华能大连350mw机组集控运行规程doc

华能大连350mw机组集控运行规程doc Q/HNDL Q/HNDL 华能大连电厂企业标准 Q/HNDL-TYX001-2003 技术标准 #3、4机组集控运行规程 2003-03-20发布 2003-04-10实施 华能大连电厂 运行部 发 布 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A 目 次 前 言 ....................................................................... 2 第一篇 机组启动部分 ........................................................... 3 1 启动前系统检查、调试 ................................................ 3 2 机组起动准备 ........................................................ 4 3 辅助系统启动 ........................................................ 4 4 锅炉点火升温升压 .................................................... 4 5 汽机冲转 ........................................................... 5 5.1 汽机复位 ...................................................... 5 5.2 冲转及摩擦检查 ................................................ 6 5.3 阀切换 ........................................................ 6 5.4 升速至3000转 ................................................. 6 6 发电机并列带初负荷 .................................................. 7 7 机组升负荷 .......................................................... 7 第二篇 机组定期试验、切换部分 ................................................ 10 8 机组定期试验、切换工作制度 ......................................... 10 9 试验 记录 混凝土 养护记录下载土方回填监理旁站记录免费下载集备记录下载集备记录下载集备记录下载 .......................................................... 10 10 试验周期 .......................................................... 10 第三篇 机组停止部分 .......................................................... 13 11 停机减负荷方式 ..................................................... 13 12 停机前准备 ......................................................... 13 13 机组减负荷过程 ..................................................... 13 14 机组解列过程 ....................................................... 15 15 机组解列后的工作 ................................................... 16 15.1 锅炉设备操作 ................................................. 16 15.2 汽机设备操作 ................................................. 18 15.3 电气设备操作 ................................................. 19 第四篇 机组停运后的保养与防冻 ................................................ 21 16 机组的保养 ......................................................... 21 16.1 锅炉部分的保养: ............................................. 21 16.2 汽机部分的保养: ............................................. 21 17 机组的防冻 ......................................................... 22 1 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A 前 言 为统一运行人员的技术行为和作业行为， 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 华能大连电厂#3、4机组的启/停机操作及机组定期试验、切换操作，依据企业一体化管理体系的要求特编制本规程。该集控规程是#3、4机组的启/停机总体操作规程，由#3、4机组机、炉、电专业运行规程支撑，关于具体设备的详细操作由相应的专业运行规程描述。 本规程由运行部组织起草。 本规程由运行部归口管理。 本规程主要起草人:常仁杰 周祖芳 赵 旭 王 超 郑雄伟 杜东明 王海彬 审 核:刘荣厚 赵 贺 批 准:牟维春 2 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A 华能大连电厂 #3、4机组集控运行规程 第一篇 机组启动部分 1 启动前系统检查、调试 1.1 根据检修情况，各系统按系统检查卡检查，相关设备动力及控制电源送电。 1.2 配合检修做各系统联锁保护试验。 1.3 轴冷水系统水冲洗。 1.4 轴冷水系统水质合格后投入运行。 1.5 投入仪表空气系统。 1.6 投入杂用空气系统。 1.7 投入锅炉辅汽。 1.8 凝汽器上水找漏。 1.9 凝结水系统水冲洗。 1.10 凝结水水质合格后，给水泵、高加充水。 1.11 起动电泵，锅炉进行水冲洗。 1.12 主机油系统投入，进行油循环冲洗;密封油系统、小机油系统投入，启动油净化系统。 1.13 投入EH油系统。 1.14 主机、小机投入盘车。 1.15 炉底水封充水。 1.16 锅炉风烟系统进行通风试验。 1.17 投入雾化蒸汽系统。 1.18 炉前燃油系统投入循环。 1.19 发电机打风压试验。 1.20 风压试验合格后，发电机进行气体置换。 1.21 电气系统检查正常。 1.22 进行锅炉点火前有关试验: 1.22.1 汽机轴承油泵(BOP)密封油备用泵(SOB)，汽机事故油泵(EOP)及EH油泵自启动联锁 试验; 1.22.2 顶轴油泵联锁试验; 1.22.3 汽机现场复置及手动打闸试验; 1.22.4 主控室遥控电气复位及跳闸试验; 1.22.5 汽机主保护联锁跳闸试验; 1.22.6 汽机主汽门(TV、RSV)，调速汽门(GV、IV)全行程动作试验; 1.22.7 辅机及阀门联锁保护试验; 3 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A 1.22.8 高、低压加热器水位保护联锁试验; 1.22.9 抽汽逆止门保护试验; 1.22.10 盘车自投及保护试验; 1.22.11 机组大联锁试验; 1.22.12 机组报警及灯光信号试验及动作设定值确认工作。 机组起动准备 2 2.1 在接到机组启动 通知 关于发布提成方案的通知关于xx通知关于成立公司筹建组的通知关于红头文件的使用公开通知关于计发全勤奖的通知 后，运行人员必须首先查阅检修交待的技术文件，熟悉设备、系统检修内容及变更情况;确认设备检修工作结束，检修工作票已全部办理终结封存手续，检修人员已退出检修现场。运行现场及主控室设备整洁卫生，照明充足，通道畅通，设备已处于完好备用状态。 2.2 确认所有可投运辅机设备的动力及控制电源、自动调节及控制装置的控制气源均已送上。 2.3 投入所有监视仪表，确认自动调节及保护与报警装置正常，确认汽机振动检测系统(TSI)投入正常，汽机转子应力计算(RMS)至少在汽机冲转前二小时投入，检查CRT和UCP盘上各控制操作正常，各参数显示、指示记录仪及报警显示准确。 2.4 确认机组全部设备及系统按“检查卡”认真执行完毕，均应处在起动前准备状态。 2.5 准备好运行用具和各种记录以及设备起动操作应执行的操作卡或操作票，根据机组状况做好其它的准备工作。 2.6 通知化学和输煤专业、锅炉要点火时间和磨煤机预计起动时间。 2.7 确认省煤器水质合格。 3 辅助系统启动 3.1 在风机起动前4小时投入电气除尘器绝缘子加热。 3.2 在风机起动前应对暖风器进行暖管;暖管结束后投入运行，疏水外排。 3.3 启动循环水系统。 3.4 确认轴冷水系统运行正常。 3.5 确认仪表用空气系统投运正常，确认控制气压建立正常。 3.6 起动补给水，凝汽器上至正常水位。 3.7 起动凝结水泵，除氧器上至正常水位。 3.8 起动电动给水泵，锅炉上至正常水位，除氧器加热投入，二台汽动给水泵暖泵。 3.9 起动锅炉烟风系统，调节炉膛负压-0.07KPa，送风量在25,30,。 3.10 起动交流冷却风机;直流冷却风机投入备用。 3.11 打开所有油枪燃油手动门，确认燃油压力控制正常。 3.12 确认雾化蒸汽压力正常。 3.13 旁路液压油站投入运行。 4 锅炉点火升温升压 4.1 炉膛吹扫。 4.2 进行燃油泄漏试验。 4.3 确认锅炉点火条件满足，投入油枪。 4 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A 4.4 确认所有锅炉过热器、再热器空气门开启，开启主蒸汽管路疏水阀到100,开度，并保持到20,负荷。 4.5 汽包压力达到0.3Mpa时关闭所有手动空气门。 4.6 对轴封送汽电动隔离阀前管路充分进行暖管和疏水，时间控制在15min,30min。 4.7 送轴封做真空。 4.8 自第一层油燃烧器点火后80分钟第二层油燃烧器点火。 4.9 锅炉环形联箱疏水门、过热器对空排气门、主蒸汽管疏水门按规定进行操作。 4.10 汽包压力为4Mpa时，关闭所有锅炉电动空气门，关闭锅炉环形联箱疏水阀。 4.11 确认旁路具备投入条件，投入汽机旁路系统。 4.12 按规定锅炉升压，进行安全门校验。 4.13 当过热器压力大于4Mpa，且吹灰条件允许时，应尽快投入AH吹灰器进行吹灰，空气预热器连续吹灰。 4.14 当汽包压力升至5Mpa时，投入过热辅汽，停止邻炉辅汽(根据需要)。 4.15 当蒸汽参数达到冲转条件时，退出汽机旁路系统，并适当调整锅炉燃烧率。 4.16 当饱和温度低于100?时，控制饱和温度升温率不超过1.11?/ min。 4.17 饱和温度高于100?后，控制饱和温度升温率不超过1.5?/ min。 5 汽机冲转 5.1 汽机复位 5.1.1 冲转前确认: a) 及时调整燃烧或投用燃烧器数，保证蒸汽参数达到汽机冲转时所要求的条件:主汽压力 6Mpa，主汽温度330,380?，主再热汽温差不超过83?; b) 汽机连续盘车>4小时，通流部分声音正常; c) 高、中压缸的上、下缸温差<41.7?; d) 转子偏心<0.076mm; e) 凝汽器真空<-90KPa; of) 润滑油压97,124KPa(14,18psig)油温35,37?(100,130F); og) 抗燃油压力>12.4MPa(1800psig)油温43,54?(110,130F); h) 低压缸喷水减温阀投自动控制; i) 发电机氢压正常，氢气纯度>95,，油/氢差压正常为84KPa。 5.1.2 冷态启动TV入口的蒸汽参数条件应符合“主汽门前启动蒸汽条件”要求(在汽机规程附录“主汽门前启动蒸汽条件推荐曲线图”上确定)，冷态启动最高主汽温度不得超过426.7?。 5.1.3 汽机启动进汽方式选择单阀控制。 5.1.4 接到值长汽机冲转指令后，在2000,DEH单元慨貌(UNIT OVERVIEW)显示画面上检查旁路系统在切除状态。在DEH反馈(FEEDBACK)显示窗上投入速度反馈回路后，在控制状态(CONIROL MODE)显示窗上选择OA方式，确认手动盘上手动控制(MANAL CONTROL)按钮指示灯熄灭。 5.1.5 在手动盘上按下汽机复置(TURBINE LATCH)按钮，并保持2秒钟，汽机复置，确认“汽 5 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A 机跳闸”灯灭，“汽机复置”灯亮;在DEH阀位(VALVE POSITION)显示窗上确认TV1,2、GV1,4 在全关，RSV1,2和IV1,2在全开。 5.1.6 在DEH限制器(LIMITER)显示窗上将GV阀位限制升至120,，检查GV1,4全开，注意监视汽机转速不升高。 5.2 冲转及摩擦检查 5.2.1 在DEH控制设定值(CONTROL SETPOINT)显示窗上选择升速率30,100rpm/min和设定目标转速600rpm，按下“进动”(GO)键，确认TV1,2开启汽机冲转。 5.2.2 启动冲转至3000rpm时间，根据第一级蒸汽与金属的失配温差决定，可在“启动冲转和带最低负荷推荐”曲线图A4上确定。最佳失配温度为56?，限额值为-56?,+110?。 5.2.3 汽机升速及暖机，禁止在轴系临界转速和叶片共振转速范围内保持转速。 5.2.4 确认汽机转速升高，盘车自动脱扣，盘车停止。 5.2.5 汽机转速升至600rpm，确认DEH控制设定(CONIROL SETPOINT)显示窗GO指示灯灭。 5.2.6 设定目标转速至0，确认TV1,2、IV1,2关闭，汽机转速下降，轴偏心<0.076mm，现场听音检查。 5.2.7 确认摩擦检查无异常，在转速未降至0之前，重新升速至600rpm。 5.2.8 确认汽机主要监测仪表(TSI)指示正常，无异常报警，汽机及辅属设备运行正常。 5.3 阀切换 5.3.1 在DEH控制设定值(CONTROL SETPOINT)显示窗上选择升速率30,100rpm/min和设定目标转速2900rpm。 5.3.2 按下“进动”(GO)键，确认汽机转速上升。 5.3.3 汽机转速高于600rpm，确认顶轴油泵自动停止。当汽机转速升至2000rpm时，低压排汽室减温喷水阀自动开启，注意排汽温度<79?。 5.3.4 汽机转速升至2900rpm，检查确认IV阀由全开状态自动关小并参与转速调节;对机组进行全面检查，确认正常后，准备进行TV,GV切换。 5.3.5 在DEH“阀状态”(VALVE MODE)显示窗上将阀控制方式设定在“单阀”(SINGLE VALVE)方式。 5.3.6 确认调门蒸汽室内壁金属温度高于汽机入口主汽压力下的饱和温度;调门蒸汽室内、外壁温差趋于稳定或减小。 5.3.7 在DEH阀状态(VALVE MODE)显示窗上选择TV,GV“切换”(XFER)键后，按下切换键(TRANSFER)，即自动进行阀切换(阀切换时间小于等于3秒)。 5.3.8 在DEH阀位(VALVE POSITION)显示窗上监视GV1,4关小至汽机转速下降30rpm后，TV1,2全开，转速即由GV控制。阀切换结束。 5.4 升速至3000转 5.4.1 在DEH控制设定值(CONTROL SETPOINT)显示窗上选择升速率30rpm/min和设定目标转速3000rpm按下“进动”键(GO)，确认转速上升。 5.4.2 转速升至3000rpm，注意DEH转速控制是否正常。 5.4.3 监视润滑油温，轴承回油温度，主油泵出口及入口油压正常后，停止轴承油泵(BOP)及密封油备用泵(SOB)投自动备用，确认油压正常。 5.4.4 汽机无负荷运行，凝汽器真空应符合“再热汽轮机无负荷和低负荷运行”指导中规定的 6 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A 真空值。 5.4.5 通过CRT有关画面及TS1监视仪表全面检查确认机组运行正常。 5.4.6 汽机在3000rpm试验: a) 危急遮断器充油压出检查试验; b) 汽机OPC 钥匙开关试验; c) 主汽门、调速汽门关闭作严密性试验; d) 真空严密性试验; e) 低真空、低油压及EH油压低联锁保护试验; f) BOP、SOB、EOP、EH油泵油压低自启动试验; g) 按规定进行OPC动态试验; h) 按规定进行危急遮断器超速试验。 6 发电机并列带初负荷 6.1 确认蒸汽参数符合冷态起动时发电机并列的条件。 6.2 机组试验结束，经全面检查机组运行工况，未发现异常，DEH汽机空负荷转速控制在?50rpm以内。 6.3 在DEH控制状态(CONTROL MODE)显示窗上选择自动同期(AUTO SYNC)方式。 6.4 发电机同期并网。 6.5 监视机组自动带5%额定负荷(GV开启至5,额定负荷经主汽压力修正后对应的开度值)。 6.6 确认DEH控制设定值(CONTROL SETPONT)显示窗上自动换成显示负荷。 6.7 并网后，DEH控制方式又自动退至OA方式。 6.8 依据5,额定负荷时的蒸汽参数及调节级蒸汽与调节级金属失配温差，在“汽机冲转和带最低负荷”推荐曲线图确定初负荷暖机时间，汽机空负荷或并网5,初负荷运行时，真空应符合“再热式汽机空载和低负荷”指导曲线的要求。 6.9 将末级过热器、再热器和屏式过热器的蒸汽温度控制投入自动方式。 6.10 按起动曲线逐段升压;并按化学要求控制排污量使炉水水质在规定范围内。 7 机组升负荷 7.1 初负荷暖机结束，全面检查确认机组运行正常。 7.2 根据初负荷(5,额定负荷)和目标负荷对应的蒸汽参数及调门控制方式(单阀控制或顺序阀控制)在“推荐的负荷改变”曲线上确定升至目标负荷所需要的时间及计算出应选用的升负荷速度。 7.3 在DEH控制设定值(CONTROL SETPOINT)显示窗上设定选用的升负荷速度和目标负荷35MW，按下“进动”键(GO)，确认负荷上升。 7.4 当负荷升至>10%额定负荷时，确认检查低压缸排汽喷水减温阀自动关闭，注意低压缸排汽温度。 7.5 当负荷>10,额定负荷，确认OPC监视灯灭，否则联系热控查明原因，消除异常后方可升负荷。 7.6 当负荷>10,额定负荷，在DEH反馈状态显示窗上投入调节级压力反馈回路和功率(MW)反馈回路。 7.7 负荷升至35MW时，注意确认以下疏水门自动关闭: 7 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A a) 高压主汽门前疏水阀(MS006); b) 高压调门后导汽管疏水阀(20/DMD); c) 高压外缸疏水阀(AG/DHD); d) 调节级疏水阀(AG/DFD); e) A小汽机主汽进汽电动门后疏水阀(ES039); f) B小汽机主汽进汽电动门后疏水阀(ES063); g) ,3、,4调门后导汽管疏水阀(AG/VVV1、AG/VVV2)。 7.8 按照规定若需进行危急遮断器超速试验时，必须在35MW负荷下暖机4小时。超速试验结束后，立即重新并网，升负荷至35MW。 7.9 确认密封空气和一次风系统、煤仓、给煤机和磨煤机已准备就绪，磨煤机润滑油系统已投入。 7.10 进入2115(密封空气风机)面板，选择任一台密封风机运行，另一台密封风机投入备用，确认密封空气压力>8Kpa。 7.11 进入2259D和2260D(一次风机控制)面板，启动A和B一次风机运行。 7.12 确认电气除尘器入口温度>110?。 7.13 起动电气除尘器。 7.14 确认磨煤机所有启动条件满足。 7.15 进入2105(2106、2107、2108)(磨煤机烧烧器)面板，启动磨煤机电机。 7.16 进入2270D(2272D、2273D)(磨煤机系统)启动给煤机电机。 7.17 调节燃料量以满足负荷的需要。 7.18 通知除灰值班员启动炉底灰处理系统。 7.19 根据情况进行小汽机冲转暖机。 7.20 当负荷>15,额定负荷时，确认各级抽汽疏水门自动控制在开启状态，高、低加汽侧空气阀均开启，高、低压加热器水侧进水正常;从低至高顺序开启,5、,6、,7、,8级抽汽电动门，检查确认各级抽汽逆止阀均自动开启。确认高、低加水位保护投入，注意加热器水位控制正常。 7.21 当负荷>20%额定负荷，检查确认除氧器由辅汽加热自动切换至使用5级抽汽供汽，辅汽至除氧器压力控制阀关闭备用，除氧器转入滑压方式加热除氧，停止除氧器再循环泵运行。 7.22 负荷>20,额定负荷，检查确认中、低疏水阀自动关闭负荷>20,额定负荷，检查确认以下中、低疏水阀自动关闭: a) 左、右侧中压调门后导管疏水阀(20/DRD1、20/DRD2); b) 高缸低压平衡盘后缸体疏水阀(20/DDJD); c) 中压主汽门前疏水阀(HR002); d) ,3低加抽汽逆止门前、后疏水阀(ES074、ES076); e) ,4级抽汽逆止门前、后疏水阀(ES064、ES068); f) ,5级抽汽总逆止门前、后疏水阀(ES030、ES029); g) 冷再至除氧器电动门后疏水阀(ES018); h) ,6级抽汽总逆止门前疏水阀(ES014); i) ,6级抽汽电动门后疏水阀(ES035); j) ,7级抽汽逆止门后疏水阀(ES010); k) ,8级抽汽逆止门前、后疏水阀(ES004、ES006); 8 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A l) 低压抽汽至A/B小汽机电动门后疏水阀(ES047、ES054); m) 低压抽汽至A/B小汽机逆止门后疏水阀(ES046、ES056); n) 高排逆止门前疏水阀(CR003); o) 高排逆止门后疏水阀(CR005)。 7.23 当负荷>25,额定负荷后，随负荷上升，监视辅汽和冷再轴封供汽调节阀自动关小至全关，注意主汽供轴封汽调节阀自动关闭正常，轴封送汽转入自密封供汽，随着轴封母管压力上升，轴封泄汽阀自动控制保持轴封压力。 7.24 在负荷<25%时，启动第一台TDBFP;负荷>25时汽包水位控制方式为三冲量控制。 7.25 当负荷升至25,,30%额定负荷时，将电动给水泵负荷缓慢向第一台汽机给水泵移负荷，汽机给水泵运行稳定后，给水控制投入遥控方式。 7.26 当发电机负荷达到25%额定值时，进行机组厂用电切换。 7.27 根据情况及时启动第二台凝结水泵及循环水泵。 7.28 据负荷需要起动第二台磨煤机并开始制粉。 7.29 当负荷大于40,额定负荷以后，可以投入机跟踪方式运行，维持主汽压力恒定，由锅炉控制加负荷:在3000,LOAD DEMAND COMPUTER显示窗上检查主汽压力设定值为40,额定负荷对应的主汽压力;检查PRESSURE MODE控制方式在定压方式;在DEH上将速度反馈、MW反馈及冲动级压力反馈退出后，选择遥控方式;在汽机主控站上选择机主控自动后，机组即进入TF方式定压加负荷运行 7.30 运行人员选择协调控制模式。 7.31 机组负荷以XMW/min的速度沿滑压曲线上升。 7.32 确认投入的两层煤粉火焰稳定，停止油枪运行。 7.33 在负荷升至50,额定负荷前完成第二台汽泵并泵操作，第二台汽泵运行稳定后投入遥控自动，停止电泵运行并投入自动备用及倒暖泵。 7.34 根据情况，将调门控制方式切至顺序阀方式运行，但机组投产后的前六个月的运行期间必须以全周进汽单阀方式运行。 7.35 根据要求投入主汽压力低负荷限制器。 7.36 根据要求投入高、低负荷限制器。 7.37 根据负荷需要， 起动第三台磨煤机系统并开始制粉，并切换至“自动”，与前两台磨煤机煤量相匹配。 7.38 水冷壁、过热器和再热器吹灰，正常运行时每24小时吹灰一次。具体情况视受热面粘污程度，选择吹灰部位、频率。 7.39 以X MW/min速度，按滑压升负荷曲线将机组负荷升至满负荷。 9 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A 第二篇 机组定期试验、切换部分 8 机组定期试验、切换工作制度 8.1 “机组定期试验、切换”是指运行设备或备用运行设备的联动、动作和切换试验。单一设备定期试验、切换可由运行人员根据规程进行操作;较大型运行试验项目由运行部拟定 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 并主持，检修部配合;特大型试验项目如:MFT、FCB、RB及汽机危急保安器超速试验等由运行部拟定方案厂长批准并主持，检修部配合。 8.2 设备定期试验、切换严格执行操作监护制，作好事故预想。执行过程中发现缺陷及异常立即汇报值长，做好记录，认真填写设备缺陷卡，及时联系处理。对威胁人身、设备安全的缺陷应作好事故预防对策。 8.3 试验结果与前次试验有较大差异时，应查明原因，必要时可重做一次，确属异常应汇报领导。 8.4 遇节假日、公休日应提前进行，若因特殊情况不能试验、切换时，经值长同意可改日进行，并在交接班记录本上写明原因。 9 试验记录 9.1 机、炉定期试验、切换时运行人员应在设备管理系统“切换、试验处理”上做好有关记录。 9.2 电气定期试验、切换时运行人员应在《定期切换试验》记录薄上做好有关记录。 10 试验周期 各专业定期试验、切换详见“锅炉设备定期试验、切换周期表”、“汽机设备定期试验、切换周期表”、 “电气设备定期试验、切换周期表”。 表1:锅炉设备切换和试验周期表 序号 项 目 时 间 要 求 1 仪表空压机切换 周二 白班 2 厂用空压机切换 周二 白班 3 密封风机切换 周二 白班 4 锅炉备用磨煤机润滑油泵试转 周二 白班 5 轻油泵切换 周二 白班 水位清晰可见 6 汽包水位计冲洗 周二 白班 直流风机起动后,停交流风机时 应监视出口自动切换挡板动作7 直流冷却风机试转 周二 白班 正常. 8 暖风器疏水泵切换 周二 白班 表2:汽机设备定期试验、切换周期表 10 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A 日 期 项 目 班 别 每天 轴冷器入口滤网清洗10分钟 夜 1.各级抽汽逆止门活动试验 中 每周一 2.小机高、低压MSV阀试验 夜 每周二 主机阀试验 白 1.凝汽器逆洗 白 每周三 2.3A/4A/4B侧凝汽器胶球清洗 白 每周四 主机SOB、BOP、EOP低油压联动试验 白 每月5日 真空严密性试验及真空泵切换运行 白 每月10日 主机保护试验 白 1.直流密封油泵联动试验 2.主油箱排烟机联动并切换运行 每月15日 白 3.密封油排烟机联动并切换运行 1.轴冷水泵切换运行 2.海水升压泵切换运行 3.凝结水泵切换运行 白 4.轴加排汽机切换运行 5.轴冷器切换运行 6.EH油冷油器切换运行 1.A汽泵主油泵切换运行 每月20日 2.B汽泵主油泵切换运行 3.补给水泵切换运行 中 4.旁路油站油泵切换运行 5.EH油泵切换运行 1.主机冷油器切换运行 夜 2.A、B小机冷油器切换运行 运行中给水泵机械密封滤网联系检修清扫 白 主机、小机、电泵、EH油箱、旁路油箱取样 白 每月30日 电动给水泵备用达一个月，空负荷试转15分钟 夜 注:冬季一台循环水泵运行，凝汽器逆洗方式时，每月19日白班切换至另一侧凝汽器逆洗方式，并对循 环水泵进行切换。 表3:电气设备定期试验和切换周期表 时间 序号 项目 备注 11 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A 单月第二个周四白班 1 ,3、4柴油发动机与系统并联带负荷试验 双月第二个周四白班 2 ,3、4柴油发动机空载起动试验 3 ,3、4发电机转子、励磁机定子接地检测试验 4 ,3、4主变、厂高变冷却装置切换试验 5 ,2起动变冷却装置切换试验 每月第三个周四白班 6 ,3、4保安照明电源切换试验 7 二期事故照明电源切换试验 8 测定#3、4发电机一天的氢气漏泄量 配合检修 机组正常运行氢压降随时补氢 9 #3、4发电机充氢操作 至320KPA时 每月第四个周四白班 10 ,3、4柴油发动机空载起动试验 每年9月20日 9 变电所#3、4充电器切换运行 定检结束时 10 ,2起动变冷却电源联动试验 11 ,3、4机组大联锁试验 12 ,3、4机组第二热控电源联动试验 机组大、小修时 配合检修 13 ,3、4机组UPS装置定期试验 14 ,3、4 机 组400V P/C 厂用电联锁试验 机组冷态起动前 15 ,3、4主变、厂高变冷却电源联动试验 机组大修后起动前 16 ,3、4机组厂用电全停试验 大修指挥部统一安排 每年4月1日 17 防冻总电源切电 18 每年11月1日 防冻总电源送电 12 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A 第三篇 机组停止部分 11 停机减负荷方式 11.1 根据不同停机目的确定减负荷方式(定压或滑压)及DEH调门控制方式(单阀或顺序阀方式)。 11.2 根据BYPASS使用情况确定DEH BYPASS控制方式，要求DEH BYPASS的控制方式必须与BYPASS实际运行方式一致。 11.3 定压方式停机减负荷建议采用TF方式(CBF、TF1)减负荷。 11.4 滑压方式停机减负荷在40%负荷以上采用CBF方式，在40%负荷以下改为TF或手动方式减负荷。 11.5 也可以采用OA方式减负荷。 12 停机前准备 12.1 接到值长停机命令，确认停机方式，并通知燃料、化学、除灰作好停机前一切准备工作。 12.2 进行机组停运前的全面检查并将存在的缺陷详细记录在缺陷记录本上。 12.3 检查确认机组各自动调节装置“自动”调节运行正常。 12.4 检查燃油系统中各参数正常，确认燃油炉前油循环正常，对所有油枪进行试投，发现有缺陷的油枪尽快联系检修人员进行处理。 12.5 停炉前对锅炉全面吹灰一次。 12.6 大小修停炉前应将原煤仓烧空。 12.7 在停机减负荷过程认真监视有关主要控制指标在允许限额内，辅属设备停运操作按照辅机运行规程进行。 12.8 减负荷停机过程中锅炉、汽机、发电机应密切配合，遵循机组停机要求进行。 12.9 汽机停机在减负荷前作以下试验: a) 做BOP、SOB、EOP低油压联锁试验及顶轴油泵启动试验正常后，将各油泵控制投自动; b) 在现场作盘车电机空转试验正常后，将盘车控制投自动。(盘车啮合杆在退出位置进 行); c) 主汽门、调门严密性试验。 13 机组减负荷过程 13.1 按照“推荐负荷改变”曲线或参照ATC指导推荐确定的减负荷速率进行减负荷操作。机组运行方式由“协调控制”以 X,的减负荷速度逐渐降低燃烧率，在降发电机有功功率的同时,应调节WDR开关调节器开关90DV降低发电机的无功功率，保证发电机的功率因数在 0.85左右。 13.2 负荷减至65%时停止一台给煤机及磨煤机运行。 13.3 负荷减至50%，停止一台汽动给水泵运行，应注意汽包水位变化情况。 13.4 负荷减至50%，根据情况可停止一台循环水泵和一台凝结水泵。 13.5 负荷减至50%，将辅汽由冷再切换至过热器供汽或邻炉辅汽供汽。 13.6 负荷减至50%以下时，应及时停止第二台磨煤机运行。 13 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A 13.7 在采用BYPASS ON方式停机时,当负荷降至40%以下时，注意高、低压旁路压力控制阀和温度控制阀自动开启投入，负荷下降注意IV开始关小。 13.8 减少燃烧率过程中，在停止第二台磨煤机前投入油燃烧器助燃。 13.9 当负荷降至30%，启动电动给水泵，电泵投入自动后，停止第二台汽泵。 13.10 负荷减至30,时，停止最后一台磨煤机运行。 13.11 停止A/B一次风机运行。 13.12 停止密封风机运行。 13.13 停止A/B电除尘器运行。 13.14 负荷减至30%，进行厂用电切换，切换成由启动变供机组6KV母线，注意各辅机电流变化情况。 13.15 负荷降至25%，确认轴封汽切换由主汽供汽，主汽至轴封压力调节阀动作正常，轴封母管压力正常。 13.16 负荷减至25%，停止高加汽侧，按压力由高至低顺序关闭#8、#7、#6高加抽汽电动阀。 13.17 负荷减至20%，停止低加汽侧，按压力由高至低顺序关闭#4、#3低加抽汽电动门。 13.18 负荷减至20%，检查确认汽机中低压疏水阀自动开启。 13.19 负荷减至15%，将解除协调控制。 13.20 主蒸汽流量<15%，确认过热器一、二级减温水快关阀自动关闭。 13.21 负荷减至10%，检查确认汽机高压疏水阀自动开。 13.22 负荷减至10%以下时，注意低压缸减温喷水阀自动开启，否则根据排汽温度应及时投入低压缸喷水。 13.23 负荷减至5%，启动BOP、SOB,检查EOP、TOP在自动方式。 13.24 整个减负荷过程中应注意事项: (1) 在降负荷过程中应加强对各参数的监视，当发现参数异常、自动控制失灵或被强切 到手动方式时，应立即进行手动控制; (2) 停给煤机时，应密切注意炉膛负压和汽包水位的控制; (3) 在减负荷、降压过程中应有专人监视、控制汽包饱和温度降温率?55 ?/H，汽包上、 下壁温差?50?; (4) 监视调整主、再热汽温降速率，金属温降速率、温度、应力控制在允许范围内，主 汽温降<1.5?/ min，再热汽温降<2.5?,min，金属温降在1,1.5?,min; (5) 监视机组振动、轴向位移、推力瓦温度、差胀、瓦温,并倾听机内声音正常; (6) 监视调整除氧器、凝汽器及高、低压加热器水位正常; (7) 监视轴封汽源、辅汽汽源、除氧器汽源的切换，除氧器汽源切换后启动除氧器再循 环泵运行; (8) 监视调整高压轴封汽温度，使高压轴封汽温度与转子表面金属温度失配控制在最小， 低压轴封温度正常在121,149?; (9) 监视凝汽器真空、低压缸排汽温度正常，排汽温度升高时应检查低压缸喷水投入正 常; (10) 关汽包加药门前应通知化学; 14 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A (11) 在汽机降负荷过程中注意高、中压调门不应有任何卡涩现象; (12) 整个降负荷过程中，蒸汽温度不应有突升、突降变化; (13) 检查发电机密封油系统运行正常; (14) 检查调整发电机氢温正常。 14 机组解列过程 14.1 负荷降至5%后，汇报值长准备打闸停机。 14.2 合上主变高压侧中性点接地刀闸。 14.3 发电机减无功至零。 14.4 汽机打闸，当汽机主汽门全关，且发电机有功输出为0或变为负值时，检查发电机出口主开关自动断开，否则手动断开断路器，解列发电机。 14.5 检查控制盘表计及指示灯的情况，确认机组解列操作已完成。 14.6 检查确认锅炉随机组解列MFT，汽机TV、GV、RSV、IV及各抽汽逆止门全关闭，转速下降。并进行如下操作及确认工作: a) 汽机脱扣后，应维持凝汽器真空正常; b) 检查发电机H2冷却水调整门关闭，切断氢冷器冷却水; c) 转速下降，注意密封油/氢差压调节正常，空/氢侧密封油均压阀调整正常; d) 转速下降，注意过临界振动情况，倾听缸内声音正常; e) 转速下降，应注意汽温无突降，防止冷汽、冷水进入汽轮机内; f) 转速下降至2000rpm以下，低压缸喷水应自动关闭; g) 转速下降注意调整润滑油温至35,37?; h) 转速下降至600rpm，注意盘车装置润滑油电磁阀自动打开，盘车润滑油压建立正常。 14.7 转速降至600rpm以下时，注意#3、#4轴承顶轴油泵自动启动，确认顶轴油压正常。 14.8 转速降至400rpm以下时，停止真空泵运行，开启真空破坏门，但不得停止轴封供汽，待凝汽器真空降至零方可停止轴封供汽。 14.9 转速到零应立即投入连续盘车，检查盘车自动啮合启动进行连续盘车，否则应立即手动投入连续盘车;记录转子惰走时间、转子偏心度及盘车电流，注意倾听机内无异音，维持润滑油油温35,37?。 14.10 机组惰走振动增大时，可降低真空，使机组迅速降低转速。 14.11 锅炉灭火后，关闭高低压旁路阀，停止连排。 14.12 进行炉膛吹扫: (1) 复位MFT 继电器; (2) 确认所有二次风挡板全开; (3) 确认送风量为25,,30,BMCR; (4) 确认第一阶段5分钟风烟系统吹扫开始; (5) 确认第一阶段吹扫结束后，第二阶段对烟气再循环系统的5分钟吹扫开始; (6) 确认第二阶段炉膛吹扫结束后，进行油泄漏试验; (7) 确认MFT继电器跳闸。 15 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A 14.13 停止吸、送风机,关闭风烟挡板进行闷炉。 15 机组解列后的工作 15.1 锅炉设备操作 15.1.1 维持汽包水位+170mm 。 15.1.2 停用炉底灰渣系统。 15.1.3 停止暖风器系统。 正常冷炉 15.1.4 锅炉熄火6小时后，打开吸、送风挡板及烟道挡板进行自然通风。 15.1.5 熄火18小时后，启动吸、送风机，维持炉膛负压，并维持30,左右风量进行锅炉通风冷 却。 15.1.6 控制降温、降压速度、饱和温度降温率?55?/H，维持汽包上下壁温差<50?，汽包内外壁/上下壁最大允许温差不超过表4所示值。 表4: 锅炉停炉冷却时汽包内外壁/上下壁最大允许温差参照表 汽 包 压 力 项 目 0MPa 3.45MPa 6.9MPa 10.35MPa 13.8MPa 17.25MPa 上下壁温差 ? 汽 包 内 外 壁 温 差 ? 0 105.0 95.0 86.5 75.0 65.0 55.0 5 104.8 94.8 86.3 74.8 64.8 54.8 10 104.5 94.5 86.0 74.5 64.5 54.5 15 104.3 94.3 85.8 74.3 64.3 54.3 20 104.1 94.1 85.6 74.1 64.1 54.1 25 103.8 93.8 85.3 73.8 63.8 53.8 30 103.6 93.6 85.1 73.6 63.6 53.6 35 103.4 93.4 84.9 73.4 63.4 53.4 40 103.1 93.1 84.6 73.1 63.1 53.1 45 102.9 92.9 84.4 72.9 62.9 52.9 50 102.7 92.7 84.2 72.7 62.7 52.7 55 102.4 92.4 83.9 72.4 62.4 52.4 60 102.2 92.2 83.7 72.2 62.2 52.2 65 102.0 92.0 83.5 72.0 62.0 52.0 70 101.7 91.7 83.2 71.7 61.7 51.7 75 101.5 91.5 83.0 71.5 61.5 51.5 80 101.3 91.3 82.8 71.3 61.3 51.3 85 101.0 91.0 82.5 71.0 61.0 51.0 90 100.8 90.8 82.3 70.8 60.8 50.8 95 100.5 90.5 82.0 70.5 60.5 50.5 100 100.3 90.3 81.8 70.3 60.3 50.3 105 100.1 90.1 81.6 70.1 60.1 50.1 110 99.8 89.8 81.3 69.8 59.8 49.8 16 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A 汽 包 压 力 项 目 0MPa 3.45MPa 6.9MPa 10.35MPa 13.8MPa 17.25MPa 上下壁温差 ? 汽 包 内 外 壁 温 差 ? 115 99.6 89.6 81.1 69.6 59.6 49.6 120 99.4 89.4 80.9 69.4 59.4 49.4 125 99.1 89.1 80.6 69.1 59.1 49.1 130 98.9 88.9 80.4 68.9 58.9 48.9 135 98.7 88.7 80.2 68.7 58.7 48.7 140 98.4 88.4 79.9 68.4 58.4 48.4 145 98.2 88.2 79.7 68.2 58.2 48.2 150 98.0 88.0 79.5 68.0 58.0 48.0 155 97.7 87.7 79.2 67.7 57.7 47.7 160 97.5 87.5 79.0 67.5 57.5 47.5 注: 1 汽包上下壁温差:TEBT001-002;TEBT003-004;TEBT005-006 2 汽包内外壁温差:TEBT001-009;TEBT002-007;TEBT005-010;TEBT006-009 3 此表根据英方提供的“汽包金属温度偏差限值”曲线编制(06068/B051/30000/1284)。 15.1.7 汽包压力降至0.7MPa时，打开环形联箱疏水阀(BD011、012)，开启对空排汽手动门(BD013B、014B)，全开四级过热器入口对空排汽门(BD014)，控制对空排汽总门(BD001)为10,开度。 15.1.8 汽包压力降至0.3MPa时，开启锅炉所有空气门。 15.1.9 停止吸、送风机运行，停止冷却风机运行。 15.1.10 隔绝空气预热器，关闭空气预热器空气和烟气挡板，维持空预器运行二小时，未发现着火迹象且空预器入口烟温?100?时，停止空预器运行。空预器入口烟温<150?时，允许进行空预器水冲洗。 15.1.11 待炉水温度降至90?以下时，可打开下列阀门进行放水: a) 水冷壁下联箱放水总门(BD036)，下联箱放水门(BD027、028、029、035); b) 省煤器放水门(FW072A、072B); c) 连排至定排门(BD003、007、008)。 15.1.12 停炉过程中的注意事项: a) 关汽包加药门前应通知化学; b) 炉灭火后一段时间内，锅炉蓄热的释放将维持炉水的蒸发，应有专人监视、控制汽包水 位和汽压; c) 在冷却、降压过程中应有专人监视、控制饱和温度降温率?55 ?/H，汽包上、下壁温 差?50?; d) 熄火后应加强监视空预器进、出口烟温及风温，发现烟温、风温及火检温度不正常升高 等再燃烧现象，应立即采取灭火措施; e) 为防止轻油漏入炉内，在锅炉熄火后，应及时将炉前油系统隔绝。 17 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A 15.2 汽机设备操作 15.2.1 高低加应随机滑停,汽机解列后,加热器汽侧解列,注意其水位及疏水阀动作情况。 15.2.2 根据情况停止除氧器供汽，并停止除氧器再循环泵。 15.2.3 根据锅炉要求停止电泵。 15.2.4 破坏真空,真空到0，停轴封供汽,停轴加风机;停止轴封供汽后应该及时将小汽机轴封供、 回汽管疏水外排手动门打开。 15.2.5 维持一台凝泵和一台循泵运行，凝汽器排汽温度低于50?后方可停止凝泵和凝汽器循环 水供水。但必须注意低压缸排汽温度不得回升，尤其在主汽门前疏水阀开启情况下更需注意排汽温度 变化，否则应保持凝泵和循泵运行或将进入凝汽器疏水隔绝。 15.2.6 保持轴冷水系统运行及仪表空压机运行。 15.2.7 盘车停止后,可停汽机供油。 15.2.8 确认机、炉侧轴冷水无用户后，停用轴冷水系统。 15.2.9 汽机停止后注意事项: a) 盘车运行规定: 1) 汽机停机后，必须保持连续盘车。直至转子冷却到150,200?，方可停止连续盘车。 2) 汽机转子轴颈温度在低于至150?之前，必须维持润滑油系统运行，以保证轴颈的冷 却，润滑油温度在35,37?。 3) 当机组处于热态若因临时原因盘车不能投入或停运，当缸温高于204?又不超过450? 时，在轴颈温度不超温之前，允许轴承润滑油停运2,3小时。若缸温高于150?而低于 204?时，在轴颈温度不超过规定前允许润滑油停运10小时。 4) 汽机停止进汽后连续盘车和润滑油系统运行最少不得少于48小时，停机大修连续盘 车最少不得少于24小时。 5) 若因检修工作需要盘车运行应遵循以下原则: (1) 若因检修工作需要临时停运连续盘车，必须经总工批准，并改为定期盘车; (2) 检修工作开始前，连续盘车时间应不少于3小时，首次盘车停运时间不得超过15分 钟，且润滑油系统不准停运; (3) 盘车停运15min后，必须先翻动转子180度，停留15min后，重新投入连续盘车2 小时或盘车至偏心度合格，方可再次停运盘车并允许停润滑油系统，再次停运盘车时 间不得超过30 min; (4) 第三次停运盘车30min后，应先翻动转子180度，停留30min后，重新投入连续盘 车2小时或盘车至偏心度合格，此后6小时内可改为定期盘车，每隔30min翻动转子 180度。 18 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A 6) 若因某种原因停机后，连续盘车不能立即投入，则应每15,20min，盘动转子180度 一次。 7) 不论何种原因故障造成大轴弯曲盘车不动时,禁止强行盘车。在一小时后，可进行间 隔试盘。若第一次试盘不成功，可隔一小时再试盘一次。若第二次试盘不成功，则转子已 发生永久性弯曲，此时应考虑检修直轴，禁止启动盘车。 8) 连续盘车投入前，#3、#4轴承顶轴油系统应投入。若顶轴油系统故障不能投入，盘车 也必须进行。若轴承因此而发生滑动性磨擦时，应及时采取以下措施: (1) 启动直流油泵，提高润滑油压,尽可能地降低润滑油温，但不得低于21?; (2) 若一分钟后，滑动磨擦依然存在，则应停止盘车15min，然后再次启动盘车; (3) 如果滑动磨擦依然存在，应再次停止盘车，并每隔10min盘动转子180度直至滑动 磨擦消失保持连续盘车。 b) 盘车运行期间,应严密监视高、中压缸膨胀、差胀及高、中压缸缸温与轴向位移等参数。 c) 停机后特别注意防止低温蒸汽及过、再热汽减温水和高、低旁减温水以及轴封减温水、 除氧器冷汽与冷水倒流入汽轮机内部。 d) 停机后，应检查确认汽机本体内部各疏水阀全部开启。 e) 排汽温度低于50?以下时，方可向凝汽器注水查漏。 f) 盘车运行期间，禁止检修与汽机本体有关的系统，以防冷空气倒流入汽缸。 g) 停机后，应严密监视汽轮机进汽、进水情况，严密关闭辅汽联箱至本机各用户汽源门， 大小修时应上锁。 h) 停机后应注意监视凝汽器水位，防止凝汽器满水倒灌汽缸。 15.3 电气设备操作 15.3.1 当发电机保持H压力运行，密封油系统必须维持正常运行。 2 15.3.2 盘车状态下，必须保持密封油系统运行，盘车停止后且发电机内H压力到0，方可停止密2 封油系统。 15.3.3 解列后，应及时停用主变、高厂变及励磁变冷却装置。 15.3.4 发电机解列后转为检修操作: a) 断开发电机主开关的控制电源，断开220KV母线侧刀闸及刀闸控制、动力电源; b) 将机组6KV3A、3B(4A、4B)段母线电源开关的控制电源断开，并将开关拉至检修位置; c) 将机组6KV 3A、3B(4A、4B)段母线工作电源开关的进线PT二次熔丝取下，PT柜拉出;19 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A d) 将发电机出口PT柜拉出，取下其二次侧熔丝; e) 断开励磁开关41A的控制电源，并将41A拉至“断开”位置; f) 断开125V直流配电盘，UPS配电盘至励磁系统的电源开关(工作结束后应立即恢复); g) 断开预励电源开关; h) 断开主变冷却装置的动力电源; i) 断开厂高变冷却装置的动力电源; j) 合上主变压器高压侧接地刀闸。 20 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A 第四篇 机组停运后的保养与防冻 16 机组的保养 16.1 锅炉部分的保养: 一般情况下，停炉时间在一周以内，锅炉保持压力(焖炉);停炉两周以内，锅炉带压放水;停炉两周以上，锅炉带压放水，炉本体、过热器、再热器充氮，也可以锅炉水侧加联氨和氨，汽侧充氮进行保养。如果是锅炉有检修工作，则最好是带压放水，检修工作结束后，再进行充氮保养。锅炉充氮保养的具体方法是: a) 锅炉带压放水至压力降到0.3 MPa时，开起N气系统阀门，维持N气母管压力在0.50Mpa22 左右，开启锅炉饱和蒸汽导汽管充N门和尾部烟道侧墙充N门，开启再热器充N门，维持各222 充N点处的N压力为0.035Mpa; 22 b) 开起锅炉前、后、侧墙联箱定排排污门，开省煤器放水门，放水门的开度要适当，不要使 N压降的过低; 2 c) 当锅炉及省煤器内的水放完后，立即关闭锅炉前、后、侧墙联箱定期排污门和省煤器放水 门，然后关闭各部分的充N门; 2 d) 锅炉保养中，汽包压力表应换小量程表计，便于进行监视; e) 锅炉充N保养时，应经常检查N压，以防失压; 22 f) 定期检查N气纯度，当N气纯度下降时，应采用边充边排的方法，直至纯度合格。在操22 作过程中，应避免N压降到0。 2 16.2 汽机部分的保养: a) 低加水侧、凝汽器热井存水放空; b) 隔绝一切可能进入汽机内部的汽水阀门; c) 所有抽汽管道、主蒸汽、再热蒸汽及汽机本体疏水阀全部开启; d) 加热器水侧加联氨和氨，汽侧充氮。如果系统有检修，检修完工后应进行加药和充氮; e) 如汽机较长期停运，应每天启动一次润滑油泵、顶轴油泵，并盘车2,4小时; f) 长期停运的设备应放尽设备内部余水及系统内积水; g) 长期停运凝汽器海水侧排尽存水并用清洁水冲洗钛管及管板，随后用热风吹干。 16.3 机组防腐保养的具体方法见下表: 表2:机组防腐保养方法 21 Q/HNDL-TYX001-2003 现行版本/修订状态:A 名 称 保养方法 保养方法 保养方法 保养方法 期限 二周以内 一月以内 一季以内 一季以上 凝汽器 放空 放空 放空 放空 低加 放空 放空 放空 放空 除氧器 1(放空充N 1(放空充N1(放空充N222 2(满水加NH 2(汽侧充N 2(汽侧充N 242，2， NH:50 ppm 水侧加联氨 水侧加联氨 放空充N242 PH >9.5 NH:100 ppm NH:100 ppm 2424 (NH 10 ppm) NH 10 ppm NH 10 ppm 333 高加 汽侧充N汽侧充N汽侧充N2 2 2 水侧放空充N或满水水侧放空充N或满水侧放空充N或满222 加联氨 水加联氨 水加联氨 放空充N2 NH:50 ppm NH:50 ppm NH:50 ppm 242424 NH 10 ppm NH 10 ppm NH 10 ppm 333 主汽管 充N 充N 充N 充N 2222 湿法保养，进水至最湿法保养，进水至湿法保养，进水至 高水位。 最高水位。 最高水位。 NH:50 ppm H:100 ppm H:100 ppm NN242424炉本体 放空充N2NH 10 ppm NH 10 ppm NH 10 ppm 333 PH>9.5 PH>9.5 PH>9.5 上部汽侧充N 上部汽侧充N 上部汽侧充N 222 过热器 充N 充N 充N 充N 2222再热器 烘干 烘干 烘干 烘干 注:停机24小时以内不做任何处理，保持压力。 17 机组的防冻 17.1 每年10月下旬应对机组及其辅助设备进行一次全面的防冻检查，并及时汇报在防冻方面存在的问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 和缺陷。 17.2 在冬季应将机组各部分伴热及厂房暖气系统投入运行，并经常检查是否正常。 17.3 备用设备停止时轴冷水应保持畅通或将水放净，以防管道冻结。 17.4 冬季封闭层外的消防水管的水应放尽，以防冻结，当发生火警时应立即恢复供水;当冬季过后应及时恢复供水。 17.5 冬季机组停运后，应做好设备防冻措施，允许放水的设备及管路，应尽量放尽其存水，有加热装置的设备，应将加热装置投用。 22 Q/HNDL-TYX001-2003 华能大连电厂 运行部 技术规范 #3、4机组集控运行规程 Q/HNDL-TYX001-2003 * 大连市大连湾镇 邮政编码:116100 电话:7118888 * 开本 880×1230 1/16 字数 2万6千字 2003年4月第一版