《华润水泥管理手册》 余热发电管理篇

十一、余热发电管理篇

余热发电管理篇目录

1 余热发电设备联动试机方案 2 余热发电汽轮发电机组调试方案 3 余热发电试生产方案

4 余热发电通用操作规程：

4.1 锅炉操作规程 4.2 汽轮机操作规程 4.3 发电机操作规程 4.4 化学水水处理操作规程 4.5 锅炉安全操作规程 4.6 汽轮机安全操作规程 4.7 电气安全操作规程

1 余热发电设备联动试机方案

余热发电系统联动调试工作是工程项目由建设安装阶段进入到生产阶段不可缺少的一个重要环节。主要目的是检验整套余热发电系统设备的制造和安装质量，调整校验系统运行控制参数，为工程项目的投产运行创造条件，保证余热发电系统投产后的安全稳定运行。 1.1联动调试的组织机构

1.1.1 联动调试指挥部是整个调试工作的核心，他具备以下职能和权力： o. 根据调试各阶段的具体情况指导和制定工作进度，并检查计划的执行和任务的完成情况，并做到及时总结。

p. 负责召集和协调各方面的人员，处理联动调试工作中所遇到的各种问题，

第 1 页 共 80 页

做出适时、合理的决策，并给出最终的处理性意见。

q. 负责组织和安排临时专题小组，以解决联动调试工作中所遇到的一系列问题。

r. 负责整个联动调试工作过程中人力、物力的调配和安排。 1.1.2 调试指挥部人员： 指挥长： 副指挥长： 各单位成员 施工单位： 监理： 项目工号员： 生产单位： 设计院：

1.2 联动试机前的准备工作

1.2.1 发电系统所有的设备安装工作已全部完成，并经单机试运行合格（发电机核相，安装单位）。

1.2.2 各水位计和油位计已标好最高、最低和正常工作位置的标记。 1.2.3 各转动机械加好符合要求的润滑油脂，油位正常。

1.2.4 对设备巡视、工作平台楼梯、异常情况紧急处理等场合，均应充分清理，扫除杂物，同时还需检查挡板、栏杆、警告牌等安全设施是否设置妥当。

1.2.5 防护用具、检修工具、照明用具等配备齐全，所有生产辅助材料备量充足，保证可以随时取用，操作人员、检修岗位全部到位。

1.2.6 AQC、SP锅炉已进行煮炉，所有安全阀已经调整校验完毕，管道已经冲洗、循环池管路系统已经清洗预膜完毕，循环池注满水。 1.2.7 将所有仪表投入正常工作状态。

1.2.8 将所有的电动阀门、水泵以及各种辅机设备的控制模式打至远程集控位置。

1.2.9 参与人员：水系统、锅炉系统、汽轮机系统、电气系统。 1.3联动试机步骤： 1.3.1 软化水系统：

1.3.1.1 开启过滤器进出水阀向清水箱注满水。

1.3.1.2 现场启动清水泵，把清水注入软化水置换设备中，出水直接进入软

第 2 页 共 80 页

水箱，将软水箱充满备用。

1.3.1.3每隔4小时取样一次软化水，化验水质硬度应小于0.03mg/l。 1.3.2 锅炉给水系统（以真空除氧器为例）

1.3.2.1 检查真空循环水箱水位是否正常，启动除氧器真空循环水泵抽真空。

1.3.2.2 除氧器真空至0.08MPa以上时，检查除氧器进水调节阀及热水井补水阀处于关位置，启动软化水泵，把进水调节阀打到自动位置，观察其是否能自动打开，如能打开后观察除氧器水位到最高限时，中控应有水位高报警发出，且进水调节阀应能自动关闭，软化水泵应能自动停止。 1.3.2.3 确认锅炉给水泵到窑头汽包所有手动阀处于打开状态，到窑头锅炉电动阀及调节阀处于关闭状态,到窑尾的锅炉电动阀及调节阀处于关闭状态。

1.3.2.4 启动除氧器真空引水泵，出口压力≥0.2MPa。

1.3.2.5 确认给水泵电动阀门处于关状态，进水手动阀、再循环手动阀处于开状态，启动锅炉给水泵，检查泵一切正常后，开启出口电动阀，准备向窑头锅炉省煤器供水。

1.3.2.6 开锅炉给水电动阀，把调节阀打到自动调节状态，其应能自动打开。这时，除氧器水位应缓慢下降，当下降至最低限位时，中控应有水位低报警（1级）发出。处于主泵状态的软水泵应能自动起动，除氧器给水调节阀应能自动打开，补充软化水。当下降至最低限位时，中控应有水位低报警（2级）发出。中控停引水泵，给水泵应联锁跳停，这时给水母管应有压力低报警发出。

1.3.2.7 同步骤5，调试其余锅炉给水泵。

1.3.2.8 停下主用软化水泵。启动备用软化水泵，把进水调节阀打到自动位置，观察其是否能自动打开，如能打开后观察除氧器水位到最高限时，中控应有水位高报警发出，且进水调节阀应能自动关闭，软化水泵应能自动停止。

1.3.2.9 待除氧器水位恢复到高限时，中控应有水位高报警发出，且进水调节阀应能自动关闭，软化水泵应能自动停止。

1.3.2.10 待窑头锅炉汽包水位达到+75mm时，应有1级高水位报警发出，窑头给水调节阀应自动关小；这时把给水调节阀打到手动调节，打开阀门，让水位达到+100mm，应有2级高水位报警发出。

1.3.2.11 打开汽包紧急放水阀，检查其是否能正常工作，观察汽包最终水

第 3 页 共 80 页

位是否处于0mm附近。

1.3.2.12 打开蒸发器排污阀，汽包水位应继续下降。待水位降到-75mm，应有1级低水位报警；水位达到-100mm，应有2级低水位报警发出。把锅炉给水调节阀打到自动状态，其阀门开度应能自动打开。

1.3.2.13 打开窑尾锅炉汽包给水管道上的手动阀及电动阀，把窑尾给水调节阀打到自动状态，其应能自动打开，向窑尾锅炉汽包供水。 1.3.2.14 待窑尾锅炉汽包水位达到+75mm时，应有1级高水位报警发出，窑尾给水调节阀应自动关小；这时把窑尾给水调节阀打到调节，打开给水调节阀，让水位继续达到+100mm，应有2级高水位报警发出。

1.3.2.15 打开窑尾锅炉紧急放水阀，检查其是否能正常工作，观察窑尾锅炉汽包最终水位是否处于0mm附近。

1.3.2.16 打开蒸发器排污阀，汽包水位应继续下降。待水位降到-75mm，应有1级低水位报警；水位达到-100mm，应有2级低水位报警发出。把窑尾锅炉给水调节阀打到自动状态，其阀门开度应能自动打开。 1.3.3. 烟灰系统：

1.3.3.1 启动AQC炉输送机和下料器，停下其中1台输送机时，下料器应能自动停机。

1.3.3.2 启动SP炉输送机和星形下料器，停下其中1台输送机时，下料器应能自动停机。 1.3.4汽轮机汽水系统:

1.3.4.1 打开热水井补给水阀，当水位达高水位时，应有高水位报警发出，此时关闭补给水阀。打开需要启动的其中1台凝结水泵再循环阀及其进水手动阀，出水电动调节阀关闭。

1.3.4.2 启动凝结水泵，把出口手动阀打开，打开热水井补给水阀，运行几分钟，让热水井水位在正常位置之间，将两台凝结水泵联锁投入，把正在运行的凝结水泵出口手动阀关闭，使凝结水泵出口压力降低，备用凝结水泵应能自动启动，如备用凝结水泵则停下主运行泵。

1.3.4.3 检查射水箱水位，在高低限范围应能发出高低水位报警信号，打开真空破坏门，防止冷凝器抽真空，打开主射水泵进出口阀门，启动主射水泵，投入两台射水泵的联锁，当主射水泵停止时，备用射水泵应能自动启动；之后关闭真空破坏门，观察冷凝器真空是否能达到设计值,检查轴封的漏气情况。

1.3.5 循环水系统（如只有2台循环水泵时）:

第 4 页 共 80 页

打开需要启动的循环水泵管路上进水口的电动阀和手动阀，启动循环水泵，打开出口电动阀，投入两台循环水泵的联锁，当停下其中1台循环水泵时，另1台应能自动启动。 1.3.6 汽轮机油系统:

1.3.6.1 启动油箱上扫排油烟机，使回油畅通，把高压油泵、润滑油泵、事故油泵的进出口阀门打开，启动高压油泵，将高压油泵出口油压联锁保护投入，缓慢关闭高压油泵出口阀门，待高压油降低到整定设计值时应能发出主油泵出口油压低报警信号；停下高压油泵，待高压油降低到低压力保护整定值时高压油泵应能自动重新启动。

1.3.6.2 高压油泵启动后，将润滑油压联锁保护投入，缓慢关闭高压油泵出口阀门，待润滑油压力降低到1级低油压设定值时应能发出低油压报警信号，当润滑油压继续降低到2级低油压设定值时润滑油泵应能自动启动，润滑油泵自动启起之后再启动汽轮机盘车电机，投入事故油泵联锁开关，之后再缓慢关闭润滑油泵的出口阀，待油压降到3级低油压设定值时，事故油泵应能自动启动，如能启动则缓慢关闭事故油泵出口阀，待油压降到4级低油压设定值时发出停机指令，电磁阀动作(关闭主汽门)，待油压继续下降到5级低油压设定值时，汽轮机盘车电机应能自动停止。 1.3.6.3 停下全部油泵，向油箱注油，油箱油位升到油箱顶部以下-100mm时，应能发出高油位报警信号；再将油箱油位放低到油箱顶部以下-350mm时，应能发出低油位报警信号。 1.3.7电气系统：

1.3.7.1 总降发电机联络柜断开时，电站侧总降联络线柜应合不上。 1.3.7.2 低压柜Ⅰ、Ⅱ有电的情况下，当其中有一段低压母线段跳闸时，低压母联柜延时0.5秒后自动合闸。

1.3.7.3 当站用变其中一面中压柜跳闸时，低压柜应能联锁自动分闸。 1.3.7.4 投入低压母线保安电源的联锁开关，停下两个低压柜进线电源，保安电源应能延时自动合闸。

1.3.7.5 站内由保安电源供电，把电站侧总降联络线柜断开，发电机中压柜处于试验合闸位置，灭磁开关合闸，摸拟发电机中压柜保护动作，当发电机中压柜跳闸后，灭磁开关应能联锁跳闸（有刷）。

1.3.7.6 把站用电屏交流电源断开时，事故照明电源应能自动投入，所有事故照明灯应能点亮。

1.3.7.7 检查发电机隔离手车柜处于试验位置，将发电机并网中压柜处于试

第 5 页 共 80 页

验位置合闸，启动高压油泵后将保安装置挂闸，主汽门开启1/3，按下紧急停机按钮，主汽门跳闸后发电机并网中压柜应能联锁跳闸。

2 余热发电汽轮发电机组调试方案

2.1 汽轮发电机组冲转各项条件都满足后即可按照冷态启动方式冲转汽轮机。

2.2 当电调装置自动暖机，升速至接近额定转速时，检查主油泵应能自动投入正常工作，记录主油泵自动投入工作时的转速。 2.3 汽轮机冲转至额定转速后，停下高压电动油泵。

2.4 检查确认高压油泵、低压油泵和直流油泵处于连锁状态，缓慢降低汽轮

机转速，当主油泵出口油压降至1级低油压设定值时，应能发出低油压报警，继续降至2级低油压设定值时，高压电动油泵应能自动起动。 2.5 重新将汽轮机升速至额定转速，停下高压电动油泵。 2.6 空负荷运行正常后，检查及调整以下参数是否正常： 2.6.1主油泵进、出口油压及压差。 2.6.2脉冲油压及与主油泵进口油压差。 2.6.3轴承油温、瓦温及润滑油压。 2.6.4电调装置是否输出正确。

2.7 手拍危急遮断器检查主汽门、调节汽阀应能迅速关闭，然后重新开启主

汽门并恢复至额定转速。

2.8 按下紧急停机按钮检查主汽门、调节汽阀应能迅速关闭，然后重新开启

主汽门并恢复至额定转速。

2.9 主汽门、调节汽阀试验正常，且机组在额定转速下暖机1～2小时，等到

机组有充分的热膨胀后再进行超速试验。

2.10 先进行电调装置超速试验，投入“超速试验许可”，将转速提升至

3270r/min，电调装置超速保护应动作。主汽门关闭后，将主汽门启动阀手轮旋到底，等转速降至3000r/min后，按程序重新起动。 2.11 然后再进行机械超速试验，将转速提升至3300～3360r/min，此时，危

第 6 页 共 80 页

急遮断器应动作，否则立即手击危急遮断油门。危急遮断器动作后，将主汽门操纵座手轮和启动阀手轮旋到底，等转速降至3000r/min后，按程序重新起动。

2.12 危急遮断器动作试验应进行三次，每次都要准确记录其动作转速，第

一、二次转速差不应超过18r/min，第三次和前二次动作转速的平均值之差不应超过30r/min。

2.13 转速稳定在3000r/min，对机组进行全面检查，一切正常后对发电机进

行起励升压，将机端电压升到10KV左右，检查三相电压及定子、转子绕组的绝缘情况。

2.14 用相序表仔细核对发电机和电站10KV母线所有PT二次侧的相序。 2.15 相序核对正确后，分别用手动同期和自动同期进行并网。 2.16 并网正常后按汽轮机加负荷曲线逐渐增加负荷。

2.17 负荷稳定在额定负荷的80%以上后进行真空严密性试验，关闭总抽气阀

或停下射水泵，30秒后每半分钟记录一次真空值，共记录8分钟，平均每分钟下降值应不大于400Pa。

2.18 进行甩负荷试验，在50%额定负荷时，断开发电机并网柜出口断路器，

汽轮机应能维持空负荷运转；之后把汽轮机调节到额定转速，重新并网；负荷升到75%时，重新进行甩负荷试验，断开发电机并网柜出口断路器，汽轮机应能维持空负荷运转。

2.19 试验结束后重新并网，带到最高负荷进入72小时试运行。

2.20 第一次停机时做惰走试验，记录从主汽门关闭到汽轮机完全静止时的

惰走时间。

2.21 72小时试运行结后，视情况进行停机消缺一次，再进入24小时连继运

行。

3 余热发电试生产方案

第 7 页 共 80 页

目录

3.1设备性能：

3.1.1 AQC、SP锅炉系统 3.1.2 水处理系统 3.1.3 汽轮机系统 3.1.4 油路系统 3.1.5 电气系统 3.2试生产前的准备工作 3.3试生产步骤

3.3.1 软化水系统制水 3.3.2 锅炉给水系统启动 3.3.3 锅炉启动升压 3.3.4 暖管和并汽

3.3.5 汽轮机辅机系统启动 3.3.6 汽轮机冲转暖机

3.3.7 发电机启动前的检查与试验(试生产前已完成) 3.3.8 发电机启动、升压、并列与接带负荷 3.3.9 发电机励磁屏应进行的检查与操作

3.3.10 发电机起励、升压时电站控制屏(1)应进行的检查与操作 3.3.11 发电机自动方式并列时电站控制屏(2)的操作 3.3.12 发电机手动方式并列时电站控制屏(2)的操作 3.3.13 发电机并列后增加出力应注意事项 3.3.14 发电系统的正常停机

3.4 试生产紧急事故处理预案 3.5 试生产注意事项 3.6 简易工艺流程方框图

注：本方案主要讲述整个余热发电各系统的设备性能、运行参数、操作要领、常见故障、注意事项，作为试生产时参考使用。

3.1设备性能

3.1.1 AQC、SP锅炉系统

AQC、SP锅炉是分别利用窑头熟料冷却机和窑尾预热器的余热加热给水

第 8 页 共 80 页

产生过热蒸汽，驱动汽轮机旋转，带动发电机通过电磁感应原理发出电能。

工艺流程介绍：从锅炉给水泵来的45℃左右的给水进入AQC炉省煤器加热到大约174℃，省煤器（二组）出水分为二路，一路经过AQC炉的给水调节阀进入AQC炉汽包，AQC炉汽包里的水经过下降管分别进入蒸发器,进入蒸发器的水经过加热变成汽水混合物，再经过上升管回到汽包（汽包内的水不断的在蒸发器中循环加热），汽包上部的饱和蒸汽经过过热器加热成为过热蒸汽,经过热器出口集箱和主蒸汽出口电动阀再通过主蒸汽管道进入汽轮机房主蒸汽母管。

另一路经过SP炉给水调节阀，进入SP炉省煤器加热到188℃，省煤器出水进入SP炉汽包, SP炉汽包里的水经过下降管进入蒸发器,进入蒸发器的水经过加热变成汽水混合物，再经过上升管回到汽包（汽包内的水不断的在蒸发器中循环加热），汽包上部的饱和蒸汽经过过热器加热成为过热蒸汽,经过热器出口集箱和主蒸汽出口电动阀再通过主蒸汽管道进入汽机房主蒸汽母管。

锅炉给水调节阀：自动或手动调节锅炉给水流量，维持锅炉汽包正常水位，安装在锅炉底部平台。

安全阀：确保设备在不超过规定的压力下工作。AQC共有4个安全阀，分别是汽包2个，过热出口集箱1个，省煤器出口1个。SP炉共有3个，分别是汽包2个，过热器出口集箱1个。

连续排污扩容器：把所有排污和疏水集中扩容汽化。 取样冷却器：冷却采集的水样，便于化验人员取样操作。

加药装置：化验人员根据取样化验结果,向汽包加入磷酸盐，和锅炉水中的钙镁离子反应生成沉淀物，防止锅炉受热管内壁结垢.

计量泵：把药品按一定的量打入锅炉汽包中。

螺旋输送机：把AQC沉降室内的积灰送到窑头电收尘下的拉链机中，SP积灰送入窑尾电收尘下的拉链机中。

金属单式轴向波纹管补偿器：补偿烟气管道的热胀冷缩。 节流装置(流量计)：测量蒸汽或水的流量。

连续排污阀：连续将汽包中含盐量高的炉水排除（汽包中心液面附近约10根）, 排到连续排污扩容器中汽化排空。

定期排污阀：定期将集箱底部的沉淀物和渣质排出，排到连续排污扩容器汽化排空。

疏水阀：长时间停机后要开机时，将管路中的水份排出,一般安装在管

第 9 页 共 80 页

路中的最低处，疏水有的排入连续排污扩容器，有的排入地沟中。

压力变送器：把压力转换为电信号（4-20mA），送到相应的测量仪表。 温度变送器：把温度转换为电信号（4-20mA），送到相应的测量仪表。 3.1.2 水处理系统 软化水装置：

把厂内工业用水经过过滤器送到清水箱，清水箱的水经过清水泵打入软化水装置，将水中的钙镁离子除去,生成硬度小于0.03mg/l的软化水送到软化水箱备用，根据除氧器、汽机热水井用水情况适时通过软水泵送入除氧器或汽机热水井中。

除氧器液位调节阀：自动或手动调节除氧器软化补给水的流量，维持除氧器正常液位。

给水泵再循环管：锅炉给水泵启动时，由于给水泵出口电动阀未打开，为防止水泵内的水发热汽化，因此需先打开再循环阀，让水循环回除氧器中。 除氧器：利用真空除去锅炉给水中溶解的氧气，防止管路腐蚀，真空循环水箱的水温应低于除氧器内的水温，真空越高除氧效果越好。

除氧器引水泵：在除氧器低位安装时使用，将除氧器中负压的除氧水升压送入锅炉给泵（目前加装有旁路，视情况是否需要开启引水泵）。 除氧器真空循环水泵：抽取除氧器真空。

锅炉给水泵：将真空除氧器的水升压后送到窑头锅炉省煤器中。 循环水池：正常水温约为27℃，最高33℃,通过升压泵站的来水补充。 冷却塔：通过冷却风机冷却汽轮机冷凝器的循环水，可以降低循环水温5-8℃，冷却风机减速箱油位油温需注意监测。

循环水泵：供给冷凝器、发电机空冷器、冷油器的冷却用水（或射水箱的补水）。

重力式无阀过滤器：从冷凝器出口处引部分循环水过滤后返回循环池，当滤料层中杂质增多时可自动或手动强制反冲洗。(如循环水浓缩倍数大于3倍时可从此放部份浓缩水，再从升压泵站加水)

循环池加药装置：按照循环池加药方案向循环水投加缓蚀阻垢剂和杀菌灭藻剂，防止冷凝器的不锈钢管内壁结垢降低热交换效果。 3.1.3 汽轮机系统：

主蒸汽母管：锅炉并汽一般在母管上操作，并汽时锅炉主蒸汽管道内的汽压一般低于主蒸汽母管内汽压0.05-0.1MPa，主蒸汽母管上安装有排空阀，当汽轮机停机时打开此阀就不用停炉。

第 10 页 共 80 页

3.4.8.2.10 机组有不正常的响声； 3.4.8.2.11 主蒸汽管破裂；

3.4.8.2.12 凝汽器真空降到0.06MPa（450mmHg）以下。 3.4.8.3 紧急停机操作步骤：

3.4.8.3.1 手击危急遮断油门紧急停机，确认自动主汽阀、调速汽阀迅速关

闭。

3.4.8.3.2 检查发电机已解列后，记录惰走时间。 3.4.8.3.3 开放真空破坏门，停止抽汽器运行。

3.4.8.3.4 随时检查高压电动辅助油泵是否自动启动，否则手动起动高压辅

助油泵。

3.4.8.3.5 开放凝结水再循环阀，保持凝汽器水位。 3.4.8.3.6 其他操作按一般停机规定完成。 3.4.9 主蒸汽压力和温度超出规范时的处理：

3.4.9.1 主蒸汽压力超出允许变化的上限时，应节流降压，节流无效时应作

为故障停机。

3.4.9.2 主蒸汽压力低于允许变化的下限0.2MPa（表）时，应降低负荷。 3.4.9.3 主蒸汽温度超出允许变化的上限5℃，运行30分钟后仍不能降低，

应作为故障停机，全年运行累计不超过400小时。 3.4.9.4 主蒸汽温度低于允许变化下限5℃时，应降低负荷。

3.4.9.5 正常运行时，两根主蒸汽管道的汽温相差不得超过17℃，短期不得

超过40℃。

3.4.10 凝汽器真空降低规定：

3.4.10.1 机组负荷在40%额定负荷以上时，真空不低于0.0867MPa

（650mmHg）。

3.4.10.2 机组负荷在20%～40%额定负荷时，真空不低于0.0800MPa

（600mmHg）。

3.4.10.3 机组负荷在20%额定负荷以下时，真空不低于0.0720MPa

（540mmHg）。 3.3.4.11 水冲击 3.4.11.1 水冲击的象征： 3.4.11.1.1 进汽温度急剧下降。

3.4.11.1.2 从蒸汽管法兰盘、前后轴封及汽缸结合面处冒出白色蒸汽或水

滴。

第 26 页 共 80 页

3.4.11.1.3 主蒸汽管道内、汽轮机内有水击声和杂声。 3.4.11.1.4 负荷突降，轴向位移增大，推力瓦温度升高。 3.4.11.1.5 机组振动加大。 3.4.11.2 确认汽轮机发生水冲击应：

3.4.11.2.1 迅速破坏真空紧急停机，全开主蒸汽系统及汽机本体疏水门。 3.4.11.2.2 正确记录惰走时间、真空变化、轴向位移数值、轴承回油温度

及声响等。

3.4.12 机组不正常的振动和出现异常声音 3.4.12.1 机组振动增大或出现异常声音的原因： 3.4.12.1.1 润滑油压、油温不正常。 3.4.12.1.2 汽温过高或过低。

3.4.12.1.3 汽缸单面受冷空气而膨胀不均匀。 3.4.12.1.4 轴向位移增大。 3.4.12.1.5 叶片断裂。

3.4.12.1.6 汽轮机动静部分发生摩擦。 3.4.12.1.7 中心不正或轴瓦间隙不合格。 3.4.12.1.8 大轴弯曲。

3.4.12.1.9 发电机内部损坏或转子线圈短路。

3.4.12.2 若机组发生不甚强烈的振动，需降低负荷直到振动消除为止。 3.4.12.3 机组突然发生剧烈振动或发出清晰的金属摩擦声时，应立即破坏

真空紧急停机，并注意转子惰走时间，倾听声响变化情况。

3.4.13 凝汽器真空下降 3.4.13.1 真空急剧下降的原因: 3.4.13.1.1 循环水中断 3.4.13.1.2 轴封供汽中断 3.4.13.1.3 凝汽器满水 3.4.13.1.4 真空系统大量漏汽 3.4.13.2 真空缓慢下降的原因 3.4.13.2.1 真空系统不严密漏空气 3.4.13.2.2 凝汽器水位高 3.4.13.2.3 循环水量不足

3.4.13.2.4 抽气工作不正常或效率降低

3.4.13.2.5 凝汽器钢管结垢循环冷却水系统设备异常

第 27 页 共 80 页

3.4.13.3 处理方法: 真空缓慢下降时应相应降低机组负荷，若采取措施后

真空仍继续下降到0.06MPa以下，则需停机处理。

3.4.14 油系统着火

3.4.14.1 事故原因:油系统漏油，且漏油处有表面温度高于200℃的热体。 3.4.14.2 处理方法

3.4.14.2.1 尽快切断泄漏油源和故障设备的电源。 3.4.14.2.2 尽快通知消防人员

3.4.14.2.3 组织人员应用电厂内灭火器灭火，不得用水和沙子。 3.4.14.2.4 威胁机组安全时，应破坏真空紧急停机。 3.4.14.2.5 火灾危及油箱时，可开启油箱事故放油门。 3.4.15 油系统工作失常 3.4.15.1 油压下降：

3.4.15.1.1 应迅速查明原因，视油压降低情况及时启动辅助油泵。 3.4.15.1.2 检查主油泵工作情况，如有异音故障停机。

3.4.15.1.3 检查注油器是否工作正常，无法消除缺陷时应故障停机。 3.4.15.1.4 压力油管和回油管漏油或破裂，无法消除时应故障停机。 3.4.15.2 油位下降：

3.4.15.2.1 检查油箱、油管及冷油器的各连接处是否有漏油现象。 3.4.15.2.2 检查事故放油门、油箱放水门、取样门是否有漏油现象。 3.4.15.2.3 检查油箱油位指示器是否正常。

3.4.15.2.4 若油位下降，经处理无效时，应故障停机。 3.4.15.3 辅助油泵工作失常：

3.4.15.3.1 机组在启动过程中，电动辅助油泵油泵发生故障应迅速启动事

故油泵，并停止启动汽轮机，消除故障。

3.4.15.3.2 在停机过程中，若发现电动油泵、事故油泵同时发生故障，应

维持汽轮机额定转速，使主油泵工作，在迅速消除辅助油泵故障，待油泵正常后停机。

3.4.16 甩负荷

3.4.16.1 汽轮发电机组在运行中因电气故障或保护系统误动作使电负荷突

然降至零，这种事故称为甩负荷。

3.4.16.2 甩负荷后发电机已解列，机组转速稳定在危急保安器动作转速以

下时，应调整机组转速为3000r/min，开启凝结水再循环阀，保持凝汽器水位和真空，检查机组膨胀、振动等运行参数，确认一切正常

第 28 页 共 80 页

后可重新并网。

3.4.16.3 甩负荷后发电机已解列，但调节系统不能控制转速，危急保安器

动作时，应将主汽门操纵座手轮和和启动阀手轮关到底，等转速降到3000r/min后，按程序重新起运。

3.4.16.4 甩负荷后发电机已解列，但调节系统不能控制转速而超速，危急

保安器不动作时，应立即手拍危急保安器按钮，破坏真空紧急停机。如果主汽门和调节汽阀因卡涩无法关闭时应迅速关闭电动隔离阀等以切断汽轮机的进汽。

3.4.16.5 甩负荷后主汽门和调节汽阀已关闭，但发电机未解列，机组转速

仍维持在3000r/min时，应立即将发电机解列，故障停机。

3.4.17 发电机过负荷：

3.4.17.1 运行中发电机过负荷信号发出，并且静子电流超过额定值时应迅

速处理使其恢复正常。

3.4.17.2 在系统电压许可的情况下，用减少励磁的方法减少静子电流，但

注意功率因数不得超过规定值，若减少励磁电流不能使静子电流降到额定值，必须降低发电机有功负荷。

3.4.17.3 系统事故，电压周波低于极限值，允许发电机短时间内过负荷运

行。

3.4.17.4 使用事故过负荷应有值长命令，并报告值班调度员，当事故过负

荷超过允许时间应立即将发电机电流降至允许值。

3.4.18 发电机升不起电压：

3.4.18.1 现象：合上灭磁开关，按增加励磁按钮，励磁电压或发电机静子

电压升不起来。

3.4.18.2 检查以及处理方法（有刷）： 3.4.18.2.1 检查脉放电源的有无。

3.4.18.2.2 励磁电压升不起时，应检查测量励磁柜输出有无电压，有电压

时说明励磁回路外部断线、开路，应对励磁回路进行检查处理。

3.4.18.2.3 当测量无电压输出时，检查灭磁开关接触是否良好，可控硅有

无烧坏，磁场回路否断线、开路，整流变压器是否有电压输出以及整流变压器绝缘是否破坏等。

3.4.18.2.4 经上述检查无异常时，说明励磁柜内信号转换电路或脉冲功放

触发电路出现故障。

3.4.18.3 当励磁柜电压、电流正常时发电机升不起电压：

第 29 页 共 80 页

3.4.18.3.1 检查PT手车是否插好，二次保险是否熔断、装好。

3.4.18.3.2 检查电压表及切换开关接线是否正确，电压回路接线是否良好。 3.4.19 温度超标：

3.4.19.1 发电机空气冷却器出入风温度之差大于20～30℃时。 3.4.19.2 发电机静子温度超过105℃或转子温度超过130℃时应做如下处

理。

3.4.19.2.1 检查三相电流是否平衡，负荷是否超过额定值，其他各表计是

否正常。

3.4.19.2.2 检查空冷器测温装置是否正常，进水温度是否过高，压力是否

过低，阀门是否全开以及冷却器水管是否堵塞。

3.4.19.2.3 检查发电机内部有无异常现象和气味。

3.4.19.2.4 查明超温原因，设法消除，如原因不明，则应降低发电机的出

力，直至温度降到正常值为止，并应汇报调度。

3.4.19.3 由于励磁柜散热风机烧毁、停转造成可控硅组件温度超高的，应

马上紧急停机处理（有刷）。

3.4.20 发电机三相静子电流不平衡： 3.4.20.1 现象：

3.4.20.1.1 三相电流表指示之差较正常增大。 3.4.20.1.2 三相电流表指示之差超过额定值的10％。 3.4.20.1.3 机组可能伴有振动。 3.4.20.2 处理：

3.4.20.2.1 调整负荷，观察是否因为表计回路故障引起错误指示。 3.4.20.2.2 三相不平衡电流超过规定值，同时机组发出振动时，应降低有

功负荷直至允许范围，并汇报有关领导听候处理。

3.4.21 发电机电压互感器故障： 3.4.21.1 现象：

3.4.21.1.1 发电机有功电度表、无功度表指示降低或为零。

3.4.21.1.2 发电机定子电压指示偏低或消失，励磁电流、电压表指示正常。 3.4.21.1.3 定子三相电流指示正常。 3.4.21.2 处理：

3.4.21.2.1 当有电压回路短线报警信号时，应停用发电机的复合电压闭锁

过流保护。

3.4.21.2.2 在未查明原因、消除故障之前应保持原负荷不变，不得调整发

第 30 页 共 80 页

电机的有功、无功负荷，并应监视发电机联络线表计。

3.4.21.2.3 检查发电机PT一、二次回路是否断线，熔断器是否烧毁，接点

有无松动。

3.4.21.2.4 一次熔断器烧毁时应拉出PT隔离手车进行更换，二次熔断器烧

毁时可以带电处理。

3.4.22 发电机CT回路断线： 3.4.22.1 现象：

3.4.22.1.1 发电机有功、无功表计指示降低。 3.4.22.1.2 静子电流一相为零，两相正常。 3.4.22.1.3 发电机“差动回路断线”信号发出。 3.4.22.2 处理：

3.4.22.2.1 停止有功、无功负荷调整，通过发电机联络线有功表监视负荷。 3.4.22.2.2 请示值长，将发电机差动保护停用，通知检修处理。

3.4.22.2.3 对CT回路检查及处理，并按CT回路开路处理，注意高压危险。 3.4.23 励磁回路绝缘降低： 3.4.23.1 现象：

3.4.23.1.1 励磁回路正极或负极对地有电压为绝缘不良。

3.4.23.1.2 励磁回路电阻低于0.5MΩ时为一点接点（经计算测定）。 3.4.23.2 处理：

3.4.23.2.1 使用压缩空气吹扫滑环及碳刷，经吹扫仍不能恢复的，应对励

磁回路进行一次全面检查。

3.4.23.2.2 测量对地电压，计算对地绝缘电阻，判断绝缘降低情况及性质，

当对地电压接近或等于正负极电压时则为直接接地。

3.4.23.2.3 经以上测量确认为一点接地时，应马上投入发电机转子两点接

地保护。

3.4.23.2.4 原因不明时，且无法消除故障的，应报告有关领导，对发电机

严密监视运行，待停机处理。

3.4.24 发电机振荡（失去同期）： 3.4.24.1 现象：

3.4.24.1.1 静子电流表剧烈向两侧摆动，并者大大超过正常值。

3.4.24.1.2 发电机及母线上的各电压表都发生剧烈摆动，通常是电压降低，

强励可能动作或间断动作。

3.4.24.1.3 有功电度表全盘摆动，周波表上下摆动。

第 31 页 共 80 页

3.4.24.1.4 转子电压、电流表在正常值附近剧烈摆动。 3.4.24.1.5 发电机发出有节奏的鸣音与上述表计摆动合拍。 3.4.24.2 处理：

3.4.24.2.1 当无功调节器未投时应迅速调整励磁电流至最大值增加无功，

提高发电机电压，并减少汽机的进汽量，降低发电机的出力，使其拖入同期。

3.4.24.2.2 若无功调节器投入时，应减少发电机有功负荷。

3.4.24.2.3 如采取上述措施，1～2分钟仍然无效的应将发电机解列，等事

故消除后重新并列。

3.4.25 发电机出口开关自动跳闸： 3.4.25.1 发电机出口断路器跳闸的原因：

3.4.25.1.1 发电机发生内部故障，如定子绕组短路接地、转子两点接地、

发电机着火等。

3.4.25.1.2 发电机发生外部故障，如发电机母线短路接地等。 3.4.25.1.3 值班人员误操作。

3.4.25.1.4 保护装置及断路器机构的误动作。 3.4.25.1.5 失磁保护动作。

3.4.25.2 发生发电机出口断路器自动跳闸值班人员应立即作下列工作： 3.4.25.2.1 停用自动励磁装置，将发电机励磁调到最小。

3.4.25.2.2 若灭磁开关未跳时，应立即切断，以防发电机内部故障扩大。 3.4.25.2.3 复归音响信号及开关位置,检查何种保护动作。 3.4.25.2.4 检查汽轮机危急保安器是否动作。 3.4.25.2.5 检查发电机的冷却空气室内是否有烟雾。 3.4.25.2.6 打开发电机的窥视孔，检查有无焦味、冒烟。 3.4.25.2.7 测量定子绕组、转子绕组的绝缘电阻。 3.4.25.2.8 打开发电机端盖，检查定子绕组端部情况。 3.4.25.2.9 检查发电机的电流互感器、电缆和隔离开关。 3.4.25.2.10 检查继电保护设备动作是否异常。

3.4.25.2.11 检查若系电厂外部故障引起过流保护动作，或由于人员误操作、保护误动作，发电机亦未发现异常现象，允许立即将发电机与电网并列。 3.4.25.2.12 若系过流保护跳闸，应对发电机外部及母线进行检查，没发现异常情况时，可将发电机从零起升压，在升压过程中发现问题及时处理，如未发现问题，可与电网并列。

第 32 页 共 80 页

3.4.25.2.13 若系差动保护跳闸，应测量静子绝缘电阻，并对发电机及其保护区内的一切设备回路状况进行全面的检查。

3.4.25.2.14 若系转子回路两点接地保护动作，应测量检查励磁回路有无短路接地，励磁机有无异常。一般情况下，转子两点接地保护动作时应进行内部检查。

3.4.26 发电机变调相机运行： 3.4.26.1 现象：

3.4.26.1.1 “主汽门关闭”信号发出。

3.4.26.1.2 有功表指示零以下，无功表指示升高。 3.4.26.1.3 静子电流表指示降低。 3.4.26.2 处理：

3.4.26.2.1 若机器危险要求解列，应立即将发电机解列。 3.4.26.2.2 若人员正在处理，应待汽源恢复后重新接带负荷。 3.4.27 发电机非同期并列： 3.4.27.1 现象：

3.4.27.1.1 并列合闸瞬间发生很大的电流冲击。 3.4.27.1.2 发电机电压和母线电压严重降低。 3.4.27.1.3 机组强烈振动并有吼鸣声。 3.4.27.2 处理：

3.4.27.2.1 如果发电机已拖入同期，经检查无异常，并通过有关领导批准，可暂时投入运行，但应早停机检查。

3.4.27.2.2 检查转子、静子线圈有无变形开焊，垫块有无松脱现象。 3.4.27.2.3 测量转子、静子绝缘电阻有无明显下降，直流电阻有无明显增

大。

3.4.28 发电机失磁： 3.4.28.1 现象：

3.4.28.1.1 转子电流表指示为零或接近零。 3.4.28.1.2 发电机定子电流表指示先降低后升高。 3.4.28.1.3 发电机定子电压指示降低。 3.4.28.1.4 无功表指示零以下，功率因数进相。 3.4.28.1.5 有功负荷降低。

3.4.28.1.6 汽轮机转速升高，同时发电机频率也有所升高。 3.4.28.2 处理：

第 33 页 共 80 页

3.4.28.2.1 手动增加励磁电流，降低有功负荷到无励磁运行所允许的数值。 3.4.28.2.2 经调整无效，应将发电机解列停机。 3.4.28.2.3 查明原因，进行消除。 3.4.28.2.4 检查可控硅元件、励磁调节器。 3.4.29 转子回路两点接地或层间短路： 3.4.29.1 现象：

3.4.29.1.1 有励磁回路接地报警。

3.4.29.1.2 励磁电流增大，励磁电压降低，强行励磁可能动作。 3.4.29.1.3 静子电流增大，电压降低，并可能失去同期。 3.4.29.1.4 发电机无功负荷降低，力率升高或可能进相。 3.4.29.1.5 发电机振动增大，发电机内部冒烟或有焦糊味。 3.4.29.1.6 碳刷可能剧烈冒火。 3.4.29.2 处理：

3.4.29.2.1 降低有功负荷。

3.4.29.2.2 如果转子两点接地保护动作使发电机出口断路器掉闸，检查灭磁开关是否跳开，若未跳开，应手动拉开。

3.4.29.2.3 若转子层间短路，振动增加或励磁电流剧增，而静子两点接地保护未动作时应立即减负荷解列停机处理。 3.4.30 发电机着火： 3.4.30.1 现象：

3.4.30.1.1 发电机有焦糊味，端部窥视孔等处有明显烟气。

3.4.30.1.2 发电机空冷器风道有烟气、火星或烧焦的味道，出风口温度异

常升高。

3.4.30.1.3 发电机内部有明显的放电声或振动异常增大。 3.4.30.2 处理：

3.4.30.2.1 立即将发电机从系统解列，拉开发电机灭磁开关。 3.4.30.2.2 打掉危急保安器，隔离其电源进行灭弧。

3.4.30.2.3 汽轮机主汽门控制在低速旋转位置，应维持发电机转速在额定转速的10%左右转动（200～300r/min），开启灭火水阀门进行灭火。 3.4.30.2.4 发电机内部无明显火苗或已熄灭，应将发电机停下来迅速打开端盖检查，并用水或二氧化碳灭火器、四氯化碳灭火器进行灭火，不准用砂土或泡沫灭火器灭火，以免给维修带来困难

第 34 页 共 80 页

3.5 试生产注意事项

3.5.1上岗人员必须正确穿戴好劳动保护用品，严禁穿高跟鞋、拖鞋、背心

短裤上岗作业，禁止带病或酒后上岗，女同志要将头发盘起。 3.5.2上岗人员应熟悉锅炉及其辅机设备的工作原理，工艺流程、操作规程

及运行参数。

3.5.3 锅炉起动前，中控应通知现场巡检人员确认各手动阀门的开闭状况、

电动阀及调节阀是否动作灵活，各监视仪表处于工作状态，除汽包上的排气阀外，其它排气阀及排污阀应全闭。在以上事项完成后，现场巡检人员根据中控指令在现场监视或起动给水系统及锅炉辅机设备进入运转状态。

3.5.4 锅炉起动前，认真检查汽包水位，现场巡检人员须同中控校对汽包水

位，以保证汽包水位在正常值（SP锅炉汽包水位控制在-75mm；AQC锅炉汽包水位控制在-75mm）内。

3.5.5 联系窑中控室人员调节锅炉入口挡板及旁路挡板的开度，使锅炉升

温，并且严格按照“AQC锅炉、SP锅炉升温曲线”进行缓慢升温操作，起动开始时禁止过快升温，以免锅炉水位急剧的上升以破坏整个系统的平衡。同时升温过快会导致锅炉结构件、配管及耐压部分产生强大的热应力，严重时更会导致事故的发生，即使停炉其过程也应缓慢进行。运转中各手动阀门的操作不能够过快。

3.5.6 当凝结器的真空度未建立时，两台锅炉负荷要控制在15%以内，当凝

结器真空度稳定，并且真空度<-88kpa时，锅炉才可按上述要领升温、升压、带负荷。

3.5.7 巡检人员在现场巡检时要定时（每2小时）校对现场与中控的运行参

数是否一致（如：主蒸汽温度、压力、汽包水位），当出现现场与中控的运行参数相差值超过允许值时，需及时通知技术人员进行处理，当相差值变化较大导致运行状况难以控制时，需立即向值长和领导汇报，并做好停炉准备。

3.5.8 锅炉连续正常运行时，锅炉水PH值要控制在9.4-10.5的范围内，电导

率要控制在500us/cm以下，并且每周需开启定排阀连续排污10分钟，出现SP值、电导率超过允许值时，需根据实际情况调整定排时间及加药量。 3.5.9 锅炉运行时，入口废气温度超过设定值时，应及时联系窑中控室人员

调整锅炉进出口挡板，禁止长时间使锅炉超负荷运转。

3.5.10 在AQC锅炉投运前，如锅炉给水温度较低， SP锅炉内部温度与给水

第 35 页 共 80 页

温度相差较大，则禁止快速向SP锅炉加水，当锅炉给水系统出现故障，导致锅炉缺水时，应按《操作说明书》中的要领进行操作，调节旁路及入口挡板的开度，加水时一定要注意给水温度与锅炉内部温度的差异，禁止盲目加水。

3.5.11 锅炉管道及阀门发生轻微泄漏时，应采取有效措施予以解决（在安

全防护措施充分的情况下），禁止采用加长板手力臂的方法坚固正运行中的管道、阀门法兰部位及其它耐压部位，泄漏严重时需及时向领导汇报，并做好停炉准备。

3.5.12 巡检人员应熟悉各管道中的介质、温度、压力等参数，以避免在运

行、维护时发生烫伤、烧伤等伤害事故。

3.5.13 锅炉壳体部位发生漏气时，应及时采取补救措施予以处理，禁止锅

炉处于正压运行状态，特别是SP锅炉的壳体漏气严重时更会导致水泥生产线原料磨及煤磨的停机。

3.5.14 锅炉附属的安全阀每年至少要检验一次。

3.5.15 汽轮发电机组润滑系统启动后在确认各位置油压建立的情况下，且

通过各观察孔确认各润滑部位润滑油的流量后，投入盘车装置运行带动汽轮发电机组进入慢转状态。

3.5.16 在锅炉启动各参数达到要求后，进行蒸汽管道的暖管，同时需将各

蒸汽管道上的排泄阀打开排水，以上工作与中控需保持密切联系，汽轮机辅机均启动正常后，汽轮机即可开始冲转，冲转后要保证足够的暖机时间，同时并应严格按照《汽轮机升速曲线》进行升速，升速时需密切注意汽轮机和发电机的情况不得强行升速。

3.5.17 汽轮机升速完成并保持稳定3000r/min，5min后，即可发电机并网，

发电机并网过程中应严密监视汽轮机及各辅机的运行状况，并网后的升负荷操作需缓慢进行，避免急剧的负荷升降造成整个系统工况的失调。 3.5.18 汽轮机发电机组运行正常后，蒸汽管道所附属的疏水阀要投入使用，

以排放管道内的积水，防止管道内的积水进入汽轮机对汽轮机造成冲击，严重时会导致机组发生重大事故。

3.5.19 汽轮发电机组正常运行过程中，巡检人员应定时、定位、对汽轮发

电机组及其辅机进行巡检，主要检查各部位的温度、压力、振动、热膨胀量差、各润滑部位润滑油流量以及是否有异常声响，异常振动和异常气味等，发现异常情况时应与中控联系确认并及时查找问题根源。 3.5.20 保证汽轮发电机组系统正常运行，杜绝“跑、冒、滴、漏”，停机检修

第 36 页 共 80 页

时需对各油过滤器进行清洗，运行时应对油管路进行检查，如油路出现微量渗漏，要及时向技术人员报告并确认无危害情况发生，并采取相应措施予以解决后方可保持汽轮机正常运行。润滑油过滤器、调速器油用过滤器、油冷却器在运行中切换时，应先打开两单元之间的平衡阀进行油压平衡后方可进行切换操作。

3.5.21 汽轮机出现紧急情况时操作手动停车阀，其后确认辅助油泵或紧急

油泵的启动，并严密监视转子惰走情况，及时投入盘车带动转子慢转，中控人员要严格保证凝汽器的真空度和液位，防止其内部出现正压或汽轮机进水等严重事故。

3.5.22 运行中应加强汽轮机发电机组轴承温度的监控，轴承回油温度不允

许超过65℃。

3.5.23 巡检人员巡检时应对发电机冷却水流量进行监控，如出现发电机温

度超过规定值时，应及时检查冷却水量或及时通知技术员进行处理。 3.5.24 运行过程中应防止负荷的急剧升降，正常停机时应缓慢地将负荷下

调，若停机时间较长，一般将盘车48小时后可停止盘车，盘车装置一定要在油系统正常运行状态下投入。

3.5.25 应严格控制汽轮机主汽门的进汽参数额定范围内。

3.5.26 确认紧急油泵自动起动（自动起动失败时转换至手动起动）。 3.5.27 监视各部位的水位、温度、压力，全开汽包、过热器出口和蒸发器

管道排气阀泄压。

3.5.28 监视转子惰走情况，及时进行手动盘车。 3.6 简易工艺流程图

第 37 页 共 80 页

软化水 软水箱 蒸发器 窑 除氧器 蒸发器 汽包 汽包 凝结水泵 过热器 过热器 汽轮机 发电机 凝 汽器 锅炉给水泵 省煤器 AQC锅炉 省煤器 SP锅炉 第 38 页 共 80 页

3.6.1 余热发电试生产阶段的控制参数及要求

余热发电试生产阶段，为保证设备的长期安全稳定运行，值班人员必须严格遵守安全操作规程，严格控制各项运行参数在允许的正常范围内。如有运行参数超出正常范围必须及时进行调整并做好记录，严重超限时要及时汇报。各项运行控制参数和要求如下： 3.6.2 AQC锅炉入口烟气温度

正常范围280-450℃，如冷风阀全开后入口烟气温度仍超过450℃时联系窑中控降温(篦冷机喷水)并适当打开烟气旁路阀，低于280℃时将AQC炉隔离。

3.6.3 汽轮机进汽压力 按设计要求。 3.6.4 汽轮机进汽温度

额定温度310℃，允许范围290~340℃，低于290℃时减负荷，低于280℃时解列发电机，低于270℃时停汽轮机。电动隔离阀前蒸汽温度达到260℃以上时才允许冲转汽轮机。 3.6.5 凝汽器真空

正常范围0.09MPa以上，极限范围不低于0.086MPa。凝汽器真空低于0.09MPa时，检查射水箱水温补充循环水。低于0.086MPa时减负荷，低于0.075MPa时停机。

3.6.6 发电机功率因数： 正常范围 滞后0.85~0.92，发电机定子电流不超

过额定值，入口风温不超过40℃。

3.6.7 油箱油位：正常范围-100至150mm，油箱现场玻璃油位计在红线范围

内。

3.6.8 循环池水位

正常范围3/4以上，水位降至3/4时通知水泵房补水。 3.6.9 其它参数指标按照操作规程要求执行。

3.6.10 抄表时间为0：00（夜班报）、8：00（夜班报）、16：00（中班报），

同时向调度上报发电机开机时间。

第 39 页 共 80 页

4 余热发电通用操作规程

4.1锅炉操作规程 4.1.1目的

规范余热锅炉的运行操作管理，确保锅炉安全运行。 4.1.2适用范围

窑头和窑尾余热锅炉及其辅机设备的运行操作和日常维护管理。 4.1.3引用标准

劳动人事部《蒸汽锅炉安全技术监察规程》

电力工业部《中小型锅炉运行规程》

杭州锅炉集团有限公司《QC190/360-17-1.0/340产品设计安装使用说明书》

杭州锅炉集团有限公司《QC340/330-28-1.0/300产品设计安装使用说明书》

4.1.4启炉前的准备工作

4.1.4.1对炉内炉外和烟道等处进行全面检查，确保各部分设备完好无损，烟道畅通，各处无人停留，无工具遗漏。

4.1.4.2 检查确认所有观察门和除灰门已全部关闭。

4.1.4.3检查振打装置、输送机和烟气阀挡板等辅机设备润滑动作是否正常。

4.1.4.4检查所有阀门：

a 给水系统：开启省煤器进口阀和省煤器出口空气阀。

b 汽水系统: 关闭各联箱排污阀,紧急放水阀。开启锅炉主汽阀、过热

器出口集箱疏水阀和蒸汽管道疏水阀。

c 开启汽包水位计的汽阀和水阀，关闭放水阀，投入水位计。 d 开启现场仪表阀门，投入仪表。

第 40 页 共 80 页

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/3bi7.html