DL／T 1683-2017 标准规范下载简介：

内容预览由机器从pdf转换为word，准确率92%以上，供参考

DL／T 1683-2017 1000MW等级超超临界机组运行导则

.1辅助系统投运及检查

5.5.1.1 直流系统投运。 5.5.1.2 厂用电系统投运，所有具备送电条件的设备均已送电。 5.5.1.3 UPS投运。 5.5.1.4 工业水、消防水、锅炉补给水处理系统投运。 5.5.1.5 闭式冷却水系统投运。 5.5.1.6 仪用、杂用压缩空气系统投运。

5.5.1.1 直流系统投运。 5.5.1.2 厂用电系统投运，所有具备送电条件的设备均已送电QB/T 5042-2017 聚氨酯合成革绿色工艺技术要求， 5.5.1.3 UPS投运。 5.5.1.4 工业水、消防水、锅炉补给水处理系统投运。 5.5.1.5 闭式冷却水系统投运。 5.5.1.6 仪用、杂用压缩空气系统投运。

5.5.1.7循环水系统投运。

5.5.1.9凝结水系统投运

5.5.1.10辅助蒸汽系统投运。 5.5.1.11汽轮机润滑油、顶轴油、密封油系统投运。检查确认润滑油压力、顶轴油压力、氢油差压、 油温正常，并在每一轴承的回油观察窗口检查确认回油流量正常。 5.5.1.12汽轮机投入连续盘车，检查盘车电流或盘车转速是否正常。对汽轮机进行听声检查。 5.5.1.13EH油系统投运，检查EH油温是否满足启动条件，否则投入加热装置与EH油再循环泵。检 查EH油压力是否正常，各蓄能器是否正确投运。 5.5.1.14发电机氢气系统投运，检查确认氢气纯度、压力、温度、湿度达到DL/T651的规定值，氢气 泄漏量不超过规定值。 5.5.1.15发电机定子冷却水系统投运，检查确认定子冷却水水质合格，定子冷却水导电度、进水温度 达到DL/T801的规定值，定子冷却水压力应略小于氢气压力。 5.5.1.16真空、轴封系统投运。给水泵汽轮机供轴封、抽真空时必须进行盘车。轴封供汽前必须充分 疏水、暖管，轴封供汽参数必须符合汽轮机制造厂有关技术规定的要求。 5.5.1.17 抽汽回热系统按运行操作卡检查，具备投运条件。 5.5.1.18 汽动给水泵组按运行操作卡检查，具备投运条件。 5.5.1.19 电动给水泵组按运行操作卡检查，具备投运条件。 5.5.1.20 汽轮机各疏水系统按运行操作卡检查，具备投运条件。 5.5.1.21 机组旁路系统按运行操作卡检查，具备投运条件。 5.5.1.22 锅炉启动系统按运行操作卡检查，具备投运条件。 5.5.1.23 锅炉风烟系统按运行操作卡检查，具备投运条件。 5.5.1.24 锅炉吹灰系统按运行操作卡检查，具备投运条件。 5.5.1.25 锅炉火焰检测系统按运行操作卡检查，具备投运条件。 5.5.1.26 锅炉燃油系统按运行操作卡检查，具备投运条件。 5.5.1.27 锅炉除灰除渣系统按运行操作卡检查，具备投运条件。

5.5.2低压给水、除氧器系统冲洗

5.5.2.1检查确认系统各阀门状态正确。 5.5.2.2检查凝结水泵运行正常，凝汽器液位、凝结水补水箱液位正常。 5.5.2.3 投入凝结水加药系统，加入氨水调节冲洗水的pH值为9.0～9.6。 5.5.2.4对低压加热器及其旁路、轴封加热器进行冲洗。 5.5.2.5 当冲洗水含铁量小于或等于200ug/L、含硅量小于或等于50ug/L时冲洗合格，停止排放。 5.5.2.6 向除氧器上水，冲洗除氧器。 5.5.2.7 当除氧器水位正常后，启动除氧器再循环泵，加强冲洗效果。 5.5.2.8 当凝结水含铁量小于或等于500ug/L时可以投入精处理装置。 5.5.2.9 当除氧器出口水质浊度小于3.0FTU，铁含量小于或等于200ug/L、硅含量小于或等于50μg 的要求时，除氧器冲洗合格。

5.5.2.1检查确认系统各阀门状态正确。 5.5.2.2检查凝结水泵运行正常，凝汽器液位、凝结水补水箱液位正常。 5.5.2.3 投入凝结水加药系统，加入氨水调节冲洗水的pH值为9.0～9.6。 5.5.2.4对低压加热器及其旁路、轴封加热器进行冲洗。 5.5.2.5 当冲洗水含铁量小于或等于200ug/L、含硅量小于或等于50ug/L时冲洗合格，停止排放。 5.5.2.6 向除氧器上水，冲洗除氧器。 5.5.2.7 当除氧器水位正常后，启动除氧器再循环泵，加强冲洗效果。 5.5.2.8 当凝结水含铁量小于或等于500ug/L时可以投入精处理装置。 5.5.2.9 当除氧器出口水质浊度小于3.0FTU，铁含量小于或等于200μg/L、硅含量小于或等于50μ 的要求时，除氧器冲洗合格。

5.5.3.1辅汽供除氧器管道进行充分暖管疏水后，除氧器投入辅助蒸汽加热。 5.5.3.2启动电动给水泵后，应启动给水加药系统向系统加药。 5.5.3.3检查确认除氧器水位正常后启动电动给水泵，检查电动给水泵运行正常。

5.5.3.4下列条件满足时可以向锅炉上水： a）炉水循环泵注水完成，水质合格后将泵进、出口电动阀关闭，泵出口调节阀关闭。 b）确认汽水分离器储水罐水位调节阀已投自动，处于关闭状态。 c）锅炉启动系统过冷水手动阀开启。 d）锅炉所有疏放水阀按启动检查卡检查完毕，状态正确。 e）锅炉所有排气阀处于开启状态。 f）锅炉疏水扩容器、疏水箱、疏水泵及其管路系统均处于备用状态，冷凝水箱疏水泵至凝汽器管 路的电动闸阀处于关闭状态。 g）除氧器出口水温满足上水要求。 5.5.3.5上水条件满足后，开启电动给水泵出口电动阀开始向锅炉上水，利用电动给水泵出口调节阀或 锅炉给水旁路调节阀和电动给水泵勺管控制.上水流量。 5.5.3.6上水时间：通常冬季不小于4h，夏季不小于2h。 5.5.3.7上水过程注意检查各部件是否发生泄漏，受热面的膨胀情况是否正常，若发现异常，应立即查 明原因，及时消除。 5.5.3.8.上水过程中对高压加热器水侧及旁路进行冲洗。 5.5.3.9上水至汽水分离器及炉本体各排空气阀出水，由低到高逐个关闭排空气阀。 5.5.3.10汽水分离器储水罐水位正常后，锅炉.上水结束，汽水分离器内外壁温差应小于规定值。

5.5.3.4下列条件满足时可以向锅炉上水

5.5.4锅炉冷态冲洗

5.5.5锅炉点火前准备

5.5.5.1启动输煤系统向各原煤仓输送足够的燃煤，并对煤质情况进行了解。 5.5.5.2投入除渣、除灰系统。 5.5.5.3交 建立燃油循环，检查确认供油泵运行正常，燃油跳闸阀阀前母管压力正常。 5.5.5.4 检查并确认风道和烟道上所有挡板的开度在正确位置。 5.5.5.5检查确认锅炉本体、风道、烟道人孔门及看火门均已关闭严密。 5.5.5.6启动两台空气预热器，投运其辅助设备，投入自启动联锁。 5.5.5.7检查确认炉火焰监视系统、火焰检测系统投运正常，各火焰检测、炉膛火焰电视摄像头冷却 风隔离阀开启。 5.5.5.8启动引风机、送风机，调整炉膛压力在一100Pa左右，投入炉膛压力自动控制，维持总风量在 30%40%BMCR（锅炉最大连续蒸发量）风量范围内。 5.5.5.9启动等离子点火系统的一台冷却水泵，投入联锁开关。 5.5.5.10投入炉膛烟气温度探针。 5.5.5.11确认空气预热器吹灰系统具备投运条件。 5.5512投入制粉系统暖风器

DL/T16832017

5.5.5.13进行燃油系统泄漏试验。 5.5.5.14燃油泄漏试验合格后，进行炉膛吹扫。吹扫总风量不得小于额定负荷下总风量的30%，吹扫 时间不少于5min。 5.5.5.15炉膛吹扫完成后，检查锅炉MFT自动复归。 5.5.5.16启动一次风机、密封风机及火焰检测冷却风机，投入密封风机及火焰检测冷却风机联锁开 关，检查一次风压、密封风压正常。 5.5.5.17旁路系统投入自动，检查确认旁路系统的疏水阀门已开启。 5.5.5.18开启过热器、再热器、主蒸汽管道、再热蒸汽管道上的疏水阀门。

5.5.6.2确认机组真空已建立，省煤器入口给水流量正常。

5.5.7锅炉热态冲洗

.1锅炉点火升温过程中，维持水冷壁启动循环流量。当水冷壁出口炉水温度达到150℃时， 燃料量和疏水阀开度（冲洗水排放量）将水冷壁出口炉水温度控制在150℃～190℃范围内， 行热态冲洗 2尽可能地提高给水温度并除氧。

控制燃料量和疏水阀开度（冲洗水排放量）将水冷壁出口炉水温度控制在150℃190℃范围内，对锅 炉进行热态冲洗。 5.5.7.2尽可能地提高给水温度并除氧。 5.5.7.3冲洗过程中可通过适当增加电动给水泵流量以增加分离器储水罐的排放流量的方式提高冲洗效 率和效果。 5.5.7.4当储水罐冲洗出水铁含量小于或等于50μg/L、SiO2小于或等于60μg/L时，热态冲洗结束，锅 炉可以升温、升压，准备冲转。此时给水水质应达到DL/T561的有关规定。 a）pH值（25℃）为9.0~9.6。 b）溶氧（O2）小于或等于30μg/L。 c）铁（Fe）小于或等于30μg/L。 d）SiO2小于或等于15μg/L。 e）阳离子导电率（25℃）小于或等于0.30μS/cm。 5.5.7.5热态冲洗期间，当铁含量大于500ug/L时，应将冲洗水全部排放至机组排水槽。 5.5.7.6当精处理进口铁含量小于或等于500μg/L时可以投入凝结水精处理系统，并确保凝结水精处理 系统出水的铁和SiO，含量满足给水品质的要求。

5.5.8 升温、升压

5.5.8.1热态清洗结束后锅炉增加燃料量，开始升温、升压。升温、升压速率应根据制造厂提供的启动 曲线进行。 5.5.8.2通过控制投入炉膛的燃料量、合理调节旁路阀的开度等方法来控制主蒸汽压力上升速率。 5.5.8.3监视并控制炉膛出口烟气温度及温差。再热器未通汽前，炉膛出口烟气温度应小于锅炉制造厂 的规定值。 5.5.8.4严密监视水冷壁、过热器、再热器管壁金属温度，防止超限。 5.5.8.5水冷壁出口升温率应小于锅炉制造厂的规定值，主蒸汽温升速度应符合启动曲线要求，两侧温 度偏差在技术规定范围内，一般不超过17℃。 5.5.8.6升温、升压过程中注意监视旁路动作情况是否正常、旁路减温水系统运行是否正常。 5.5.8.7升温、升压过程中应根据情况对热工仪表表管及化学采样管进行冲洗，还应通知检修人员对检 修后的锅炉螺栓进行热紧。 6.5.8.8当分离器压力升至1.0MPa左右时，逐台开启过热器出口电动泄压阀约60s，检查确认各台电 动泄压阀动作正常、可靠。 5.5.8.9升温、升压时应注意监视机组真空系统、疏水系统、循环水系统等辅助系统运行是否正常，发 现问题及时汇报、处理。

5.5.8.1热态清洗结束后锅炉增加燃料量，开始升温、升压。升温、升压速率应根据制造厂提供的启动 曲线进行。 5.5.8.2通过控制投入炉膛的燃料量、合理调节旁路阀的开度等方法来控制主蒸汽压力上升速率。 5.5.8.3监视并控制炉膛出口烟气温度及温差。再热器未通汽前，炉膛出口烟气温度应小于锅炉制造厂 的规定值。 5.5.8.4严密监视水冷壁、过热器、再热器管壁金属温度，防止超限。 5.5.8.5水冷壁出口升温率应小于锅炉制造厂的规定值，主蒸汽温升速度应符合启动曲线要求，两侧温 度偏差在技术规定范围内，一般不超过17℃。 5.5.8.6升温、升压过程中注意监视旁路动作情况是否正常、旁路减温水系统运行是否正常。 5.5.8.7升温、升压过程中应根据情况对热工仪表表管及化学采样管进行冲洗，还应通知检修人员对检 修后的锅炉螺栓进行热紧。 5.5.8.8当分离器压力升至1.0MPa左右时，逐台开启过热器出口电动泄压阀约60s，检查确认各台电 动泄压阀动作正常、可靠。 5.5.8.9升温、升压时应注意监视机组真空系统、疏水系统、循环水系统等辅助系统运行是否正常，发 现问题及时汇报、处理。

DL/T16832017

5.5.8.10升温、升压的同时可进行汽轮机主汽门和调节汽门的预暖，以缩短机组的启动时间，注意保 持两侧蒸汽温度偏差在正常范围内，并确认蒸汽品质合格。 5.5.8.11配置高、低压两级旁路的机组对再热器冷段供辅助蒸汽母管的管道进行充分暖管、疏水，当 再热器冷段蒸汽压力大于0.7MPa、温度大于320℃时将再热器冷段供辅助蒸汽母管调节阀投自动，以 供备用

5.5.9.1冲转条件！

a）汽轮发电机组连续盘车4h以上，并检查盘车电流（对于电动盘车装置）、油压（对于油涡轮盘 车装置）、盘车转速正常，轴封处无摩擦异声。 b）汽轮机转子偏心度不超过规定值。 c）高、中压缸上、下缸温差正常，主汽门、调节汽门预暖结束。 d）确认机组各疏水阀门处于开启状态且疏水畅通，各部位疏水已充分疏尽。 e) 确认汽轮机各辅机系统处于正常运行状态。 f) 确认启动前汽轮机及其辅助设备各项联锁保护试验合格，汽轮机各项主保护系统已正常投入。 g） 确认汽轮机发电机组油系统运行正常，各油系统油压、油温及油位正常。 h）汽轮机轴封系统参数正常，机组真空正常。 i) 汽轮机控制系统（DEH）工作正常，无异常报警信号。 j) 发电机充氢完毕，氢气系统及定子冷却水系统运行正常，各运行参数符合制造厂技术规范的 要求。 k)） 确认蒸汽参数符合冲转要求，汽、水品质合格。 1）确认旁路处于定压控制模式，旁路减温水系统工作正常。 5.5.9.2冲转条件满足后，各岗位人员就位，由值长下令，汽轮机准备冲转。 5.5.9.3汽轮机复置，检查确认各进汽阀门动作正确，盘车系统、EH油系统运行正常。在DEH控制 系统中按照冷态启动曲线要求设置目标转速、升速率。目标转速设定为摩擦检查转速，启动曲线上若 无规定，一般设为400r/min；升速率若启动曲线上无规定，一般设为100r/min。具体操作步骤应根据 DEH系统功能并结合主设备实际情况，在运行规程中予以规定。 5.5.9.4再次确认冲转条件满足，机组各辅助系统运行正常，由值长下令，汽轮机开始冲转。 5.5.9.5汽轮机冲转后，注意盘车装置自动脱扣到位及停盘车。 5.5.9.6转速升至摩擦检查转速后，就地或远方手动脱扣汽轮机，进行摩擦听声检查。检查时应仔细倾 听汽轮机内部声音，确认通流部分无摩擦、各轴承回油正常、汽轮机脱扣后各进汽阀迅速关闭。摩擦 检查应在5min内完成。 5.5.9.7摩擦检查完毕，汽轮机再次复置。重新设定目标转速为暖机转速，升速率不变，再次冲动汽 轮机。 5.5.9.8转速升至暖机转速后，开始暖机。暖机转速、暖机时间和温度应按照制造厂提供的启动曲线 进行。 5.5.9.9升速暖机过程中注意事项： a）升速过程中必须注意监视振动情况。汽轮机在启动过程中如发生异常振动，以及机组转速低于 一阶临界转速时轴承双振幅振动值超过0.04mm时，应立即紧急停机，进行连续盘车，测量大 轴晃动的变化，并找出原因，禁止降速暖机。连续盘车4h后方可重新启动，并在稳定转速暖 机时测振，与正常情况进行对照。 b）汽轮发电机组通过临界转速时应平稳、迅速，各轴承的振动值应符合制造厂规定。 c）升速过程中，注意润滑油压、油温及各轴承金属温度的变化，检查各轴承回油是否正常。润滑

油温度应按照制造厂的技术规定来控制，若制造厂无具体规定，一般升速过程中应保持润滑油 温度稳定在35℃～45℃。转速在2500r/min以上，油温应维持在40℃～45℃。 d) 稳定转速暖机时应测量振动，并与历史记录相对照，进行比较分析。 e） 监视缸壁温度、温差的变化趋势，监视旁路的工作情况。 f 检查汽轮机本体及管道疏水应畅通，且无水击、振动等现象，否则应停止升速：若危及汽轮机 安全应停机。 g）注意机组轴向位移、热膨胀、胀差等变化应正常，胀差变化过快时应适当延长暖机时间。 5.5.9.10暖机结束后，将目标转速设定为额定转速，按制造厂规定的升速率升速至额定转速。对于由 高压主汽门控制冲转开速的机组，转速开至2950r/min或3000r/min时，需要进行高压主汽门与高压调 节汽门之间的阀门切换，切换过程中注意观察汽轮机转速是否保持稳定。 5.5.9.11升速过程中注意项轴油泵的自动停运，停运后应将其自动联锁投入。 5.5.9.12汽轮机定速后，全面检查汽轮机各运行参数是否正常，并确认汽轮发电机组各轴承的振动值 不超过制造厂的规定值。检查确认润滑油主油泵进、出口压力和润滑油母管压力正常后，可进行润滑 油泵切换。先停运高压启动油泵，油压正常后停运交流润滑油泵，并投入自动联锁。 5.5.9.13检查确认发电机密封油、氢气、定子冷却水系统运行正常。 5.5.9.14检查确认机组真空正常、低压缸喷水减温装置投入正常、低压缸排汽温度满足要求。 5.5.9.15全面检查机组各运行参数正常后，请示调度同意，发电机可以并网、带负。

5.5.10并网、带初负荷

5.5.10.1汽轮机定速3000r/min后，进行以下检查 a）检查自动励磁调节器所有指示信号正常，无异常报警信号，确认控制方式为远方控制，升压方 式为自动方式，且电压给定在最小值。 b）确认起励电源已投入。 c）检查励磁系统一次设备正常。 d）对于自并励励磁系统，还应检查励磁变压器是否正常。 5.5.10.2经检查确认无异常后，可启动励磁调节器工作。对于自并励励磁系统，先合调节器整流柜内 的交、直流侧隔离开关，确认接触良好、无卡涩。通过DCS画面选开机按钮投入励磁；对于无刷三机 励磁系统，在DCS画面上选择合灭磁开关即投入励磁。具体操作应以实际投入励磁的要求执行。 5.5.10.3发电机正常升压宜采用自动励磁调节器的自动方式升压，升压过程中应注意以下事项： a）观察发电机定子三相电流指示应等于零或接近于零，如果发现定子电流有异常，应减励磁或跳 开灭磁开关进行检查。 b）升压过程中，发电机定子三相电压应基本平衡，所有设备上发电机电压指示均保持·致。 c 当发电机电压升至额定电压时，检查发电机励磁电流是否为空载额定励磁电流值，如果对应的 励磁电流值异常或明显偏大时，应立即手动灭磁。 d）若发电机励磁系统已投运，在等待并网或进行其他试验时，出现转速下降，应立即手动灭磁。 5.5.10.4发电机电压升至额定且稳定后，机组可准备同期并网。同期并网宜采用自动准同期装置进行 并列。 5.5.10.5发电机准同期并网应满足下列四个条件： a）待并发电机的电压与系统电压相近。同期装置取发电机电压和系统电压的二次值进行比较，要 求电压偏差值AU满足一3V

d）待并发电机的相序与系统相序一致。

5.5.10.6用自动准同期装置并网

机组升负荷至20%额定

5.5.11.1初负荷暖机结束后，按照肩动曲线要求的升负荷速率开始升负荷，机组目标负荷为20%额定 负荷。冷态启动机组负荷在30%额定负荷以下时，升负荷速率一般为0.5%额定负荷，最大不应超过 1%额定负荷。 5.5.11.2机组升负荷过程中，注意检查确认汽轮机各高压、中压段疏水阀门自动关闭。 5.5.11.3机组升负荷过程中，注意检查确认汽轮机振动、轴向位移、轴承金属温度、汽缸膨胀、胀 差、回油温度等各运行参数在正常范围内

5.5.11.4升负荷过程中，当汽动给水泵汽轮机进汽管道暖管结束后，根据需要可以启动一台汽动给水 泵，在适当负荷时可与电动给水泵并列运行。根据电动给水泵容量，在机组负荷升至20%额定负荷、 锅炉湿态转干态运行之前适时将电动给水泵退出运行。 5.5.11.5升负荷过程中，做好投运第二套制粉系统的准备。负荷升至15%额定负荷左右时投运第二套 制粉系统，并及时调整投运的两套制粉系统的出力，尽量使其平均分配，同时应注意调整炉内燃烧工 况，保证主蒸汽、再热蒸汽温度、蒸汽压力稳定。 5.5.11.6升负荷过程中，当加热器疏水水质合格后，将加热器疏水切换至逐级自流：当3号高压加热 器汽侧压力高于除氧器压力时，高压加热器疏水倒正常方式运行。 5.5.11.7根据启机的计划安排，如果需要进行汽轮机机械超速试验，则应在15%～20%额定负荷下 运行至少4h以上（汽轮机制造厂技术规定中对暖机负荷、暖机时间有明确要求的，按照制造厂规定 执行）。 5.5.11.8超速试验必须在汽轮机脱扣试验、危急遮断器注油试验、汽门严密性试验合格且额定转速下 任一轴承振动、轴承金属温度均在正常范围内时才能进行。 5.5.11.9随着负荷的升高，旁路阀逐渐关闭。旁路阀全关后检查确认减温水调节阀及隔离阀自动关闭

5.5.12锅炉湿态转干态运行

5.5.12.1通常情况下，机组负荷在20%～30%额定负荷时，锅炉可从两相介质的再循环模式运行（即 湿态运行）转为单相介质的直流运行（即干态运行）。 5.5.12.2锅炉湿、干态转换点既不是一个精确的负荷点，也不是一个稳定的点。它取决于汽水分离器 储水箱水位和汽水分离器内的过热度。 5.5.12.3锅炉湿、干态转换时机组负荷指令应设定为350MW左右，升负荷速率设定为5MW/min。机 组应尽可能采取锅炉输入控制（BI）方式运行，以维持适宜的水煤比，运行人员可通过设定水煤比 （WFR）偏置来调整水煤比及过热度，避免锅炉转干态运行后发生因水煤比过小而导致水冷壁超温现 象，或因水煤比过大而导致分离器水位过高、造成蒸汽带水、过热蒸汽温度大幅度下降现象。 5.5.12.4锅炉转入干态运行、炉水循环泵停止后，检查确认炉水循环泵进口隔绝阀关闭，开启炉水循 环泵暖泵及储水箱疏水阀暖阀水阀门，并将储水箱暖水溢流阀投自动，以控制储水箱水位。

5.5.13机组升负荷至额定负荷

5.5.13.10主蒸汽压力升至额定值后，机组转为定压运行，升负荷速率应适当降低，一般设定为 5MW/min 5.5.13.11负荷升至额定负荷，对机组进行全面检查，确认各运行参数在正常范围内。 5.6机组温、热态启动

5.6.1温、热态启动参数的选择 5.6.1.1温、热态启动时，根据汽缸温度按照制造厂提供的启动曲线确定冲转参数。 5.6.1.2轴封蒸汽温度应与汽轮机制造厂规定的数值相匹配

5.6.1温、热态启动参数的选择

5.6.2机组启动步骤

5.6.2.1机组启动前的检查和准备工作无特殊说明外与冷态启动时相同，对已经运行的设备应进行全面 检查，确认其运行正常。 5.6.2.2真空系统投运前，应先投运轴封系统，再抽真空。轴封蒸汽的温度应按照制造厂技术规定与缸 温相匹配。 5.6.2.3温、热态启动时，锅炉不需要进行冷态冲洗。 5.6.2.4锅炉上水的水质合格，除氧器投入连续加热，并尽可能维持给水温度在100℃以上。 5.6.2.5启动电动给水泵后，根据省煤器、水冷壁、汽水分离器的工质温度和金属温度的温降控制给水 流量，当温降速度小于2.0℃/min和水冷壁出口各金属温度的偏差不超过50℃时，可逐步增加给水流 量，控制省煤器进、出口水温差小于105℃。 5.6.2.6进行炉膛吹扫，吹扫完成即复置MFT继电器，锅炉点火。 5.6.2.7锅炉点火后，逐渐增加燃料量，将旁路控制投入启动模式，按锅炉温、热态启动曲线进行升 温、升压。 5.6.2.8对炉水水质进行化验，若水质不合格，进行热态冲洗，冲洗过程及合格标准与冷态启动时相同。 5.6.2.9炉水水质合格后，继续升温、升压，直至蒸汽参数满足冲转要求

a）满足冷态启动的其他条件。 b）冷油器油温在40℃～45℃或按照制造厂技术规定执行。 c）转子偏心度不超过0.076mm或不大于原始值110% d）缸体温差在规定范围内。 e）连续盘车不少于4h。 5.6.3.2冲转条件满足后，汽轮机复置，开始冲转。 5.6.3.3温、热态启动时，汽轮机冲转过程中不需要进行暖机，DEH控制系统的操作步骤与冷态启动 时相同。目标转速及升速率的设定按照温、热态启动曲线的要求执行。 5.6.3.4汽轮机转速升至额定转速后，检查确认各运行参数正常，尽快并网。

5.6.4并网及带负荷

.1并网后应尽快增加负荷至启动曲线所对应的负荷点，确认汽轮机缸温不再下降，以减少汽 的冷却。 .2控制主、再热蒸汽参数应平稳，温差不超限。

.1并网后应尽快增加负荷至启动曲线所对应的负荷点，确认汽轮机缸温不再下降，以减少汽 的冷却。 .2控制主、再热蒸汽参数应平稳，温差不超限。 3升负益过程中各辅机的投、切及锅炉湿态转为王态运行时的操作步骤与冷态启动时相同

5.6.4.3升负荷过程中各辅机的投、切及锅炉湿态转为于态运行时的操作步骤与冷态启动时相同

5.6.4.3升负荷过程中各辅机的投、切及锅炉湿态转为于态运行时的操作步骤与冷态启动时相同

DL/T1683—2017

DL/T16832017

5.6.4.4升负荷率及蒸汽温度、蒸汽压力的控制按照温、热态启动曲线的要求执行。

5.7.1锅炉启动注意事项

5.7.2汽轮机启动注意事项

5.7.2.1汽轮机冲转前，转子应进行连续盘车，盘车时间应按制造厂的有关规定，至少不得少于2h～

DL/T 1683 2017

4h，尽可能避免中间停盘车，如发生益车短时间中断，则应重新计时。 5.7.2.2汽轮机冲转后，若盘车装置不能及时脱开，应立即打闸停机。 5.7.2.3汽轮机升速过程中若出现异常振动，应立即打闸，投入连续盘车，并全面检查、认真分析，查 明原因。当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4h，方可再次启动。 5.7.2.4汽轮机升速过程中应迅速平稳通过临界转速，在该范围内不应停留。 5.7.2.5汽轮机冲转过程中需要进行润滑油油泵切换的机组，切换前先检查确认主油泵进、出口油压正 常后才能进行。切换时先停运高压启动油泵，检查油压正常后停运交流润滑油泵，并投入自动联锁。 5.7.2.6控制汽缸金属温升率为1.0℃/min1.5℃/min，温降率为0.5℃/min~1.0℃/min，超过时应稳定 负荷，延长暖机时间。制造厂有具体规定时，按照其规定执行。 5.7.2.7汽轮机首次启动、大修后启动或长时间停机后启动，在升速和升负荷过程中应监视、记录汽缸 热膨胀是否均匀变化。如果发现滑销系统卡涩，应延长暖机时间或研究解决措施，防止汽缸不均匀膨 胀变形引起振动或碰磨。 5.7.2.8机组启动及带负荷过程中应注意主蒸汽、再热蒸汽温升速度正常，两侧蒸汽温度偏差一般不超 过17℃。 5.7.2.9汽轮机启动升速及低负荷运行过程中，注意高、低压缸排汽温度在正常范围内。当高压缸排汽 温度较高时可以通过增加高压缸进汽量或降低再热冷段蒸汽压力进行调节。当低压缸排汽温度超过 80℃时，应投入喷水减温装置。 5.7.2.10汽轮机启动及运行过程中注意轴封蒸汽温度与缸温应符合制造厂的相关技术规定。温态、热 态启动时应先投运轴封供汽再投运真空系统，轴封蒸汽的温度应与缸温相匹配。 5.7.2.11汽轮机启动及带负荷过程中应注意各高、中、低压疏水阀门及缸体疏水阀门的自动开启、关 闭情况是否正常，必要时转为手动操作。 5.7.2.12汽轮机启动及带负荷过程中应注意润滑油温度、压力及轴承回油温度是否正常。不同启动状态 和启动中的不同阶段对润滑油温度的要求不同，应在运行规程中根据制造厂相关技术规范具体规定。 5.7.2.13机组启动前后对凝汽器真空的要求应符合制造厂的技术规定，在运行规程中应明确规定。 5.7.2.14机组升负荷过程中辅助蒸汽汽源、除氧器汽源、给水泵汽轮机汽源进行切换时必须暖管、充 分疏水，避免发生水击。切换时应认真、仔细操作，尽量避免蒸汽压力波动和引起设备跳闸。 5.7.2.15进行给水泵并泵或切换时应尽量维持锅炉给水流量稳定，避免引起较大波动。 5.7.2.16对于抽汽回热系统各级加热器，当条件满足后应尽快切换至疏水逐级自流的运行方式，以提 高机组的经济性，同时也有利于降低凝结水泵的负载。 5.7.2.17温态、热态启动时，冲转参数的选择应严格按照制造厂提供的相应状态下的启动曲线执行， 冲转过程及升速率的设定也必须符合启动曲线要求。 5.7.2.18温态、热态启动时，机组并网后应根据汽轮机热应力的大小（金属部件温差）控制蒸汽温 度，禁止蒸汽温度大幅度波动，在热应力不超过限值的前提下可尽快升负荷，尽量避免机组在过低负 荷区域长时间停留。 5.7.2.19热态、极热态启动时，若胀差出现负向变化时，应在蒸汽温度呈稳定上升趋势及热应力不超 限值的前提下尽快增加机组负荷或提高轴封供汽温度，并注意监视胀差及调节级蒸汽温度的变化情 况，当胀差由负向转为正向变化、同时调节级蒸汽温度与缸温匹配时，改为正常升负荷率。 5.7.2.20升负荷过程中，要注意凝汽器、除氧器、加热器、闭式水箱、定子冷却水箱水位，各油箱油 位正常。

5.7.3发电机启动注意事项

5.7.3.1发电机检修后首次启动，应在升速过程中进行听声检查。 5.7.3.2发电机充氢过程中注意密封油系统各油箱液位及氢油差压是否正常，防止发电机进油。

DL/T 1683 2017

6.1机组运行调整的主要任务及目的

6.1.1机组运行调整的主要目的：满足电网负荷需求，确保机组安全稳定运行，保持运行参数正常、 汽水品质合格，提高机组效率及经济性，确保污染物排放达到GB13223的有关规定。 6.1.2按照机组正常运行控制参数限额，监视、调整机组运行工况，使机组各项主要运行参数符合规 定要求。 6.1.3按照电网负荷需求，及时调整机组负荷及运行工况，确保炉内燃烧状况良好，保持蒸汽温度、 蒸汽压力正常，维持机组安全稳定运行。 6.1.4按照规程规定进行设备的定期检查及维护。 6.1.5按照规程规定定时记录有关运行参数，并进行分析，确保机组安全、稳定、经济地运行。 6.1.6按照规程规定定期进行有关设备的切换及试验

6.2机组运行调整的主要参数及限额

6.2.1机组主要运行参数的限额应根据设备制造厂家的设计值及通过现场试验所确定的数据在运行规 程中予以明确规定。 6.2.2锅炉正常运行中需监视及调整的主要参数见附录A中表A.1。 6.2.3汽轮机正常运行主要参数及限额见附录A中表A.2。 6.2.4发电机正常运行主要参数及限额见附录A中表A.3。 6.2.4.1发电机各部位允许的温度限值见表1。

表1发电机各部位充许的温度限值

注1：发电机各部位温度具体限值因发电机冷却方式与结构等要求略有不同。 注2：氢温应低于水温3℃，防止结露。

a）发电机最高运行电压不得超过额定电压的110%，最低运行电压不得低于额定电压的 90%。当发电机电压下降至额定值的95%时，定子电流长时间允许运行的数值不得超过额 定值的105%。 b）发电机正常运行时应保持定子三相电流基本平衡，充许在电流不平衡的情况下运行，但三相电 流之差最大不允许超过额定值的10%，且最大一相不超过额定电流值。 c）当系统频率的变动范围在50Hz士0.2Hz时，发电机可按额定容量运行。 d）发电机的额定功率因数为0.9。当投入自动励磁调节器时，允许在不大于0.97（迟相）范围内 运行。 6.2.4.3发电机在事故情况下允许短时间过负荷运行，过负荷次数应按制造厂家要求执行，一般过负荷 次数每年不得超过两次。 6.2.4.4发电机短时允许的不平衡电流值应遵守制造厂的规定。无制造厂规定时，对氢冷机组，可按下 计算

表2发电机转子过负荷充许值及允许时间

7发电机气氢、油、水系统主要运行参数及限额

发电机氢、油、水系统主要运行参数限额应按照制造厂的规定执行，电厂运行规程中应对发电机

DL/T1683—2017

系统主要运行参数限额做出明确规定（参见附录

6.3.1.1各岗位运行人员应按运行规程的规定定时、准确抄录机组运行参数，并将机组发生的异常及操 作情况完整记录在值班日志内。 6.3.1.2严密监视机组运行状况及各运行参数的变化趋势，发现参数偏离正常值时应及时进行调整，不 得使参数超出正常运行调整范围。在参数未严重偏离正常值的情况下应尽量保持参数平稳变化，防止 大幅度调整造成参数振荡。 6.3.1.3机组正常运行中应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，运行人员应加强画面参数的巡视和运行参数的分析。当自动控 制系统或测量元件发生故障、机组发生异常使设备的参数超出自动控制系统的调整范围、设备非正常 方式运行超出自动控制系统设计能力，导致自动控制系统不能正常运行时，应立即将故障的自动控制 系统切换至手动控制，并进行适当的调整，确保运行参数正常。发现自动控制系统故障后应立即联系 热控人员进行处理。 6.3.1.4机组出现运行参数报警时应认真进行检查、核实、分析并积极进行调整，必要时应联系巡检人 员到就地进行核实、检查，严禁不加分析盲目复置报警。机组出现较多参数异常和报警时应立即组织 各方人员积极进行协作调整，在调整过程中应注意抓住主要矛盾和重要参数进行调整，待主要参数基 本调整正常后再逐一进行其他参数的调整。

3.2锅炉正常运行调整

6.3.2.1锅炉正常运行调整的任务：保持锅炉的蒸发量能够满足机组负荷的要求，维持炉内 好，在允许范围内调整各运行参数，使其在最佳工况下运行，确保锅炉安全、稳定、经济 组的正常使用寿命。

燃烧调整的目的：维持适宜的煤粉细度，通过合理配风和调整煤粉燃烧器组合方式，使煤粉射 流及时着火，确保炉内燃烧稳定，火焰呈光亮的金黄色，火焰不偏斜、不刷墙、具有良好的充 满度；同时使炉热负荷分配均匀，保证锅炉各级受热面不超温，避免结渣，并实现煤粉射流 的分级燃烧，减少不完全燃烧热损失和污染物的生成，从而确保锅炉运行的安全性、稳定性和 经济性。

b）燃烧调整的主要内容及注意事项：

1）炉膛出口过量空气系数调整：炉膛出口过量空气系数的改变主要是通过调整二次总风量来 实现。调整时以炉膛出口过量空气系数的设计值为基准，在±1%的范围内逐步改变炉膛出 口过量空气系数，测量、记录锅炉运行主要参数，并采取飞灰及炉渣样品，分析其可燃物 含量，通过综合对比分析，确定炉膛出口过量空气系数的最佳值，从而提高锅炉运行的经 济性。 2）煤粉细度的调整：对某一煤种而言，存在一个经济煤粉细度。经济煤粉细度主要取决于煤 的燃烧特性、锅炉燃烧方式、炉膛的热强度、炉的大小以及煤粉的颗粒特性（即均匀 性）。运行中应根据入炉煤煤质特性及时调整制粉系统运行工况，使煤粉细度达到或接近 于经济煤粉细度，以确保锅炉安全、稳定、经济地运行。运行中煤粉细度的调整主要通过 调节磨煤机出口分离器挡板开度（或旋转分离器转速）及磨煤机通风量来实现。对于中速 辊式磨煤机，当进入磨损中后期时，应及时调整磨辊加载力及磨辑、磨盘间隙：对于双进

c）汽轮机冲转过程中，可适当增加锅炉燃料量，以维持主蒸汽压力稳定。发电机并网后，随着机 组负荷的增加，高压旁路调节阀逐渐关小，当高压旁路调节阀完全关闭后，将汽轮机主控投自 动控制，机组以汽轮机跟随（TF）方式运行。在TF方式下，当主蒸汽压力与设定值偏差大 时，汽轮机将通过自动调整调门开度以维持主蒸汽压力稳定。 d）机组带初负荷运行时，应及时将给水主控、风量，燃料主控等主要控制回路投自动，机组以锅 炉输入控制（BI）方式运行。在BI方式下，应注意控制机组的负荷变化速率，以保证机组运 行的稳定性。 e）锅炉转干态运行后，及时将水煤比投自动，机组以汽轮机、锅炉协调控制（CC）方式运行。 在CC方式下，主蒸汽压力由机组负荷指令信号按照给定的滑压曲线、通过调整水煤比控制， 此时应注意控制机组负荷的变化幅度及速率，以保证主蒸汽压力、温度平稳增加。主蒸汽压力 达到额定值后，机组应及时转为定压运行方式，以确保机组运行的稳定性及经济性。 f）在任何情况下都禁止锅炉超压运行。当锅炉超压时应迅速减少燃料量并按比例降低给水流量， 适当升高机组负荷以降低蒸汽压力：蒸汽压力上升较快、超过规定值时应手动开启PCV阀降 压，防止弹簧安全阀动作。 2.4主蒸汽、再热蒸汽温度调整 a) 按照DL/T657的规定，正常运行中，机组负荷稳定时，过热蒸汽温度应维持在其额定值土3℃ 范围内，再热蒸汽温度应维持在其额定值主4℃C范围内。负荷变化时，过热蒸汽温度应维持在 其额定值士8℃范围内，再热蒸汽温度应维持在其额定值土10℃范围内。 b）主蒸汽温度主要通过调节锅炉的水煤比来调整，以过热器一、二、三级减温水作为辅助、精细 调节手段。锅炉转于态（即直流）运行后，启动分离器入口蒸汽应保持一定的过热度（或称为 中间点温度）。锅炉正常运行中，过热度（中间点温度）是煤量和给水量是否匹配的超前控制 信号，当其变化较大时，应适当调整水煤比，以维持主蒸汽温度正常。 c） 锅炉正常运行中启动分离器内蒸汽温度达到或接近饱和值时，是水煤比严重失调的表现，应立 即针对造成蒸汽温度异常的具体原因及时、果断地采取措施处理，如增加热负荷或降低给水 流量。如果是由于制粉系统运行方式或炉障热负荷工况不止常引起的，应对过热度（中间点 温度）进行修正，若炉膛工况暂时难以恢复正常或给水自动调节系统异常、通过修正不能将 启动分离器处过热度调整至正常值时，应解除给水自动进行手动调整。如果是由于启、停 制粉系统，燃煤的发热量发生剧烈变化，断煤或给煤机计重失灵等原因导致进入炉膛的热 量短时间内发生急剧变化时，应保持燃料不变，通过调整给水流量，控制中问点温度处于 合理值。 d）锅炉运行中应注意监视和调整各级过热器出口蒸汽温度，使其维持在设计值范围内，以保证过 热器各级减温水流量维持在设计值范围内，比例分配合理，并留有一一定的调节裕量，以备锅炉 运行中发生异常工况时及时调整、控制主蒸汽温度。 e) 再热蒸汽温度主要通过调节尾部前、后竖井烟道即低温再热器侧和低温过热器侧的调温烟气挡 板的开度来调整，再热器减温水作为备用调节于段。锅炉正常运行时，应保证低温再热器和低 温过热器侧的调温烟气挡板的开度之和为100%。当低温再热器侧调温烟气挡板已关至最小 位、低温过热器侧调温烟气挡板已开至最大而再热蒸汽温度仍然偏高时，应及时投入再热器减 温水，以保证再热蒸汽温度正常，同时应认真分析锅炉燃烧工况，查找再热蒸汽温度偏高的具 体原因并进行相应的调整。锅炉运行中，若主蒸汽、再热蒸汽温度自动调节系统发生故障，蒸 汽温度无法维持在正常值时，应将其切为手动控制，并迅速联系热控人员检查处理，尽快恢复 自动调节装置的运行。手动调整蒸汽温度时应平稳地进行操作，由于受热面系统存在较大的热 容量，蒸汽温度调节存在一定的惯性和延迟，所以每次调整后都应注意监视蒸汽温度变化情 况，并根据蒸汽温度变化趋势及时进行后续调整。禁止对各级减温水调节阀和调温烟气挡板进

DL/T 16832017

6.3.2.5锅炉高温受热面管壁温度的监视与

壁、过热器、再热器管壁温度不超限，以保证锅炉运行的安全性和高温受热面管子的正常运行寿 运行中影响锅炉高温受热面管壁温度的主要因素及调整手段如下： a）机组负荷变化。 1）机组负荷变化时，锅炉各部位受热面的吸热特性发生变化，受热面内的工质温度和受热面 的管壁温度随之发生变化。 2） 随着锅炉容量的增大，其受热面系统的热容量和惯性随之增大，若负荷变化速率过快，将 导致汽温、壁温发生大幅度的变化或超温，甚至诱发锅炉高温受热面管子内的氧化皮脱 落，导致受热面管子堵塞乃至超温、爆管，直接危及锅炉运行的安全性及稳定性。因此， 机组正常运行中增、减负荷时，应根据机组实际状况控制变负荷速率，保证蒸汽温度、蒸 汽压力及受热面壁温平稳变化，以确保锅炉安全、稳定地运行。 3）运行中调整机组负荷或蒸汽温度时，应在锅炉各级受热面管壁温度不超限的前提下进行。 在调整过程中应加强对锅炉各级受热面管壁温度的监视，发现管壁温度超限时应及时进行 相应的调整，必要时可适当降低蒸汽温度或机组负荷，认真查找、分析原因并进行处理。 b）给水温度变化。 1）给水温度降低会导致锅炉燃料量增加，炉膛吸热量随之增加，此时应注意调整启动分离器 处蒸汽过热度（中间点温度），保持蒸汽温度及受热面壁温正常。 2）机组正常运行期间，各加热器及除氧器加热应正常投入，以保证省煤器进口给水温度正 常。当有加热器投、停时，应严密监视启动分离器进口蒸汽温度、各段受热面蒸汽温度、 壁温变化情况，防止发生受热面管壁超温现象，必要时应适当降低机组负荷。 c）锅炉燃烧工况变化。 锅炉燃烧工况如火烙中心位置、配风方式、过量空气系数、煤粉细度、燃烧器组合方式及热负荷 配方式等发生变化时，都会对蒸汽温度及受热面壁温产生影响，运行中应注意监视炉内燃烧工况， 现燃烧工况异常时应及时进行调整，以保持蒸汽温度及受热面壁温正常。 d）入炉煤煤质特性变化。 入炉煤煤质特性变化较大时，会影响炉内燃烧工况及受热面吸热特性，蒸汽温度及受热面壁温也 发生变化，此时应加强对蒸汽温度及受热面壁温的监视，并根据其变化情况及时进行相应的调整。 e）受热面积灰、结焦。 1）受热面积灰、结焦会使受热面的传热特性发生改变，积灰、结焦严重时，会导致主蒸汽、 再热蒸汽温度升高，减温水量增加，过热器、再热器局部管壁温度升高甚至超温，严重影 响锅炉运行的安全性、稳定性及经济性。 2）燃用有结焦倾向的煤种时，应进行合理掺烧。运行中应加强对蒸汽温度、减温水量及各段 受热面壁温的监视，发现参数异常应及时分析原因，并进行燃烧调整，同时可采用定期吹

DL/T 16832017

持蒸汽温度及受热面壁温正常。 受热面管内结垢。 1）锅炉受热面管内结垢会严重影响受热面的传热特性，结垢严重时会导致受热面通流能力下 降，直接导致受热面超温甚至爆管。 2）运行中应严格按照规定控制凝结水、给水品质，并严密监视水汽品质。锅炉启动过程 中应严格按照规定进行冷、热态清洗，炉水、蒸汽品质完全合格后方可继续升温、升 压。锅炉湿态运行时，发现炉水、蒸汽品质不合格时应停止升负荷，增大给水量和疏 水量，待炉水、蒸汽品质合格后方可继续升负荷。此外，运行中应加强凝汽器铜管 （钛管、不锈钢管）的泄漏检测，发现凝结水Na+、CI、Ca2+、Mg2+及导电度明显增 加时应及时采取措施处理，处理无效时应及时申请停机，以避免锅炉受热面结垢导致 超温、爆管。 g）受热面管内氧化皮脱落、堵塞管子。借鉴国外的成熟经验，通过不断的实践研究，国内目前在 超（超）临界机组锅炉运行控制和维护方面总结出的防止锅炉高温受热面管内氧化皮脱落的主 要措施如下： 1）严格控制凝结水、给水品质，防正水汽品质恶化造成锅炉高温受热面管内发生氧化腐蚀。 2）严格控制机组升降负荷速率，防止蒸汽温度大幅度波动造成锅炉受热面管壁温度升降速率 过快，严禁超温运行。 3）过热器、再热器减温水手动调整时应平稳操作，避免减温水量大幅度变化导致过热器、再 热器管壁温度剧降，引起氧化皮脱落。 4）蒸汽吹灰器投用前应加强暖管和疏水，防止蒸汽带水导致受热面管子急速冷却，引起氧化 皮脱落。 5）定期对蒸汽含氢量进行测定，以评价受热面管内蒸汽氧化腐蚀程度，及早发现隐患并及时 采取措施处理。 6）尽量避免机组频繁启、停。 7）锅炉停运时严格按照规定进行保养，确保受热面管内不发生电化学腐蚀和氧化腐蚀。 8）锅炉正常停运时加强对高温过热器、再热器进行氧化皮的监督检查。检查项日包括胀粗 检查、变形检香、壁厚检查、外壁氧化皮剥落宏观检查、弯头氧化皮堆积情况检查，必 要时应安排割管检查，以对受热面管材进行垢量分析、金相组织性能分析以及内壁氧化 皮剥落倾向分析。通过以上检查，及时发现隐患并采取措施处理，防止其继续恶化，引 发严重后果。

a）锅炉受热面积灰、结焦直接影响锅炉运行的安全性、稳定性及经济性。炉膛、屏式过热器积 灰、结焦严重时，大量垮灰和大块焦渣掉落会导致锅炉燃烧不稳，甚至会造成砸坏冷灰斗水冷 壁管和锅炉灭火等严重后果：尾部烟道对流受热面和空气预热器积灰严重时，会导致排烟温度 异常升高、引风机出力增加、厂用电率升高，甚至会导致尾部烟道发生二次燃烧、影响锅炉出 力等问题。 b）锅炉吹灰是去除受热面积灰和结焦的有效手段。电厂应根据本厂锅炉吹灰器的运行设计参数， 结合燃煤煤质特性和锅炉实际运行状况，对吹灰器的运行操作程序、方法和维护制定具体明确 的规定，以确保锅炉吹灰效果，提高锅炉运行的安全性、稳定性及经济性。 锅炉吹灰时应注意以下事项： 1）锅炉吹灰应在确保炉内燃烧工况稳定的前提下进行，机组负荷低于500MW时禁止对炉膛 进行吹灰，以避免造成锅炉燃烧不稳。 2）蒸汽吹灰器投用前应进行充分的暖管和疏水，以防止吹灰蒸汽带水，导致受热面管材受损

DLV/T 16832017

3）燃气脉冲吹灰器投用时注意调整气压、流量以及燃气与空气的比例，以保证吹灰效果。 4）锅炉启动过程中应加强尾部烟道对流受热面和空气预热器的吹灰，以防止发生积灰、堵灰 和二次燃烧现象。 5）锅炉大负荷连续运行时应严密监视蒸汽温度、壁温、减温水流量、排烟温度等运行参数， 并加强就地检查，以分析判断受热面积灰、结焦状况。发现受热面有积灰、结焦现象时应 增加吹灰频率；受热面局部积灰、结焦时可采用定期吹灰和选择性吹灰相结合的方法进行 吹灰。 6）程序控制吹灰时应注意监视各吹灰器的运行状况，确认其进退正常。当吹灰器运行过程中 发生故障、不能正常退出时，应维持其汽源正常，并迅速设法将其退出，防止吹损受热面 或烧毁吹灰器。 7）切实加强吹灰器的维护工作，发生故障的吹灰器应及时检修、恢复投用

6.3.3汽轮机正常运行调整

6.3.3.1除氧器水位调整

a）正常运行时原则上应尽量维持除氧器在自动控制方式下运行，在自动控制系统调节品质不理想 或被强制手动的情况下可手动进行调整。手动调整时应对主凝结水流量、主给水流量、除氧器 水位进行比较，并考忠到高压加热器疏水的流量（至除氧器或凝汽器），进行操作。在调节过 程中应注意与除氧器进汽量（四抽或冷段来汽）的匹配，防止造成除氧器失压或超压，并维持 凝汽器补水、水位正常。除氧器水位调整至正常值稳定后，检查确认除氧器水位主、副调节门 动作正常，无“强制手动信号”后将水位主、副调节门投自动，并监视、确认水位主、副调节 门自动调节跟踪正常。 b）在除氧器水位主、副调整门机械故障无法操作时，可用其旁路电动门调整除氧器水位，操作方 法与注意事项同上。

6.3.3.2除氧器压力调整

a）正常运行时四抽供除氧器电动门在全开状态，当四抽压力满足除氧器进汽要求时，应及时平稳 地切至四抽供汽，避免两路进汽止回门频繁动作，除氧器进入滑压运行，除氧器压力随机组负 荷的升高而升高。 b）在除氧器投加热过程中，应根据加热要求的温度以及辅助蒸汽的供汽能力进行手动调节（注意 除氧器升温、升压速率和幅度符合制造厂的技术规定）。当辅助蒸汽供汽温度超过300℃时， 确认辅助蒸汽至除氧器管道疏水门升启，升启辅助蒸汽全除氧器电动门，梢升辅助蒸汽至除氧器 压力调节门，保持除氧器压力不超过0.05MPa。注意监视供汽管道振动情况。根据凝结水量，逐 新开大辅助蒸汽至除氧器压力调节门，注意应缓慢提升除氧器压力DB11T 072-1997 霓虹灯电子变压器，防止除氧器因汽水压力不匹 配而振动，以便均匀加热给水。在除氧器压力升至其运行定值稳定后，检查辅助汽至除氧器压 力调节门无“强制手动信号”后，将调节门投自动，监视其自动跟踪进入定压运行状态。 c）除氧器滑压运行时应严密监视凝结水量与机组负荷的匹配情况，防止造成除氧器失压或超压。

6.3.3.3高、低压加热器水位调整

a）高、低压加热器水位高于事故水位设定值时，检查其事故水位调节门应自动开启调节，如其未 自动开启应手动开启。正常疏水调节门跟踪不正常时应解除自动，手动调节。 6 在调节过程中应注意机组负荷变化和各加热器的水位变化情况，同时应保持各级高压加热器压 差，然后进行综合处理并注意保持除氧器压力、水位和凝汽器水位稳定。调节时应保持加热器

水位不低于正常值低限，防止造成对加热器管壁及疏水冷却段的冲刷。 c） 当加热器水位升高至紧急切除保护设定值时，应检查保护联锁动作正常，加热器解列，事故疏 水调节门开启正常，否则手动开大事故疏水调节门，降低加热器水位。 d）加热器水位手动调节至接近正常值时，在无“自动强制手动”信号和机械故障的情况下，应及 时投入水位自动，监视确认加热器水位调节正常、平稳。

6.3.3.4氢气温度调整

a）机组正常运行时，发电机氢气温度控制应投自动，各组氢气冷却器出口氢气温度及温差应符合 制造厂的技术规定，机组停用后，随着氢气温度的下降应及时关闭氢气冷却调节门和氢气冷却 器进、出水门，以防发电机过冷。 b）在机组负荷稳定的情况下，如氢气温度调节门开度过大，应检查冷却水温度是否正常，就地检 查氨气冷却器水侧进、出口门、调节门状态是否正确，并根据实际状况进行综合处理。 c）机组启动前，应对氢气冷却器及闭式冷却水管路进行注水，排尽空气，氢气冷却器闭冷水调节 门保持关闭，调节门前后隔离门开启。在机组启动过程中，当氢气冷却器入口氢气温度超过 40℃时，及时投入氢气冷却器闭式冷却水调节门自动控制。

JB/T 8354.1-2013 抛喷丸清理及强化用金属磨料 第1部分：钢丝切丸6.3.3.5润滑油温度调整