超清版 GB/T 44079-2024 塔式太阳能光热发电站运行规程

ICS27.160
CCSF12
中华人民共和国国家标准
GB/T44079—2024
塔式太阳能光热发电站运行规程
Codeforoperationofsolarpowertowerplant
2024-05-28发布2024-05-28实施
国家市场监督管理总局
国家标准化管理委员会发布

目 次
前言………………………………………………………………………………………………………… Ⅲ
1 范围……………………………………………………………………………………………………… 1
2 规范性引用文件………………………………………………………………………………………… 1
3 术语和定义……………………………………………………………………………………………… 1
4 基本规定………………………………………………………………………………………………… 2
5 监视操作………………………………………………………………………………………………… 2
6 巡视检查………………………………………………………………………………………………… 6
7 异常运行及故障处理…………………………………………………………………………………… 7
附录A (资料性) 电站主要系统设备保护项目………………………………………………………… 8
附录B(资料性) 电站主要模拟量控制系统…………………………………………………………… 9
附录C(规范性) 电站主要系统设备巡视检查内容和周期…………………………………………… 10
附录D(规范性) 电站主要系统设备故障及其处理方法……………………………………………… 13
Ⅰ
GB/T44079—2024

前 言
本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则 第1部分:标准化文件的结构和起草规则》的规定
起草。
请 注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。
本文件由中国电力企业联合会提出。
本文件由全国太阳能光热发电标准化技术委员会(SAC/TC565)归口。
本文件起草单位:中国能源建设集团科技发展有限公司、北京能脉科技有限公司、青岛华丰伟业电
力科技工程有限公司、中国能源建设集团有限公司工程研究院、浙江大学、首航节能光热技术股份有限
公司、中国华电科工集团有限公司、北京京能国际控股有限公司、北京洛斯达科技发展有限公司。
本文件主要起草人:许继刚、惠超、高嵩、肖刚、邹继磊、武文斌、付敬、张挺、王六虎、刁培滨、代增丽、
孙海涛、许强、陈永安、舒畅、才树旺、任博涵、田卫兵、阎平、吴伟。

1 范围
本文件规定了塔式太阳能光热发电站的监视操作、巡视检查、异常运行及故障处理等技术要求。
本文件适用于采用蒸汽轮发电机组且传热工质为熔融盐的塔式太阳能光热发电站。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中,注日期的引用文
件,仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于
本文件。
GB/T28566 发电机组并网安全条件及评价
GB/T31464 电网运行准则
GB/T40103 太阳能热发电站接入电力系统技术规定
GB/T40104 太阳能光热发电站术语
GB/T51307 塔式太阳能光热发电站设计标准
DL/T516 电力调度自动化运行管理规程
DL/T969 变电站运行导则
DL/T1253 电力电缆线路运行规程
3 术语和定义
GB/T40104和GB/T51307界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1
许用辐射能流密度 receiverpeakfluxdensity
吸热器的吸热表面接收到的最大辐射能流密度。
注:其单位W/m2。
3.2
冷态启动 coldstart-up
蒸汽发生系统内汽包汽水侧表压为0,温度接近环境温度时的启动。
3.3
热态启动 hotstart-up
蒸汽发生系统内汽包汽水侧温度在250℃以上时的启动。
3.4
集热储热模式 modeofcollectorandthermalstorage
集热系统和传热系统、储热系统投入运行,换热系统与汽轮发电机系统未投入运行的工作模式。
3.5
储热发电模式 modeofpowergenerationbythermalstorage
储热系统、换热系统和汽轮发电机系统投入运行,集热系统、传热系统未投入运行的工作模式。
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GB/T44079—2024
3.6
集热储热发电模式 modeofpowergenerationbycollectorandthermalstorage
集热系统、传热、储热与换热系统和汽轮发电机系统均投入运行的工作模式。
3.7
防凝模式 modeofanti-freezing
集热系统、储热与换热系统长时间停运,防止熔融盐凝结的工作模式。
4 基本规定
4.1 塔式太阳能光热发电站投入运行前,设备选型和系统配置应符合GB/T51307的要求。
4.2 塔式太阳能光热发电站投入运行前,并网调度协议、购售电合同已签订,并网技术要求符合
GB/T28566和GB/T40103的规定。
4.3 塔式太阳能光热发电站投入运行前,应编制运行规程,制定值班管理制度、日常管理规范、工作票
制度、操作票制度、交接班制度、设备巡回检查制度、设备定期试验轮换制度、设备缺陷管理制度、运行分
析制度、培训管理制度、消防安全制度、技术资料管理制度、反事故措施计划、劳动保护措施计划和事故
应急预案等。
4.4 运行人员应经过岗前培训并取得相应的资格证书,健康状况符合上岗条件,熟悉电力安全工作要
求,掌握塔式光热发电站的技术要求、操作方法和故障处理方法。
4.5 升压站及高低压电气设备、二次设备及公用设备的运行、巡视检查、日常维护、异常运行和故障处
理应符合DL/T969的规定。
4.6 电气线路运行、巡视检查、日常维护、异常运行和故障处理应符合DL/T1253的规定。
4.7 调度自动化设备运行应符合GB/T31464和DL/T516的规定。
4.8 电站应根据气象条件、调度要求、系统配置和运行状态,选择集热储热模式、储热发电模式、集热储
热发电模式和防凝模式等工作模式。
4.9 塔式太阳能光热发电站投入运行后,建立设备运行档案,对设备的运行状况以及异常运行和故障
处理情况记录并上报,及时统计、分析运行数据。
5 监视操作
5.1 一般规定
5.1.1 塔式太阳能光热发电站运行过程中应监视设备的状态、生产设备操作和参数调整。
5.1.2 电网调度管辖设备的操作,应取得电网调度机构的许可。
5.1.3 机组负荷的控制应按照电网调度机构下达的计划曲线执行,控制指标应符合GB/T40103的
要求。
5.2 监视
5.2.1 电站监视应包括下列内容:
a) 辐照强度、环境温度、环境湿度、风速、风向、云层监测数据等;
b) 电站运行模式;
c) 电网电压和频率;
d) 定日镜场运行状态;
e) 吸热器各管屏温度、进出口缓冲罐液位、进出口熔融盐温度的变化;
f) 传热系统的压力、温度、泵的状态;
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g) 储热系统罐壁温度、基础温度、膨胀指示、冷却风机运行状态、熔融盐温度及液位等参数;
h) 换热系统的压力、温度、液位等参数,主蒸汽流量和再热蒸汽的温度、压力;
i) 电伴热、电加热系统投入运行状态;
j) 汽轮机背压、低压缸排汽温度,汽轮机高压缸排汽口和各段回热抽汽蒸汽压力及温度,汽轮机
转速、胀差;
k) 发电机有功功率和无功功率、电压、电流、频率,发电机定子、转子线圈温度及定子铁芯温度,发
电机冷却器进水温度、压力、流量以及出水温度;
l) 汽轮发电机组推力轴承、支持轴承金属温度,轴及轴承座振动,轴向位移,汽轮发电机组各轴承
进、回油温度,转子振动和偏心度;
m) 电气设备状态;
n) 转机状态、轴承温度、转速、压力、流量、电流、振动等参数;
o) 阀门及执行机构的状态;
p) 消防和火灾探测报警的状态;
q) 故障信号、事故信号、保护动作信号;
r) 视频监控系统实时监控情况;
s) 其他辅助系统需要监视的参数。
5.2.2 运行人员发现报警信息应及时进行确认。
5.3 操作
5.3.1 操作应包括下列内容:
a) 集热、传热系统的启动、运行及停运;
b) 储热、换热系统的启动、运行及停运;
c) 汽轮发电机组的启动、运行及停运。
5.3.2 集热、传热系统启动、运行及停运
5.3.2.1 启动前检查应包括下列内容:
a) 气象条件满足启动要求;
b) 厂用电系统运行正常;
c) 储热系统具备进熔融盐条件;
d) 定日镜场交流不间断电源装置、气象观测装置、红外线成像仪运行正常;
e) 定日镜场控制网络通信工作指示信号正确;
f) 吸热器、定日镜控制系统运行正常;
g) 仪表、设备状态及参数显示正常,相关保护已投入,主要系统设备保护见附录A;
h) 主控制系统工作正常,主要模拟量控制系统见附录B;
i) 电伴热、电加热系统自动控制运行正常,温度满足系统充盐的条件;
j) 低温熔融盐储罐液位满足系统启动及带负荷运行要求;
k) 阀门位置正确、传动正常;
l) 压缩空气系统运行正常。
5.3.2.2 启动操作应包括下列内容:
a) 投入集热、传热系统中的电伴热、电加热系统;
b) 投入定日镜,进行吸热器预热;
c) 投入吸热器压缩空气系统;
d) 启动吸热器熔融盐循环泵,吸热器开始充盐;
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e) 调整熔融盐流量,建立吸热器熔融盐循环。
5.3.2.3 运行操作应包括下列内容:
a) 调整吸热器熔融盐循环泵流量控制入口缓冲罐液位;
b) 调整定日镜运行数量或各回路间流量,控制吸热器出口熔融盐温度,降低吸热器回路间出口熔
融盐温差;
c) 根据吸热器出口熔融盐温度操作阀门,控制熔融盐流向切换至低温熔融盐储罐或高温熔融盐
储罐;
d) 定日镜场调整时,许用辐射能流密度符合吸热器的技术要求。
5.3.2.4 停运操作应包括下列内容:
a) 减少定日镜聚焦数量;
b) 调整吸热器熔融盐泵流量,管屏的降温速率符合吸热器的技术要求;
c) 根据吸热器出口熔融盐温度,适时将下塔熔融盐流向切换至低温熔融盐储罐;
d) 控制吸热器进口熔融盐流量不小于最低安全运行流量;
e) 开启吸热器排盐阀,吸热器排盐;
f) 吸热器排盐结束后调整定日镜投入数量,管屏的降温速率符合吸热器的技术要求;
g) 定日镜退出跟踪状态。
5.3.3 储热、换热系统启动、运行及停运
5.3.3.1 启动前检查应包括下列内容:
a) 设备电伴热、电加热系统运行正常;
b) 系统设备完好,阀门位置正确,传动正常;
c) 仪表、设备状态及参数显示正常,保护投入正常,主要系统设备保护项目见附录A;
d) 控制系统工作正常,主要模拟量控制系统项目见附录B;
e) 高温熔融盐储罐液位满足机组启动及带负荷运行需求;
f) 化学制水、加药系统、取样系统工作正常;
g) 压缩空气系统、消防系统、工业水系统、循环水系统等公用系统运行正常;
h) 启动前试验全部合格。
5.3.3.2 热态启动操作应包括下列内容:
a) 检查汽包水位正常且水质合格,确认汽包处于保温保压状态;
b) 根据换热系统压力参数,选择启动高温熔融盐循环泵与调温泵熔融盐掺混后温度进行系统
充盐;
c) 调整给水加热器出力或调整给水流量,预热器入口给水温度符合技术要求。
5.3.3.3 冷态启动操作应包括下列内容:
a) 启动给水泵开始汽包上水,系统冷态冲洗合格后投入给水加热系统,至正常水位后,启动循环
泵进行汽水循环,控制汽包饱和温度升温速率、汽包壁任意两点间温差符合设备技术要求;
b) 换热系统升温升压至设定参数时,热态冲洗合格后启动调温泵进行系统充盐,换热系统温度变
化速率符合设备技术要求;
c) 启动高温熔融盐循环泵,系统熔融盐掺混温升速率符合设备技术要求。
5.3.3.4 储热、换热系统运行操作应包括下列内容:
a) 机组额定负荷运行时,通过汽轮机调节阀开度控制负荷,调整高温熔融盐循环泵流量保证汽轮
机进汽阀前的压力稳定;
b) 机组采用滑压运行方式时,汽轮机调节阀全开,调整高温熔融盐循环泵流量保证汽轮机进汽阀
前的压力稳定;
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c) 调整给水流量,汽包水位宜保持0位,正常波动范围0mm~50mm;
d) 调整熔融盐流量和温度控制换热器端差符合设备技术要求。
5.3.3.5 停运操作应包括下列内容:
a) 根据换热系统温降速率要求,启动调温泵进行熔融盐掺混;
b) 根据换热系统给水温度要求,投入给水加热设备;
c) 换热系统蒸汽压力、蒸汽温度降至停机参数,负荷降至汽轮机准许的最低负荷时,汽轮机停机;
d) 换热系统停止高温熔融盐循环泵及调温泵运行;
e) 切断外供汽源,关停给水泵,停止汽包上水,维持换热系统温度、压力及汽包液位。
5.3.4 汽轮发电机组的启动、运行及停运
5.3.4.1 启动前检查应包括下列内容:
a) 汽轮机各系统及设备完好,阀门位置正确,传动正常;
b) 汽、水品质合格;
c) 仪表、声光报警、设备状态及参数显示正常,机组主保护正常投运,主要系统设备保护见
附录A;
d) 主控制系统工作正常,主要模拟量控制系统见附录B;
e) 启动前的试验全部合格;
f) 盘车运行正常,连续盘车时间应符合设备的技术要求,盘车中断时重新计时;
g) 转子处于盘车状态向轴封供汽;
h) 轴封供、回汽管道进行充分疏水、暖管;
i) 排汽装置采用轴向布置的汽轮机,冷态启动前先投入轴封系统后投入真空系统,确保中低压转
子后轴油挡无漏油现象;
j) 轴封加热器风机运行,确保轴封加热器处于微负压状态;
k) 高、中、低压轴封供汽温度与转子轴封区间金属表面温度应匹配,不超过设备技术要求的偏
差值;
l) 冲转前建立并保持真空;
m) 投用旁路前,确认自动、联锁、保护正常且在投入状态;
n) 汽轮发电机组测量、信号、保护和连锁装置投入正确,指示正常;
o) 汽轮发电机组定子、转子绝缘合格;
p) 汽轮发电机组励磁系统、冷却系统工作正常;
q) 汽轮发电机组轴承、封闭母线测量参数及外观正常。
5.3.4.2 启动操作应包括下列内容。
a) 机组启动时,主汽阀前主、再热蒸汽压力和温度满足设备技术要求,主、再热蒸汽过热度不低于
56℃。
b) 机组冲动后,确认盘车装置正常脱开。
c) 机组冲转过程中根据设备技术要求进行打闸摩擦试验,仔细倾听汽轮机内部声音,确认通流部
分及油挡无摩擦、各轴承回油正常,同时确认汽轮机联锁动作正常,方可升速。升速率按设备
技术要求进行设定。
d) 冲转过程中应检査汽轮发电机动、静部分之间摩擦及碰撞,轴及轴承振动,轴瓦温度异常,集电
环(滑环)上的电刷跳动、卡涩或接触不良的现象。
e) 暖机时间、暖机转速、暖机温度按机组的启动曲线进行,快速通过临界转速区,暖机过程中控制
主、再热蒸汽和轴封蒸汽温度,严禁汽轮机胀差超过规定值,并通过汽缸膨胀评价暖机效果。
f) 冲转过程中监视机组胀差、振动、轴瓦温度、润滑油压和油温、蒸汽和金属壁温等参数,超过规
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定值时,立即打闸停机。
g) 机组冲至3000r/min稳定运行,经全面检查正常后,方可按设备技术要求进行有关试验。
h) 检查汽轮发电机轴承油流温度和轴瓦温度,对密闭冷却系统检查发电机和冷却系统,对漏风处
做好标记,并及时安排处理,对水内冷发电机,检查水压、流量、检漏计等,对氢冷发电机,检查
氢压、密封油压等。
i) 机组升电压前,定子三相电流为零或接近于零。发电机的转速达到额定值,可进行励磁系统的
启励操作。启励后,检查发电机三相电压平衡且不超过额定值,励磁电流、励磁电压与空载额
定值相符,当差别较大时,查明原因。
j) 采用准同期并列时,发电机的频率与系统频率相差在1Hz以内,方可投入自动准同期装置。
k) 机组并入电网以后,有功负荷增加的速度决定于汽轮机,间接冷却的汽轮发电机定子和转子电
流增加的速度不受限制,对于直接冷却的汽轮发电机,有功负荷的增长速度符合设备技术
要求。
5.3.4.3 运行操作应包括下列内容:
a) 并网后带初始负荷暖机,根据机组的启动曲线带初始负荷并保证暖机时间;
b) 加负荷时,对发电机冷却介质温升、铁芯温度、绕组温度以及电刷、励磁装置的工作情况等进行
监视;
c) 按启动曲线要求控制升负荷速率及主、再热蒸汽参数的变化率;
d) 定压运行时负荷变化率符合设备技术要求;
e) 变压运行时负荷变化率符合设备技术要求;
f) 升负荷至规定值,确认机组各部位相应的疏水阀应关闭。
5.3.4.4 停运操作应包括下列内容:
a) 机组停机前交直流润滑油泵、顶轴油泵试运正常;
b) 机组停机前,无出口断路器机组应将厂用电切换至备用电源,有出口断路器机组做厂用电切换
试验;
c) 停机过程中调整主蒸汽、再热蒸汽温度、压力符合设备技术要求;
d) 机组各部位的疏水阀在相应负荷打开;
e) 机组解列前,应将发电机有功负荷及无功负荷降至最低,然后再执行停机操作,检查汽轮机转
速下降;
f) 汽轮机转速降至设备技术要求时破坏真空,破坏真空后及时将疏水至排气装置的高温高压疏
水阀关闭;
g) 真空到零后,才可停止轴封供汽;
h) 汽轮机转速到零后,应立即投入盘车装置,记录并分析汽轮机转子惰走时间;
i) 汽轮机金属温度降至设备技术要求值时,停止盘车运行。
6 巡视检查
6.1 一般规定
6.1.1 运行人员应按规定的时间、路线巡检。
6.1.2 运行人员应对巡视检查中发现的缺陷和隐患进行处理。
6.1.3 监测到设备异常时,应立即组织对异常设备巡视检查。
6.1.4 运行人员应对巡视检查记录进行统计、分析和上报。
6.1.5 异常天气巡检周期应缩短,异常天气结束后应及时组织巡视检查。
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6.2 巡视检查
6.2.1 电站主要系统设备巡视检查内容和周期应符合附录C的要求。
6.2.2 吸热塔、储热罐的沉降变形应定期进行检测。
7 异常运行及故障处理
7.1 电站设备异常运行时,运行人员应加强监视和巡视检查。
7.2 电站发生故障时,运行人员应立即采取相应的措施防止故障扩大。
7.3 电站的异常运行和故障处理应根据设备的调度管辖范围,按照电网调度要求进行上报。
7.4 电站主要系统设备运行出现故障时,应按照附录D所述方法进行相应的处理。
7.5 运行人员将异常或故障处置后应及时记录相关设备名称、现象、处理方法及恢复运行等情况,并按
照要求进行归档。
7.6 故障处理完毕后要进行试验,涉网的设备要报电网调度机构,然后投入运行。
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附 录 A
(资料性)
电站主要系统设备保护项目
塔式光热发电站主要系统设备保护项目见表A.1。
表A.1 电站主要系统设备保护项目
序号系统保护项目
1 集热、传热系统
a) 进口缓冲罐液位低保护;
b) 进口缓冲罐液位计故障保护;
c) 出口缓冲罐液位计故障保护;
d) 任一回路进口流量信号故障保护;
e) 任一回路出口温度故障保护;
f) 进口缓冲罐高压压缩空气压力低保护;
g) 吸热器管屏超温保护;
h) 旁路阀门故障开保护;
i) 定日镜场网络通信中断保护;
j) 定日镜场风速保护
2 储热、换热系统
a) 高温熔融盐循环泵全停保护;
b) 汽包水位高保护;
c) 汽包水位低保护;
d) 熔融盐储罐液位低保护;
e) 换热系统水侧泄漏保护;
f) 预热器入口水温低保护
3 汽轮发电系统
a) 机械超速保护;
b) 电超速保护;
c) 轴向位移保护;
d) 真空低保护;
e) 润滑油压低保护;
f) 抗燃油压低保护;
g) 轴承振动保护;
h) 汽轮机胀差保护;
i) 轴承金属温度高保护;
j) 推力轴承温度高保护;
k) 大联锁保护;
l) 数字电液控制系统故障保护;
m) 高压缸压比低保护;
n) 高压缸排汽温度高保护;
o) 低压缸排汽温度高保护;
p) 润滑油箱油位低保护;
q) 抗燃油箱油位低保护;
r) 发电机定子冷却系统保护
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附 录 B
(资料性)
电站主要模拟量控制系统
塔式光热发电站主要模拟量控制系统见表B.1。
表B.1 电站主要模拟量控制系统
序号工艺系统模拟量控制系统
1 集热、传热系统
a) 进口缓冲罐液位控制;
b) 出口缓冲罐液位控制;
c) 吸热器进口流量、出口温度控制;
d) 高压压缩空气压力控制;
e) 定日镜场控制;
f) 电加热、电伴热控制
2 储热、换热系统
a) 高温熔融盐流量液位控制;
b) 调温低温熔融盐控制;
c) 汽包强制水循环控制;
d) 电加热、电伴热控制
3 汽轮发电系统
a) 汽轮机调节控制;
b) 汽轮机液压伺服;
c) 除氧器及加热器水位调节控制;
d) 给水泵调节控制;
e) 高、低圧旁路调节控制;
f) 轴封供汽压力、温度调节;
g) 润滑油、抗燃油温度调节;
h) 闭式循环冷却水、开式循环冷却水温度调节;
i) 疏水控制
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附 录 C
(规范性)
电站主要系统设备巡视检查内容和周期
塔式光热发电站主要系统设备巡视检查内容和周期见表C.1。
表C.1 电站主要系统设备巡视检查内容和周期
序号设备名称巡视检查内容巡检周期
集热、传热系统
1 定日镜
a) 实际位置与下达指令位置一致性检查;
b) 固定螺丝松动检查;
c) 镜面完整度、清洁度检查;
d) 支架螺丝松动检查;
e) 支架变形检查
每天一次
2 定日镜传动机构及
跟踪系统
a) 紧固件螺栓检查;
b) 传感器状况检查;
c) 传动件漏油、渗油检查;
d) 传动件运行声音有无异常检查;
e) 工作及备用电源有无异常检查;
f) 网络通信有无异常检查;
g) 控制箱关闭检查
每天一次
3 气象观测装置
a) 装置与地面固定检查;
b) 装置传感器和采集器运行有无异常检查;
c) 装置电源有无异常检查;
d) 图像采集镜头、辐照仪清洁度检查
每天一次
4 吸热器
a) 外部上下防护板完整性检查;
b) 内部环境温度、漏光、异味等检查;
c) 内部照明检查;
d) 外屏有无泄漏、变形、表面漆皮有无掉色、脱皮检查
每天一次
储热及换热系统
1 熔融盐储罐
a) 罐体泄漏检查;
b) 罐体保温完整性检查;
c) 罐体有无变形检查
每班一次
2 蒸汽发生系统设备
a) 就地膨胀指示检查;
b) 保温完整性检查;
c) 设备本体泄漏检查
每班两到三次
3 管道、阀门及支吊架
a) 膨胀检查;
b) 泄露检查;
c) 保温完整性检查;
d) 支吊架松动变形检查
每班两到三次
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表C.1 电站主要系统设备巡视检查内容和周期(续)
序号设备名称巡视检查内容巡检周期
储热及换热系统
4 熔融盐泵
a) 泵电机及泵轴承振动、温度、声音、气味等有无异常检查;
b) 接地检查;
c) 润滑油油位检查;
d) 结合面漏油、渗油检查
每班两到三次
5 电伴热a) 就地电缆接头有无脱落、灼烧检查;
b) 就地开关及接触器分合检查
每班两到三次
汽轮发电系统
1 汽轮发电机组本体
a) 汽轮机振动检查;
b) 膨胀指示检查;
c) 碳刷、滑环有无异常检查;
d) 发电机冷却系统有无异常检查
每班两到三次
2 油系统
a) 汽轮机调速油压、润滑油压、顶轴油压检查;
b) 各瓦振动、温度、回油检查;
c) 冷油器、滤网有无堵塞检查;
d) 主油箱油位检查、油箱为微负压状态;
e) 设备有无漏油、渗油检查
每班两到三次
3 调节系统
a) 汽机各高中压主汽阀、调节阀与对应负荷开度检查;
b) 汽轮机调节阀各油动机有无大幅摆动和漏油情况
检查
每班两到三次
4 凝结水系统
a) 凝结水泵泵体排空气门状态检查;
b) 凝结水泵振动、温度、声音有无异常检查;
c) 冷却水、密封水投入有无异常检查;
d) 管道、阀门保温完整性检查,滴水冒汽现象检查;
e) 低压加热器运行、水位、温度有无异常检查
每班两到三次
5 除氧给水系统
a) 除氧器水位、温度、声音有无异常检查;
b) 给水泵运行振动、温度、声音有无异常检查;
c) 安全阀动作、泄漏检查;
d) 各管道、阀门保温完整性检查,滴水冒汽现象检查;
e) 高压加热器水位、温度、压力有无异常检查
每班两到三次
6 真空系统
a) 排气温度检查;
b) 排气压力检查;
c) 冬季凝结水回水管防冻检查;
d) 电机振动、温度、声音有无异常检查
每班两到三次
7 辅助冷却水系统
a) 冷却水箱水位检查;
b) 冷却水进回水温度、压力检查;
c) 电机振动、温度、声音有无异常检查
每班两到三次
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GB/T44079—2024
表C.1 电站主要系统设备巡视检查内容和周期(续)
序号设备名称巡视检查内容巡检周期
汽轮发电系统
8 压缩空气系统
a) 就地监视屏参数检查;
b) 冷却风扇外观检查;
c) 电动机振动、温度、声音、气味有无异常检查;
d) 空气缓冲罐压力、温度检查;
e) 空压机及管道有无泄漏检查
每班两到三次
电气系统
1 配电室
a) 系统电压检查;
b) 开关及电压互感器运行状态、外观、异音、温度、气味
检查;
c) 电压互感器测控装置及各开关保护装置、压板投退
检查;
d) 开关储能电源、控制电源、远/近控开关位置检查;
e) 接地刀闸位置检查;
f) 开关前后柜门关闭检查
每班两到三次
2 厂内升压站
a) 绝缘子表面清洁度、裂纹和放电痕迹检查;
b) 刀闸的导流部分清洁度及触头有无发热、变形等异常
检查;
c) 操作机构各零件齐全,螺丝断裂,松脱现象、箱门关闭
检查;
d) 电压互感器油位检查;
e) 避雷器运行异音、动作计数器、泄露电流读数、内部进
潮检查;
f) 变压器油位、油温及绕组温度检查;
g) 变压器本体清洁度、运行声音、气味有无异常检查;
h) 变压器引线、接头检查;
i) 变压器呼吸器硅胶变色检查;
j) 有载调压接头位置指示检查;
k) 本体端子箱二次接线无松动,脱落,箱门关闭,警示
牌、标示牌检查;
l) 升压站区域安全消防设施齐全,牢固,升压站周边区
域无大风上扬物
每班两到三次
注:根据电站规模、智能化水平进行调整。
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GB/T44079—2024
附 录 D
(规范性)
电站主要系统设备故障及其处理方法
塔式太阳能光热发电站主要系统设备故障及其处理方法见表D.1。
表D.1 电站主要系统设备故障及其处理方法
序号故障处理方法
集热、传热系统故障情况和处理
1 吸热器管屏超温a) 增加低温熔融盐流量;
b) 定日镜场部分或全部散焦
2 定日镜场网络通信中断a) 确认中断通信定日镜已撤离至安全状态;
b) 通过调整参数维持吸热器正常运行,无法维持时,应进行散焦、排盐
3 吸热器熔融盐循环泵跳闸
a) 定日镜场紧急散焦;
b) 备用泵启动正常,运行人员调整系统参数,投入镜厂,维持系统正常运行;
c) 备用泵启动失败,进行吸热器排盐
4 进口冷盐罐高压压缩空气
压力低
a) 确认现场压缩空气漏点;
b) 对泄漏点进行隔离,确保系统正常运行;
c) 压缩空气压力无法维持运行,应紧急排盐
5 吸热器泄漏
a) 定日镜场有序散焦;
b) 吸热器排盐;
c) 设置安全围栏、悬挂警示牌,隔离渗漏熔融盐以防止扩散
6 熔盐侧阀门及管道泄漏
a) 少量熔融盐渗漏时,可维持系统运行,设置安全围栏、悬挂警示牌,隔离渗漏
熔融盐以防止扩散;
b) 大量熔融盐泄漏时,应停止系统运行,设置安全围栏、悬挂警示牌
储热、换热系统故障情况和处理
1 高温熔融盐循环泵跳闸a) 备用泵启动正常,运行人员调整系统参数,维持系统正常运行;
b) 备用泵无法启动,应紧急停机处理
2 蒸汽发生系统设备泄漏
a) 隔离、排空泄漏设备,维持系统正常运行,设置安全围栏、悬挂警示牌;
b) 无法隔离泄漏设备应停止系统运行,排空系统内介质,确认泄漏点,设置安
全围栏、悬挂警示牌
3 熔盐侧阀门及管道泄漏
a) 少量熔融盐渗漏时,可维持系统运行,设置安全围栏、悬挂警示牌,隔离渗漏
熔融盐以防止扩散;
b) 大量熔融盐泄漏时,应停止系统运行,设置安全围栏、悬挂警示牌
汽轮发电机组故障情况和处理
1 汽轮机超速
a) 紧急故障停机,确认转速应下降;
b) 检查并开启高压导汽管通风阀;
c) 发现转速继续升高时,应采取果断隔离及泄压措施;
d) 查明超速原因并消除故障,全面检查确认汽轮机正常方可重新启动,应经校
验危急保安器及各超速保护装置动作正常方可并网带负荷;
e) 重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力瓦温
度等进行重点检查与监视,发现异常应停止启动
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表D.1 电站主要系统设备故障及其处理方法(续)
序号故障处理方法
汽轮发电机组故障情况和处理
2 汽轮机进水
a) 运行中主、再热蒸汽温度突降超过规定值或下降至极限值,应立即紧急故障
停机。
b) 汽轮机盘车中发现进水,应保持盘车运行一直到汽轮机上下缸温差恢复正
常。同时加强汽轮机内部声音、转子偏心度、盘车电流等的监视。
c) 汽轮机在升速过程中发现进水,应立即停机进行盘车。
d) 汽轮机运行中进水监测报警时,应迅速查明原因并消除。振动、胀差、上下
缸温差的变化达到停机值时应立即停机
3 油系统着火
a) 立即组织灭火并联系消防部门;
b) 正确使用消防器材进行灭火,同时应防止烧伤及窒息;
c) 迅速采取隔离措施,防止火灾蔓延;
d) 火势不能很快扑灭且严重威胁汽轮机安全时,应立即紧急故障停机;
e) 应开启事故放油门,控制放油速度,转子静止前润滑油不中断;
f) 油系统着火时,禁止启动高压油泵,必要时应降低润滑油压以减少外泄油
量,不得已时可停止油系统运行
4 发电机失磁
a) 对于不准许无励磁运行的发电机,失磁保护未动作,应立即将发电机与电网
解列;
b) 对于允许无励磁运行的发电机,应按照设备要求,降低发电机有功负荷,并
在允许时间内查找失磁原因,尽快恢复励磁运行。不能在允许的时间内恢
复励磁,应解列发电机
5 发电机主断路器自动跳闸
a) 检查灭磁开关,灭磁开关未跳闸,不准许发电机自带厂用电孤立运行的,应
立即断开灭磁开关;允许发电机带厂用电孤立运行且备用电源正常的情况
下,应先切换厂用电源再断开灭磁开关;
b) 检查危急保安器动作情况;
c) 检查保护装置动作情况;
d) 检查跳闸原因是人员误动所引起,则应立即将发电机并入电网;
e) 根据记录式仪表,检查短路故障引起保护装置动作的情况
6 发电机由于内部故障的保
护装置动作而跳闸
a) 检查发电机外观,还应进行必要的试验和检查,并对发电机及其有关的设备
和所有在保护区域内的一切电气回路(包括电缆在内)的状况,作详细的外
部检查,查明有无外部征象(烟、火、响声、绝缘烧焦味、放电或烧伤痕迹
等),以判明发电机有无损伤;
b) 应同时对动作的保护装置进行检查,并查问在电网有无故障。检查发电机
及其通路未发现故障,则发电机电压起升,升压发现有不正常情况时,应立
即停机,详细检查并消除故障,升压未发现不正常现象时,发电机可并入电
网运行
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