它生产管理部门经理及助理生产管理部门、设备部各专业人员下列人员必须严格执行本规程：值长、发电部运行工程师及全体集控运行人员。

2011年3月18日目录1检修后的验收与试验 (1)1.1 总则 (1)1.2 检查与验收 (1)1.3 分部试运 (7)1.4 化学清洗 (9)1.5 水压试验 (9)1.6 热控调节系统及保护联锁静态试验 (12)1.7 机组热控联锁、顺序控制系统及信号系统带工质在线传动动态试验 (13)1.8 电气控制、联锁、保护及信号系统传动试验 (14)1.9 电气设备试验 (15)1.10 安全门校验 (15)2机组启动 (18)2.1 机组启动应具备的条件 (18)2.2 机组启动前的准备 (19)2.3 机组启动 (28)3机组运行 (62)3.1 机组运行调整的主要任务及目的 (62)3.2 机组运行中控制的主要参数及限额（包括主要辅机设备） (63)3.3 机组正常运行检查监视、维护试验 (85)3.4 机组运行控制方式 (97)3.5 锅炉燃烧调整 (99)3.6 主汽压力的调整 (101)3.7 过热蒸汽和再热蒸汽温度的调整 (102)3.8 给水品质、炉水品质、蒸汽品质控制 (103)3.9 锅炉吹灰与除渣 (106)3.10 锅炉高温受热面的金属温度监视与调整 (107)3.11 机组电气监视、控制、保护系统设备的正常运行维护 (109)3.12 机组低负荷运行控制与调整 (114)4机组正常停运 (116)4.1 基本规定 (116)4.2 机组停运前的准备 (117)4.3 滑参数停机 (118)4.4 正常停机 (126)4.5 机组停运后的保养和防冻 (131)5机组异常和事故预防及处理 (136)5.1 机组事故处理原则 (136)5.2 紧急停机 (137)5.3 故障停机 (141)5.4 典型事故的预防及处理。

1000MW发电机进相试验运行操作措施一试验目的：为了校验1000MW发电机稳定极限，验证厂家P-Q曲线，取得发电机本体进相能力的试验数据，确定发电机进相运行能力，以备电网电压偏高时吸收多余无功，降低电网电压，提高电网运行质量。

二编制依据：（一）辽宁东科电力有限公司《1000MW机组进相运行试验方案》。

（二）《1000MW机组集控运行规程》。

（三）《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》有关内容。

三试验要求：（一）整个试验过程中,其它运行机组应在调节器自动方式下运行，调整维持其它运行机组有功、无功基本不变。

（二）试验前将1000MW发电机失磁保护改投信号，解除ABB型励磁调节器低励限制、强励限制功能。

（三）1000MW发电机ABB励磁调节器运行在自动方式，在试验过程中保持机组的有功负荷基本不变，发电机冷却系统参数稳定。

（四）满足以下限制条件：1.不超过厂家给定的P-Q图要求。

2.发电机功角不超过70度。

3.发电机机端电压不得低于24.3kV。

4.10kV母线电压不得低于9.5kV。

5.400V母线电压不得低于361V。

6.发电机定子电流不得超过23949A。

7.500kV系统电压不得低于500kV。

8.发电机定子铁芯及端部构件温升不超过厂家规定：1)发电机定子线棒层间温度小于120℃。

2)发电机定子出水水温度不超过85℃。

3)发电机定子铁芯温度不大于120℃。

4)发电机定子端部构件及铜屏蔽温度不大于120℃。

5)集电环温度不大于120℃。

6)转子线圈温度不大于110℃。

四试验步骤：（一）1000MW发电机并网前测量发电机初始功角。

（二）1000MW发电机1000MW负荷时的进相试验：1．将1000MW机厂用电倒至#04高备变运行，调节有功负荷至1000MW，迟相运行。

2．根据命令手动缓慢降低1000MW发电机励磁电流，使发电机由迟相向进相过渡，然后继续降低发电机励磁电流使发电机吸收无功，每次减无功20Mvar，然后在各点停留5分钟,监视发电机定子端部铁芯及铜屏蔽等处温度、发电机功角、定子电流、各母线电压不超过规定值、发电机功角不超过70度。

1000MW机组集控运行规程（#5机分册）第0版20 年月日发布 20 年月日实施XX发电有限责任公司XX有限责任公司的前身是淮南平圩发电厂，始建于1984年，一期工程安装2台引进技术、国内制造的600MW亚临界火电机组，分别于1989年和1992年建成投产。

#1、2机组分别于2010年、2005年改造增容至630MW。

二期工程2台640MW超临界机组于2005年3月开工建设，2007年双投移交生产。

三期工程2台1050MW超临界机组于2013年6月开工建设，计划于2015年双投移交生产。

三期工程建成后总装机容量4640MW，是中电投集团公司、中电国际系统最大的火力发电站。

本规程根据国家电力行业安全规程、有关标准、运行导则、反措等要求，以设备说明书、设计资料、调试报告等为依据，结合运行经验编写而成。

运行标准操作卡、操作票与集控运行规程具有同等制度效力。

下列人员应熟知本规程的全部或部分内容：值长、单元长及其他集控运行值班人员；运行部正副主任、专业工程师及其他管理人员；有关部门领导和专业工程师；公司有关领导。

本规程从2015年1月起执行。

由于编写者水平有限，技术资料不足，加之电力技术更新较快，设备与系统随时变动，本规程难免有疏漏、错误之处，请给予指正，便于规程及时更新。

XX有限责任公司二〇一四年十月本规程由发电部提出并归口管理。

本规程由发电部负责起草及修编。

本规程由发电部负责解释。

编写人：初审人：审定人：批准人：1 总则 (1)2 引用标准及反事故措施 (1)3 机组概述 (3)3.1 锅炉概述 (3)3.2 汽轮机概述 (4)3.3 发变组概述 (6)3.4 热控系统概述 (7)3.5 机组主要保护 (11)4 机组启动 (14)4.1 机组启动规定 (14)4.2 机组启动应具备的条件 (15)4.3 机组启动前准备 (16)4.4 冷态启动 (18)4.5 热态启动 (33)5 机组运行 (34)5.1 机组运行总的要求 (34)5.2 主要控制参数及限额 (34)5.3 发电机及其励磁系统运行规定 (39)5.4 机组运行控制方式 (43)5.5 机组运行监视及检查维护 (46)5.6 机组运行调整 (48)5.7 定期工作 (55)6 机组正常停运 (58)6.1 机组停运基本规定 (58)6.2 机组停运前的准备 (58)6.3 额定参数停机 (59)6.4 滑参数停机 (65)6.5 机组停运后的冷却 (66)6.6 机组停运后的保养 (67)7 事故处理 (70)7.1 事故处理原则 (70)7.2 紧急停机停炉 (70)7.3 故障停机 (72)7.4 机组综合性故障处理 (73)7.5 锅炉异常及事故处理 (89)7.6 汽轮机异常及事故处理 (100)7.7 发电机异常和事故处理 (118)7.8 励磁系统异常及事故处理 (122)7.9 厂用电系统异常及事故处理 (125)7.10 变压器异常及事故处理 (128)8 主要辅机及系统 (130)8.1 基本规定 (130)8.2 电动机 (132)8.3 空预器 (139)8.4 引风机 (143)8.5 送风机 (149)8.6 一次风机 (155)8.7 启动循环泵 (162)8.8 制粉系统 (167)8.9 等离子点火装置 (178)8.10 密封风机 (184)8.11 火检冷却风机 (186)8.12 锅炉吹灰系统 (187)8.13 燃油系统 (191)8.14 低温省煤器 (195)8.15 空压机系统 (198)8.16 干渣机系统 (202)8.17 补给水系统 (210)8.18 循环水系统 (212)8.19 胶球清洗系统 (216)8.20 开式冷却水系统 (218)8.21 闭式冷却水系统 (219)8.22 主机润滑油系统 (223)8.23 汽机液压油系统 (225)8.24 密封油系统 (227)8.25 发电机氢气系统 (229)8.26 定子冷却水系统 (235)8.27 凝结水系统 (237)8.28 除氧器 (242)8.29 辅汽系统 (245)8.30 轴封供汽系统 (247)8.31 真空系统 (249)8.32 高低压蒸汽旁路系统 (250)8.33 高低压加热器 (253)8.34 汽动给水泵组 (259)8.35 消防系统 (271)8.36 雨水排水系统 (274)8.37 服务水系统 (276)8.38 变压器 (277)8.39 厂用系统及配电装置 (281)8.40 厂用UPS系统 (285)8.41 直流系统 (288)8.42 柴油发电机 (291)8.43 继电保护及自动装置 (294)8.44 500K V启/备电源系统 (305)9 1000KV系统 (310)9.1 概述 (310)9.2 1000K V系统运行管理 (311)9.3 基本操作原则 (313)9.4 1000KV系统运行检查 (315)9.5 1000K V系统事故处理 (317)10 机组试验 (322)10.1 试验原则 (322)10.2 机炉电大联锁保护试验 (323)10.3 锅炉试验 (324)10.4 汽轮机试验 (333)10.5 电气辅助设备试验 (343)11 附录 (344)附录A机组启动曲线及对应关系 (345)图A.1锅炉冷态启动曲线 (345)图A.2锅炉温态启动曲线 (346)图A.3锅炉热态启动曲线 (347)图A.4锅炉极热态启动曲线 (348)图A.5锅炉启动和停运过程中允许的温度变化速率 (349)图A.6汽轮机冷态启动曲线 (350)图A.7汽轮机温态启动曲线 (351)图A.8汽轮机热态启动曲线 (352)图A.9汽轮机极热态启动曲线 (353)图A.10凝器压力限制曲线（带负载运行时） (354)图A.11凝器压力限制曲线（旁路运行时） (355)图A.12给水泵汽轮机启动曲线 (356)图A.13发电机电流极限值曲线 (357)图A.14发电机特性曲线 (358)图A.15发电机V型曲线 (359)图A.16发电机功率（P-Q）曲线 (360)图A.17发电机效率曲线 (361)图A.18发电机不平衡负荷曲线 (362)表A.19饱和蒸汽压力一温度对应表 (363)图A.20机组冷态启动操作顺序图 (364)附录B机组主要联锁保护及定值 (365)附录C.有关标准 (372)1总则1.1目的：满足机组集控运行需要，提高运行操作技能，达到启停操作正确、检查维护良好、调整控制参数严格、定期试验细致、预防和处理故障可靠，使机组处于安全、经济、可靠、稳定的运行状态。

目录目录 (I)第一章主设备概述 (1)1 汽轮机 (1)2 锅炉 (11)3 发变组 (20)第二章主设备规范 (22)1 汽轮机 (22)2 锅炉 (28)3 发电机及励磁系统 (33)第三章机组联锁保护 (37)1 总则 (37)2 机组主要控制系统（参考） (38)3 机组主要保护 (40)4 发变组保护 (42)第四章机组启动 (45)1 启动总则 (45)2 机组启动划分 (46)3 机组冷态启动 (47)4 非冷态启动 (69)第五章机组停运操作 (73)1 停机规定 (73)2 停机前的准备工作 (73)3 滑参数停机 (74)4 停机后的工作 (79)5 正常停机 (80)6 锅炉停炉后的冷却 (83)第六章机组停运后的保养 (85)1 保养目的及要求 (85)2 停炉保养 (85)3 停机保养 (87)第七章正常运行监视与调整 (88)1 总则 (88)2 机组运行控制方式 (88)I3 汽轮机正常运行主要控制参数 (90)4 锅炉正常运行监视与调整 (94)5 发电机正常运行监视与调整 (101)第八章机组试验 (117)1 定期试验与切换 (117)2 机组启动前试验 (118)3 汽轮机试验 (119)2 锅炉试验 (147)附录 (156)II第一章主设备概述1汽轮机1.1汽轮机概述1.1.1汽轮机是由哈尔滨汽轮机厂制造的亚临界、一次中间再热、单轴、两缸、两排汽、单抽供热式汽轮机。

1.1.2机组按照“以热定电”的原则，结合国内外先进的设计经验进行重新设计，通流结构介于反动式与冲动式透平之间，级数少，效率高。

1.1.3采用数字式电液调节（DEH）系统，自动化程度高。

1.1.4整锻转子高压通流反向布置，中压通流正向布置，低压通流为对称布置，轴向推力自平衡。

1.1.5汽轮机采用多层缸结构，通流部分轴向间隙大，径向间隙小，具有较好的热负荷适应性。

1.1.6低压汽轮机采用一个1000mm末级叶片的低压缸，这种设计降低了汽轮机总长度，紧缩电厂布局。

集控中心(站)运行规程一、引言集控中心（站）是工业掌控领域中的一个紧要构成部分，它是一个集中掌控、监测和管理各种工程设备的中心站。

为了确保集控中心（站）的正常运行，必需订立一套认真的运行规程。

本文将介绍集控中心（站）的运行规程。

二、操作人员的职责和要求1. 操作人员必需要通过培训并取得相应的培训证书，确保其具有操作集控中心（站）所必需的技能。

2. 操作人员必需谙习所负责掌控设备的结构、性能和工作原理，并把握肯定的维护和故障处理技能。

3. 操作人员必需依照规程操作，确保掌控设备能够安全、稳定、牢靠的运行。

4. 操作人员必需遵守工作纪律、认真负责、快速响应，做到工作严谨、高效。

三、集控中心（站）的安全管理1. 集控中心（站）应当加强进出口管理，确保只有授权人员可以进出，未经授权者禁止进入。

2. 集控中心（站）应当进行定期的安全检查，确保电气设备接地、防雷、防火设施的正常运行。

安全检查的内容包括：电源系统、安全光栅、安全门、安全急停开关等。

3. 集控中心（站）应设置监控系统和报警系统，保证设备和人员的安全。

监控系统应当包括环境监控、设备实时监测和历史数据记录等功能。

报警系统应当可以在设备显现异常情况时即时报警。

四、集控中心（站）的日常维护1. 操作人员必需依照规程进行设备维护，确保设备正常运行。

维护内容包括：设备保养、维护、清洁等。

2. 操作人员必需进行设备巡检，记录设备的运行情形和运行时间，适时发觉设备故障，并适时通报相关部门进行维护和修理处理。

3. 操作人员必需定期对设备进行检修，确保设备的长期稳定运行。

检修内容包括：设备的清理，电路的检测和调整，设备的保养和维护等。

五、集控中心（站）的应急处理1. 集控中心（站）应当建立应急预案，阐述目前集控中心（站）可能发生的各种突发情况，提出各种解决方案。

2. 集控中心（站）的应急预案应当进行定期演练。

演练时应当模拟各种应急情况，查看集控中心（站）的应急演练机制是否完善。

1前言华能海门电厂规划容量为6×1000MW燃煤机组，一期建设规模为4×1000MW，先建2×1000MW超超临界燃煤发电机组。

为提高电厂生产运营水平，实现节能减排目标，生产准备部人员克服重重困难，以本厂生产工艺为基础，编写本规程，并参照设计资料、设备说明书、技术论文和同类电厂运行资料进行修订。

在规程编写过程中得到了王秋明厂长的大力支持与指导、张旋洲主任热心帮助，在此表示衷心感谢。

由于时间紧迫，部分设备资料不全，加之我们水平的限制，规程中仍存在着不妥之处，需不断修订和完善，衷心期待广大读者批评指正。

编写：曾壁群黄旭鹏陈凡夫孙伟鹏杨宝锷徐妙锋林育飞许育群林楚伟林少国李洪朱晨亮审核：彭迪云批准：王秋明华能海门电厂生产准备部2008年7月15日目录第一篇主机运行与维护 (1)第1章主设备概述 (1)1.1汽轮机 (1)1.2锅炉 (3)1.3发变组 (6)1.4控制系统 (7)第2章主设备规范 (9)2.1汽轮机 (9)2.2锅炉 (12)2.3发变组 (23)第3章机组启动 (31)3.1机组启动总则 (31)3.2冷态启动 (34)3.3热(温)态启动 (51)第4章机组运行和维护 (55)4.1总则 (55)4.2机组运行方式 (55)4.3主要控制参数及运行极限 (57)4.4锅炉正常运行监视与调整 (66)4.5发电机正常运行监视与调整 (71)第5章定期试验与切换 (77)5.1试验总则 (77)5.2定期试验项目及时间安排 (78)5.3机组启动前试验 (79)5.4试验方法 (80)第6章停运操作 (94)6.1停机总则 (94)6.2停机前的准备工作 (94)6.3正常停机 (94)6.4滑参数停机 (96)6.5机组停运后的操作 (96)6.6正常停运注意事项 (97)6.7锅炉快速冷却 (98)第7章机组停运后的保养 (100)7.1保养目的及要求 (100)7.2停炉保养 (100)7.3停机后的保养(充氮期间必须监视氮气压力,压力下降,随时补氮) (100)第二篇事故处理 (103)第1章机组事故处理总则 (104)1.1事故处理原则 (104)1.2机组紧急停运（或跳闸）操作要点 (104)1.3紧急停炉的处理 (105)1.4事故停机分类 (105)第2章机组事故处理 (108)2.1锅炉MFT (108)2.2锅炉RB (109)2.3锅炉主蒸汽压力异常 (110)2.4锅炉主蒸汽温度异常 (110)2.5锅炉再热蒸汽压力异常 (111)2.6锅炉再热蒸汽温度异常 (111)2.7锅炉给水流量突降或中断 (112)2.8锅炉汽水分离器进口蒸汽温度高 (113)2.9水冷壁泄漏 (113)2.10省煤器损坏 (114)2.11过热器损坏 (115)2.12再热器泄漏 (115)2.13锅炉尾部烟道二次燃烧 (116)2.14锅炉灭火 (117)2.15炉膛爆炸 (118)2.16锅炉结焦 (118)2.17过、再热器管壁超温 (119)2.18炉水循环泵事故处理 (119)2.19汽轮机水冲击 (121)2.20汽轮机严重超速 (122)2.21汽轮机强烈振动 (122)2.22轴承磨损 (123)2.23叶片损坏或断落 (123)2.24大轴弯曲 (124)2.25火灾事故 (124)2.26转子轴向位移大 (125)2.27凝汽器压力升高 (126)2.28汽水管道破裂 (127)2.29机组厂用电中断 (127)2.30发电机事故过负荷 (128)2.31发电机不对称运行 (128)2.32发电机励磁回路绝缘电阻低 (129)2.33发电机定子接地 (129)2.34发电机转子接地 (129)2.35发电机机壳内积水 (129)2.36发电机断水 (130)2.37发电机进水温度高处理 (130)2.38发电机温度异常处理 (130)2.39发电机低周运行 (131)2.40发电机非同期并列 (131)2.41发电机振荡和失步 (131)2.42发电机着火或机内氢爆炸 (132)2.43发电机滑环碳刷发生火花 (132)2.44发电机NPT1二次电压消失 (132)2.45发电机NPT2二次电压消失 (133)2.46发电机NPT3二次电压消失 (133)2.47发电机升不起电压 (133)2.48发电机保护动作跳闸 (133)第三篇辅机运行与维护 (135)第1章辅机运行总则 (136)1.1辅机系统及设备检修后移交运行的条件 (136)1.2电动(气动)门的校验 (136)1.3辅机试转注意事项 (136)1.4辅机启动前检查 (136)1.5辅机启动 (137)1.6辅机停运注意事项 (137)1.7辅机及其系统停运后转检修的操作 (137)1.8辅机正常运行监视 (138)1.10辅机事故处理原则 (139)1.11转动机械常见故障处理 (139)第2章空气预热器 (142)2.1技术规范 (142)2.2系统启停 (143)2.3空预器运行与维护 (145)2.4联锁条件 (146)2.5事故处理 (148)第3章送、引风机 (151)3.1技术规范 (151)3.2联锁与保护 (153)3.3系统启动 (155)3.4系统停运 (157)3.5风机运行与维护 (158)3.6事故处理 (159)第4章燃烧和制粉系统 (162)4.1性能参数 (162)4.2联锁保护 (171)4.3系统启停 (178)4.4运行维护 (184)4.5事故处理 (188)第5章锅炉吹灰系统 (195)5.1概述 (195)5.2技术规范 (195)5.3系统启停 (197)5.4正常运行和维护 (198)5.5联锁保护 (198)5.6事故处理 (198)第6章仪用空气系统 (200)6.1概述 (200)6.2技术规范 (200)6.3参数极限 (202)6.4系统启动: (202)6.6正常运行和维护 (203)6.7联锁保护 (203)6.8事故处理 (204)第7章启动锅炉 (206)7.1概述 (206)7.2技术规范 (206)7.3锅炉启动 (209)7.4运行调整 (212)7.5停炉操作和保养 (213)7.6事故处理 (216)第8章循环水系统 (218)8.1概述 (218)8.2技术规范 (219)8.3启停操作 (221)8.4事故处理 (222)8.5运行维护 (223)8.6联锁保护 (223)第9章闭式冷却水系统 (227)9.1概述 (227)9.3联锁保护 (228)9.4系统启停 (229)9.5运行维护 (230)9.6事故处理 (231)第10章主机润滑油系统 (233)10.1概述 (233)10.2技术规范 (233)10.3参数极限 (234)10.4系统启动 (234)10.5正常维护 (235)10.6润滑油冷油器的操作 (235)10.7润滑油系统停运 (236)10.8故障处理 (236)10.9润滑油主要联锁保护 (237)第11章密封油系统 (238)11.1概述 (238)11.2技术规范 (238)11.3发电机密封油系统投停 (239)11.4正常运行维护 (240)11.5主密封油泵切换 (240)11.6密封油系统异常和事故处理 (240)11.7主要联锁与保护 (241)第12章顶轴油系统及盘车 (243)12.1概述 (243)12.2技术规范 (243)12.3参数极限 (243)12.4系统启停 (243)12.5正常维护 (244)12.6主要联锁与保护 (244)第13章抗燃油系统 (246)13.1概述 (246)13.2技术规范 (246)13.3运行极限 (246)13.4EHG油系统投停 (247)13.5正常维护 (248)13.6EHG油系统故障 (248)13.7主要联锁与保护 (249)第14章发电机气体冷却系统 (250)14.1概述 (250)14.2技术规范 (250)14.3参数极限 (251)14.4系统启停 (251)14.5运行维护 (255)14.6事故处理 (255)第15章发电机定子冷却水系统 (258)15.1概述 (258)15.2技术规范 (258)15.3参数极限 (259)15.4系统启停 (260)15.5运行维护 (261)15.6事故处理 (262)第16章凝结水及凝补水系统 (263)16.2技术规范 (263)16.3启停操作 (264)16.4事故处理 (265)16.5运行维护 (266)16.6控制及联锁保护 (267)第17章辅助蒸汽系统 (271)17.1概述 (271)17.2技术规范 (271)17.3参数极限 (271)17.4系统启停 (272)17.5运行维护 (273)17.6事故处理 (273)第18章轴封系统 (274)18.1概述 (274)18.2技术规范 (275)18.3启停操作 (275)18.4事故处理 (276)18.5运行维护 (276)18.6联锁保护 (276)第19章抽真空系统 (278)19.1概述 (278)19.2技术规范 (278)19.3启停操作 (279)19.4事故处理 (280)19.5运行维护 (280)19.6联锁保护 (280)第20章低压加热系统 (282)20.1概述 (282)20.2技术规范 (282)20.3参数极限 (283)20.4系统投停 (283)20.5加热器运行维护 (284)20.6主要联锁与保护 (285)20.7事故处理 (286)第21章除氧给水系统 (287)21.1概述 (287)21.2主要设备规范 (287)21.3除氧器运行参数限额 (287)21.4除氧器投停 (288)21.5除氧器正常运行维护 (288)21.6主要联锁与保护 (289)21.7事故处理 (289)第22章电动给水泵单元 (291)22.1概述 (291)22.2技术规范 (291)22.3运行参数限额 (292)22.4系统启动 (294)22.5电动给水泵停运 (295)22.6正常维护 (296)22.7主要联锁与保护 (297)22.8事故处理 (298)第23章汽动给水泵单元 (299)23.2技术规范 (299)23.3技术参数 (301)23.4运行参数限额 (302)23.5汽动给水泵起动 (303)23.6汽动给水泵停运 (306)23.7双联滤油器的切换（润滑油、调节油滤网） (307)23.8正常维护 (307)23.9主要保护与联锁 (307)23.10事故处理 (309)第24章高压加热器系统 (312)24.1概述 (312)24.2技术规范 (312)24.3参数极限 (313)24.4高加的投退 (313)24.5加热器运行维护 (315)24.6主要联锁与保护（A、B列相同，以A列为例） (315)24.7高加事故处理 (316)第25章旁路系统 (319)25.1概述 (319)25.2技术规范 (320)25.3系统启停 (321)25.4正常维护与检查 (322)25.5主要联锁与保护 (322)第26章脱硫系统 (324)26.1概述 (324)26.2技术规范 (326)26.3启停操作 (337)26.4事故处理 (340)26.5运行维护 (346)26.6联锁保护 (351)第四篇电气设备运行与维护 (353)第1章500K V系统 (354)1.1技术规范 (354)1.2保护 (361)1.3运行方式 (362)1.4500kV配电装置联锁 (363)1.5500kV系统的运行维护 (364)1.6500kV的运行操作 (365)1.7事故处理 (366)第2章110K V系统 (369)2.1设备概述 (369)2.2技术规范 (369)2.3保护 (374)2.4线路保护压板运行方式 (376)2.5运行方式 (376)2.7运行维护及操作 (377)2.8常见故障及处理 (380)第3章变压器系统 (383)3.1技术规范 (383)3.2保护 (387)3.3运行方式 (392)3.4变压器的运行维护及操作 (398)3.5变压器异常运行和故障处理 (402)第4章厂用电系统 (407)4.1技术规范 (407)4.2运行方式及联锁 (415)4.3运行维护 (416)4.4运行操作 (420)4.5异常及事故处理 (421)第5章UPS (425)5.1概述 (425)5.2技术规范 (425)5.3UPS的运行方式 (431)5.4UPS的操作及注意事项 (431)5.5UPS的故障处理： (435)第6章柴油发电机系统 (439)6.1概述 (439)6.2技术规范 (439)6.3保护配置 (442)6.4运行方式 (443)6.5运行维护 (445)6.6异常及事故处理 (445)第7章直流系统 (447)7.1概述 (447)7.2技术规范 (447)7.3保护 (449)7.4运行方式 (449)7.5运行操作 (450)7.6运行维护 (459)7.7异常及事故处理 (459)第8章电动机 (462)8.1技术规范 (462)8.2保护 (462)8.3运行方式 (462)8.4电动机的运行和维护 (463)8.5异常运行和故障处理 (467)附录1 汽轮机曲线 (473)附录2 锅炉曲线 (485)附录3 电气曲线 (487)华能海门1000MW机组规程Page 1 of 501第一篇主机运行与维护第1章主设备概述华能海门电厂位于汕头市潮阳区海门镇东南角洪洞村。

某电厂4号机组功率波动原因分析和整改措施一. 概述2013年5月16日21:00:40，某电厂4号机组发生功率波动（1000MW燃煤机组，2013年4月5日正式并网发电，机组经500kV胪岗站接入主网），波动前出力为640MW，波动最大峰峰值为80MW，频率为0.22Hz，波动持续40s。

波动期间，该电厂其余机组未发生功率波动情况，海胪甲线波动幅值约为40MW，近区500kV线路功率波动幅值都较小，祯胪甲线波动最大幅值20MW，主网各联络线均未见明显振荡。

二. 机组功率波动前的调门试验5月16日20:40，电厂当班值长和中调联系后对4号机进行主汽调门活动试验。

试验前，4号机组运行正常，机组降负荷至640MW，功率平滑没有波动，主机和辅机运转正常。

20:49，试验开始，运行人员采用“电厂热力机械操作票：1，2，3高调门全关活动试验”按票操作。

对比“电厂集控运行规程”操作票满足要求。

可以认为，4号机组满足试验条件，运行人员操作正确。

试验按照CV3，CV2，CV1的顺序，至21:00结束，经历3个负荷连续振荡过程，见图1，实时录波数据见图2。

整个试验过程中，出现负荷振荡主要集中在试验阀门开始关闭至阀门开启瞬间，其中负荷最大波动为80MW，出现在CV1（大阀）活动试验中。

根据设计，CV3控制喷嘴28只，CV2控制喷嘴28只，CV1控制喷嘴32只。

图1 4号机组主调门活动试验过程负荷振荡情况图２ 实时录波数据三. 事件原因分析从3，4号机组和海胪甲线的功率振荡波形数据分析可以得到，4号机组功率振荡的周期4.53s ，频率0.22Hz ；海胪甲线功率振荡的周期4.52s ，频率0.22Hz ，两者的功率振荡波形、频率基本一致，3号机组功率未发生振荡。

另根据监测， #4 机组 #3 机组 海胪甲线梧罗单线近区500kV线路功率波动幅值都较小，可以认定：本次电网线路上出现的功率振荡是由电厂4号机组功率振荡引起。

附件：600MW级超临界火力发电机组集控运行典型规程中国大唐集团公司前言随着集团公司的快速发展，一批大容量、超临界参数火力发电机组近几年相继投产。

为满足单元机组集控运行的需要，规范600MW超临界火力发电机组的运行管理，集团公司组织有关技术人员对国内已投产的600MW超临界火力发电机组集控运行情况进行了调研，吸取集控运行经验，结合集团公司系统600MW超临界机组实际，编写制订了本规程。

本规程以中国大唐集团公司600MW超临界机组为主，兼容了其他集团公司部分机组的特性，有较强的通用性和实用性。

集团公司系统各发电厂应依据本规程，结合本厂设备实际制订本厂的集控运行规程。

对于各企业具体设备，当制造厂有明确规定时，运行单位应按照制造厂技术要求执行，当制造厂无明确规定时，应参照本规程执行。

鉴于热控、电气、继电保护、化学、输煤等专业专业性较强，各企业应根据有关专业技术规程、制造厂技术文件与本厂实际，单独编写相应的运行规程。

本规程提出了超临界600MW级火力发电机组集控运行的操作要求和基本原则，各单位编写的现场运行规程应以本规程为基础，根据现场实际进行内容扩充。

本规程适用于中国大唐集团公司系统600MW超临界机组火力发电企业。

本规程由中国大唐集团公司安全生产部归口。

本规程起草单位：中国大唐集团公司本规程主要起草人：李伟项建伟高向阳石孝敏李子明宋铁军赵立奇本规程主要审定人：高智溥徐永胜王彤音潘定立王力光本规程批准人：刘顺达本规程由中国大唐集团公司安全生产部负责解释。

目录1 总则 (5)2 引用标准 (5)3 主机设备系统概述 (6)3.1锅炉设备概述 (6)3.2汽机设备概述 (6)3.3电气设备概述 (6)4 主机设备规范 (6)4.1锅炉设备规范及燃料特性 (6)4.2汽机设备规范 (11)4.3发电机及励磁设备规范 (14)4.4主变、高厂变、启备变设备规范 (18)4.5 相关曲线和图表 (20)5 机组主要控制系统 (20)5.1 炉膛安全监控系统（FSSS） (20)5.2顺序控制系统（SCS） (20)5.3模拟量控制系统（MCS） (20)5.4 数字电液调节系统(DEH) (20)5.5 数据采集系统（DAS） (20)5.6 汽动给水泵调速控制系统（MEH） (20)5.7 励磁控制系统 (20)6 机组主要保护 (20)6.1汽机主要保护 (20)6.2锅炉主要保护 (21)6.3电气主要保护 (22)6.4机电炉大联锁保护 (24)7 机组启动 (24)7.1 总则 (24)7.2 启动前检查及联锁、保护传动试验 (26)7.3 启动前检查准备 (26)7.4 机组冷态启动 (28)7.5 机组热态启动 (36)8 机组正常运行及维护 (36)8.1 机组正常运行参数限额 (36)8.2 机组负荷调整 (39)8.3 锅炉运行的监视和调整 (40)8.4 发电机系统主要参数的监视与调整 (42)8.5定期工作 (43)9 机组停止运行 (45)9.1 机组停运前的准备 (45)9.2 机组正常停运 (45)9.3 滑参数停机 (47)9.4 锅炉抢修停机 (48)9.5机组停运后的保养 (48)10 事故处理 (49)10.1 事故处理的原则 (49)10.2 机组紧急停机的条件 (50)10.3 机组申请停机的条件 (51)10.4 机组综合性故障 (52)10.5 锅炉异常处理 (58)10.6 汽机异常运行及常规事故处理 (62)10.7 发电机异常及事故处理 (65)11 机组的试验 (73)11.1 锅炉水压试验 (73)11.2 锅炉安全门校验 (74)11.3 汽轮机超速保护试验 (75)11.4 汽机主汽门、调速汽门严密性试验 (76)11.5 真空严密性试验 (77)11.6 汽轮机阀门活动试验 (77)11.7 危急保安器喷油试验 (78)11.8 电动门、调门、气动门的传动试验 (78)11.9 抽汽逆止门活动试验 (78)1 总则1.1 为了满足超临界600MW级火力发电机组集控运行的需要，规范超临界机组的运行管理，确保机组安全、可靠、经济、环保运行，特制订本规程。

7.8 停炉后的保养173
7.9 冬季机组停运的防冻174
第四章 机组运行维护176
1 运行维护内容176
2 运行调整181
2.1 运行调整的目的和任务181
2.2 汽温的调整182
2.3 负荷的调整182
2.4 燃烧的调整183
3 机组运行方式184
3.1 机组控制184
3.2 机组保护、联锁运行方式186
3.15 机械真空泵52
3.16 发电机定子冷却水系统53
3.17 发电机密封油系统54
3.18 开式冷却水系统56
3.19 闭式冷却水系统56
3.20 循环水系统57
3.21 综合水泵房设备59
3.22 雨水泵房设备59
4 电气设备概况60
4.1 发变组设备规范60
4.2 变压器设备规范63
4.3 配电装置设备规范64
3.3 各级抽汽参数38
3.4 旁路系统参数.39
3.5 汽轮发电机组轴系临界转速40
3.6 主机润滑油系统40
3.7 主机EHG油系统42
3.8 汽动给水泵组43
3.9 电动给水泵组45
3.10 高压加热器46
3.11 低压加热器47
3.12 除氧器49
3.13 轴封系统50
3.14 凝结水系统51
34 变压器有载调压装置和分接头的调整127
35 变压器冷却装置投停128
36 直流系统投停130
37 UPS投停132
38 柴油发电机启停136
39 配电装置刀闸闭锁138
40 厂用电系统操作139
41 发电机封闭母线微正压装置142
第三章 机组启停144
1机组启动前准备144

总目录1. 总则 (7)1.1主题内容与适用范围 (7)1.2运行操作规定 (7)1.3规程的使用与修改 (8)2. 汽机设备规范及主要技术性能 (9)2.1汽机设备规范 (9)2.2主要工况热力特性汇总 (9)2.3各段抽汽参数 (11)2.4旁路系统 (16)2.5回热加热器使用规定 (16)2.6汽机性能概述....................................................................................................................2.7轴系临界转速 (16)2.8润滑油系统 (17)2.9EH油系统 (17)2.10辅机设备铭牌规范表 (18)2.11机组实测正常参数表 (19)3. 锅炉设备规范 (19)3.1锅炉概况 (19)3.2燃料 (21)3.3点火及助燃用燃料 (23)3.4锅炉运行条件 (24)3.5主要参数（BMCR工况，设计煤种） (24)3.6介质温度（设计煤种） (27)3.7空气温度（设计煤种） (28)3.8热损失及热负荷（设计煤种） (29)3.9热损失及热负荷（校核煤种BMCR工况） (30)3.10主要承压部件、受热面及管道 (30)3.11燃烧系统 (34)3.12安全门 (35)3.13汽水质量标准.............................................................................. 错误！未定义书签。

3.14锅炉热力特性（校核煤种ⅠBMCR工况）.............................. 错误！未定义书签。

4. 机组主要联锁保护及控制系统 (37)4.2旁路系统 (38)4.3汽机疏水阀 (38)4.4汽机排汽缸喷水门 (39)4.5凝汽器水幕喷水门 (40)4.6高压加热器 (40)4.7低压加热器 (40)4.8除氧器 (41)4.9电动给水泵 (41)4.10汽动给水泵组 (42)4.11主机盘车 (43)4.12润滑油系统 (43)4.13旁路液压站(打远控时起作用) (43)4.14真空泵（在远控位时） (43)4.15工业水系统 (44)4.16凝结泵 (44)4.17EH油系统 (44)4.18内冷水系统 (45)4.19密封油系统 (45)4.20轴封风机 (45)4.21吸风机 (45)4.22送风机 (46)4.23一次风机 (46)4.24空气预热器 (46)4.25炉水循环泵 (47)4.26炉冷却水升压泵 (47)4.27炉冷却水应急水泵 (47)4.28磨煤机油系统 (48)4.29暖风器疏水泵 (48)4.30过热器减温水电动门 (48)4.31BMS保护 (48)4.32制粉系统 (52)4.33火焰检测 (56)4.34主燃料跳闸（MFT） (56)4.35二次风控制 (57)4.36机电炉大联锁 (60)4.37热工控制系统（MAX—1000） (60)4.38热工信号定值 (60)5.1检修后的验收 (63)5.2启动前的组织措施 (67)5.3启动前的试验 (67)5.4辅机的试运 (75)5.5点火前的检查 (76)5.6炉点火前的操作 (77)5.7锅炉点火后至汽机冲转前的操作 (81)5.8冲转及暖机 (84)5.9汽机定速后的试验 (86)5.10并列后至100%额定负荷的操作 (90)5.11启动过程中注意事项（监视与维护） (93)5.12机组的热态启动 (95)5.13锅炉安全门的校验 (97)6. 机组正常运行中的维护、调整及定期工作 (99)6.1主要任务 (99)6.2参数及限额 (100)6.3燃烧调整 (103)6.4汽包水位调整 (106)6.5汽温调整 (107)6.6负荷调整 (108)6.7保证机组的经济运行 (109)6.8就地水位计的运行 (110)6.9受热面吹灰 (111)6.10锅炉排污 (112)6.11机组正常运行中的定期工作及注意事项 (113)6.12辅机的检查与维护 (115)6.13机组协调控制回路 (117)6.14MAX—1000系统日常监视内容 (122)7. 机组的停止 (124)7.1停机前的准备工作 (124)7.2机组的滑停 (124)7.3打闸解列后的工作 (126)7.4停机后的维护 (129)7.5锅炉的保养与防冻 (131)8.1辅机设备启动前的检查通则 (133)8.2炉水循环泵 (134)8.3空预器 (139)8.4暖风器 (142)8.5吸风机 (144)8.6送风机 (146)8.7一次风机 (146)8.8火焰监测冷却风机 (147)8.9吹灰器 (148)8.10空压机 (149)8.11除渣设备 (155)8.12制粉系统 (159)8.13循环水系统 (169)8.14工业水系统 (173)8.15低压加热器 (173)8.16凝结水泵 (176)8.17除氧器 (177)8.18电动给水泵 (178)8.19高压加热器 (186)8.20内冷水系统 (189)8.21密封油系统 (192)8.22真空泵 (194)8.23大机滤油机 (195)8.24小汽机 (197)8.25辅汽系统 (209)8.26事故停泵的规定 (210)9. 事故预防和处理 (212)9.1事故处理的原则 (212)9.2破坏真空紧急停机条件 (213)9.3不破坏真空故障停机条件 (213)9.4手动紧急停炉的条件 (214)9.5故障停炉的条件 (214)9.6破坏真空紧急停机的步骤 (215)9.7手动紧急停炉的操作步骤 (215)9.8MFT的处理 (216)9.9甩负荷 (217)9.10机侧主再热蒸汽参数异常 (218)9.11真空下降 (220)9.12汽包水位异常 (221)9.13厂用电中断 (224)9.14炉受热面管壁损坏 (225)9.15烟道再燃烧 (228)9.16锅炉灭火 (229)9.17汽机水冲击 (230)9.18汽机润滑油系统工作失常 (231)9.19汽机轴向位移大 (233)9.20汽机掉叶片 (233)9.21汽机不正常的振动和异音 (234)9.22汽水管道水冲击 (234)9.23负荷骤减 (235)9.24空预器故障 (236)9.25吸风机故障 (237)9.26炉水循环泵 (238)9.27送风机故障 (239)9.28一次风机故障 (240)9.29表用压缩空气中断 (241)9.30工业水系统故障 (241)9.31高加断水 (242)9.32某6KV辅机远方开关拒分 (242)9.33满负荷高加解列 (243)9.34调速系统M00G阀故障 (243)9.35MAX—1000系统故障应急处理 (244)10. 附录 (247)附录一：ZD—XLB型锅炉炉管泄漏自动报警装置 (247)附录二：防止300MW发电机组进油的措施 (250)附录三：保证汽动给水泵组安全措施 (251)附录四：机组运行中定期试验与轮换表 (253)附录五：防止锅炉灭火措施 (254)附录六：防止主再热汽超温措施 (256)附录七：冬季停机防冻措施 ................................................................ 错误！未定义书签。

1000MW机组集控运行技术探讨摘要：现阶段，随着我国超临界机组的逐渐引进，在我国电力行业中扮演者非常重要的角色，其集控运行技术也在逐步提高，本文以发电厂的两台1000MW机组投入生产的集控运行技术进行分析。

关键词：1000MW机组；机组集控；运行技术一、前言在新时期，随着时代的不断进步，社会经济的快速发展，我国对电力需求越来越大，就导致供电量不断增加，这样就给发电厂带来了很大的挑战，因此要对发展体制进行改革和创新，而机组集控运行技术就是在发电厂运用计算机技术，集成电路和微处理器的技术，促使其与社会电力需求相适应。

此外这种技术可以将各种类型的工艺和程度紧密联系在一起，就能大大提高运行效率，满足用电需求。

因此在发电厂运行中，集控运行技术得到了广泛应用。

二、电厂机组集控运行系统概述现代化的电厂发展越来越迅速，集控运行的存在相当于人的大脑，操纵着人的思想，指挥着人的各种行动，集控运行也是整个电力系统的核心组成部分之一，对整个电力系统进行全盘监控和指挥，也就是说，集控运行是整个电力系统的核心部分，主要对各个电厂的机组进行实时监控和实时指挥，及时对电厂机组的各个运行数据进行汇总判定、然后进行数据预处理分析，为后期进行电厂生产决策时做出数据指导。

对于整个电厂生产来说，集控运行就像是电厂的大管家，管理者电厂生产的大小事务推动着企业生产的速度和质量，是整个电厂生产系统的基础保障。

三、1000MW机组超临界锅炉集控运行若干总结1、预防锅炉结焦的运行措施机组在168整组试运行期间，燃用煤质为神华煤，灰熔点温度较低，约为1150℃左右，加上运行期间，负荷率较高，通过炉膛观火情况及排渣检查情况判断，锅炉已出现轻微结焦现象，在使用一下措施后，锅炉结焦现象已明显改观，措施如下：（1）加强锅炉配煤的管理，煤场存煤要按不同煤质进行分堆，根据实际煤质情况配制入炉煤。

每天及时准确地提供入炉煤的工业分析，供运行人员参考，以利锅炉燃烧调整。

第 1 章辅机运行通则1辅机启动前检查内容1.1检查与启动设备有关的工作票已收回，就地检查有关工作确已结束，工作人员撤出工作现场，安全措施已经恢复。

如检修时设备有变动，则应查阅设备变动报告及相关图纸，并向检修人员询问设备变更后的运行注意事项。

按照相关规定做好记录。

1.2设备及其周围杂物应清理干净，管道支吊架可靠，楼梯、栏杆完好，沟盖板已盖好，道路畅通，照明充足。

1.3设备外观完整，连接完好，保温层完好，转动部分的安全罩应装复，各门、孔关闭严密，地脚螺栓、联结螺栓上紧。

1.4检查设备轴承已加好润滑油（或润滑脂），油质、油位、油温符合要求，设备的冷却水或密封水以及预暖系统已投入正常。

1.5辅机及电动机各部分的温度符合要求。

1.6电机接线良好，设备外壳接地线完好。

1.7对可以手动盘动的转动设备，均应盘动转子两圈以上，确认转动灵活，启动前若设备反转应设法刹住才可以启动。

1.8按相应的检查卡对系统进行全面检查，确认各阀门状态正确，并向有关油、水系统和泵体充油、注水，放尽空气。

1.9检查各热工表计齐全可用，一、二次门开启，DCS上有关设备及阀门状态指示正确，所有报警信号指示正确。

电动门及气动门电源、气源送上。

1.10辅助设备启动前检查工作完成，启动条件具备后，送上辅机及有关系统装置动力电源及控制电源。

1.11按下列规定测量电动机绝缘合格后送电1.11.1新安装或检修后的开关必须测试绝缘良好，合、跳两次合格后方可投用。

1.11.2新安装或检修后的电动机第一次送电前，必须测量绝缘电阻合格。

1.11.3未投入使用的电动机，在连续停转7天以后，在投入运行前应测量绝缘值合格。

1.11.4在连续阴雨天及雨季，上述二条测量绝缘的期限减少一半。

1.11.5测量电动机绝缘电阻后，应将绝缘数值登记在《电气绝缘记录本》内。

1.11.6电动机绝缘电阻的测量，额定电压为10kV的应使用2500V摇表，400V及以下电压的电动机使用500V摇表测量。

能略有不同。
备用蒸汽进口 （主机再热器
冷端蒸汽）
抽汽逆止阀
切换阀
工作蒸汽进口 （主机四段抽汽）
抽汽逆止阀 逆止阀
电动闸阀
启动用低压 蒸汽进口
低压主汽阀
低压调节阀
锅
炉
给
水
给水泵汽轮机
泵
图 2-2 MEH 进汽系统示意图
本机组采用低压辅助汽源启动。启动过程中，辅汽通过逆止阀、电动闸阀、低压主汽 阀、低压调节阀进入给水泵汽轮机，此时抽汽逆止阀、切换阀均关闭。随着大机负荷的上 升，工作蒸汽参数也随之上升。当大机负荷大于汽源切换点时，工作蒸汽参数能够满足主 机功率对给水量的要求，切除辅助启动汽源，即在汽源切换点以上工况均由工作汽源(主机 四段抽汽)做功，在运行转速范围：2840r/min~5945r/min 内连续平稳运行，其最低转速能维 持给水泵最小流量循环工况。上述过程给水泵汽轮机转速由低压调节阀控制。
1 概述
随着电站控制系统自动化水平的日益提高，原来的液压机械调节系统已不能适应锅炉 给水量的自动调节要求，因此，微机电液控制系统便得到广泛的发展和应用。东方汽轮机 厂给水泵小机上配置了高压抗燃油微机电液控制系统，简称 MEH（其中包括小汽轮机危急 遮断器，简称 METS）。
这是新一代控制系统，它是由我厂进行系统设计，并且依照用户的要求装载应用软件， 该系统可靠性好，操作简单灵活方便。
图2-1 MEH控制系统原理图 2-1
微机电液控制系统说明书
B2320C-000401FSM
本机组有两个汽源。一个工作汽源，来自主机四段抽汽；一个备用汽源，来自再热器
冷端蒸汽。工作汽源（主机四段抽汽）和备用汽源（再热器冷端蒸汽）都用同一个蒸汽室
—喷嘴室，采用喷嘴配汽。进汽系统示意图见图 2-2。不同工程的工作汽源和备用汽源可

1 机组设备规范1.1 锅炉设备规范1.1.1 锅炉规范1.1.1.1锅炉主要规范型式：超超临界变压运行本生直流炉，采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、前后墙对冲燃烧方式、半露天布置燃煤Π型锅炉。

型号：DG3000/27.46－II1型。

制造厂：东锅炉（集团）股份有限公司。

主要设计参数（设计煤种）：1.1.1.2燃煤特性1.设计煤种：晋北烟煤1 ；校核煤种Ⅰ：晋北烟煤2 ；校核煤种Ⅱ：神华东胜煤。

2.元素分析3.工业分析4.灰份分析5.灰熔点1.1.1.3燃油特性1.设计点火和助燃用油：#0轻柴油。

2.燃油分析1.1.1.4主要部件规范1.启动分离器9.煤粉燃烧器10.油枪1.1.2 锅炉辅助设备规范1.1.2.1空气预热器1.1.2.2引风机1.1.2.3送风机1.1.2.14燃油供油泵1.1.2.15机组排水槽废水排放系统1.1.2.16压缩空气系统1.1.3 烟气选择性催化还原（SCR）系统1.1.3.1催化剂1.1.3.2吹灰器1.1.3.3稀释风机1.1.3.4烟气取样风机1.2 汽机设备规范1.2.1 主汽轮机及其附属系统设备规范1.2.1.1主汽轮机主要规范各转子临界转速计算值（r/min）21保证出力1.当循环水温为33℃时，汽机保证其净出力为1000MW。

1.2.1.2主机EHC供油系统1.EHC油泵222.EHC油箱3.EHC油过滤冷却泵4.EHC冷油器风扇235.EHC油蓄能器1.主油箱3.交流润滑油泵4.顶轴油泵245.直流事故润滑油泵6.主机润滑油冷油器7.主油箱排油烟风机258.主机液压盘车装置261.2.2 给泵汽轮机及其附属系统设备规范1.2.2.1给泵汽轮机主要规范进汽参数1.2.2.2给泵汽轮机润滑油及盘车系统1.油箱2.润滑油泵273.直流事故油泵4.排油烟风机285.小机润滑油冷油器6.油温调节阀7.油过滤器8.小机盘车装置299.油蓄能器301.2.3 热力系统设备规范1.2.3.1高、低压旁路系统1.高压旁路系统(1)高旁阀门参数(2)高旁蓄能器2.低压旁路(1)低旁阀门参数31(2)低旁蓄能器3.旁路油站设备技术规范321.2.3.2给水系统1.汽动给水泵及其前置泵33(1)电泵及其前置泵(2)配用电机参数(3)冷却器343.给水泵密封水系统(1)给水泵密封水箱(2)汽泵密封水泵1.2.3.3凝结水系统1.凝汽器的主要技术参数352.凝泵363.凝结水储存箱4.低加疏水水泵5.凝结水输送泵371.2.3.4抽汽加热系统1.低压加热器38393.除氧器1.2.3.5辅汽、轴封系统1.汽轮机轴封蒸汽减温装置402.小机轴封蒸汽减温装置413.辅汽疏水扩容器4.轴封加热器5.轴加风机421.2.3.6抽真空系统1.真空泵2.密封水泵433.汽水分离箱1.2.3.7循环水系统1.循环水泵2.循泵出口阀及液压油站(1)循泵出口阀44(2)控制油箱(3)控制油泵3.拦污栅4.旋转滤网455.旋转滤网冲洗泵6.循泵轴承润滑冷却水参数7.凝汽器水室真空泵46471.2.4 其它辅助系统设备规范1.2.4.1开式冷却水系统1.开式水泵2.开式水滤网481.闭式冷却水泵2.闭式水热交换器493.闭式水箱1.主油箱油净化装置50。

滨北新材料长山热电厂企业标准Q/WQRD-CS-102-001-11330MW机组集控运行规程热机部分（试行）2012-06-30发布2012-06-30实施滨北新材料长山热电厂发布前言为了指导、规范运行人员的操作，正确处理机组运行中出现的故障，保障我厂330MW机组的安全、经济运行,结合生产工作实际情况，特修订本规程。

本规程一经颁布实施，必须得到认真贯彻执行，集控运行人员、相关检修及生产管理人员，必须严格遵守本规程。

任何违反本规程的行为必须予以纠正。

由于编写人员理论技术水平有限，编写过程中难免有不当之处，望大家批评指正。

在执行本规程中，如发现有不妥之处，请及时提出宝贵意见。

本规程解释权归滨北新材料长山热电厂所有。

本规程自发布之日起实施。

编者2012/06/30批准：复审：审核：初核：修编：本规程于2012年06月30日首次发布实施目录第一篇机组设备规范--------------------------------------------------------------- 5第一章锅炉设备规范 (5)第二章汽轮机设备规范 (15)第二篇机组运行------------------------------------------------------------------ 19第一章正常运行的监视与调整 (19)第二章汽机正常运行的主要参数及限额 (24)第三章机组控制系统运行方式 (28)第四章定期工作及要求 (29)第三篇机组控制联锁保护及试验 --------------------------------------------------- 31第一章机组试验原则 (31)第二章机组试验项目及规范 (31)第三章汽机DEH控制系统 (49)第四篇机组启动与停止 ------------------------------------------------------------ 61第一章机组启动 (61)第二章机组停运 (74)第三章机组停运后的保养 (77)第五篇事故处理------------------------------------------------------------------ 78第一章事故处理原则 (78)第二章事故处理 (79)第六篇辅机规程------------------------------------------------------------------ 61第一章辅机设备运行通则 (98)第二章润滑油系统 (102)第三章 EH油系统 (105)第四章轴封系统 (108)第五章真空系统 (109)第六章循环水系统 (110)第七章开式水系统 (115)第八章闭式水系统 (116)第九章凝结水系统 (118)第十章给水回热系统 (122)第十一章电动给水泵组 (128)第十二章汽动给水泵组 (135)第十三章辅汽系统 (146)第十四章汽轮机快冷装置 (147)第十五章旁路系统 (148)第十六章机组供热系统 (148)第十七章空气预热器的运行 (149)第十八章引风机 (153)第十九章送风机 (162)第二十章制粉系统 (172)第二十一章炉前油系统 (192)第二十二章吹灰器 (193)第二十三章炉除灰系统 (195)第二十四章除渣系统 (206)第二十五章厂用电动机 (210)附录一--------------------------------------------------------------------------- 215第一篇机组设备规范第一章锅炉设备规范第一节设备概况一、锅炉概况：我厂锅炉为亚临界参数、自然循环汽包炉。

绥中发电有限责任公司GHFD─04─01/SZ1000MW机组集控运行规程（第一版第一次修订本）2010年05月31日发布 2010年06月01日实施绥中发电有限责任公司发布说明本规程为绥中发电有限责任公司1000MW机组集控运行规程，根据现行电力工业管理规范以及制造厂、设计院提供的说明书、图纸、二十五项反措等资料编制而成。

虽然3、4号机组已经通过168小时试运行，但均没有进行检查性大修，故本规程与实际不符之处以实际状况为准。

由于认识水平的局限和经验不足，规程中的错误在所难免，请将执行中的意见按《国华电力管控体系》有关条文要求及时反馈，以便今后对本规程加以修改和完善。

下列人员应熟知本规程：生产副总经理、总工程师、副总工程师发电生产部及其它生产管理部门经理及助理生产管理部门各专业人员下列人员必须严格执行本规程：值长、发电生产部专工及全体集控运行人员2011年05月18日规程控制表1.1.2.2锅炉检修后的检查一般应包括下列主要内容中“5）锅炉吹灰及炉膛各检测元件设备系统完好。

”修订为：5）锅炉吹灰及炉膛各检测元件、设备和相关系统完好。

1.1.2.4（A） a 核对定子绕组、铁芯温度指示正常。

修订为： a 核对定子绕组、铁芯、压圈、压指、铜屏蔽温度指示正常。

1.1.3.3保护、联锁状态确认中（I）试验前应确认有关风门、档板、油泵、气动阀、电动阀等电源、气源正常。

修订为:保护、联锁状态确认中（I）试验前应确认有关风门、挡板、油泵、气动阀、电动阀等电源、气源正常。

1.1.8.2远控阀门的传动6）对电动（气动、液动）调节门应进行断电（气、液体）、断信号试验，确定其断电（气、液体）、断信号后位置的正确性。

修订为: 6）对气动门（包括：截至门、调节门）应进行失电、失气、失信号试验，确定其失电、失气、失信号后位置的正确性。

1.2.15锅炉本体、烟、风道的人孔、检查孔、看火孔等在确认内部无人后关闭严密。

修订为: 锅炉本体观察孔、烟、风道的人孔、检查孔等在确认内部无人后关闭严密。

2 锅炉设备概况3
2.1 锅炉总体概况3
2.2 锅炉主要设计规范3
2.3 锅炉本体主要部件性能参数3
2.4 锅炉热力性能计算数据表11
2.5 燃料特性20
2.6 锅炉循环泵系统22
2.7 吸风机23
2.8 送风机24
2.9 一次风机26
2.10 磨煤机29
2.11 给煤机30
2.12 原煤仓30
2.13 密封风机30
25 氢气系统异常和事故处理327
26 定子冷却水系统故障329
27 EHG油系统故障330
28 主机润滑油系统故障331
29 密封油系统异常和事故处理332
30 汽机叶片断落334
31 主机轴向位移异常335
32 汽机轴承温度高335
33 机组负荷晃动336
34 机组甩负荷337
35 凝汽器真空下降337
23 主机轴封系统投停109
24 真空系统投停110
25 主机润滑油系统投停111
26 主机冷油器投停113
27 EHG油系统投停114
28 消防系统投停116
29 发电机密封油系统投停118
30 发电机氢冷系统投停119
31 发电机定子冷却水系统投停124
32 油净化装置投停125
33 变压器投停126
34 变压器有载调压装置和分接头的调整127
35 变压器冷却装置投停128
36 直流系统投停130
37 UPS投停132
38 柴油发电机启停136
39 配电装置刀闸闭锁138
40 厂用电系统操作139
41 发电机封闭母线微正压装置142
第三章 机组启停144
1机组启动前准备144