5.机组运行

5 机组运行

5 机组运行

5.1 机组运行调整的任务及目的：

5.1.1 根据电网调度要求，及时调节负荷。

5.1.2 调整机组运行参数符合规定，维持机组安全、稳定、经济运行，控制污染物生

成及处理，符合环保标准。

5.1.3 定时记录机组有关运行参数，做好运行分析。定期进行设备的检查和维护；定

期进行有关设备的切换和试验。

5.1.4 机组运行中要充分利用和发挥自动控制系统的作用，确保设备运行工况的稳定

和运行参数的调节质量。在控制系统自动运行时，运行人员要加强画面参数的巡视和运行参数的分析，不得随意解除设备自动，只有在自动控制系统或测量元件发生故障，才允许解除自动进行手动调整。发现自动控制系统故障后要立即联系热控人员进行处理。

5.1.5 当出现参数报警要认真进行检查、核实、分析并积极进行调整，联系巡检人员

到就地进行核实、检查，禁止不加分析盲目复归报警。

5.1.6 机组发生异常工况时，立即进行判断、分析和调整，确保人身、设备安全。

5.2 机组正常运行检查监视维护及试验

5.2.1 机组正常运行中必须进行检查，以掌握机组运行状况，及时发现、处理机组存在

的缺陷及事故隐患，保证机组的安全经济运行。

5.2.2 经常翻看CRT各监控参数及报警画面，检查各设备运行正常，设备自动、联锁及

保护投切正确，对异常参数及时分析调整。对风门、挡板、开关等设备显示状态与实际不符的，对设备显示状态与实际不符的，特别是与联锁有关的状态测点显示异常时，应根据情况采取措施并及时联系检修处理。

5.2.3 检查监视自动装置运行正常，否则切为手动调整，保证机组运行正常。 5.2.4 按巡回检查制度定期对现场设备进行巡回检查，及时发现和消除设备缺陷。检查

各转动设备的声音、轴承温度、润滑油压、润滑油温、轴承振动、油位以及加热器就地水位、油箱油位，各滤网前后压差应正常，油水氢气品质合格，参数正常。

5.2.5 检查系统设备无漏油、漏粉、漏水、漏汽（气）、漏风、漏氢现象，备用设备及

系统完好，联动设备具备启动条件。

5.2.6 对有缺陷或失去备用的运行设备、负荷较重的设备及系统和雷雨天的电气设备应

加强巡回检查。

5.2.7 检查发电机定子绕组、定子铁芯和进出水、进出风温度正常。

5.2.8 检查发变组保护及自动装置运行正常，压板位置正确，信号指示正确。 5.2.9 发电机各部连接紧固，无松动发热现象。封闭母线外壳、CT、PT、避雷器、微正

175

5 机组运行

压装置运行正常，无振动局部过热等异常现象。

5.3 机组运行中对下列问题应进行详细记录：

5.3.1 每2小时记录机组运行主要参数，按照本规程规定，定期记录机组重要参数。 5.3.2 机组启停、系统切换、设备试验或设备倒用应在值班日志和专用记录中详细记录，

同时应记录操作时间及操作过程中发生的问题。

5.3.3 对事故的发生、处理过程应按时间顺序在日志中详细记录；对运行中发现的设备

缺陷、存在的问题，应及时通知检修人员消缺并将缺陷情况及缺陷消除情况在日志中详细记录。

5.3.4 对设备停送电情况在日志中详细记录。

5.3.5 对机组定期试验、工作票签销、挂接地线及拆除等工作应记录在专用记录内。

5.4 锅炉运行中的监视和调整

5.4.1 锅炉运行调整的任务：

5.4.1.1 保持锅炉的蒸发量满足机组负荷的要求； 5.4.1.2 保持炉水和蒸汽品质合格； 5.4.1.3 调节各参数在允许范围内变动； 5.4.1.4 确保机组安全运行；

5.4.1.5 及时调整锅炉运行工况，炉内燃烧工况良好，提高锅炉效率，维持各参数在最

佳工况下运行。

5.4.2 锅炉主要运行参数见表 5-1限额

表 5-1 锅炉主要运行参数

序号 项 目 1 过热器出口蒸汽压力 单位 报警 MPa >29.3 >610 2 过热器出口蒸汽温度 ℃ >615 ＜590 3 再热器出口蒸汽压力 MPa >5.95 >608 4 再热器出口蒸汽温度 ℃ >618 ＜583 5 6 7 8 再热器入口蒸汽压力 再热器入口蒸汽温度 螺旋水冷壁金属壁温 垂直水冷壁金属壁温 MPa ℃ ℃ ℃ >6.14 >373 >485 >510 176

MFT >30.1 备注 高I值报警 高II值报警 低I值报警 >7.17MPa再热器安全阀保护开 高I值报警 高II值报警 低I值报警 高报警 高报警 高报警 高报警 5 机组运行

序号 项 目 9 10 11 12 13 14 16 17 单位 报警 >534 >598 >628 >552 >630 26 ＜30 700/1500 MFT 31 ＜25 +2500 备注 高报警 高报警 高报警 高报警 高报警 高I/II报警 低I/II报警 高报警 允许停空预器 允许停对侧空预器 联启备用密封风机 并列运行允许停一台 一级过热器出口管金属壁温 ℃ 二级过热器出口管金属壁温 ℃ 三级过热器出口管金属壁温 ℃ 一级再热器出口管金属壁温 ℃ 二级再热器出口管金属壁温 ℃ 分离器储水箱 锅炉总风量 炉膛负压 正压 负压 m ％ Pa Pa -1000/-2000 -3000 >382 <150 <205 18 空预器进口烟温 ℃ 18 19 20 21

密封风母管压力 火检冷却风压力 省煤器出口给水流量低 省煤器出口给水过冷度 KPa KPa t/h ℃ <12 >14 <6/5 ＜888 ＜30 两台火检冷却风低I/II报警 均停延时600S ＜800 低报警 5.4.3 运行中水冷壁出口蒸汽温度限值：见表 5-2

表 5-2 运行中水冷壁出口蒸汽温度限值

贮水箱压力（MPa） 水冷壁出口管路蒸汽报警温度（℃） 水冷壁出口管路蒸汽跳闸温度（℃）

0 410 420 5 410 420 10.8 443 453 16.8 469 480 22 490 500 29.9 490 500 5.4.4 锅炉主要监视参数：

5.4.4.1 主、再热蒸汽压力、温度，分离器出口温度、分离器出口焓值。 5.4.4.2 炉膛负压、总风量、氧量、大风箱与炉膛差压。

5.4.4.3 总燃料量、煤水比、总给水量、省煤器出口过冷度、减温水量。 5.4.4.4 炉膛出口烟气温度、空预器入口烟气温度和空预器出口烟气温度。 5.4.4.5 水冷壁、过、再热器等受热面管壁温度。

5.4.4.6 热一次风母管压力、密封风与一次风差压、火检冷却风压力。 5.4.5 锅炉燃烧监视和调整 5.4.5.1 锅炉燃烧调整的目的

1）维持锅炉正常运行参数，保证锅炉燃烧稳定。 2）合理配风，保证燃料的完全燃烧。

177

5 机组运行

3）均匀分配炉膛热负荷，减少热偏差。

4）控制适当的煤粉着火点及氧化、还原氛围，防止锅炉结渣、堵灰、高温腐蚀。 5）通过分级配风，减少NOx排放。 5.4.5.2 锅炉燃烧调整

1）锅炉运行时，根据燃料特性，调整运行工况。定期对燃烧系统进行全面检查，发现燃烧不良及时调整。

2）锅炉燃烧时应具有金黄色火焰，燃油时火焰白亮，火焰应均匀地充满炉膛，不冲刷水冷壁，同一标高燃烧的火焰中心应处于同一高度。

3）控制燃烧器喷口合适的点火线。点火线过短易造成炉膛结焦，燃烧器喷嘴烧坏，点火线过长，易造成燃烧器喷口脱火，影响燃烧稳定。

4）合理组织锅炉配风，炉膛出口氧量应根据不同的燃料特性和负荷来调整。 5）正常运行时，应维持炉膛负压在-50～-100Pa之间，减少各部位漏风，各孔、门应关闭严密，发现漏风处应联系检修处理。

6）为确保锅炉经济运行，旋转分离器转速控制投入自动，维持合格的煤粉细度，根据化学对飞灰、炉渣取样结果，及时进行分析和燃烧调整。

7）锅炉进行燃烧调整时，除了保证汽温、汽压正常外，还应控制启动分离器出口温度在正常值范围内，注意各段过、再热蒸汽温度的变化，以及两侧的烟温偏差，防止汽温和管壁超温。

8）燃烧器摆角和风门挡板不允许长时间固定在某一位置工作，每班至少人为调节2次，摆动角度应＞20°

9）当锅炉燃烧不稳时，应及时投油稳燃。MFT动作后，禁止向炉膛供应燃料。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，排除炉膛和烟道内的可燃物质。对跳闸磨通风吹扫前至少保证四只轻油枪着火正常，炉压稳定。

10）锅炉低NOx调节主要通过调节二次风、偏置风、紧凑燃烬风（COFA）、分离燃烬风（SOFA）各层风量分配，经期达到降低NOx目的。

11）锅炉正常运行时应根据负荷情况投运燃烧器，低负荷运行时，尽量投用相邻层燃烧器，并保持较高的煤粉浓度，以利于煤粉着火燃烧。高负荷运行时，要多投入燃烧器，使炉内热负荷均匀，燃烧稳定。磨煤机运行台数与负荷的对应关系如下表 5-3：

表 5-3 磨煤机运行台数与负荷对应关系 运行方式 6台磨运行 5台磨运行 4台磨运行 3台磨运行 2台磨运行 油枪运行 注：10％—30％BMCR 煤油混烧

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锅炉负荷（BMCR） 80％—100％ 60％—100％ 45％—80％ 35％—60％ 10％—40％ 0—25％ 5 机组运行

5.4.6 锅炉给水调整

5.4.6.1 锅炉启动及负荷低于30%BMCR时，锅炉处于湿态运行工况，启动循环泵出口调

阀控制省煤器入口流量，启动循环泵出水与主给水流量之和保持不低于锅炉30%BMCR的最小流量，给水旁路调阀控制贮水箱水位，贮水箱水位过高则通过疏水阀排放至疏水扩容器。

5.4.6.2 贮水箱疏水阀控制

1）在贮水箱疏水阀参与调整贮水箱水位时，正常方式为“自动”。 2）分离器出口压力大于18MPa联锁关贮水箱疏水阀。

3）分离器出口压力小于18MPa时，疏水调节阀控制贮水箱水位。 5.4.6.3 锅炉30％给水旁路调节阀

1）锅炉在非直流状态，正常按照“手动”方式控制。 2）贮水箱水位稳定后，将水位调节投“自动”。

3）在锅炉渡膨胀、汽机冲转、发电机并网及投磨时，易造成贮水箱压力及水位波动大，导致炉水泵出口流量及省煤器入口流量波动大，将该阀切至手动控制，并且使给水量略超，疏水调节阀“自动”状态有开度，机组稳定后恢复正常方式。

5.4.6.4 锅炉启动循环泵出口调节阀

1）在锅炉非直流状态，正常投“自动”方式。

2）投“自动”时控制省煤器入口流量，流量设定值在888T/H以上。 3）给水“主路”与“旁路”切换

4）机组升降负荷时至200MW（非直流状态）时，保持燃烧、汽水系统稳定，此时可以将“旁路”与“主路”进行切换，注意给水流量稳定，省煤器入口流量不小于888T/H，炉水泵出口调节阀和疏水调节阀投入“自动”。

5.4.6.5 直流状态给水调整

5.4.6.6 当分离器入口全部为饱和蒸汽，此时蒸汽流入分离器没有水可分离，锅炉给水

流量等于省煤器出口的给水流量，但仍保持在某个最小常数值。此时给水调节切换到给水流量控制。随着燃烧率继续增加，在分离器中的蒸汽慢慢地过热。这时通过给水流量调节来控制过热器入口焓值，此时增加的燃烧率不是用来产生新的蒸汽，而是用来提高直流锅炉运行方式所需的蒸汽蓄热。随着分离器出口的蒸汽温度上升，进一步增加燃烧率，给水量也相应增加，锅炉开始转入干态运行，通过焓值控制来调节给水流量，以便过热器所需的减温水维持在较稳定的状态。这时启动循环泵停运，暖管系统投入运行，热备用管路调节阀控制再循环泵出口温度，启动系统处于热备用方式。

5.4.6.7 给水量调整要保证水冷壁不超温，屏过、末过受热面不超温，过热蒸汽不超温、

不低温，分离器出口有10℃以上的蒸汽过热度。任何时候不得低于5℃。

5.4.6.8 给水调整时注意两台小机的转速不能超过转速允许上限，两台汽动给水泵转速

应尽可能一致，负荷平衡。

179

5 机组运行

5.4.7 锅炉汽温的调整

5.4.7.1 锅炉正常运行时，主蒸汽温度应控制在605±5℃以内，再热蒸汽温度应控制

在603±5℃，两侧温差小于17℃。同时各段工质温度、壁温不超过规定值。

5.4.7.2 主蒸汽温度的调整通过调节燃料与给水的比例，控制分离器出口汽温为基本调

节，并以减温水作为辅助调节来完成。分离器出口汽温是分离器压力的函数，分离器出口汽温应保持微过热，当分离器出口汽温过热度较小时，应适当调整煤水比例，控制主蒸汽温度正常。

5.4.7.3 再热蒸汽温度的调节以燃烧器摆角调节为主，锅炉运行时，通过DCS控制燃烧

器喷嘴摆动调节再热汽温。如果燃烧器摆角不能满足调温要求时，可以用再热减温水来辅助调节。

5.4.7.4 减温水的使用及注意事项。

1）一级减温水用以控制屏式过热器的壁温，防止超限，并辅助调节主蒸汽温度的稳定，二级减温水是对蒸汽温度的最后调整。

2）正常运行时，二级减温水应保持有一定的调节余地，但减温水量不宜过大，以保证水冷壁运行工况正常，在汽温调节过程中，控制减温水两侧偏差不大于5t/h。 3）调整减温水维持汽温，有一定时滞性，应注意把握好提前量，根据减温器后温度的变化情况来确定减温水量的大小，注意防止减温水量猛增、猛减。

4）低负荷时，减温水调节尤须谨慎，为防止引起水塞，喷水减温后蒸汽温度应确保过热度20℃以上；投用再热器事故减温水时，应防止低温再热器内积水，减温后汽温的过热度亦应大于20℃，当减负荷或机组停用时，应及时关闭事故减温水隔绝门。

5.4.7.5 锅炉运行中进行燃烧调整，增、减负荷，投、停燃烧器，启、停给水泵、风机、

吹灰、打焦等操作，都将使主蒸汽温度和再热汽温发生变化，此时应特别加强监视并及时进行汽温的调整工作。

5.4.7.6 高加投入和停用时，给水温度开始变化较大，严密监视给水温度、省煤器出口

温度。控制恰当的分离器出口汽温使各段温度控制在规定范围内。

5.4.8 锅炉蒸汽焓值控制与监视

5.4.8.1 直流锅炉的焓值控制是锅炉燃料控制和给水控制之间的一个主修正量，焓值由

汽水分离器出口压力和一级过热器入口温度计算得出，并以对应燃料量下减温水的偏差量作为辅助比较量，焓值控制在锅炉进入直流状态才起调节作用。

5.4.8.2 焓值控制的机理

1）当水冷壁出口蒸汽温度达到高II值的时候，焓值设定点将立即减少到最小焓值设定点，然后在15分钟内线性增加到正常焓值设定点，焓值变化相应作用调节给水。

2）当水冷壁出口温度达到高I值或过热器减温水达到对应燃料量下的上限时，焓值设定值将快速降低，相应动作增加给水，直到参数达到正常范围。

180

5 机组运行

3）当过热器减温水达到对应锅炉主控指令的下限时，焓值设定值将慢慢上升，修正减少给水量，以保证最小减温水量。

4）当过热器减温水量与设计值有偏差的时候，焓值将自动缓慢修正，以保证减温水量与目标值偏差在允许的范围内。

5.4.8.3 为保证焓值控制平稳，对燃料的控制也应平稳，当锅炉燃料量5分钟之内变化

大于8％的时候，焓值控制将自动闭锁增或减，此时应注意主蒸汽温度、减温水开度以及水冷壁出口温度，防止超温或者温度突降现象。

5.4.8.4 注意控制锅炉燃烧率不在干湿态转换区间波动，防止出现控制紊乱。 5.4.8.5 当锅炉主控指令、汽水分离器压力、水冷壁出口集箱蒸汽温度、过热器减温水

总流量任一出现故障的时候，焓值设定值将停止变化，此时应注意燃料和给水的匹配调节。

5.4.8.6 锅炉吹灰要注意控制焓值在正常范围内变动，焓值达到控制上、下限时，停止

吹灰操作，待稳定后再进行吹灰。

5.4.9 主蒸汽压力调整

5.4.9.1 锅炉采用定—滑—定变压运行方式，变压运行的范围按30％～90％BMCR，定

压运行的范围按0～30％BMCR和90％～100％BMCR。

5.4.9.2 在锅炉正常运行中，应注意锅炉受热面汽水差压的监视，锅炉汽水侧的阻力（从

省煤器集箱入口至高温过热器出口集箱）不超过3.492MPa（按BMCR工况计算）。其中：过热器蒸汽侧的压降一般不大于2.007MPa。省煤器水侧的压降不大于0.124MPa。水冷壁压降包括水冷壁和汽水分离器不大于2.02MPa。

5.4.9.3 再热器蒸汽侧的压降不大于再热蒸汽系统压降的50％，且最大不超过0.19MPa

（按BMCR工况）。

5.4.9.4 在机组正常运行时，应注意高、低压旁路压力控制在跟随状态，当机组负荷变

化速度较快以及RB、FCB等情况时，旁路会自动开启防止使锅炉超压。

5.4.9.5 在机组正常运行中，应将再热器安全门投入自动控制，并监视再热器安全门跟

随再热蒸汽压力正常。当安全门达到动作条件而拒动的时候，应手动开启，以保证受热面安全。

5.4.9.6 当手动调节燃料以及减温水的时候，应缓慢调节，防止锅炉的减温水大幅度变

化引起主蒸汽压力波动。

5.4.9.7 当运行中主蒸汽压力发生变化的时候，应及时判断原因，并针对不同的原因采

取措施。

5.4.10 锅炉高温受热面的金属温度监视与调整

5.4.10.1 锅炉高温受热面管壁温度控制应严格按照要求进行,在锅炉运行的任何阶段，

必须严格控制过热器、再热器管壁温度不超限。

5.4.10.2 影响因素及调节手段

1）负荷变化

A）锅炉各级过、再热器因其布置的位置不同，其传热特性有所差别。一般布置

181

5 机组运行

在炉膛内的受热面具有明显的辐射特性，即：随负荷升高汽温降低；布置在炉出口烟道内的受热面则具有对流特性，即：汽温随负荷的增加而升高。管壁温度亦具有相似的特性。

B）在负荷变化时，由于传热过程使汽温变化产生延迟。当增加负荷（增加燃料），传热过程延迟导致产汽量滞后，此时过、再热器内汽量未变，烟温升高导致超温。 C）给水温度变化

D）当给水温度降低时，锅炉维持同样蒸发量所需热量增加，使过热器烟侧传热量增加，汽温和壁温升高；

E）在正常运行期间，应保证各加热器及除氧器加热的投入，监视省煤器进口给水温度符合负荷对应值。当有加热器退出时，应严密监视汽、壁温情况，为防止管壁超温，必要时应降低负荷。

2）燃料的变化

A）由于煤种特性变化影响到锅炉燃烧及受热面吸热特性，汽温及管壁温度也会发生相应变化，因此，在燃料品质改变时，应注意汽温及管壁温度变化。 B）磨煤机投停及燃烧器运行层改变

C）投磨煤机时，短时间内汽温上升很快，应注意汽温调整，停运磨煤机时正好相反；

D）投用上层燃烧器汽温会上升，而投用下层燃烧器汽温会下降，运行中通过改变燃烧器运行层或燃烧器出力来调整因煤种、负荷变化等因素造成的汽壁温扰动，使锅炉处于较好的运行工况。

3）风量增加，可使汽温上升，尤其是再热汽温，正常运行时，应按负荷－氧量曲线合理调整风量。

4）水冷壁结渣、沾污，导致过、再热器烟温升高而超温及排烟温度上升。这时应加强炉膛吹灰，保持水冷壁受热面清洁。

5.4.11 锅炉的吹灰与除渣

5.4.11.1 当锅炉负荷大于或等于50％BMCR，且燃烧稳定时，方可对炉膛和烟道进行吹

灰。在50％BMCR负荷以下时，可以根据积灰情况，有选择地进行吹灰。

5.4.11.2 锅炉吹灰前应进行吹灰蒸汽系统暖管工作，本体吹灰疏水温度高于235℃后

自动关闭疏水门，空预器吹灰疏水温度高于280℃后自动关闭疏水门。

5.4.11.3 运行人员应根据各受热面的积灰和结渣情况合理安排投运锅炉吹灰器，低负

荷投油稳燃时空预器要投入连续吹灰。

5.4.11.4 锅炉吹灰时，保持较高炉膛负压，避免炉膛正压。吹灰过程中严禁打开吹灰

器附近的观察孔。

5.4.11.5 吹灰器投入顺序为：空预器－炉膛短伸缩吹灰器－锅炉各受热面长行程吹灰

器－空气预热器。锅炉各受热面吹灰器按烟气的流程顺序进行。

5.4.11.6 当机组启动后，应将脱硝系统吹灰器投入程控运行，防止脱硝系统积灰。

182

5 机组运行

5.4.11.7 对锅炉过热器、再热器以及省煤器受热面进行吹灰时，应按照成对吹灰的原

则，禁止单根吹灰器吹灰。

5.4.11.8 根据燃烧器区域结焦情况投入水力吹灰器，当水力吹灰器投用的时候，会出

现机组参数波动的情况，应事先做好应对措施。

5.4.11.9 吹灰时严密监视机组负荷、主再热蒸汽参数、炉膛负压、受热面金属温度的

变化，发现异常立即停止吹灰，等工况稳定后才能继续进行吹灰。

5.4.11.10 锅炉发生故障时，应立即停止受热面的吹灰。

5.4.11.11 锅炉吹灰时，加强就地巡检。发现吹灰器卡住或未退到位，应立即联系检修

人员处理。

5.4.11.12 当锅炉长时间未吹灰，进行炉膛吹灰的时候，就地要严格注意捞渣机的运行

状况，防止大量炉渣进入捞渣机导致跳闸。

5.5 汽机运行中的监视和调整

5.5.1 机侧主、再热蒸汽温度限额见表 5-4

表 5-4 机侧主再热蒸汽温度限额 项 目 主蒸汽温度 再热蒸汽温度 单位 ℃ ℃ 额定值 600 600 年平均值 600 600 每年不超过 400小时 610 610 每年不超过80小时且一次不超过15分钟 616 616 1．汽机两侧进汽温差小于 17℃，可以长期运行。 2．汽机两侧进汽温差在 17℃～28℃，允许运行的时间不超过 15 分钟。 3．汽机两侧进汽温差超过28℃，应紧急停机。 4. 汽机入口主、再热蒸汽温度大于624℃，应紧急停机。 5.5.2 主要运行参数限额见表7-7

表 5-5 汽机主要运行参数限额

项 目 补汽阀后压力 高中压外缸温差限制值 高中压外缸温差限制值 高中压外缸温差限制值 凝汽器背压 单位 正常 MPa ℃ ℃ ℃ kPa 报警值 高限 18.8 30 30 30 低限 －30 －30 －30 跳闸值 备注 ±55 ±55 ±45 28 ＞0 盘车运行 启动、空负荷运行 带负荷运行 凝汽器背压与计算值之差 kPa 转子晃度 轴向位移 mm 转子大轴晃动值不超过制造厂规定值，且与原始值相比矢量变化值不大于0.03 mm。 0.5 183

－0.5 ±1.0 5 机组运行

项 目 轴封供汽温度 单位 正常 ℃ ℃ 报警值 高限 低限 260 40 0.25 15 15 12.5 1400 跳闸值 备注 130 130 130 130 130 53 0.23 10.5 70 280～340 320 ＜75 90 轴承温度 ℃ ℃ ℃ 75～85 100 85～90 110 90 20 50 115 25 83 42 57 轴承润滑油温升 1～7轴承相对振动大 1～7轴承振动大 润滑油温度 润滑油滤网后压力 EH油压 EH油温 顶轴油滤网后压力 盘车转速 盘车油温 机组运行时盘车转速 主油箱油位 EH油箱油位 EH蓄能器充氮压力 仪用气 凝汽器水位 ℃ μm μm ℃ MPa MPa ℃ MPa 0.37～ 0.45 16 45 15.5 17 55 18 r/min 48～54 ℃ r/min 10～12 mm mm MPa MPa mm 1450 9.3 440 1500 0.9 ＞1550 油箱顶部向下-850＜1350 为运行正常值1450 液面离油箱顶部高度 低位：265 极低位： 330 0.45 高Ⅰ：555 低Ⅰ：325 高Ⅱ：730 ＞1490 ＞325允许启凝泵 低Ⅱ：150 高Ⅲ：1490 高Ⅰ：2350 低Ⅰ：1950 高Ⅱ：2450 低Ⅱ：400 高Ⅲ：2650 高Ⅰ：182 低Ⅰ：106 高Ⅱ：232 高Ⅲ 低Ⅱ：91 高Ⅲ：282 高Ⅰ：344 高Ⅱ：394 低：256 高Ⅲ：444 高Ⅰ：363 高Ⅱ：413 低：287 高Ⅲ：463 184

除氧器水位 mm 2150 #1高加 mm 144 高加水位 #2高加 mm 294 高Ⅲ #3高加 mm 325 高Ⅲ

5 机组运行

66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 每月15日8～14班 事故照明切换试验 测量备用电动机绝缘 火检冷却风机切换 密封风机切换 测量备用变压器绝缘 柴油机定期手动启动试验 凝结水泵切换 闭冷水泵切换 低加疏水泵切换 轴封风机切换 主油箱排烟风机切换， 循泵、凝泵、前置泵、浆液循环泵、闭冷水泵、脱硫真空泵、补给水泵 3台轮流切换 主油箱排烟风机，密封油排烟风机滤网排 污 30天自动切换 78 每月20日2～8班 甲送风机润滑油泵切换 79 乙送风机润滑油泵切换 80 81 82 83 84 85 86 87 甲一次风机润滑油泵切换 乙一次风机润滑油泵切换 甲引风机润滑油泵切换 乙引风机润滑油泵切换 丙引风机润滑油泵切换 启动循环泵闭冷水升压泵切换 内冷水泵切换 顶轴油泵试运 每月25日2～8班 88 主机真空泵切换 89 试验主变备用冷却装置 90 91 93 94 95 97 98 六台磨煤机润滑油泵切换 密封油真空泵换油 应急照明灯投入试验 冷油器进水滤网、开式水滤网清洗 引风机冷却水升压泵试转 火检冷却风机切换 密封风机切换 92 每月25日8～14班 小机AST电磁阀活动试验 96 每月30日2～8班 启动循环泵闭冷水升压泵切换 99 每月30日8～14班 柴油发电机组手动启动试验 100 机组检修后开机前 保安段备自投装置试验 101 投“自动”位

200

主变冷却器电源切换试验

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