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电厂机组正常运行及维护
6.1运行调整维护的任务及通则
6.
1.1机组运行控制的主要任务
6.
1.
1.1保持机组主参数在额定值范围内,并随时满足机组适应外界负荷的要求
1.2保持正常的过热蒸汽压力、温度及再热蒸汽温度凝汽器真空稳定在规定的范围内
6.
1.
1.3稳定给水流量、凝结水流量、定子冷却水流量连续均匀维持汽包水位、除氧器水位、凝汽器水位、定子冷却水箱水位在正常值
6.
1.
1.4保持炉水、给水、凝结水、定冷水、氢气纯度和蒸汽品质的合格
6.
1.
1.5及时进行正确的燃烧,保持炉膛燃烧良好,发电机电压正常,减少热损失,提高机组热效率
6.
1.
1.6根据季节、负荷变化及时调整机组运行方式、工况,保证机组出力,尽可能维持机组运行参数在最佳工况下运行
6.
1.
1.7降低污染物的排放
6.
1.2机组运行监视和调节的规定
2.1机组运行时应充分利用DCS控制、程序控制及自动控制调节装置,以有利于机组运行工况的稳定和进一步提高调节品质o故应尽可能将各自动控制调节装置全部投入运行,并对各参数加强监视,使各运行参数维持在允许范围之内发现自动失灵或不正常状态时,应立即切至手动操作,汇报值长,并联系热控人员尽快消除恢复
6.
1.
1.2各自动控制调节装置应经热控人员试验或调整正常后,需经热控人员同意方可投入运行
6.
1.
2.3运行岗位人员应根据CRT画面显示和报警、打印记录,结合对现场设备的巡视检查情况,进行运行参数、仪表分析,以便及时发现异常、隐患和设备缺陷
6.
1.
2.4运行岗位人员应认真做好各项定期维护和预防性检查工作,确保机组安全经济连续运行
2.5机组在运行中严禁无故退出热控联锁、保护装置,如需停用,必须经总工程师批准
6.2日常维护通则及规定合上
1、
2、
3、4组冷却器的所有油泵和风机电源开关合上主变风冷控制箱内直流电源开关把模块
1、
2、
3、4上的转换开关均切至“自动”位置将信号模块上的方式转换开关切至“方式1”位置将信号模块上的自启动投退方式选择开关切至“自启动投入”侧
6.
2.
7.5主变压器改变分接头的操作变压器分接头的操作须根据调度命令进行调整变压器分头的操作按停电顺序,将变压器全部停电做好安全措施,改变分接头由电气维修人员改变改完后应由二人检查核对测其直流电阻由电气维修人员做按顺序操作,将变压器送电,并检查变压器声音正常
6.
2.
7.6主变温度的监督变压器上层油温不应超过85°CO变压器绕组温度不应超过105°Co变压器投入运行前应检查所有散热器蝶阀均应开启运行中应注意监视变压器上层油温及绕组温度变压器过负荷运行期间,应对外部情况和温度加强监督,增加检查次数运行中应对强迫油循环冷却装置进行检查变压器线圈热点温度超过60°C或油温超过45°C时,自动投入一组冷却器运行变压器线圈热点温度超过75°C或油温超过60°C时,再自动投入一组冷却器运行当任一组工作冷却器故障跳闸时,备用冷却器应自动投入变压器送电前,应将冷却器两路电源送好不允许在带负荷的情况下,将冷却器全停,也不允许在没有冷却器运行的情况下使变压器带有负荷,以免产生过大的温度差异,使线圈受损伤变压器冷却器全停时,允许带额定负荷运行30分钟强迫油循环变压器投运时应逐台投入冷却器并按负载及温度情况控制投入冷却器的台数
6.
2.
7.7主变压器运行中的检查:值班人员应按时对变压器进行外部检查,将发现的异常现象记录在运行日志和设备缺陷记录薄内变压器的检查项目如下变压器的声音正常变压器的油温和温度计应正常,油枕的油位应与温度相对应,各部位无渗透油、漏油变压器的套管油位应正常,套管外部无破损裂纹,无严重油污,无放电痕迹及其它异常各冷却器手感温度应相近,风扇、油泵运转正常,油流继电器工作正常呼吸器无堵塞现象,干燥剂无吸水饱和现象各处引线、母线、电缆应完好,接头无发热现象,外壳接地完好瓦斯继电器充满油,无气体,无漏油现象释压阀无漏油,位置指示正常套管的顶部相序漆无变色、脱落,无过热现象散热器控制箱和二次端子箱应关严,无受潮下列情况应对变压器进行特殊巡视,变压器应增加的检查项目和次数新设备或经过大修改造的变压器在投运72小时内有严重缺陷时变压器过负荷时高温季节,高峰负荷期大雾时,检查各处无火花放电及异常响声大风时,检查引线应无剧烈摆动和松弛现象,顶部无杂物大雪时,检查套管及引线无结冰、过热现象气温骤变时,应检查各部温度及油位是否正常雷电后,检查各部无放电痕迹,导线联接处无过热现象检查避雷器的动作情况k.雨天时,检查各部无放电痕迹,变压器端子箱及冷却器控制柜门应关好
6.
2.
7.8主变瓦斯保护运行注意事项重瓦斯保护使用规定运行中变压器出现下列情况时,应将重瓦斯保护由跳闸改信号位置工作完毕后经48小时试运行,变压器空气排尽后,重瓦斯方可投跳闸位置运行中补油或滤油更换呼吸器中的干燥剂开、关呼吸器管道的阀门瓦斯继电器及其二次回路发生直流接地打开瓦斯继电器的油管阀门疏通变压器呼吸器的工作冷却器油泵或冷却器检修后,第一次开启投入运行时
(2)轻瓦斯信号发出后,需取气化验前,应将重瓦斯保护由“跳闸”改“信号”,取气工作结束后应及时将重瓦斯保护由“信号”改至“跳闸”
(3)重瓦斯保护恢复跳闸位置前,应检查瓦斯继电器内无气体,压板两侧无异极性电压方可投入
6.3机组负荷调整
6.
3.1机组正常运行时必须按照电网实时调度的要求,调整机组的负荷,以满足电网对发电有功的需求,并保证电能品质的合格
6.
3.2当电网实时调度只对全厂总负荷下达指令时,由值长根据各台机组经济运行曲线、机组设备状况等,合理分配各台机组的负荷,使全厂机组在完成总负荷的同时,运行在最经济的工况下当电网调度根据电网负荷需求对各台机组所带负荷有具体要求时各台机组应按照电网调度要求调整负荷
6.
3.3本机组允许定压和定〜滑〜定两种方式调峰运行,但要求优先采用定〜滑〜定方式调峰运行机组90%以上额定负荷运行采用定压(
16.7Mpa)运行,即保持主汽参数为额定参数,通过改变高调门开度来调节负荷机组90%〜60%额定负荷之间运行时(即270MW-180MW)应保持高调门开度不变,锅炉进入滑压运行,汽压随负荷降低而下降(
16.7-ll.2MPa);机组60%以下额定负荷运行时采用定压运行方式(对应主汽压力约为ll.2MPa)此阶段用高调门改变负荷机组调峰运行最低负荷为50%额定负荷即150MWo
6.
3.3机组负荷变化率定压运行时负荷变化率应以调节级变工况适应能力为准,符合寿命管理曲线要求,一般1%〜2%额定负荷/min(3MW/min一5MW/min)o不大于3%额定负荷(即9MW/min);滑压运行时,负荷变化率应以锅炉适应能力而定,一般2%〜3%额定负荷/min不大于5%额定负荷(即15MW/min)
6.
2.1日常维护工作及要求
6.
2.
1.1依照《巡回检查管理制度》的要求,当班期间运行人员应按照定时间、定路线、定项目的原则加强对运行设备进行巡检,巡检时,应带必要的工器具及防护用具,认真做到看、摸、嗅、听,仔细核实各运行及备用设备所处的状况正常与否,对照集控与就地的表计指示是否相符,检查辅机轴承油位和油质应正常,并及时联系添加或更换发现异常情况应找出原因,采取措施,保证机组正常运行
6.
2.
1.2运行人员每小时正点抄表一次,并对各参数进行分析比较,如发现有参数偏离正常值,应查明原因,采取相应的措施,并汇报机组长、值长
6.
2.
1.3发现缺陷,应按《缺陷管理制度》有关规定执行,做好必要的防范措施,对于有可能影响机组或设备、系统安全、经济运行的缺陷,还应作好记录,做好事故预想并汇报机组长、值长
1.4遵照《设备定期切换、试验制度》的要求,完成定期切换、试验工作
6.
2.
1.5配合化学,监督凝结水、给水、蒸汽、发电机定子冷却水、润滑油、EH油品质
1.6进入电子设备间、励磁间、UPS室,禁止无线通信设备的使用,若有携入者,必须呈关机状态,以防无线电干扰使设备误动
6.
2.
1.7完成上级布置的其他有关工作任务
6.
2.
1.8在下列情况下,应重点进行检查接班前交班前巡回检查工况变化有缺陷的设备检修后刚投运的设备
6.
2.2及时调整机组及各设备、系统运行参数
6.
2.
2.1根据调度要求,及时调整机组负荷,以满足外界负荷的需要机组负荷调整采用定—滑一定方式,变负荷率应控制在3MW/min~5MW/mino
6.
2.
2.2及时调整锅炉燃烧,维持正常的汽温、汽压,保持锅炉的蒸发量在额定值内
6.
2.
2.3根据机组负荷、主蒸汽流量,及时调节凝结水、给水流量,维持除氧器水位、汽包水位在正常范围
6.
2.
2.4调节凝汽器补水流量,保持凝汽器正常水位
6.
2.
2.5保证炉水、蒸汽品质的合格
6.
2.
2.6根据机组运行情况及季节性的变化,合理调整循环水系统及开、闭式冷却水系统的运行方式
6.
2.
2.7根据各设备的油、风、水温度情况,调整冷却水量以维持在正常范围
6.
2.
2.8监视并调整其他设备、系统参数在正常范围
6.
2.3保持机组处于经济状态下运行
6.
2.
3.1尽可能保证机组在额定工况下运行
6.
2.
3.2回热系统正常投运,各加热器水位正常,出水温度符合设计要求,疏水方式合理疏水端差在」H常范围
6.
2.
3.3经常分析各参数,并及时进行调整,维持在经济工况运行
6.
2.
3.3根据凝汽器真空、端差、循环水温升等情况,及时合理调度循环水泵运行方式,尽量保持凝汽器在最有利工况运行
6.
2.
3.4如确认凝汽器进水滤网有脏堵,可进行凝汽器的进水滤网旋转清洗和排污(滤网排污与凝汽器胶球清洗不得同时进行);如凝汽器管板有异物堵塞,应按要求进行凝汽器半边隔离检修清扫
6.
2.
3.5合理调整锅炉燃烧,尽量维持燃烧稳定,降低各项热损失,提高锅炉效率
6.
2.4锅炉运行维护及规定
6.
2.
4.1锅炉运行中,按照巡回检查制要求应对炉本体设备进行巡回检查检查的重点是:承压部件、汽、水阀门、安全阀、防爆门、炉墙、支、吊架、炉顶悬吊结构以及倾听炉内有无泄漏等异常声响当发现不正常情况时,应查明原因对暂时不能消除的缺陷,应立即通知设备管理部门,同时加强监视,采取必要的措施,防止发生事故
6.
2.
4.2应在整点准时抄录运行日志,并进行分析,发现仪表读数和正常值有差别时,应查明原因同时对汽水系统,烟气系统的阻力,受热面的传热效果等也应经常进行分析
6.
2.
4.3锅炉设备在运行中,自动装置按规定投入运行并加强监视,必要时进行手动协助操作,使运行参数维持在允许值范围内
6.
2.
4.4锅炉现场各调节机构、操作装置的控制方式正常均应在远操、遥控方式远操失效时应切换至就地手动方式协助操作,并联系有关检修人员及时处理,修复后投运
6.
2.
4.5运行中的锅炉所有联锁及保护必须投入,如有故障及其它原因需退出时,应按保护投退规定执行
6.
2.
4.6锅炉正常运行中,应注意压缩空气系统、辅汽系统等公用系统的运行情况
6.
2.
4.7运行人员应根据辅机有关表计、CRT及各种仪表的显示、记录、报警,结合现场设备的巡视检查情况,及时分析运行工况,发现异常情况应及时处理或联系有关人员处理
6.
2.
4.8锅炉正常运行中,炉前油系统应保持正常运行,油枪应处于热备用状态
6.
2.
4.9每年的4月上旬和10月下旬对所属设备全面检查,查找设备过夏、防汛、防火和保温防冻方面存在的问题,积极进行整改
6.
2.
4.10汽包双色水位计的运行维护(见辅机规程)
6.
2.
4.11锅炉排污(见辅机规程)
6.
2.
4.12锅炉吹灰系统的运行维护(见辅机规程)o
6.
2.5汽轮机运行维护及规定
6.
2.
5.1按机组正常运行控制参数限额规定,监视、调整机组运行工况,使主要参数符合规定
6.
2.
5.2按电网负荷要求,及时调整机组负荷,在调整负荷时应保证良好的燃烧工况;保持汽压、汽温及水位正常
6.
2.
5.3应按运行日志要求定时正确地记录有关运行参数,并进行分析,使机组处于安全、稳定、经济下运行重点对机组振动、轴承温度、回油温度、推力瓦温度、串轴、胀差、膨胀、缸温差、真空、过冷度、各加热器和凝汽器端差等参数进行监视、分析和调整
6.
2.
5.4经常检查机组运行情况和监视表计指示,当发现表计指示与正常值有差异时,应查明原因,及时汇报并采取措施
6.
2.
5.5备用设备应处于良好的备用状态,操作开关在“自动”位置,轴承油质良好,油位正常
6.
2.
5.6对于自动调整装置,要尽量投自动,应以自动调节为主,手动调节为辅同时定期检查自动的可靠性,凡属于自动失灵或被调对象停止使用时,可切换为手动;各保护及联锁按规定投入运行
6.
2.
5.7按要求定期检查各辅助设备轴承的声音、温度、振动、油位及回油正常,油窗无水珠并进行设备的听音,倾听转机内无异常现象;
6.
2.
5.8机组运行中应注意各加热器水位变化情况,以及各疏水自动调整是否工作正常,注意检查各高、低加正常疏水和危急疏水调门动作是否正常
6.
2.
5.9按《设备定期切换试验》的规定,进行有关设备的定期切换及试验
6.
2.
5.10投运具有双侧滤网的系统时,维持一侧运行,另一侧备用,以后随检修人员定期清理而切换;对于备用冷油器,关闭冷却水进水门,开启冷却水出水门,开启冷油器进、出油门
6.
2.
5.11机组在正常运行期间,高、低温辅助蒸汽母管及辅助蒸汽联箱的疏水器投入,疏水排至疏扩,保证辅助蒸汽系统暖管正常随时可以投入
6.
2.
5.12持机组设备的整洁,及时处理漏油、漏水、漏汽,做好文明生产
6.
2.
5.13检查、监视汽封系统工作正常,根据负荷变化,及时调整低压缸前后汽封,使轴封不冒汽、不吸气在下列情况下特别注意机组运行情况,及时合理调整运行方式,根据负荷变化,及时调整汽封供汽压力,使空气不向里漏,蒸汽不向外漏
(1)负荷急剧变化
(2)蒸汽参数或真空急剧变化
(3)汽机内部有不正常声音
(4)系统发生故障
6.
2.
5.14蒸汽参数控制范围及允许偏差
(1)主、再热蒸汽压力、温度超过允许范围时,主、再热蒸汽两侧运行时温差不超过14°CO当超限或有超限趋势时,及时进行调整并准确记录超限量、超限时间及累计时间,同时进行相应处理
(2)蒸汽参数允许偏差见下表:
6.
2.
5.15根据轴向位移,推力瓦块温度,回油温度等来分析轴向推力变化及推力瓦工作情况,以及与负荷、蒸汽参数、热力系统运行方式的关系是否正常
6.
2.
5.16监视联合汽门前、后压力,各监视段压力,各加热器汽侧压力与负荷关系是否正常发现异常应分析原因可根据串轴、推力瓦块温度、回油温度变化,判断是否通流部分损坏或结垢,必要时应限制负荷
6.
2.
5.17查看汽缸膨胀、温度、胀差及负荷、汽温关系是否正常,汽轮机左右膨胀是否对称
6.
2.
5.18汽、水、油品质应符合标准
6.
2.
5.19汽轮机组非正常运行状态的规定机组不允许在主汽门一侧开启另一侧关闭的情况下长时间运行机组未解列前发电机以同步电动机方式运行时间不应超过1分钟,且凝汽器真空必须正常在盘车装置投入前不得向轴封送汽在排汽温度高时应注意胀差、振动、轴承油温和轴承金属温度的变化,如排汽温度已达报警值79°C除了喷水系统投入外,还应采取提高真空或增加负荷等方法来降低排汽温度汽轮机超速试验前,在喷油试验后不能立即进行超速试验,以免积油引起超速试验不准机组带50〜60%额定负荷时,允许凝汽器半边清洗、检修,但此时必须注意
3、4瓦轴承振动,轴承回油温度和金属温度的变化加热器应随机组启动投入运行,投入顺序按照从低压加热器依次向高压加热器投入各段抽汽管道上防进水热电偶温差大于56°C时且加热器水位高一值时,可以认为汽缸进水,应立即采取措施排除积水或停止该抽汽对应的加热器运行“手动方式”控制不得作为机组长期运行的控制方式
6.
2.6发电机运行维护及规定
6.
2.
6.1运行中的发电机应按规定进行巡回检查,并根据运行情况及季节、天气变化、负荷变化、检修等情况进行不同部位的重点检查发现异常时,应及时分析和处理
6.
2.
6.2运行中应按时抄表,并应进行运行工况分析,发现异常时应及时汇报,同时增加巡视次数,尽快查明原因
6.
2.
6.3密切注意机内氢压的变化,发现氢压有不正常的降低或日补氢量大于10m3值长应安排设备管理部分析检查,应及时查漏;发现内冷水系统、油系统、封母中有大量氢气(漏氢检测装置报警),则应及时汇报,必要时申请停机检查(详见异常处理)
6.
2.
6.4在任何运行工况下,都必须使发电机内氢压高于水压
0.04MPa以上,防止内冷水渗入发电机内,影响发电机绝缘
6.
2.
6.5运行中应保证内冷水进水温度高于发电机进氢温度,防止定子线棒表面结露,影响绝缘
6.
2.
6.6发电机正常运行检查项目
(1)发电机有无异音、异味和异常振动,各参数不超过允许值
(2)发电机轴承、铁芯、绕组、发电机冷氢、热氢、冷却水温度不应超过允许值
(3)发电机、励磁变、励磁设备、互感器、中性点接地变压器、母线、断路器、碳刷及电气连接的导线等无过热、打火、放电、冒烟、松动、绝缘焦味等现象
(4)氢气压力、纯度、湿度正常,密封油压力、氢油压差符合规定
(5)定子冷却水的压力、导电率、流量、温度均在规定范围各管路及连接法兰有无渗漏现象
(6)发电机封闭母线气压正常,各避雷器运行正常
(7)发电机油水继电器应每班检查两次,如有指示开启放水阀,并根据油水排放量的大小分析运行情况
(8)励磁系统的整流柜风机运转正常,温度符合规定;整流柜各元件均流正常,各部分的表计指示正常
(9)发电机的碳刷与滑环接触是否良好,有无异常火花碳刷与刷握之间是否保持滑动配合,有无卡涩、歪斜、晃动和跳跃等情况应经常用直流钳型电流表测量各碳刷的电流分配,如有电流分配不均情况应及时通知点检员联系调整,防止个别碳刷因过流烧坏励磁回路发生一点接地时禁止调整,更换发电机碳刷,并停止励磁回路的其它工作碳刷打火时应禁止发电机进行氢气排污工作发电机大轴的接地碳刷应接触良好的状态,接地线应接地良好,如果磨短应及时更换
6.
2.
6.7集控室及电子间的检查项目发变组保护装置运行是否正常,继电保护、控制装置及自动装置的电源是否全部正常,各保护压板的投入位置及指示灯的指示状态应与运行方式相一致启备变保护电源正常,保护柜信号正常,压板投入正确发变组各元件的保护、控制及二次回路的设备仪表、变送器、继电器、熔断器、导线及接线端子等工作是否正常,有无发热情况洛牡线线路保护装置电源正常,保护柜信号正常,压板及各转换开关投入正确洛热远方切机装置电源正常,与电网通讯正确,各压板投入正确
6.
2.
6.8发电机励磁系统运行中的检查控制室正常情况下,查励磁调节器以自动方式运行检查励磁系统是否有相关光子牌报警C.励磁电流、发电机电压和无功功率是否稳定励磁间是否有警报是否有异音各柜门锁好
6.
2.
6.9发生外部短路故障后,应对发电机进行一次详细的外部检查
6.
2.
6.10发电机经受外部短路冲击和短时过载运行后的检查立即检查各引出线接头有无过热放电冷却水管路有无漏水,氢气系统有无漏氢发电机封闭母线、发电机、主变、励磁变有无过热、绝缘变色、断线,有无异音充油设备有无漏油发电机励磁系统各整流元件有无异常,有无报警,碳刷有无异常
(5)发变组保护、励磁调节器有无异常信号和告警,强励是否动作
(6)各部分温度是否正常,有无局部发热
(7)机组振动情况是否正常
6.
2.7主变压器的运行维护
6.
2.
7.1主变压器的投入前检查准备工作
(1)变压器送电前,值班人员应检查该系统所有检修工作已全部结束,且交待良好(有明确可以送电交待),并详细进行变压器的检查变压器的周围应清洁无杂物变压器油枕油位应达标准线瓷套管清洁无破损油枕与瓦斯继电器间蝶阀应开启,继电器内应充满油,防雨罩盖好呼吸器内的干燥剂应不变色检查压力释放阀下蝶阀应开启,无漏油现象低压侧封闭母线密封良好变压器各接头无松动,外壳接地良好,铁芯接地引出线可靠接地变压器消防装置正常变压器各温度计完好,指示正确检查风扇及变压器强迫油循环装置系统正常
6.
2.
7.2检查完毕后,恢复措施,拆除系统接地线,测量变压器绝缘电阻,使用2500V摇表测量,其数值应不低于每千伏1MQ绝缘电阻不合格的变压器未经查明原因,一般不能送电,特殊情况需经总工程师批准
6.
2.
7.3变压器送电前,应预先做发变组主断路器的合拉闸试验、强迫油循环风冷却器开停试验,以及主变冷却器两路电源切换试验
6.
2.
7.4主变压器强迫风冷装置操作规定
(1)强迫油循环风冷却器投入步骤将主变风冷电源
一、风冷电源二分别送电把模块
1、
2、
3、4上的转换开关均切至“停止”位置把模块
1、
2、
3、4上的I段电源开关均合上d・把模块
1、
2、
3、4上的II段电源开关均合上名称参数名称限值主蒸汽压力连续运行的主蒸汽压力W
16.7MPa允许连续运行的平均压力W
17.5MPa在异常情况下允许瞬时波动的峰值,但12个月周期内累计时间W12h
18.37MPa冷再热蒸汽压力W
4.3MPa•---»热蒸汽温主/再热蒸汽连续运行的年平均温度W537°C主/再热蒸汽连续运行时不应超过温度545°C在异常情况下允许波动的峰值,但12个月周期内累计时间W400h551°C不允许值565°C两侧高/中压主汽门前主蒸汽温差W14°C在异常情况下两侧高/中压主汽门主蒸汽温差最高允许瞬时波动的峰值总时间W15min且至少间隔4小时42°C主/再热蒸汽正常运行时温差W28°C主/再热蒸汽温差异常运行时最大允许温差,且为再热汽温度低于主汽温度W42°C。