DL／T 1683-2017 标准规范下载简介

DL／T 1683-2017 1000MW等级超超临界机组运行导则简介：

DL/T 1683-2017《1000MW等级超超临界机组运行导则》是中国电力行业的一项重要技术标准，主要为1000MW等级超超临界火力发电机组的运行、维护和管理提供指导。超超临界机组是目前世界上效率最高、技术最先进的火力发电机组之一，其运行的稳定性和经济性对电力工业的发展具有重要意义。

该导则的主要内容包括以下几个方面：

1. 机组概述：对1000MW等级超超临界机组的结构、工作原理以及主要设备进行介绍，帮助运行人员理解和掌握机组的基本特性。

2. 运行管理：规定了机组运行的组织机构、运行人员的职责、运行值班制度等，确保运行的有序进行。

3. 运行操作：详细描述了机组的启停操作、正常运行操作、异常处理等操作规程，保证运行的正确和安全。

4. 设备维护：指导了对各设备的定期检查、维护和故障处理，以延长设备寿命，降低故障率。

5. 安全管理：强调了运行过程中的安全问题，包括防火、防爆、防泄漏等，确保人员和设备的安全。

6. 节能环保：提出了节能减排的运行策略，以降低对环境的影响。

7. 技术改造与技术监督：对机组的技术改造和设备的技术监督进行了规定，保证技术的持续进步和设备的正常运行。

在实际运行中，遵照该导则操作，可以有效提高机组的运行效率，降低运行成本，保障电力供应的稳定，同时也有利于环境保护。

DL／T 1683-2017 1000MW等级超超临界机组运行导则部分内容预览：

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

鲁班奖安装工程要点示范图片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，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。

6.3.3.5润滑油温度调整

a）运行中应确保机组润滑油温度正常，在调节过程中应根据汽轮机转速变化及时进行调整，汽轮 机转速在3000r/min时，将冷油器调节门投入自动。 b）在机组负荷、冷却水温度没有变化，冷油器温度调节门开度正常的情况下，如果润滑油温升 高，应检查冷油器水侧进出、口压差是否过人、冷却水门状态是否正确，及时进行调整，调整 无效时切换备用冷油器运行。 c）手动调节润滑油温时应遵照勤调、小幅的原则进行调整，防止使润滑油温度波动过人，导致机 组振动过大、轴承温度异带。

6.3.4发电机正常运行时的监视与调整

6.3.4.1发电机正常运行时应按运行日志的内容每小时抄表一次。 6.3.4.2应严格监视各种参数符合规定值，发生异常时应采取相应措施，进行必要的操作调整。 6.3.4.3根据调度下达的负荷曲线和系统电压情况，合理、经济地调整发电机有功、无功负荷， 6.3.4.4正常运行中应定期对发电机及其所属设备全面检查一次，对发电机定子绕组、定子铁芯和进出 水、进出风温度每小时必须检查一次。当外部发生故障或发电机有缺陷时，应加强监视与检查。 6.3.4.5当负荷大于75%额定值时应对照分析发电机水温和线棒温度，如发现同一种水支路出水测温 元件温差达到8K或层间测温元件温差达10K时，应加强监视；如温度继续上升，同一种水支路出水 测温元件温差达到12K或层间测温元件温差达14K时，应降低机组负荷使温差或温度低于限值，并核 对读数的正确性。如确属内部问题则应立即停机检查。 6.3.4.6在低于75%额定负荷运行时，如发现同一种水支路出水测温元件或层间测温元件温差达6K 时，应加强监视，及时查找原因并处理。 6.3.4.7发电机的电压、电流、频率及功率因数应满足GB/T7064的有关规定。 6.3.4.8在未进行特殊的温升试验前，发电机不允许超过铭牌的额定值运行。 6.3.4.9发电机设有内部放电监测无线装置时，可通过装在发电机中性点接地线上的频率变送器监视发 电机绕组或其他带电部件的机内局部放电事故。当放电量达到或超过发电机厂家规定值时，应汇报值 长，必要时应停机检查。 6.3.4.10发电机在空气状态下及定子绕组无水流过情况下不得加励磁

6.3.4.11正常运行中，发电机4只氢气冷却器都要投入运行。当一组氢气冷却器退出运行时，发电机 允许带80%额定负荷连续运行。 6.3.4.12发电机氢气冷却器出口氢气温度正常应控制在35℃～46℃之间，发电机定子绕组进水温度应 控制在45℃～50℃，正常情况下应保持发电机定子绕组进水温度大于进氢温度5℃。 6.3.4.13发电机氢压降至额定值的95%时，应进行补氢，提高氢压。补氮结束时，氢压不得超过允许 值的上限。发电机氢压低于额定值运行时，其负荷应控制在相应的出力曲线允许值内，并注意监测发 电机各测温点的温度。 6.3.4.14发电机内氢气纯度应大于或等于98%，在额定氢压下露点温度应控制在一25℃~一5℃：否 则，应进行排污和补充新鲜氢气，以降低湿度，恢复正常值。 6.3.4.15检漏计、湿度计和自动测温装置指示应在正常范围内；否则，应查明原因进行相应处理。 6.3.4.16发电机的特殊检查和维护 a）当发电机处于充氢状态时，必须始终投入空气侧回油箱的排烟风机运行，以防止回油中的氢气 进入主油箱。 b）当封闭母线外套内氢气含量大于1%时，应立即查明原因。 c）应严密监视密封油系统运行状况，发电机漏氢量应满足DL/T607的有关规定，如果漏氢量突 然增加应立即查明原因。 d）在正常运行中如发现有个别线棒或层间温度偏高，在有停机机会时应对定子进行反冲洗。 e）如果定子冷却水电导率突然增高，应立即检查水冷器或补充新水

6.4机组运行控制方式

6.4.1汽轮机、锅炉协调控制（CC）方式

汽轮机、锅炉协调控制方式机是机组正常运行方式。机组负荷指令同时送给锅炉和汽轮机，以便 使输入给锅炉的能量能与汽轮机的输出能量相匹配。汽轮机调节汽门控制将直接响应机组负荷指令， 锅炉输入指令将根据经主蒸汽压力偏差修正的机组负荷指令形成。在这种方式下机组能稳定地运行， 因为汽轮机调节汽门能快速响应负荷需求指令并且锅炉负荷指令也会快速地改变。所以这种控制方式 可以尽可能地满足电网的需求

6.4.2锅炉跟踪控制（BF）方式

当汽轮机主控在手动、锅炉主控在自动时即为锅炉跟踪控制方式。在这种运行方式下《钢结构工程施工规范 GB50755-2012》，锅炉控制 主蒸汽压力，机组负荷通过运行人员手动改变汽轮机主控输出来调整

3锅炉输入控制（BI）

当汽轮机主控在自动、锅炉主控在手动时即为锅炉输入控制方式。在这种运行方式下，锅炉的输 入指令是由运行人员手动操作给出的，即机组负荷的改变是由运行人员手动调整锅炉的输入指令来完 成的，汽轮机主控根据主蒸汽压力偏差自动地设置去汽轮机调节汽门的控制指令，以调节主蒸汽压 力。在这种运行方式下，由于直接调整锅炉的输入，机组运行将会比较稳定，但机组在响应负荷指令 方面却不如汽轮机、锅炉协调控制方式和锅炉跟踪方式那么迅速

6.4.4锅炉手动控制（BH）方式

在机组启动和停止期间通常采用锅炉手动控制方式。当锅炉在干态方式运行期间给水控制切换至 手动或锅炉在湿态方式运行期间燃料量控制切换到手动时《实心聚乙烯绝缘柔软射频电缆 GB/T 14864-2013》，控制系统会自动地切换为这种方式。在这

DL/T1683—2017 蒸汽压力。

6.5.1锅炉手动控制（BH）方式下机组负荷的调整