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1、南阳鸭河口、天益发电有限公司集控运行标准操作指导书 编写部门：运行部2012-10-18集控运行标准操作目录一、集控发电机组部分一、汽机专业一期部分.11、#1、2机组冷态启动.12、#1、2机组正常停机.93、#1、2机组开冷水泵切换.124、#1、2机组A凝泵工频运行切换至B凝泵变频运行.135、#1、2机组B凝泵变频启动.146、#1、2机组B凝泵变频运行切换至A凝泵工频运行.157、#1、2机组闭冷水泵切换.168、#1、2机组电泵切换至汽泵.179、#1、2机组电动给水泵试转.1810、#1、2机组定冷水泵切换.1911、#1、2机组交流密封油泵切换.2012、#1、2机组汽泵切换至
2、电泵.2113、#1、2机组汽动给水泵组启动.2214、#1、2机组小机AST电磁阀试验.2415、#1、2机组小机润滑油冷却器切换.2516、#1、2机组循环水泵切换.2617、#1、2机组主机润滑油冷却器切换.2718、#1、2机组主机液压油泵切换.28二、汽机专业二期部分.2919、#3、4机组正常停机.2920、#3、4机组冷态启动.3421、#3、4机组A凝泵变频启动.4422、#3、4机组A凝泵变频运行切换至B凝泵工频运行.4523、#3、4机组B凝泵工频运行切换至A凝泵变频运行.4624、#3、4机组EH油泵低油压联动.4725、#3、4机组闭冷水泵切换.4826、#3、4机组定
3、冷水泵切换.4927、#3、4机组开冷水泵切换.5028、#3、4机组交流密封油泵切换.5129、#3、4机组汽动给水泵组启动.5230、#3、4机组汽机高压遮断电磁阀动作试验.5331、#3、4机组汽机危急保安器喷油试验.5432、#3、4机组汽机主汽阀、调节阀严密性试验.5533、#3、4机组小机高压遮断电磁阀动作试验.5634、#3、4机组小机润滑油冷却器切换.5735、#3、4机组循环水泵切换.5836、#3、4机组主机润滑油冷却器切换.59三、锅炉专业一期部分.6037、#1、2炉A一次风机检修后投运.6038、#1、2机组停运A一次风机.6139、#1、2机组A引风机变频至低速.6
4、240、#1、2机组A引风机由低速切至变频.6241、#1、2机组A制粉系统启动.6442、#1、2机组A制粉系统停运.6543、#1、2机组3炉水泵切换至1炉水泵.66四、锅炉专业二期部分.6744、#3、4炉A一次风机停运.6745、#3、4机组A制粉系统启动.6846、#3、4机组A制粉系统停运.6947、# 3（4）机组A一次风机检修后投运.70五、电气专业一期部分.7148、#1机#1专用盘恢复备用送电.7149、#1机#1专用盘停电解备.7250、#1机#1专用盘停电解备.7351、380V1段及#1低厂变恢复备用送电.7452、380V1段及#1低厂变停电解备.7653、380V
5、1段由备用电源切至工作电源.7854、380V1段由工作电源切至备用电源.7955、#01起动变送电.8056、#01起动变停电解备.8357、6KV1段恢复备用送电.8558、6KV1段停电解备.8659、6KV脱硫1段恢复备用送电.8760、6KV脱硫1段切至#1、2机高硫联开关串带.8861、6KV脱硫1段停电解备.8962、#01起动变由220KV西母倒至220KV东母运行.9063、#1发电机由220KV西母倒至220KV东母运行.91六、电气专业二期部分.9264、#3机组380V3A保安段由3A保联开关串带切至工作电源.9365、#3机组380V3A汽机段及3A汽机变停电解备.9
6、366、3A汽机专用盘恢复备用送电.9467、380V3A除尘段由备用电源切至工作电源.9568、6KV3A段停电解备（由603A带）.9769、6KV3A母线段恢复备用送电.9870、380V3A保安段切至3A保联开关串带.10071、鸭5012开关由热备用转检修状态.10172、鸭5012开关由检修转冷备用.10373、鸭5012开关由热备用转冷备用.10474、#3机组5012开关转热备用.105运行部集控标准操作内容一、集控发电机组部分1、#1、2机组冷态启动操作任务：#1、2机组冷态启动步骤操 作 项 目1得值长令。2查厂用电运行正常，运行方式符合规程规定，柴油发电机处于备用状态。3
7、查直流系统、UPS系统运行正常，运行方式符合规程规定。4查燃油供应系统正常，处于备用或运行状态，能够满足机组启动需求。5查辅助蒸汽系统运行正常，母管压力为1.2MPa。6查压缩空气系统运行正常，运行方式符合规程规定。机组仪用压缩空气压力为0.6MPa以上，杂空压力为0.7MPa以上。7确认化学水处理系统运行正常，除盐水储备充足。凝补水箱水位足够满足机组启动。8确认制氢系统正常，处于运行或备用状态，储氢罐氢气储备充足。9工业水系统、除灰补水系统具备机组启动需求。10灰渣系统、脱硫系统具备机组启动需求。11废水处理站运行状况正常，具备机组启动需求。12机组消防水系统充压正常，运行方式符合规程规定，
8、各雨淋阀运行方式正确。13投入电除尘灰斗及电场加热、电除尘升压试验正常。14主机润滑油系统投运。15定子冷却水系统投运。16发电机密封油系统投运。17发电机充氢正常，氢气纯度不低于98，氢压0.360.38MPa。18发电机封闭母线充压缩空气，维持正常0.3KPa。19主机顶轴油系统投运。20汽轮机手动盘车360轻松，投运电动盘车。21启动水室真空泵系统。22循环水母管和凝汽器水室注水。23启动一台循环水泵，投入循环水系统运行，另一台循环水泵投入联锁备用。24开冷水系统投运。25闭冷水系统投运。26电泵润滑油系统投运。27小机润滑油系统投运。28低旁液压油系统投运。29高旁液压油系统投运。30
9、磨煤机油系统投运。31主机液压油系统投运。32小机液压油系统投运。33投入汽机疏水功能组，检查所有疏水气动和手动门开启。34变频启动B凝泵，冲洗凝结水系统和除氧器。35炉水泵注水管路冲洗。36检查锅炉汽水系统具备上水条件。37凝结水水质合格，炉水泵开始注水。38投入给水箱加热。39电动给水泵、汽动给水泵和高加水侧静压注水排空。40启动电动给水泵。41通知化学给水系统加药。42给水温度达到要求，向锅炉上水。43投运灰渣系统。44启动A、B预热器。45油枪冷却风机投运。46火检冷却风机投运。47A、B火焰电视投入。48A、B炉膛烟温探针投入。49炉前油站恢复备用。50主机轴封暖管后投入。51关闭真
10、空破坏门，启动汽室真空泵，主机抽真空。52汽包上至正常水位，通知热工确认汽包水位计正常，炉水泵恢复备用。53炉水泵点转两次。54启动送、引、一次风机，投入风烟系统运行。55开再热器向空排。56开启高旁电动截门，高旁复位，高旁调门、高旁减温水调节门投入自动，高旁后温度设定为300。57低旁复位，低旁调门、低旁减温水调节门投入自动。58开电泵过热器、再热器减温水手动门。59炉水泵点转完成后，保持两台炉水泵运行，关闭炉水泵注水双联阀。并将汽包水位调整至-300mm左右。60投入锅炉吹扫程序。61吹扫程序结束，将燃油压力控制投自动，压力设定在1.2MPa，开启UV14阀，锅炉点火，确认油枪火检及炉膛火
11、焰电视监视正常。62确认高旁自动开至最小开度。63发变组恢复备用64油枪点火正常后，应保持0.8MPa油压、两只油枪至少运行20分钟。然后逐渐增加燃烧率。65在汽包未起压前应严格控制升温率小于110/h，同时保证炉膛出口烟温550退出炉膛烟温探针运行。66通知热工确认点火时限是否取消。67在炉水接近饱和温度时，利用水冷壁底部环形联箱放水门及定排控制汽包水位在正常范围，给水控制应保持在手动，并进行密切监视，直至过完度膨胀后关闭水冷壁底部环形联箱放水门。68汽包起压后按下表的规定决定燃烧率的大小：低旁投入后，蒸发量至少不低于50T/H后，不再以炉膛出口温度为投入燃料的依据，而以汽包升压率为依据。汽
12、包压力范围升压速度蒸气流量05bar小于0.1bar/min不小于50T/H510bar小于0.3bar/min不小于70T/H1050bar0.5bar/min增加率3.25T/min69当运行油枪达到8支，下降管温度150以上，通知炉控做给粉机启动条件及时投运由油枪支持的给粉机运行。70当汽包压力达3bar时，关闭下列空气门及疏水门：关闭汽包、过热器、再热器、各空气门，关闭汽冷壁、过热器、再热器各疏水门。71当汽包压力达8bar时，通知化学人员化验蒸汽品质。72当汽包压力达10bar时，按锅炉汽包水位计冲洗操作卡冲洗汽包就地水位计和电视水位计。73锅炉起压后，检查高压主汽门、中压主汽门前、
13、高排逆止门后、低旁截止阀后疏水正常。74当再热汽压力达到0.2MPa时，低旁控制阀开启，关闭再热器出口向空排汽门。75辅汽至小机暖管后投入，恢复小机和汽泵系统具备冲转条件。76小机用辅汽冲至2000r/min暖机。77当蒸发量达100T/H时可投入过热器减温水，要根据需要投入一级减温水保护屏过不超温。78蒸汽流量大于150T/H可投运制粉系统。79当蒸汽流量大于150T/H时,确认省煤器再循环阀关闭。80当再热器压力达12.5%（0.5MPa）时，低旁开度达30%，此后，低旁控制最低再热器压力1.2MPa，确认“再热器最小压力控制”方式灯亮。81主汽压力达2.0MPa时，汽机准备复位。82汽机
14、复位前必须检查以下各项：1） 主/再热汽温度具有20以上过热度；2） 主/再热汽温度大于汽机高、中压汽室金属温度至少20；3） 汽机在脱扣状态，高、中压主汽门，调门均在关闭位置；4） 高、中压汽室及导管疏水调节阀开启；5） 汽机各抽汽管道所有低点疏水调节阀正常打开；6） 汽机控制盘上T T 6与 T U R B O M A X故障灯灭。83确认下列条件满足：1） 凝汽器压力1.2MPa后，轴封供汽由辅汽自动切换至冷再，确认冷再至轴封电动门开启，辅汽至轴封电动门关闭。87检查汽机抽汽系统，确认3、4、5、6、7段抽汽电动门关闭，抽汽逆止门前、后疏水门开启，各加热器水位及正常疏水门、事故疏水门位置
15、正确。88汽机安全系统复位后，试转直流润滑油泵正常后停运。89当主蒸汽压力达到以5.0MPa时，高旁压力设定切为手动设定，高旁将维持主汽压力为5.0MPa运行。90小机冲至3000r/min旋转备用。91确认蒸汽参数达到冲转条件：1） 主汽压力5.0MPa 主汽温度380-410；2） 再热汽压力1.2MPa，再热汽温度380-410；3） 蒸汽流量200t/h；4） 蒸汽过热度20；5） 主蒸汽温度大于高压缸启动探针温度20以上。92确认主、再热蒸汽品质合格。93确认下列冲转条件具备：1） 汽器压力98% 氢气压力0.36MPa以上；3） 润滑油温25,润滑油压180190KPa；4） 高压
16、转子偏心率20r/min时，确认盘车电机自动停运。98在整个升速过程中应特别监视汽机轴系工作情况，检查各轴瓦振动、轴瓦温度、推力瓦温度、油温度等参数正常。99严密监视高、中压转子的热应力，热应力大于100%后，应适当降低汽温或手动微调MCV与ICV开度，并注意监视低压转子叶片温度不能上升过快，保持不超限。100在临界转速内，应严密监视轴振动和轴承座振动。在升速过程中，任一轴振超过160um，立即手动打闸汽机，在过临界转速时，任一轴振超过200um，立即手动打闸汽机。101汽机转速升至1200r/min，退出程序控制器，中速暖机4060min。102确认中缸温度达200以上，中压缸膨胀达0.9m
17、m，且轴振动有降低趋势时，中速暖机结束，投入汽机程序控制器继续升速。103转速升到1500r/min时，应确认低压缸喷水电磁阀自动开启。104转速升到2700r/min时，确认交流润滑油泵、顶轴油泵自动停运，盘车功能组保持在投入，润滑油压正常。105转速升到3000r/min后暖机30分钟，应全面检查机组运行情况，重点检查轴系振动、汽缸胀差、轴承温度等，并进行就地各轴承测振及听音。106退出汽机自动控制器，手动微调MCV与ICV开度，控制中缸热应力 105的情况下，尽可能开大中调门。107发电机升速过程中,应注意氢气温度,氢气压力的变化,发电机碳刷在刷握内应活动正常,无跳动现象。发电机内部应无
18、磨擦声,无结露及渗漏水。108发电机定速后,应检查轴瓦温度、定冷水压力、流量、氢压、密封油油氢压差等均正常。109确认主变出口开关在断，合上220KV母线侧刀闸。110发电机并网前,汽机侧应检查和进行以下工作：1） 汽机转速控制在3000r/min,运行稳定；2） 发电机及电气系统具备并网条件；3） 发电机附属系统氢、油、水系统正常运行；4） 汽机手动停机试验正常；5） 汽机超速试验合格（大修后启动）；6） 汽机高、中压转子热应力在许可范围内；7） 各辅助热力系统运行正常，重要辅机设备无异常；8） 机组大联锁，保护检校确认正确；9） 汽机各附属系统的功能组投入正常；10） 高、低压旁路系统运行
19、正常；11） 凝汽器背压15KPa。111按发电机并网操作票，进行发电机并网操作。112并网后的注意事项：1） 并网后，手动加负荷至15MW，监视加负荷正常；2） 发电机并列后可适当地增加无功,以保持发电机定子电压为正常值；3） 确认“频率死区”（FREQ DEADBAND）自动投入；4） 确认TT6控制盘“负载方式”（load mode）灯亮；5） 确认各抽汽逆止门开启正常；6） 发电机并网后，投入# 发电机两套保护屏跳母联断路器压板，退出# 发电机两套保护屏启停机保护、误上电保护压板。根据中性点技术措施规定，操作# 主变中性点地刀和主变中性点保护压板；7） 通知网控投入该发变组出口开关失灵
20、启动保护压板。113初始负荷暖机20min。114控制热应力 100，逐渐增加负荷。115升负荷过程中，应重点监视轴承温度，凝汽器真空，低缸排汽温度，高、低压缸金属叶片温度，氢温、定冷水温度，冷却水流量，轴向位移，胀差，热膨胀等值在允许范围内。116升负荷过程中，控制蒸汽温度与启动探头温差60，蒸汽温度增加梯度1.2/min。117负荷增加到10%（35MW）时，检查确认低缸喷水阀自动关闭。118负荷增至15%（52.5MW）时，将#3、4低加汽侧暖管后逐渐依次投入，监视低加水位控制正常且与就地指示一致。119将五抽至除氧器电动门暖管后逐渐开启，关闭给水箱加热。120负荷15%（52.5MW）
21、后， 阀控制切换为“部分进汽方式”。121负荷增至20%（70MW）时，将#6、7高加汽侧暖管后逐渐依次投入，监视高加水位控制正常且与就地指示一致。122检查3、4、5段抽汽逆止门前、后疏水阀关闭。123负荷增至25%（87.5MW），确认6段抽汽逆止门前、后疏水阀，7段抽汽逆止门前疏水阀关闭。124负荷在25%（87.5MW）后，检查高、低压旁路控制阀逐渐关闭。125确认低旁调门前自动疏水器正常后，关闭气动疏水门。126机组负荷150MW，小机低压汽源由辅汽切至五抽供汽，高压汽源暖管后投入。1276KV厂用电切换。128按电泵切换至汽泵操作票，将给水由电泵切至汽泵运行。129冷再至辅汽暖管后
22、投入。130当蒸汽流量大于400T/H时，可进行煤油负荷切换，逐渐减少助燃油量。131机组负荷180MW，空预器吹灰连续运行两次。132当锅炉断油后，可逐渐投入电除尘器运行及脱硫系统运行。133条件具备时，机组协调投“功率控制”方式。134当给水溶解氧5ppb，将除氧器排气切至凝汽器。135冷态启动结束，汇报值长。2、#1、2机组正常停机操作任务：#1、2机组正常停机步骤操 作 项 目1得值长令。2停炉方式应根据停炉后的要求确定。3通知各岗位人员对所辖设备进行全面检查，统计缺陷。4若停炉时间较长，应根据要求将原煤仓拉空并清仓，煤粉仓内煤粉烧尽，及时联系检修关闭下粉插板，隔离粉仓。5全面检查燃油
23、系统在备用状态，油压、雾化蒸汽压力均正常。6正常停机前应试转主机交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵均正常。7准备好盘车钥匙和盘车手柄。8辅汽切至邻机供汽。9B凝泵变频指令切手动并逐渐提升至100，凝汽器水位调节阀组投入自动，确认调节阀组为“非压力控制方式”，切换过程中注意保持凝结水流量和除氧器、热井水位稳定。10减负荷停炉前应对炉本体及预热器全面吹灰一次。11准备汽泵切电泵、厂用电由工作电源切为备用电源、发变组部分解备操作票。12机组降负荷采用定-滑-定方式，350MW至300MW，定压方式负荷率为510MW/min。负荷从300MW减到170MW，采用滑压运行方式,确认减负荷的同时，主汽压
24、力按滑压曲线逐渐降低，负荷率510 MW/min，温降速度3.3/min。13负荷减至170MW、主蒸汽流量降到400T/h以下或者燃烧不稳定时，应投入相应油枪助燃，确认煤燃烧器运行条件满足。14将厂用电由高厂变切至起动变供电。15合上主变中性点地刀闸，投入主变中性点保护。16按汽泵切换至电泵操作票将给水由汽泵切为电泵运行。17汽泵打闸停运，确认小机高、低压主汽门、调门关闭，五抽至小机电动门关闭，排汽蝶阀关闭，通知值班员隔离小机轴封汽源、轴封减温水和高压汽源。18整个减负荷过程中，根据给粉机转速决定给粉机的运行台数，联系检修模拟汽泵不运行跳A、I组给粉机条件。降负荷时，控制主、再热蒸汽温度降温
25、速度1/min，主汽压力降压速度1.4bar/min，汽包上下壁温差40。应注意观察机组负荷、燃料量、风量等相匹配。应监视汽机热应力、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、振动的变化。19逐步投运油枪、停运给粉机，先关给粉机下粉插板，煤粉排空后，单控停运给粉机。20油枪投入4支时，通知除灰值班员电除尘器退出运行，通知脱硫值班员停运脱硫系统。21当负荷降至87.5MW时（再热器压力1.2MPa），确认低压旁路控制阀自动打开，并动作正常，低旁减温水投入正常。负荷减至80MW时，将高旁设定点切为手动控制，手动缓慢降低主汽压力至50bar时，查高旁自动开启正常，转为定压运行方式，注意汽包水位变化。22负荷87.5
26、MW时，确认7、6段抽汽逆止门前、后疏水阀开启。23负荷70MW时，确认7、6段抽汽电动门关闭，高加疏水导至凝汽器，且低压抽汽逆止门前、后疏水阀自动开启。24负荷52.5MW后，确认低压抽汽5、4、3段电动门依次关闭，所有外部启动疏水阀应开启。25负荷35MW后，确认低压缸喷水阀自动开启，检查低缸排汽温度80。26负荷至30MW时，将煤粉燃烧器全部停运，只保留油枪运行。27在有功负荷降低的同时,应随之降低无功负荷。28打闸停机前记录发电机电量底数。29负荷降至7MW时汽机打闸停机，检查汽机转速下降，高、中压主汽门、调门、高排逆止门关闭，各抽汽逆止门、电动门关闭。30检查程跳逆功率保护动作，发电
27、机解列正常，确认励磁开关联跳正常。31转速降至2700r/min，检查交流润滑油泵、顶轴油泵自动启动正常，否则立即手动启动，仍不成功应立即启动直流润滑油泵。32确认盘车功能组在投。33确认真空破坏阀自动打开（部分真空破坏），维持凝汽器背压在1822KPa之间。34当最后一组油枪退出时，应保证其它油枪已吹扫完毕。锅炉保护动作，确认下列设备状态正确。燃烧器已全部退出，火焰检测信号正确。高低压旁路已关闭。查再热器出口向空排电动门开启。燃油速断阀UV14已关闭。省煤器再循环门已开启。35停炉后，维持总风量为30%BMCR运行10分钟，进行炉膛吹扫。36炉膛吹扫结束后停运风烟系统并密闭。预热器此时应保持
28、运行。37检查汽机疏水功能组,所有疏水阀应打开。38在发变组第一套保护屏、第二套保护屏上退出鸭220开关第一路跳闸压板和鸭220开关第二路跳闸压板。投入误上电、起停机保护压板。39若机组停机备用,应进行部分解备,拉开发-变组的220KV侧刀闸,并将厂用6KV工作电源开关拉至试验位置。40转速1500 r/min，检查低缸喷水阀自动关闭。41转速1500 r/min，检查真空破坏阀关闭，低压缸排汽温度不超过80。42检查冷再压力1.1MPa，辅汽压力1MPa，辅汽至轴封蒸汽过热度20，主机轴封汽源自动由冷再切至辅汽供汽。若自动切换不成功，应控制高低旁维持冷再压力1MPa，就地开启辅汽至轴封疏水器
29、旁路门提升过热度，手动切换轴封供汽至辅汽。43停运主机液压油系统和小机液压油系统。44停运氢冷水泵，停运一台开冷水泵。45若两台循泵运行，停运一台循泵。46隔离除氧器给水箱加热和除氧头加热手动门，除氧器排氧倒至排大气。47转速到零，确认盘车自动投入，否则应及时的手动投入。48记录转子惰走时间，开始抄写停机记录。49确认高、低压旁路阀已关闭，无热汽、热水进入凝汽器，可停止真空泵运行，开启真空破坏阀，破坏真空到零。50真空到零，退出轴封功能组，停止轴封供汽，查轴加风机停止运行，隔离轴封供汽手动门和轴封减温水手动门。51通知化学停止给水、凝结水系统加药。52关闭电动给水泵至过热器、再热器减温水手动门，并逐步将给水箱水温降至80以下,可停止电动给水泵运行。53排汽温度降至50以下，且凝结水系统无其他用户时，停运凝结水系统。54停炉后若渣量大，应适当停运捞渣机运行。电除尘器振打投连续。55停炉后冷却过程中，要始终控制汽包壁金属温度降低速度在50/h以内。56停炉后将下列疏水门，空气门打开：尾部烟道汽冷壁疏水门FSRUV003、FSRUV005、再热器入口联箱疏水门FRSHV015、HV
