电厂运行参数表格
乐源热电汽轮机、锅炉运行数据
2016 年月日时分星期室外温度
一、汽轮发电机运行参数
1、汽机入口主汽P= MPa t= ℃ D= T/h
2、排汽P= MPa t= ℃ D= T/h
3、汽机n= r/min N= MW I= A V= KV 周波= H Z
4、轴向位移1#轴： mm 2#轴： mm
5、汽缸温度：上T= ℃下T= ℃
6、轴振 1#= um 2#= um 3#= um 4#= um
7、轴瓦温度1#= ℃ 2#= ℃ 3#= ℃ 4#= ℃
8、推力轴承温度1）副瓦℃ 2）正瓦℃
9、胀差 mm 10、油箱油温= ℃ 11、冷油器出口油温T= ℃
12、发电机定子绕组温度1）℃ 2）℃ 3）℃ 4）℃ 5）℃ 6）℃
13、发电机定子铁芯温度 1）℃ 2）℃ 3）℃ 4）℃ 5）℃ 6）℃
二、锅炉运行参数
1、汽包P= MPa H= mm
2、主汽P= MPa t= ℃ D= T/h
3、给水P= MPa t= ℃ D= T/h
4、给煤1#= T/h 2#= T/h 3#= T/h
5、排烟温度左侧= ℃右侧= ℃
6、鼓风机入口空气温度1#= ℃ 2#= ℃
7、吸风机入口烟度1#= ℃ 2#= ℃出口烟温1#= ℃ 2#= ℃ 8、氨水= Kg/h
9、氨蒸发槽（1）热风温度℃（2) 氨气出口温度℃
10、SCR系统入口NO= Mg/Nm3 NOX= Mg/Nm3 O2= % 温度℃
压力1= KPa 压力2= KPa
出口NO= Mg/Nm3 NOX= Mg/Nm3 O2= % 温度℃
出口NH3= PPM 压力= KPa
11、环保入口： SO2= Mg/Nm3 O2= % NOX= Mg/Nm3 粉尘= Mg/Nm3
流量= 万M3/h压力= Pa 温度= ℃
出口：SO2= Mg/Nm3 O2= % NOX= Mg/Nm3 粉尘= Mg/Nm3
流量= 万M3/h压力= Pa 温度= ℃。
蒙西电网供热期供热机组运行参数日报表
单位：吉焦、万平方
采暖换热站供
抽汽参数
填表人:韩刚
填表日期： 2014
年11月19日
单位：吉焦、万平方米、MW、T/H、Mpa、℃ 采暖换热站供回水参数
蒙
供热 面积 企业名称 累计供热量 （2014日供热量 2015供热 期） 机组编号及容量 机组负荷 流量T 编号 1 2 上湾热电厂 176.01万m2 1.1105万GJ 249.1105万 GJ 容量 150MW 150MW 最大 最小 最大 149T 0
121 ห้องสมุดไป่ตู้17
104 80
审核人：洪海滨
供水温度
回水温度
最低
最高 90℃
最低 78℃
日
蒙西电网2014-2015年度供热期供热机组运行参数日
供暖抽汽参数 高压抽汽参数 流量T 最小 106T 0 压力Mpa 最高 0.14mpa 0 最低 0.11Mpa 0 最高 231℃ 0 温度℃ 最低 219℃ 0 最大 流量 最小 最高 压力 最低
日期：2014年 11月
填表人:韩刚
组运行参数日报表
火力发电站机组运行参数记录表
火力发电站机组运行参数记录表日期：_______________机组名称：_______________运行时间段：_______________序号参数名称设计值运行值记录时间备注12345678910说明：1. 参数名称：列出与机组运行相关的各项参数，如温度、压力、电压、电流等；2. 设计值：指机组在设计状态下的参数值；3. 运行值：指机组在实际运行中的参数值；4. 记录时间：记录该参数值的时间；5. 备注：如有异常情况或特殊说明，可在此处记录。
示例记录表：日期：2022年3月15日机组名称：1号机组运行时间段：8:00-12:00序号参数名称设计值运行值记录时间备注1 温度 550℃ 560℃ 8:30 正常2 压力 12MPa 11.8MPa 10:00 压力略低3 电压 110kV 112kV 8:10 正常4 电流 80A 85A 9:20 正常5 燃料消耗 20t/h 19.5t/h 11:30 --6 发电量 100MW 98MW 12:00 发电量略低7 水位 50% 55% 8:50 正常8 噪音≤85dB ≤80dB 10:30 噪音降低9 污染物排放符合标准符合标准 -- --10 监测数据完整性确认完整性确认 -- --注意事项：1. 根据实际情况进行填写，保证数据准确性；2. 记录时间要按照实际时间填写，便于后续统计分析；3. 备注栏可用于记录参数异常情况、设备维护维修情况等重要信息；4. 监测数据的完整性确认栏可用于检查监测设备的正常运行情况。
以上是火力发电站机组运行参数记录表的示例，具体填写内容根据实际情况进行调整。
记录表的目的是及时、准确地记录机组运行参数，以便后续的运行分析、故障排除和设备维护。
定期填写和更新运行参数记录表可以帮助运行人员及时发现异常情况并采取相应的措施，以确保机组的安全稳定运行。
配电室高低压运行记录表
KW/h 平： KW/h 平：
KW/h 谷： KW/h 谷:
KW/h KW/h
合计: KW/h 合计: KW/h
水处理：
车间动力：
直流屏：
车间照明： 办公楼：
供电公司注意每月抄表是 13 号
高压 2# （停用)
电压 电流 电压 电流
KV
KA
KV
KA
审核人: 变压 变压器 2 器 1＃ ＃（停用）
直流屏
温度
温度
电压 电流
10：00
12:00
14：00
16：00
18:00
20:00
22:00
00：00
02:00
04：00
06:00
电量 1＃（倍率：
)
统计
2＃（倍率(停用）
备注:
尖: 尖：
KW/h 峰： KW/h 峰：
配电室高低压运行记录表
日期¬： 位置
年月日 低压柜 1＃
项目 电压 V 电流 A 有功 时间
无功
08：00
室温 ： ℃
湿度：
低压柜 2#(停用）
功率因
数
电压 V 电流 A 有功
无功
℅
功率因 数
记录人 ：
高压柜 1＃
高压 2＃ （停用)
电压 电流 电压 电流
KV
KA
KV
KA
审核人： 变压 变压器 2 器 1＃ ＃(停用）
KW/h
KW/h
水处理:
车间照明：
车间动力：
直流屏：
办公楼：
供电公司注意每月抄表是 13 号
配电室高低压运行记录表
日期¬： 位置
年月日 低压柜 1＃
电厂运行参数表格
电厂运行参数表格乐源热电汽轮机、锅炉运行数据2016 年月日时分星期室外温度一、汽轮发电机运行参数1、汽机入口主汽P= MPa t= ℃ D= T/h2、排汽P= MPa t= ℃ D= T/h3、汽机n= r/min N= MW I= A V= KV 周波= H Z4、轴向位移1#轴： mm 2#轴： mm5、汽缸温度：上T= ℃下T= ℃6、轴振 1#= um 2#= um 3#= um 4#= um7、轴瓦温度1#= ℃ 2#= ℃ 3#= ℃ 4#= ℃8、推力轴承温度1）副瓦℃ 2）正瓦℃9、胀差 mm 10、油箱油温= ℃ 11、冷油器出口油温T= ℃12、发电机定子绕组温度1）℃ 2）℃ 3）℃ 4）℃ 5）℃ 6）℃13、发电机定子铁芯温度 1）℃ 2）℃ 3）℃ 4）℃ 5）℃ 6）℃二、锅炉运行参数1、汽包P= MPa H= mm2、主汽P= MPa t= ℃ D= T/h3、给水P= MPa t= ℃ D= T/h4、给煤1#= T/h 2#= T/h 3#= T/h5、排烟温度左侧= ℃右侧= ℃6、鼓风机入口空气温度1#= ℃ 2#= ℃7、吸风机入口烟度1#= ℃ 2#= ℃出口烟温1#= ℃ 2#= ℃ 8、氨水= Kg/h9、氨蒸发槽（1）热风温度℃（2) 氨气出口温度℃10、SCR系统入口NO= Mg/Nm3 NOX= Mg/Nm3 O2= % 温度℃压力1= KPa 压力2= KPa出口NO= Mg/Nm3 NOX= Mg/Nm3 O2= % 温度℃出口NH3= PPM 压力= KPa11、环保入口： SO2= Mg/Nm3 O2= % NOX= Mg/Nm3 粉尘= Mg/Nm3流量= 万M3/h压力= Pa 温度= ℃出口：SO2= Mg/Nm3 O2= % NOX= Mg/Nm3 粉尘= Mg/Nm3流量= 万M3/h压力= Pa 温度= ℃。
300MW火力发电机组风机水泵及高压电机参数表格
180
额定流量
m3/h
900
水泵轴功率
kW
水泵效率
%
80
额定转速
r/min
2980
二、电机参数表
电机铭牌参数
电动机型号*
YKK4503-2
电源与配置
额定功率*
630kW
额定电压：6
电压波动范围
定子额定电流*
A
72.8
有无进相装置
功率因数*
0.88
有无装就地补偿
额定效率
%
有无其他调速装置
额定转速*
r/min
二、电机参数表
电机铭牌参数
电动机型号*
YLST400-4
电源与配置
额定功率*
315kw
额定电压：6
电压波动范围
定子额定电流*
A
72.8
有无进相装置
功率因数*
0.88
有无装就地补偿
额定效率
%
有无其他调速装置
额定转速*
r/min
1482
年运行时间*
250天
转子电压（绕线式）*
V
当地电价*
元/kW.h
转子电流（绕线式）*
一、风机参数表
风
机
参
数
风机名称和型号
一次风机1788B/1146
风机类型
离心式
□离心 □轴流 □罗茨风机 其他
全压
kPa(m)
5.360
额定风量
m3/h
179280
风机轴功率
kW
306
风机（内）效率
%
额定转速
r/min
990
二、电机参数表
电机铭牌参数
电厂锅炉正常运行时参数及控制指标
电厂锅炉正常运行时参数及控制指标锅炉正常控制参数：6.4.2 锅炉汽包水位调整：6.4.2.1 锅炉汽包水位正常应维持在“0”水位，其变化范围为±50mm。
运行中各水位计偏差不能大于30mm，一套水位计故障退出运行时，应立即汇报，并在8h内恢复，否则，应制定措施，并经总工程师批准，方可允许延长工期，但最多不能超过24h。
6.4.2.2 锅炉汽包水位应以就地双色水位计的指示为准。
锅炉正常运行时，两只就地双色水位计必须保证正常投入、指示正确。
6.4.2.3 所有远方水位计（就地双色水位计及CRT画面上水位计）必须指示正确，要求每班CRT画面上水位计与汽包就地水位计显示进行校对，汽包水位高、低信号应可靠。
6.4.2.4 汽包就地水位计应指示清晰，照明充足，无漏汽、漏水现象。
汽包水位应轻微波动，若汽包水位不波动或模糊视线不清，应及时冲洗或检查一、二次阀门位置是否正确。
6.4.2.5 当汽包水位高于+250 mm或低于-250mm时，MFT应动作，否则应人为手动紧急停炉，或当在运行中无法判断汽包确实水位时，也应紧急停炉。
6.4.2.6 锅炉给水运行中采用全程控制系统，电动给水泵接收控制系统的指令，即在启、停和正常运行时均能实现自动调节汽包水位，进行水位调节的手/自动切换时，应手动将汽包水位调至“0”位稳定后，投入给水自动，以防止自动调节系统发生大的扰动。
两台电动给水泵同时投入自动控制时，应注意监视电动给水泵转速、流量的偏差。
6.4.2.7 锅炉负荷在30％以下，给水自动调节采用单冲量水位控制方式，通过给水旁路调节阀开度或电动给水泵转速来自动调节汽包水位。
锅炉负荷在30％以上，应切换至主给水管路，在进行给水管道和给水泵的切换时，应密切注意给水压力，流量及汽包水位的变化。
6.4.2.8机组正常运行时，给水泵转速控制均应投入自动运行方式。
若发现给水自动失灵应立即切至手动控制，维持汽包水位在正常范围内。
30WM电厂锅炉汽机运行参数
Pa
40 给水泵油箱油位
41 抗燃油温度
℃
42 润滑油温度
℃
43 1～4号轴瓦温度
℃
44 5、6号轴瓦温度
℃
45 推力瓦温度
℃
46 1～6号瓦回油温度
℃
47 抗燃油母管压力
MPa
48 润滑油压力
MPa
49 主油泵进口油压
MPa
50 主油泵出口油压
MPa
51 隔膜阀上部油压
MPa
52 密封瓦进油压力
MPa
＜60 －～
－～
＞保护跳机
79
＞121保护跳机
±1
手动打闸停机
－ 伸长至或缩短至 -1.5mm, 紧急停机
30 偏心度
mm
31 轴振
mm
32 轴承盖振动
mm
33 轴封进汽压力
MPa
轴封母管蒸汽温度
℃
高中压转子轴封处金
35
℃
属与蒸汽温差
36 抗燃油箱油位
mm
37 主油箱油位
mmΒιβλιοθήκη 38 主油箱油温℃
39 主油箱压力
～
≥
± ± 43～52 ≤70 ± ±
40～50
～
报警 第一临界转速振幅 值<80，打闸停机 打闸停机
177 111
＋56 56
121
≥370 -180
37
＜230联停油泵 -260、＋319保护跳
机 21报警
2/3
1/3
60
37
21报警
49
35
103
113℃打闸停机
95
105℃打闸停机
97
107℃打闸停机
200MW火电厂仿真机组运行各类数据统计表
粉仓粉位（m） 一次风开度(﹪) 二次风开度(﹪) 凝汽器真空(Kpa) 凝汽器水位(mm) 凝汽器出口压力(Mpa) 凝汽器出口调节阀的开度(﹪) 高压加热器的疏水水位（mm) 低压加热器的疏水水位(mm) 轴封供汽高压端的供汽压力(MPa) 轴封供汽低压端的供汽压力(MPa) 润滑油油位(mm) 润滑油油温(℃) 调速油油压(MPa) 调速油油温(℃) 内冷水箱水位(mm) 氢压(MPa) 氢的纯度(﹪) 密封油油压(MPa) 密封油油位(mm) 给水温度(℃)
200MW火电厂பைடு நூலகம்真机组运行各类数据统计表
姓名
仿真时间 负荷（MW） 无功功率(MW) 再热气温(℃) 汽包水位（mm） 除氧器水位（mm） 除氧器压力(MPa) 除氧器温度(℃) 一次风压（Pa） 热风温度(℃) 烟道含氧量(﹪) 再热器侧挡板开度(﹪) 过热器侧挡板开度(﹪) 炉膛负压（Pa） 磨压差（Pa） 磨后温度(℃) 磨前压力（Pa） 排粉机入口压力（Pa） 排粉机循环风门开度(﹪) 磨煤机入口热风门开度(﹪)
技术参数
附件二：电厂技术参数1、电厂发电机组的铭牌参数2 、电厂并入甲方电网的并网线路(1) 线路名称：线，电压等级： kV。
3、乙方根据设备的设计参数，以及并网调试结果，准确提供电厂的其他技术参数43。
3.1 正常运行出力范围电厂机组的正常运行最大出力为额定容量的％，正常运行最小出力为额定容量的％。
或给出该机组的运行出力范围：从额定容量的 %至 %;额定容量的 %至 %;额定容量的 %至 %。
3.2 电网在特殊情况下，电厂机组最小出力为额定容量的％；。
3.3 正常运行期间机组的功率调整速率机组为 MW/min。
3.4 从接到调度指令到机组达到并网出力的最短时间或从零出力到额定出力的最短时间为：水电及抽水蓄能机组： min。
其他类型机组： h 。
3.5 从接到调度指令后从满负荷出力到零负荷最短停机时间： min。
3.6 从机组解列后到重新并网之间的最短停运时间：。
3.7 电厂机组在达到其最低或以上的运行水平后须以该最低或以上运行水平运行的最短时间：。
3.8 机组进相深度为。
3.9双方认为需要明确的其他技术参数44：。
4、设备制造商加以限制的或不予推荐的运行方式：(1) 机组在任何情况下不作调相运行。
(2) 机组在任何情况下不宜调频运行。
其他不宜的运行方式：。
5、电厂投入商业运行后，如乙方发现机组运行参数发生变化，不能达到上述第3条已提供的技术指标而需要修改，应向电力调度机构说明，并提交经具备资质的机构确认的测试报告。
乙方：公司收件人：电话：传真：邮编：电子邮件：通讯地址:乙方公司，系一家具有法人资格的发电企业，已取得电力监管委员会/局颁发的本协议所指电厂（机组）发电业务许可证（许可证编号：），在登记注册，税务登记号： ,住所: ，法定代表人：。
火力发电厂生产日报表
循环水入口 本 日
32.06
温度 ℃
月平均
32.06
排烟温度Leabharlann 本日115.69℃
月平均
115.69
飞灰可燃物 本 日
1.18
%
月平均
1.18
石灰石用量 T
本日 月累计 年累计
99.00 99.00 99.00
潭江水取水量 T
本日 月累计 年累计
31,224.00 自来水 31,224.00 用量T 31,224.00
31.36 煤
本日
3,560.81
31.36
发电标煤量 月累计
3,560.81
31.36 量
年累计
3,560.81
24
本日
-
24 T 供热标煤量 月累计
-
24
年累计
-
100.00% 化学除盐水量
100.00%
T
295.59
本日 月累计 年累计
881.00 881.00 881.00
295.59 599.22 599.22
发电原煤率 克/千瓦.时
本日 月平均 年平均
412.64 412.64 412.64
25.56 25.56 606.90
发电标煤率 克/千瓦.时
本日 月平均 年平均
291.80 291.80 291.80
606.90 4.01 4.01
供电标煤率 克/千瓦.时
本日 月平均 年平均
304.52 304.52 304.52
5,035.49
1,170.84
发电原煤量 月累计
5,035.49
1,170.84 量
年累计
5,035.49