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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/s 515.2 563 2 汽包压力MPa 17.84 18.66 3 过热蒸汽压力MPa 16.69 17.39 过热蒸汽压力 （ 17.95 MPa ，18.06 MPa ）电磁泄放阀自动开。4 过热蒸汽温度540.8 2 546 530 过热蒸汽温度（548， 554报警）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/
2、s 30.3 66.2 6 过热蒸汽减温水温度185 186 7 再热蒸汽流量Kg/s 475.6 518.4 8 再热蒸汽入口压力MPa 3.99 4.32 再热蒸汽出口压力MPa 3.79 4.10 4.8 9 再热蒸汽进口温度332 333 10 再热蒸汽温度540.8 2 548 532 再热蒸汽温度（548， 554报警）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/s 0 12 再热蒸汽减温水温度185 186 13 汽包水位mm 0 50 +127 -203.2 +203 -279 高 I 值为 +127mm ， 高 II值为 +
3、203mm ，低I值为 -203.2mm，低II值为-279mm 。 当汽包水位高II值延时 5s MFT 。水位低II值延时 10s MFT 14 给水压力MPa 18.24 高于汽包压力1.5 MPa 15 给水温度246 250 16 汽包上下壁温差5 117 17 一过出口壁温557 18 屏过壁温530 19 末过出口壁温610 20 再热出口壁温600 21 总二次风量Kg/s 582.6 22 空预器出口二次风温370 23 总一次风量Kg/s 103.6 24 空预器出口一次风温364 25 空预器入口烟气温度396 406 26 排烟温度（校正前）123 126 27 炉膛负
4、压KPa -0.05 0.1 0.5 -0.75 +1.98 -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 。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 序正常值报警值号名称单位（660MW ）高限低限跳闸值备注28 烟气含氧量% 2.9 5.6 按 Load-O2曲线控制29 煤粉细度R % 90 通过 200 目的筛子30 燃油压力MPa 0.380.43 0.63 0.21 0.63 ，0.21 燃油压力高II值 0.63Mpa，燃油压力低
5、II值 0.21Mpa， 延时 3min， IFT动作31 油/ 空气压差MPa 0.11 0.07 油/ 空气压差低II值 0.07Mpa， 延时3min，IFT 动作。32 燃油雾化空气压力MPa 0.5 6 大于油压0.1 0.15MPa 33 燃油温度40 45 10 34 火检冷却风压低KPa 5 6 4.5 3.5 火检冷却风压4.5 KPa ，备用风机自启。火检冷却风压3.5 KPa，延时 15min，MFT动作。35 火检冷却风机滤网压差高KPa 10 3.5.1.1.2 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、
6、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OM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
7、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
8、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
9、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23 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
10、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23 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
11、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
12、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，
13、 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
14、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号项目单位正常值报警值脱扣值1 主蒸汽压力MPa 16.7 17.6 20.1 2 主蒸汽温度538 546 566 3 再热器压力MPa 3.68 4.66 4.8 4 再热汽温度538 546 566 5 汽封供汽压力kPa 3.5 0 6 高压缸上下缸温差 90 90 100 7 中压缸上下缸温差 30 30 45 8 机组轴承振动( 轴振 ) m 50 83m 130m 9 机组轴承振动 （绝对
15、振动、瓦振）m 25 m 42m 11.8mm/s( 汽机 )14.8 mm/s （发电机）10 轴向位移mm 1 1 11 凝汽器真空KPaabs 3.97/5.42 30 12 低压缸排汽温度35.5 70 110 13 高压缸排汽压力MPa 4.4 5.06 5.28 14 高压缸排汽温度332 349 432 15 凝汽器进水温度2025 16 润滑油母管压力kPa 260 250 230 17 主油箱油位mm 10901190 小于 1040, 或大于 1290. 18 润滑油温度4753 19 轴承温度（含推力瓦）130 130 20 控制油压力MPa 16 21 控制油温度62
16、62 70 22 发电机一次水压力MPa 0.4 23 发电机一次水温度48 56 24 内冷水导电度s/cm 2.0 25 发电机一次水流量kg/s 28.7 20 17.78( 定子 )、 0. 66(套管 ) 26 一次水箱水位mm 200300 27 冷氢温度 50 50 28 氢气纯度% 96 3.5.1.2.2 SIEMENS提供的主、再热汽压力及各段抽汽压力数值: 序号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 ) 1 主蒸汽压力bar 167.0 176.0 201.0 2 调门后压力bar 163.7 174.0 181.0 3 高排压力 (A7 段抽汽压力 ) bar 44.0 50.6 52.8 4 再热蒸汽压力bar 40.0 46.6 48.0 5 A6 段抽汽压力
