运行维护项目岗位职责任职要求

篇2：运行维护岗位职责工作内容

运行维护岗位岗位职责

岗位职责:

1.对产品工艺流程的安排,跟踪,作业文件的编写

2.对在线的不良问题分析,处理,并制定有效的临时改善措施及长久改善措施

3.对作业人员工艺方法的培训,考核

4.生产线体工时测算、线体平衡率提升、产能良率提升的改善

5.产品追溯系统的基础数据维护,运行维护

岗位要求:

1.大专及以上学历,电子或相关专业;

2.2年以相关职位工作经验,有外企电子工艺工作经验者优先;

3.熟悉电子产品的生产工艺流程;

4.熟悉使用AD10,protel99,solidworks;

5.有团队意识及合作精神。

此岗位将提供具有市场竞争力的薪资区间。

运行维护岗位岗位

篇3：SF6开关设备运行维护和检修管理规定

1.总则

1.1为了加强SF6设备管理、运行维护管理和检修管理，特制定本规定。

1.2本规定SF6开关设备是指以SF6气体作为灭弧或绝缘介质的电气设备，主要包括组合电器（GIS）、SF6断路器、SF6负荷开关等设备。

1.3本规定编制依据：

1.3.1国家电力行业标准(DL/T603-1996)《气体绝缘封闭开关设备运行及维护规程》；

1.3.2国家电力公司国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（2000）；

2.运行基本技术要求

2.1运行人员经常进入的户内SF6设备室，每班至少通风一次，换气15分钟，换气量应大于3-5倍的空气体积，抽风口应安装在室内下部；对工作人员不经常出入的设备场所，在进入前应先通风15分钟。

2.2运行中GIS对于运行、维修人员易触及的部位，在正常情况下，其外壳及构架上的感应电压不应超过36V。其温升在运行人员易触及的部分不应超过30K；运行人员易触及但操作时不触及的部分不应超过40K；运行人员不易触及的个别部位不应超过65K。

2.3SF6开关设备巡视检查，运行人员每天至少一次，无人值班变电所按照省电力公司《无人值班变电所运行导则》规定进行巡视。巡视SF6设备时，主要进行外观检查，设备有无异常，并作好记录。内容包括：

2.3.1断路器、隔离开关、负荷开关、接地开关的位置指示正确，并与当时实际工况相符。

2.3.2现场控制盘上各种信号指示、控制开关的位置及盘内加热器是否正常。

2.3.3通风系统是否正常。

2.3.4各种压力表，油位计的指示值是否正常。

2.3.5断路器、负荷开关、避雷器的动作计数器指示值是否正常。

2.3.6外部接线端子有无过热情况。

2.3.7有无异常声音或异味发生。

2.3.8各类箱、门的关闭情况是否良好。

2.3.9外壳、支架等有无锈蚀、损伤，瓷套有无开裂、破损或污秽情况。

2.3.10各类配管及阀门有无损伤、锈蚀，开闭位置是否正确，管道的绝缘法兰与绝缘支架是否良好。

2.3.11有无漏气（SF6气体、压缩空气）、漏油（液压油、电缆油、机油）现象.

2.3.12接地是否完好。

2.3.13压力释放装置防护罩有无异样，其释放出口有无障碍物。。

2.4对气动机构三个月或每半年对防尘罩和空气过滤器清扫一次。防尘罩由运行人员处理，空气过滤器由检修人员来做，运行人员应及时作好联系工作。空气储气罐要每周排放一次积水。运行人员负责每二周检查空气压缩机润滑油油位，当油位低于标志线下限时应及时补充润滑油。做好空气压缩机的累计启动时间和次数记录。空气压缩机寿命一般在2000小时，记录该数据可作为检修的依据。若在短期内空气压缩机频繁起动，说明有内漏，运行人员应及时报检修进行消缺。

2.5对液压机构应每周打开操动机构箱门检查液压回路有无漏油现象。夏季高温期间，由于国产密封件质量不过关易发生泄漏的，应特别加强定期检查工作。做好油泵累计启动时间记录，平时注意油泵起动次数或打压时间，若出现频繁起动或打压时间超长的情况，需要及时与检修人员联系进行处理。

3.维护、检修基本技术要求

3.1SF6设备维护、检修包括：定期维护检查（小修）、临时检查（临修）及大修。

3.2SF6设备维护、检修原则：国产SF6断路器，除临时检修外，一般情况下每隔1-2年进行机构小修维护，每隔5-6年机构大修一次；对同类型、同一时期出厂的SF6断路器，每隔10-13年对灭弧室进行抽样解体（与制造厂协商），视状况确定检修范围。中外合资（设备主件进口）、进口SF6断路器，按制造厂说明书规定进行检修。只有当运行时间较长（10年以上）且生产厂家有明确规定需要时，或运行中出现事故、重大异常情况时，方考虑进行解体大修。

3.3SF6设备定期维修检查（小修），除操动机构外，不对SF6设备进行分解工作，内容包括：

3.3.1对操动机构进行详细的维修检查，清扫设备本体，处理漏油、漏气或某些缺陷，更换某些零部件。

3.3.2检查辅助开关。

3.3.3检查或校验压力表、压力开关、密度继电器或密度压力表。

3.3.4检查传动部位及齿轮等的磨损情况，对转动部件添加润滑剂。

3.3.5断路器最低动作压力与动作电压试验。

3.3.6检查各种外露连杆的紧固情况。

3.3.7检查接地装置。

3.3.8必要时进行绝缘电阻、回路电阻测量。

3.3.9油漆或补漆工作。

3.3.10清扫GIS外壳，对压缩空气系统排污。

3.4

SF6设备临时性检查（临修）：断路器达到规定的开断次数或累计开断电流值时；当发现有异常现象或GIS内部发生故障时；GIS处于全部或部分停电状态下，对断路器或其他设备进行的分体检修，其内容与范围应根据运行中发生的问题而定，这类分解检修宜由制造厂负责完成。

3.5检修人员应按制造厂要求定期更换空气压缩机润滑油。

4.SF6气体的质量监督

4.1SF6新气的质量监督

4.1.1SF6新气到货后，应检查是否有制造厂的质量证明书，其内容包括生产厂名称、产品名称、气瓶编号、净重、生产日期和检验报告单。

4.1.2SF6新气到货后，充入设备前应按GB12022验收。抽检率为十分之三。同一批相同出厂日期的，只测定含水量和纯度。

4.1.3国外进口的新气，亦应进行质量复试，可按IEC新气标准或生产厂的国家标准验收。

4.1.4SF6气体在充入电气设备24小时后，方可进行试验。

4.2运行中SF6气体的监督

4.2.1

SF6设备补气：如遇不同生产厂家的气体需混用时，符合新气体的质量标准的气体均可以混合使用；补气时应注意接头和管路的干燥。在运行或检修中，若发现SF6设备内部的SF6气压有异常降低或报警（经温度变化曲线校正后），应首先查明漏气点并将缺陷处理完毕后，方可补充SF6气体，并作好记录。

4.2.2

SF6气体泄漏检查(检漏试验)：泄漏测试可分为定性、定量检漏两种方式，定性检漏仅作为判断试品漏气与否的一种手段，是定量检漏的预检。原则上优先推荐采用定量检漏（包括挂瓶法、局部包扎法），其标准为年泄漏率小于1%。若生产厂家有明确保证不必定量检漏，则可用灵敏度不低于10~6毫升/秒的定性检漏仪测试，若有报警现象，则必须采用局部包扎法进行定量检漏。

4.2.3

SF6气体湿度检测（微水试验）：SF6断路器、负荷开关内部（有电弧分解的气室），SF6气体含水量标准为：交接和大修后不大于150ppm，运行中不大于300ppm；其他设备内部（无电弧分解的气室），SF6气体含水量标准为：交接和大修后不大于250ppm，运行中不大于500ppm。试验中须特别注意连接管路和接头的干燥，以防止将潮气带入设备内部。同时填写记录时须注明试验当时的温度、使用的仪器型号，因为环境温度不同、使用仪器的不同，对同一台设备测试的结果会产出一定的差异。

5.电气试验

5.1GIS出厂试验项目

5.1.1外壳压力试验；

5.1.2接线检查；

5.1.3辅助回路及控制回路绝缘试验；

5.1.4断路器、隔离开关、接地开关机械试验和机械操作试验；

5.1.5电气、气动的辅助装置试验；

5.1.6主回路导电电阻测量；

5.1.7密封性试验（SF6泄漏试验，空气泄漏试验）；

5.1.8局部放电试验；

5.1.9主回路及辅助回路耐压试验；

5.1.10终检。

5.2SF6断路器和GIS交接时预防性试验项目

5.2.1SF6气体湿度试验及气体的其他检测项目；

5.2.2SF6气体泄漏试验；

5.2.3辅助回路及控制回路绝缘电阻测量；

5.2.4主回路耐压试验；

5.2.5辅助回路及控制回路交流耐压试验；

5.2.6断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tgδ；

5.2.7合闸电阻值和合闸电阻投入时间；

5.2.8断路器的分、合闸速度特性；

（若制造厂家有明确质量保证不必测量速度，则现场试验可免测分、合闸速度）

5.2.9断路器分、合闸不同期时间；

5.2.10分、合闸电磁铁的动作电压；

5.2.11导电回路电阻测量；

5.2.12分、合闸直流电阻测量；

5.2.13SF6密度监视器(包括整定值)检验；

5.2.14压力表校验（或调整），机构操作压力（气压、液压）整定值校验，机械安全阀校验；

5.2.15操动机构在分闸、合闸、重合闸下的操作压力(气压、液压)下降值；

5.2.16液(气)压操动机构的泄漏试验；

5.2.17油(气)泵补压及零起打压的运转时间；

5.2.18液压机构及采用差压原理的气动机构的防失压慢分试验；

5.2.19闭锁、防跳跃及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作性能；

5.2.20GIS中的电流互感器、电压互感器和避雷器试验；；

5.2.21测量绝缘拉杆的绝缘电阻值；

5.2.22测量断路器分、合闸线圈的绝缘电阻值；

5.2.23GIS的联锁和闭锁性能试验；

5.3大修后试验项目：5.3.1~5.3.23，其中5.3.9、5.3.10、5.3.15、5.3.18适用于机构大修后。

5.4定期检查维护试验项目：5.3.1、5.3.3、5.3.6、5.3.7、5.3.10、5.3.11、5.3.16、5.3.17

6.设备评级和缺陷管理

SF6设备评级和缺陷管理按有关规定进行。

篇4：汽轮机正常运行中的维护

7.正常运行维护及定期工作

7.1.汽轮机正常运行中的维护

7.1.1.运行中应经常检查机组运行情况和监视主要参数表计指示，当出现异常要进行检查、核实、分析、汇报并积极进行调整，必要时联系人员到就地进行核实、检查，禁止不加分析盲目复置报警；

7.1.2.严格执行巡回检查制度，定期检查各辅助系统、设备运行情况，当发现设备声音、轴承振动、轴承温度、油温、回油油流、油质有异常时，应分析查明原因，及时处理汇报；

7.1.3.为保持油质良好，应经常检查轴封系统运行情况，轴封自动调整应可靠正常，润滑油净化及EH油过滤装置应经常连续投入运行；

7.1.4.凡具备投入自动控制条件的设备均应将其投入自动方式运行。自动装置出现故障时，应立即切至手动控制，维持参数在允许范围内，并及时联系热控处理；

7.1.5.主设备及主要辅机和辅助设备的联锁、保护应正常投入，且定值正确，如需修改保护定值或退出保护必须得到总工程师批准；

7.1.6.经常检查主机DEH、小机MEH、OVATION控制系统工作正常，发现异常情况及时联系热控人员分析处理；

7.1.7.经常检查备用辅机处于良好备用状态，油质、油位及电机绝缘良好正常；

7.1.8.在下列情况下应特别注意机组运行情况：

7.1.8.1.负荷急剧变化时；

7.1.8.2.蒸汽参数或真空急剧变化时；

7.1.8.3.汽轮机内部有不正常声音时；

7.1.8.4.系统内部发生故障时。

7.1.9.定期抄表，加强运行分析，及时合理调整运行方式，确保机组安全、经济运行；

7.1.10.设备运行中发现缺陷，及时汇报并做好记录，对威胁人身、设备安全的缺陷应做好事故预想；

7.1.11.新投入运行的设备要加强巡检和监视；

7.1.12.按定期试验制度做好设备定期试验和各项定期工作；

7.1.13.定期对机房的消防设施进行全面检查，发现问题及时联系处理。

7.2.汽轮机正常运行的监控

5.1.1.汽轮机正常运行限额

项目单位正常允许范围报警值停机/跳闸值

主蒸汽压力MPa24.2≯1.01

主蒸汽温度℃538≯546

再热蒸汽温度℃566≯574

高缸排汽温度℃371.1428

高缸调节级压力/排汽压力1.81.734

低缸排汽温度℃<79.579.5121

凝汽真空kPa<5.8818.620.3

上下缸温差℃41.755.6

主再蒸汽左右温差℃<14

主再热蒸汽偏离额定工况的温差℃<28<42

低压缸间温差℃1116.5

高低压凝器压差kPa10.111.8

轴封母管压力kPa24.120.7~31.1

轴加负压kPa-0.689-0.498~-0.749

轴封母管汽温过热度℃≥14

高中压轴封处蒸汽金属温差℃≯85≯111

低压轴封温度℃149121~177

轴向位移mm±0.9±1.0

高压差胀mm-3.8/+9.52-4.56/+10.28

低压差值mm-0.26/+15.24-1.02/+16.0

轴振动?m<76<125125254

偏心度mm0.076

主油泵进口压力MPa0.069~0.31

主油泵出口压力MPa2.211~2.625

顶轴油压力MPa14~16

润滑油压力MPa0.096~0.1240.048

润滑油温度℃38~49

轴承回油温度℃≯717782

径向轴承金属温度℃66~107107113

推力轴承、发电机、励磁机径向轴承

金属温度℃<8599107

主油箱油位（油箱顶部为0位）mm-1333-1180.6H

-1485.4L-525HH

-1750LL

抗燃油箱油位（油箱底部为0位）mm650914.4H

438.15L

295.15LL193.55LLL

联锁停泵

抗燃油温度℃38~6065/21

抗燃油压力MPa1412.41~15.179.3

抗燃油滤网差压MPa<0.690.69

高压蓄油器压力MPa8.96>8.27

低压蓄油器压力MPa0.21>0.16

接口隔膜阀油压MPa0.69~0.930.34

发电机氢压MPa0.40.30~0.54≤0.38

≥0.44

密封油/氢差压kPa84≥5635

空/氢侧密封油

差压Pa≤490

密封油温度℃4540~49<40>49

氢侧密封瓦出油温度℃≤65.5

空侧密封瓦出油温度℃≤55.6

空氢侧密封油温差℃<2.2

冷氢温度℃4640~48<40>50

热氢温度℃45~80

氢气纯度%>98氢侧密封停运时>90

正常>9590

定冷水流量m3/h10580%额定流量70％额定流量，延时30s

定冷水进出水差压MPa0.15~0.2高于正常值0.035

定冷水进水导电度us/cm0.5~1.55H

9.5HH

离子交换器出口导电度us/cm0.1~0.41.5H

定冷水进水温度℃大于冷氢温度45~5053

定冷水出水温度℃≤8085

氢水差压KPa>3535

凝水储水箱

水位mm

凝汽器水位mm600150LL

970HH

除氧器水位(中心为0)mm-900LL

900HH

1100HHH

低加

水位#1(中心为0)mm-554H

-630L-454HHH

-504HH

#2(中心为0)mm-554H

-630L-454HHH

-504HH

低加

水位#3(中心为0)mm-480.5H

-556.5L-392.5HHH

-442.5HH

#4(中心为0)mm-491H

-567L-391HHH

-441HH

高加

水位#6(中心为0)mm-690H

-766L-590HHH

-640HH

#7(中心为0)mm-727.5H

-803.5L-627.5HHH

-677.5HH

#8(中心为0)mm-785H

-861L-685HHH

-735HH

闭冷水箱水位mm800L

2000H500LL

闭冷水温度℃<37℃

7.2.1.电泵运行参数

项目单位正常报警值停泵或跳闸

液力偶合器径向轴承温度℃9095

液力偶合器推力轴承温度℃9095

主泵径向轴承温度℃7590

主泵推力轴承温度℃7590

电机径向轴承温度℃8590

前置泵径向轴承温度℃7590

电机定子线圈温度℃125130

主泵泵体温差℃27.8（闭锁启动）

前置泵机械密封循环液温度℃8095

工作油冷油器进口油温℃110130

工作油冷油器出口油温℃40～707585

润滑油冷油器进口油温℃7075

润滑油冷油器出口油温℃40～455560

工作油压力Mpa0.2

润滑油压力Mpa0.25～0.350.17（闭锁启动）0.08

0.15（联起油泵）/0.22（联停油泵）

润滑油滤网差压Mpa<0.080.08

主泵密封水差压Mpa

主泵密封水回水温度℃<80

主泵入口滤网差压Mpa0.06

7.2.2.汽泵及小机运行参数

项目单位正常报警值停机或跳闸值

转速rpm53706000/6100

低压进汽压力（TMCR）Mpa0.9747

低压进汽温度（TMCR）℃358.8

高压进汽压力（TMCR）Mpa4.179

高压进汽温度（TMCR）℃288

小机排汽压力Mpa（a）<0.01350.040.07

小机轴向位移mm0.560.8

小机转子振动um6080

小机润滑油温℃42～48

润滑油滤网差压Mpa0.08

工作油滤网差压Mpa0.08

小机润滑油压Mpa0.250.150.08

小机速关油压Mpa0.80.15

小机工作油压（油泵出口）Mpa0.90.8

小机抗燃油供油压力Mpa146

小机推力轴承温度℃105120

小机径向轴承温度℃105120

轴承回油温度℃50～65

主泵径向轴承温度℃7590

主泵推力轴承温度℃7590

主泵泵体温差℃27.8（闭锁启动）

前置泵机械密封循环液温度℃8095

主泵润滑油压力Mpa0.12（闭锁启动）0.05

前置泵径向轴承温度℃7590

前置泵电机线圈温度℃125130

前置泵电机径向轴承温度℃8590

主泵密封水差压Mpa

主泵密封水回水温度℃<80

主泵入口滤网差压Mpa0.06

7.2.3.润滑油品质

L-TSA32汽轮机油

项目单位质量指标实际值

铜片腐蚀（100℃，3h）级≤11b

机械杂质无无

闪点（开口）℃≥180226

水分无无

倾点≤－7－18

泡沫倾向/泡沫稳定性（24℃）mL/mL≤450/05/0

泡沫倾向/泡沫稳定性（93.5℃）mL/mL≤100/010/0

抗乳化性（40－37－3ml，54℃）min≤158.3

空气释放值（50℃）min≤51.4

密度（20℃）kg/m3855.7

运动粘度（40℃）mm2/s28.8～35.232.50

粘度指数≥90108

沉淀物％0.28

氧化安定性（酸值达2.0mgKOH/g）h≥30005223

中和值mgKOH/g0.10

总氧化产物％12.7

7.2.4.抗燃油品质

项目单位数值

粘度ASTMD445-72

38℃时的赛波粘度（Saybolt）s220

99℃时的赛波粘度（Saybolt）s42.8

粘度指数

比重16℃时1.142

最大含水量％0.1

最大含氯量ppm50

最低闪点℃235

燃点℃352

自燃温度℃593

酸指数mgKOH／g0.1

最大发泡ml25

最大色度1.5

颗粒分布试行2级

水解稳定性（48小时）合格

最小电阻值Ω／cm10×109

热膨胀系数16℃时0.00038

38℃时0.00038

夹杂空气分钟1

7.2.5.小机润滑油品质试车用油：ISOVG46汽轮机油

7.2.6.电泵润滑油品质

项目单位数值

50℃时的粘度Mm2/s16～29

20℃时的密度Kg/dm30.9

最低闪点℃150

最高凝固点℃-5

最大含灰量％0.05

最大强碱度mgKOH／g0.3

强沥青％0

7.2.7.汽水品质

7.2.7.1.主蒸汽品质

项目单位运行指标

标准值理想值

酸电导25℃?S/cm＜0.20（CWT）

≤0.30（AVT）＜0.10（CWT）

≤0.30（AVT）

溶解氧?g/kg30～200（CWT）50～150（CWT）

二氧化硅?g/kg＜10＜5

钠?g/kg＜5＜2

铁?g/kg＜10―

铜?g/kg＜2＜1

7.2.7.2.主蒸汽品质启动及异常时的限制

项目单位限制级别1限制级别2限制级别3限制级别4

酸电导25℃?S/cm≥0.2＜0.35≥0.35＜0.5≥0.5＜1.0≥1.0

钠?g/kg≥5＜10≥10＜15≥15＜20≥2.0

硅?g/kg≥10＜20≥20＜40≥40＜50≥5.0

铁?g/kg≥20＜30≥30＜40≥40＜50≥5.0

铜?g/kg≥2＜5≥5＜8≥8＜10≥10

每次异常允许时间h≤100≤24≤40

每年累积的时间h/a≤2000≤500≤800

机组起动期间蒸汽品质参数应低于限制级别2中的数值。

限制级别4中的数值表示蒸汽品质已严重恶化，并会导致损坏汽轮机（腐蚀和/或杂质沉积），

应作故障停机处理。

7.2.7.3.给水品质

项目单位启动指标

AVT运行指标

标准值理想值

酸电导25℃?S/cm≤0.3＜0.2＜0.10

PH9.0～9.59.0～9.5（AVT）

8.0～9.0（CWT）―

溶解氧?g/L≤30≤7（AVT）

30～150（CWT）―

联氨?g/L10～5020～50（AVT）―

二氧化硅?g/L≤30＜10＜5

钠?g/L≤10＜5―

铁?g/L≤40＜10―

铜?g/L―＜2＜1

硬度?mol/L≈0≈0―

氯离子?g/L＜2

硫酸根离子?g/L＜2

油mg/L＜0.1（AVT）

≈0（CWT）―

7.2.7.4.凝结水品质

项目单位启动指标

AVT运行指标

标准值理想值

酸电导25℃?S/cm―＜0.2＜0.10

PH9.0～9.58.0～9.0―

溶解氧?g/L≤50＜20（AVT）

50～250（CWT）―

硬度?mol/L≤10≈0―

二氧化硅?g/L≤80＜15

钠?g/L≤50＜10

铁?g/L≤80＜30

铜?g/L≤30

外状无色透明

7.2.7.5.凝结水混床出口品质

项目单位启动指标运行指标

标准值理想值

酸电导25℃?S/cm≤0.2≤0.15

PH8.0～9.0（氨型）

6.5～7.5（氢型）

硬度?mol/L≈0―

二氧化硅?g/L≤15―

钠?g/L≤5―

铁?g/L≤8―

铜?g/L≤3―

氯离子?g/L＜2

硫酸根离子?g/L＜2

7.2.7.6.闭冷水品质

项目单位指标

联氨mg/L1.5～2.0

PH8.2～9.0

铁?g/L≤500

导电度25℃?S/cm≤50

7.2.7.7.除盐水品质

项目单位指标

标准值理想值

二氧化硅?g/L≤20≤15

导电度25℃?S/cm≤0.30≤0.20

7.2.7.8.定冷水品质

项目单位指标

PH7.0～9.0

导电度25℃?S/cm＜0.5

硬度?mol/L＜2

铜?g/L≤40

篇5：锅炉正常运行及维护

5.锅炉正常运行及维护

5.1.锅炉运行的监视与调整

5.1.1.锅炉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。只有在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才需要解除自动进行手动调整。发现自动控制系统不能正常运行，应将故障的自动系统切换成手动进行调整确保运行参数正常。发现自动控制系统故障后应联系热控人员进行处理。

5.1.2.锅炉运行期间要密切注意监视画面上参数的变化，发现参数偏离正常要及时进行调整，使参数在正常运行调整范围。在参数不严重偏离正常值的情况下尽量保持参数平稳变化，防止大幅度调整造成参数振荡。

5.1.3.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，必要时要联系巡检人员到就地进行核实、检查，禁止不加分析盲目复置报警。

5.1.4.在锅炉出现异常，出现较多参数异常和报警要立即组织能够参与异常消除的力量积极进行协作调整。在调整过程中要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再逐一进行其他参数调整。

5.1.5.锅炉运行调整的任务

5.1.5.1.保持锅炉的蒸发量能满足机组负荷的要求。

5.1.5.2.调节各参数在允许范围内变动，确保机组的运行安全和正常使用寿命。

5.1.5.3.保持炉内燃烧工况良好。

5.1.5.4.调整锅炉在最佳工况下运行，确保锅炉运行经济性。

5.2.主要运行参数限额

名称单位正常允许范围高/低报警跳闸备注

汽水系统过热蒸汽流量t/h586～195330％～100BMCR

过热汽压MPa12.3～25.426.530％～100BMCR

过热汽温℃538～548554572

给水温度℃215～28230％～100BMCR

一级减温水量t/h0～48.130％～100BMCR

二级减温水量t/h0～3030％～100BMCR

一级喷水前汽温℃424～46830％～100BMCR

一级喷水后汽温℃424～45930％～100BMCR

二级喷水前汽温℃495～50330％～100BMCR

二级喷水后汽温℃495～49530％～100BMCR

再热蒸汽压力MPa1.3～4.2330％～100BMCR

再热蒸汽温度℃564～574585598

风烟系统炉膛负压Pa-100～-50+762、-1016+1520、-1780

氧量％3.5

空预器烟气差压kpa

启动系统分离器水位m3～4（湿态方式）1213.2

分离器出口温度℃345～％～100BMCR

锅水泵电机温度℃＜506065

吹灰系统吹灰汽压MPa2.45

吹灰汽温℃315

空预器吹灰汽压MPa2.45

空预器吹灰汽温℃365

燃油系统燃油供油压力MPa1.81.0

燃油进油压力MPa0.4、1.80.3

燃油温度℃8

燃油雾化压力MPa0.6、1.00.5

空预器转速rpm1.140.6

导向轴承温度℃45～5080

支承轴承温度℃35～4070

出口烟温℃96～128

吸风机轴承温度℃90100

失速mbar50

振动mm/s、mm4.6、0.167.1、0.198

电机轴承温度℃＜808590

送风机液压油压bar20～40＜7、＞70

油箱油温℃30～40＜15、＞5060

液压油滤网差压bar4.5

主轴承温度℃85100

主轴承振动μm2580

失速pa500

电机轴承温度℃8590

电机线圈温度℃145150

扭矩开关nm50

一次风机热一次风母管压力kpa

密封～一次风差压kpa

轴承振动mm/s5.59.5

轴承温度℃8595

电机轴承温度℃8595

电机线圈温度℃135145

制粉系统给煤量t/h24.8～62

一次风量t/h

磨出口温度℃65～82

磨润滑油温度℃45～55＜30、＞6065

磨润滑油箱油位l700

磨润滑油箱温度℃15

磨润滑油压力bar0.90.7

磨润滑油流量l/min121

磨润滑油滤网差压bar2

磨减速箱轴承温度℃7580

仪用、

厂用系统仪用气压MPa0.8

厂用气压MPa0.8

冷冻式干燥器冷凝压力MPa1.3～1.51.8

冷冻式干燥器蒸发压力MPa0.36～0.40.35

空压机最终压缩温度℃

5.3.汽水品质控制指标

5.3.1.给水水质

项目单位保证值

总硬度μmol/l～0

溶解氧（化水处理后）μg/l30～150

铁μg/l≤10

铜μg/l≤5

二氧化硅μg/l≤15

油mg/l～0

PH值8.0～9.0

电导率（25℃）μS/cm≤0.2

钠μg/l≤5

5.3.2.蒸汽品质

项目单位保证值

铁μg/kg≤10

铜μg/kg≤5

二氧化硅μg/kg＜15

电导率（25℃）μS/cm＜0.2

钠μg/kg＜5

5.4.锅炉燃烧调整

5.4.1.燃烧调整的目的：确保燃烧稳定，提高燃烧的经济性，使炉膛热负荷分配均匀，减少热偏差，防止锅炉结焦、堵灰、结油垢、高温及低温腐蚀等，减少NOX排放量，保证锅炉运行各参数正常。

5.4.2.锅炉运行时，应了解燃煤、燃油品种及其工业分析，以根据燃料特性及时调整运行工况。经常对燃烧系统的运行情况进行全面检查，发现燃烧不良应及时调整。

5.4.3.正常煤粉燃烧时火焰应呈金黄色，燃油时火焰应白亮，燃料的着火点适中，火焰稳定并均匀地充满炉膛，不冲刷水冷壁及屏式过热器，同一标高燃烧的火焰中心应处于同一高度。

5.4.4.正常运行时，应控制炉膛负压在-100～-50Pa，炉膛上部不向外冒烟；应尽量减少各部位漏风，各门、孔应关闭严密，发现漏风应及时消除。

5.4.5.省煤器出口氧量值应根据不同的燃料特性和负荷作相应的调整。燃用灰熔点低的煤或煤油混烧时，为防止炉膛结焦，可适当提高氧量。

5.4.6.为确保燃烧的经济性应维持合适的煤粉细度，定期对飞灰、大渣进行取样分析，以便及时对燃烧进行调整。

5.4.7.在对锅炉进行正常监视调整的同时要加强运行参数和受热面金属温度的分析，如果受热面蒸汽温度或一、二级减温水两侧偏差大、各处受热面金属温度及烟温偏差大要及时组织分析并查找原因进行处理。检查磨组运行方式是否合理，其出力尽量保持一致；检查燃烧器的各配风调节挡板调节是否有正常，其位置是否正确，根据燃烧情况及烟气中NOX含量作相应的调整；检查和分析燃烧器是否存在结焦和损坏；校对氧量测点是否准确，氧量值是否和对应负荷相适应。

5.4.8.锅炉负荷低于30％BMCR应投入运行磨对应的油枪；机组在运行中要注意对火检强度和火焰监视工业电视的观察分析，运行燃烧器火检闪烁、工业电视显示火焰发暗、炉膛负压和氧量摆动大应立即投入油枪进行助燃并立即查找原因进行处理。

5.4.9.锅炉启动燃油期间要加强就地的巡视检查，油枪正常运行中火焰白亮无闪烁，燃油雾化角正常，油枪尾焰不冒黑烟，油枪头不滴油。

5.5.给水调整

5.5.1.锅炉湿态方式时，锅水泵出口调整门控制省煤器进口流量在30％BMCR，给水控制启动分离器水位。

5.5.2.给水量在20％BMCR以下可由主给水旁路调整门控制，在此以上应切换至主给水门，给水由给水泵控制，切换时应注意分离器水位的变化。

5.5.3.锅炉湿态信号消失，给水进入燃水比控制方式，启动分离器出口焓值作为给水的进一步修正。当锅炉进入纯直流状态，锅水泵出口调整门开度至最小设定值，可停运锅水泵，停运时应注意给水量的变化；当锅炉负荷减至35％以下，可启动锅水泵，启动时应注意给水量、分离器出口温度的变化。

5.5.4.正常运行时两台汽泵运行，电泵作备用。在机组变负荷运行及机组启停过程中应根据给水泵的出力选择给水泵的运行方式。在并泵或退泵过程中应注意给水量的变化。

5.5.5.给水在燃水比控制方式运行时，应注意分离器出口温度在正常范围内并与锅炉负荷相对应。

5.6.汽温调整

5.6.1.锅炉正常运行时，主汽温度应控制在543±5℃以内，再热蒸汽温度控制在569±5℃，正常允许运行的温度范围为()℃，两侧蒸汽温度偏差小于10℃。同时各段工质温度、壁温不超过规定值。

5.6.2.主汽温度的调节是通过调节燃料与给水的比例，控制启动分离器出口焓值为基本调节，并以减温水作为辅助调节来完成的。

5.6.3.一级减温水用于控制二级减温器前后温差，并辅助调节主汽温度；二级减温水用于对主汽温度的精确调整。

5.6.4.再热蒸汽温度的调节以燃烧器摆角调节为主，燃烧器摆角不能满足调温要求时，可投入再热器减温水参与调节。

5.6.5.减温水的使用与注意事项：

5.6.5.1.正常运行时，减温水应保持一定的调节余地，如果减温水调门开度超过正常范围可适当修正煤/水比定值；两侧减温水偏差不大于5t/h，否则应分析原因并作相应的处理。

5.6.5.2.手动调节汽温时，应考虑汽温调节存在的惯性和延迟，注意不应猛增、猛减，应根据汽温偏离的大小及减温器后温度变化情况平稳地对蒸汽温度进行调节。

5.6.5.3.低负荷使用减温水调节时，应谨慎并确保减温器后蒸汽过热度在20℃以上，以免引起受热面水塞或积水；机组跳闸或锅炉负荷（折算的锅炉蒸汽流量）＜（）％时应检查关闭减温水调门、电动隔绝门。

5.6.6.再热汽温正常调节是应燃烧器摆角在正常范围内，燃烧器摆动执行机构动作正常、保险销正常，再热器减温水量正常；否则应作相应的处理。燃烧器摆动机构不允许长时间停在同一位置，每班至少应摆动两次。

5.6.7.锅炉运行中在进行负荷调整、启、停制粉系统、投停油枪、吹灰等操作以及煤质发生变化、高加投停时都会使主、再蒸汽温度发生相应的变化，应加强汽温的监视和调整。

5.6.8.在主、再蒸汽温度调整过程中要加强受热面金属温度监视，蒸汽温度的调整要以金属温度不超限为前提进行调整，金属温度超限必要时要适当降低蒸汽温度或降低机组负荷并分析原因作相应的处理。

5.7.主汽压力的调整

5.7.1.在正常运行时，应按主汽压力与负荷关系曲线进行变压运行。

5.7.2.在BF或协调方式运行时可投入滑压运行；在TF方式时应根据机组负荷设定相应的压力；在基本方式时应根据机组负荷手动滑压运行。

5.7.3.在启动过程中主汽压力按相应的启动曲线控制。

5.7.4.在停运过程中主汽压力可按热态启动曲线反向控制；汽机停运后由旁路控制主汽压力。