安徽凯盛开能庐江运行规程 - 图文

- 1 -华润福龙水泥余热发电规程

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华润福龙水泥余热发电

运行规程

南京

编制： 修订： 审核： 批准：

2011年6月

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锅炉规程

目 录

第一节 锅炉参数及简要特征 ... ... ... ... ... ... ..... ... . .（1） 第二节 锅炉启动前的检查 ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... . (6) 第三节 锅炉的水压试验及过热器反冲洗 ... ... ... .... ... ... ..(8) 第四节 锅炉的启停 ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... (11) 第五节 第六节 第七节 第八节 第九节 第十节

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锅炉运行中的调整与监视 ... ... ..... ... ... ... ... ... (15) 事故停炉 ... ... ... ... .... ... ... ... ... ... ... (20) 锅炉水位异常处理 ... ... ..... ... ... ... ... ... ... (21) 锅炉承压部件的损坏 ... ... . ... ... ... ... ... ... .. (24) 电气系统故障 ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ..(25) 其他事故处理 ... ...... ... ... ... ... ... ... ... ... ..(27)

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第一章 锅炉参数及简要特征

１．概况

4500t/d熟料生产线回收窑头熟料冷却机余热的锅炉，简称AQC炉；4500t/d熟料生产线回收窑尾预热器余热的锅炉，简称SP炉 ２．锅炉结构简介： （1) AQC余热锅炉

型号 使用地点 额定蒸发量t/h 额定蒸汽压力MPa 额定蒸汽温度℃ 给水温度℃ 余热烟气量Nm3/h 余热烟气进口温度℃ 烟气出口温度℃ 烟气含尘量g/Nm3 AQC200/380-42.2（3.7）-1.5（0.35）/360（180） 窑头 42.2（3.7） 1.5（0.35） 360(180) 42 200000 380 102 20 本AQC锅炉整体采用管箱式结构，自下而上有过热器管箱、蒸发器管箱和省煤器管箱，这些管箱均通过底座型钢将自身的重量传递到钢架的横梁上。采用这种管箱式结构，可将锅炉漏风降至最低，减少锅炉漏风损失，提高锅炉效率，减少现场安装的工作量。

AQC锅炉受热面全部使用异型换热元件――螺旋鳍片管。根据AQC锅炉的废气性质和特点，结合国内外同行在水泥行业余热锅炉的运行经验和我厂类似废气条件下大量使用螺旋鳍片管所取得的经验，为平衡磨损和积灰，我们设计选取了合理的鳍片管数据。

锅炉按原中华人民共和国劳动部<<蒸汽锅炉安全技术监察规程＞＞和国家现行专业标准，以及图纸上规定的技术要求制造和验收。

锅炉最大外形尺寸为（长*宽*高）：14800*9400*22270

（尺寸长、宽是指平台扶梯最外边尺寸，高是烟气出口点标高）。 2）锅筒(汽包)

锅筒直径为φ1500mm，壁厚22mm，材料20g，安装在钢架顶部。

锅筒内部装置的一次分离采用缝隙挡板结构，二次分离元件为特殊的钢丝网分离器，为了保证好的蒸汽品质和合格的锅水，还装有加药管和连续排污管。为了便于控制水位，装有紧急放水管。

为保证安全和便于操作，锅筒上部装有压力表、安全阀和备用管座。前方设有两组石英玻璃水位计，其中一组双色水位计，便于用户单位设置工业摄像头以监视水位。一组电接点水位计管座，可作水位显示和接水位报警器用。两组水位平衡容器，作水位记录和控制用。 本锅炉锅筒工作压力为1.7 MPa，锅炉本体水压试验压力为2.13 MPa。省煤器设计工作压力3.0 Mpa，单独水压试验压力4.5 Mpa.

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锅炉汽包安全阀

工作安全阀整定压力: 1.7MPa×1.04= 1.77 MPa 控制安全阀整定压力：1.7MPa×1.06＝1.8MPa 过热器集箱安全阀

安全阀整定压力： 1.6 MPa×1.04＝1.66 MPa 3）低压共用省煤器管箱

低压共用省煤器管箱产出约46t、152℃左右的热水，省煤器的出水进入给水操纵台，然后分为两路：一路作为SP锅炉给水进入SP锅炉省煤器，一路去AQC汽包。低压共用省煤器管箱设计最大工作压力4.0MPa，在出口管上装有安全阀和压力表。 （2) SP余热锅炉

型号 SP330/320-23.3-1.25/300

使用地点 窑尾 额定蒸发量t/h 23．3 额定蒸汽压力MPa 1.25 额定蒸汽温度℃ 300 给水温度℃ 133 余热烟气量Nm3/h 330000

余热烟气进口温度℃ 320

烟气出口温度℃ 203

烟气含尘量g/Nm3 80

本锅炉采用单锅筒自然循环方式，露天立式布置，结构紧凑、占地小，烟气从上向下分别横向冲刷过热器、六级蒸发器、省煤器，其流方向与粉尘沉降方向一致，每级受热面都设置了振打除灰装置，粉尘随气流均匀排出炉底。锅炉最大外形尺寸（长×宽×高）：10580×10090×35400。

１）锅筒

锅筒直径为φ1500mm，壁厚22mm，材料20g，安装在钢架顶部，锅筒内部装置的一次分离采用隙缝挡板结构，二次分离元件为特殊的钢丝分离器，为保证好的蒸汽品质和合格的炉水，还装有加药管和表面排污管。为保证安全和便于操作，锅筒上部装有压力表、安全阀和备用管座。锅筒前方设有两组石英玻璃管水位表，其中一只为双色水位表，便于用户单位设置工业摄像头监视水位；一组电接点液位计管座，可作为水位显示和接水位报警器用；两组水位平衡容器，作为水位记录与控制用。

本锅炉锅筒工作压力为1.7 MPa，锅炉本体水压试验压力为2.13 MPa。 锅炉汽包安全阀

工作安全阀整定压力: 1.7MPa×1.04= 1.77MPa 控制安全阀整定压力： 1.7MPa×1.06＝1.8MPa 过热器集箱安全阀

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安全阀整定压力： 1.6 MPa×1.04＝1.66Mpa 2）受热面

烟气从上向下冲刷，沿着烟气方向分别布置有一级过热器、六级蒸发器、一级省煤器。为保证锅炉水循环的安全，我们对受热面管子及管道做了必要的处理。 3）钢架与平台扶梯

钢架按六度及六度以下地震烈度设防。

为便于运行和检修，设有九层平台，扶梯全部设置在锅炉的左侧。 4）振打装置

由于余热烟气中含有大量的灰，锅炉每一层管组都设置了振打装置，每层管组都设置了4组振打装置，在受热面下面用连杆将所有的管子连到一起，每一组均由一只电动机带动，共32组，布置于锅炉的四角，振打频率为每分钟三次，冲击力为1500牛。 5）护板、烟道、炉墙

锅炉四周布置有内护板，与热烟道组成烟气通道，内护板、热道外敷设轻型保温层。锅炉整个外表面都布置了彩钢板的外护板，彩钢板的颜色可由用户选择，安装后使得整个锅炉非常美观、悦目。

(3)锅炉给水质量标准： 名称 单位 数值 硬度 微克当量 ≤3 溶氧 微克/升 ≤50 溶解固形物 微克/升 ≤3500 PH（25℃） ∕ ≥7 锅炉炉水水质量标准: 名称 单位 数值 磷酸根 mg/L 10-30 PH ／ 10-12 电导率 ｕｓ／ｃｍ <200 总碱度 微克当量/L 14 第二节 锅炉设备的检查 1、检修后锅炉机组的检查

1)锅炉机组检修后，锅炉运行人员应按照本规程对设备进行重点检查。 检查锅炉本体及烟道，明确下列各项： 1炉墙完整、严密、无严重损坏现象。

2对流管束、省煤器及烟道内清洁无杂物。

3各人孔门应完整无损、开闭灵活、严密无漏。

4各测量仪表和控制装置的位置正确、完整、严密、畅通。 5挡板完整严密、传动装置完好、开关灵活、位置指示正确。 6无焦渣及杂物，脚手架已拆除。

7锅炉内部检查完毕后，确认内部无人，将各人孔门、检查是否关闭严密。 8检查传动装置，明确下列各项：

9各风门闸板开关灵活、方向正确、传动装置牢固可靠。 10各传动、减速机构，装置完整，并有适量的润滑油。 2)检查转动机械应符合下列要求：

所有安全遮拦及保护罩完整牢固、靠背轮联接完好、传动皮带完整齐全、紧度适当、地脚螺 栓不松动。

3)检查汽水管道应符合下列要求。 1 支吊架完好、管道能自由膨胀。

2 保温完整、表面光洁、其颜色符合《电力工业部技术管理法规》的规定。 3 管道上有明显表示介质流动方向的箭头。 4 与系统隔绝用的堵板拆除。

4)检查各阀门、风门、应符合要求。

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1 与管道连接完好、法兰螺丝已坚固。

2 手轮完整、固定牢靠、门杆清洁、无弯曲及锈蚀现象、开关灵活。

3 阀门的填料应有适量的压紧余隙、丝堵已拧紧，主要阀门的保温良好。

4 传动装置的连杆、接头完整、各部销子连接牢靠固定电控或油控装置良好。 5 具有冲洗时防止烫伤工作人员的防护罩。 6 照明充足。

5)检查安全阀应符合下列要求： 1 排汽管与疏水管、完整、装置牢固。

2 能自由活动，不得有妨碍其动作的杂物及锈垢，弹簧完好、压紧。 3装有防止烫伤工作人员的防护罩。

6)检查承压部件的膨胀指示器，应符合下列要求。

1 指示板牢固地焊接在锅炉的骨架或主要梁柱上，指针垂直焊接在膨胀元件上。 2 指示板的刻度正确、清楚、在基准点上、涂有红色标志。

3 指针不能被外物卡住，指针与板面垂直，针尖与板面距离3～8mm。 4 锅炉在冷态时，指针应垂直在基准点上。

7)检查压力表应符合下列要求：

1 表盘清晰，锅筒压力表在工作压力处应划有红线，表针指示在零点。 2 校验合格，贴有校验标志，并加铅封。 3 照明充足。

8)检查汽包水位计，应符合下列要求： 1 汽、水连通管保温良好。 2 水位计指示清晰。

3 汽侧门、水侧门和放水阀严密不漏，开关灵活。

4 水位计的安装位置及标尺正确，在正常水位及高、低限水位处有明显红线标志。 5 备有冲洗水位计时防止烫伤工作人员的防护罩。 6 照明充足、可靠。

9)检查现场照明，应符合下列要求：

1 锅炉及辅机各部位的照明灯头及灯泡齐全，具有足够的亮度， 2 事故照明灯齐全、完好，电源可靠， 3 操作室的照明充足。

10) 热工仪表及控制系统的检查

1 DCS控制系统完整、好用，电源已送上，系统运行及数据正常， 2 控制阀门、调节阀门、风门挡板开度在正常范围内。

3 所有热工仪表、信号、操作开关及联锁开关配备齐全，完整好用。

4 所有控制开关在停止位置，联锁开关在解除位置，模拟图正确，所有标志齐全、名称正确、字迹清晰。

5 投入各热工仪表一次门。

6 检查各警报灵敏，音响宏亮。 7 指示灯泡、灯罩齐全，颜色正确。

上述检查完毕以后，应将结果记录在有关记录簿内，对所有发现的问题应通知安装和检修的负责人予以消除。

第三节 水压试验及过热器反冲洗 1)水压试验

1水压试验的目的与要求：

水压试验的目的是检查锅炉承压部件的严密性及强度性。承压部件在安装或检修后，必须经过全面的水压试验，以确保锅炉运行的安全性。 2水压试验的种类

水压试验分工作压力(锅筒压力)，承压试验和超工作压力的水压试验。超压实验的压力为工作压力的1.25倍。

本AQC锅炉、SP锅炉汽包工作压力为 1.7MPa。

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工作压力水压试验压力： 1.7 MPa 超压水压试验压力：1.7×1.25＝2.13 MPa 3水压试验的条件

水压试验是根据检修与检查的需要随时进行，它不会对锅炉造成危害，而超压试验由于使锅炉承压部件受到额外的压力对锅炉寿命有一定的影响，因此不能轻易进行。一般锅炉具有下列情况时，应进行超水压试验： 新安装或迁装的锅炉。 连续运转六年的锅炉。

停炉一年以上需要重新启动的锅炉。 对流管束大修，拆换总数达50%以上。 过热器省煤器等部件成组更换时。

根据具体情况，必须进行超水压试验时。 汽包进行重大修理或联箱更换时。 4水压试验的合格标准

（1）在试验压力下全部关闭给水管道上承压部件升压力的阀门后，经5min压降不超过0.2Mpa。 （2）各承压部件无滴水及湿润现象。 （3）各承压部件无残余变形 5水压试验前的检查及准备

（1）联系相关人员做好有关准备工作。 （2）确认所有安装或检修工作已经完毕。

（3）锅筒联箱的孔门及各阀门是否严密，汽水管道及阀门附件连接完好，堵板拆除。 （4）有妨碍水压试验检查进行的，如保温及炉墙的恢复应放在水压试验结束后进行。 （5）锅炉给水系统已恢复完毕，具备了锅炉进水和试验升压的条件。 （6）各膨胀指示器校对好自然零位。

（7）试验负责人应对下列设备进行重点检查：

1>锅筒就地水位计投入（超水压试验待达到工作压力时即撤出）。 2>电动主路阀与旁路阀关闭严密.

3>锅筒安全阀投入，超水压试验时应压死。 1.6水压试验的进水步骤

（1）水压试验应在周围气温高于5℃时条件下进行，低于5℃时须有防冻措施，水压试验用水应保持高于周围露点的温度，以防止表面冻露，但也不宜温度过高，以防止引起汽化和过大的温差产生压力，一般为20℃-70℃.

（2）上水应缓慢进行,锅炉从无水进至最高水位,夏季不少于1-2小时,冬季不少于2-4小时. （3）进水过程中，各空气阀溢水时就关闭。

(4)在进水过程中，各承压部件是否有泄漏现象，当发现漏时，应停止上水。通知检修人员处理后再上水。

(5)锅炉上水用给水旁路阀经过省煤器进水。 1.7水压试验的程序及检查

当水压试验的检查准备工作就序后，就可以按下列程序进行进水和升压

(1)开启给水母管旁路阀进水，升压速度不能太快，一般以0.1~0.3MPa/分钟为宜。

（2）当压力升至0.3-0.4MPa时，应暂停升压，由检修人员立即进行全面细致的检查，对查出的缺陷应划上记号，如发现阀门盘根、法兰、平面有渗水泄漏现象，可用压紧法兰螺丝来消除，在继续升压。

（3）当压力接近工作压力时，应特别注意使压力的上升速度必须均匀缓慢，严防超过工作压力。 （4）到达工作压力以后，停止升压，保持20min 不降压，并经检修人员检查承压部件等无问题，方可以认为合格。

（5）如进行超水压试验，当锅筒压力升到工作压力时，应暂停升压，检查升压部件正常后，将所有水位计解列，安全阀关紧压牢，防止其动作，检查人员撤离现场后再进行升压。升压速度以0.1MPa/min为宜，压力升至超水压试验压力值时，停止升压关闭进水门，保持20min的压力，不降压为合格（在超压期间，不得做任何检查工作）。然后，以0.1－0.3MPa/min的速度降至工作压

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力，由检修人员进行全面检查。

(6)在检查期间，锅炉应保持工作压力，检查工作结束后锅炉方可降压，其降压速度0.3MPa/min为宜，直至压力为零。

(7)在降压前记录各处膨胀指示器的数值

(8)降压结束，恢复水位计及安全阀门运行。

(9)根据水压试验结果和安装和检修的要求决定是否放水。当锅筒压力降至0.1MPa时，开启空气阀以使放水工作顺利进行。当发现严重缺陷或实验不合格（先查明原因，若阀门没关严，应用专门工具再关一次，并继续升压重新做试验）则应将水放尽，处理缺陷后重做水压试验。

(10)当试验合格并且具备条件启动时，应将水位保持在正常水位。如果暂时不点火，如果暂时不启动，也可保持水位做热备用。 1.8水压试验的安全注意事项：

在水压试验过程中，为了保证人身及设备的安全必须注意以下事项

（1）水压试验过程中，应停止一切炉内外安装检修工作，工作负责人在升压前应检查炉内是否有人，若有人应通知他们离开，然后方可升压。

（2）在水压试验进水时，负责管理空气阀和进水阀的操作人员不得擅自离开。

（3）在水压试验中，当发现承压部件外壁有渗漏现象时，若压力正上升，检查人员应远离泄漏地点，在停止升压而检查前，应先分析泄漏有无发展的可能，如果没有方可进行细致检查。

（4）锅炉进行1.25倍工作压力的超水压实验。在保持压力时，不准进行任何检查，待压力降至工作压力后，方可进行细致检查。

（5）水压试验后的泄压和放水时，放水总管处无人工作方可放水，完毕后须通知运行值长。 （6）进行水压试验除遵守《电业安全工作规程》的有关规定外，尚须设专人监督与控制压力。 （7）水压试验结束后，应将试验结果及检查中发现的问题记录在专门的记录簿内。 1.9 过热器反冲洗： 1 锅炉大修或小修后，要对过热器系统进行反冲洗，冲洗用合格的除盐水，水温尽可能控制在100℃以内。

2 冲洗前，各阀门应在下列位置：

① 开启汽包空气门，集箱空气门待来水后关闭。

② 主汽门及其旁路门、加药门、连续排污门、向空排汽电动门、事故放水门、所有的疏水门都应关闭。

③ 定期排污门全开。

3 反冲洗过热器的一般程序是：

① 开启反冲洗门，通过过热器向锅炉上水。以轮流冲洗的方式进行反冲洗效果更好。 ②轮流开启过热器、蒸发器、省煤器的定期排污门。

③通知化水人员取样分析水质，水质合格后结束清洗，关闭反冲洗门及手动排污门，需要保持一定的锅炉水位。

第四节 锅炉机组的启停 1锅炉机组的启动 1)启动前的准备工作

（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。

（2）要对承压部件进行仔细检查，凡属有问题必须补焊之后，都要按1－1.25倍的工作压力进行水压试验。

（3）要检查汽水管道、阀门及人孔，检查孔等处是否都处在启动前的关闭或开启位置。

1）蒸汽系统：电动主汽门经开关试验后关闭，旁路门关闭（指72小时试运前） 向空排汽手动门开启，向空排汽电动门开启。

2）给水系统：

AQC锅炉： 给水总门、省煤器入口门、AQC炉给水总门、电动调节门前、后手动门、AQC炉汽包上水门开启，电动调节门、调节门旁路一次门、二次门、过热器反冲洗门及给水管路放水门关闭，给水至SP炉旁路门关闭。

SP锅炉： 给水至SP炉总门、SP炉给水总门开启，电动调节门前、后手动门开启，省煤器

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入口门开启；电动调节门、调节门旁路一、二次门及给水管路放水门关闭，过热器反冲洗门关闭。 3）放水系统 ：各联箱的排污门、连续排污门、事故放水门关闭，连续排污一次门开启。 4）疏水系统：过热器疏水门、主汽门前后的疏水门及主蒸汽母管所有疏水门开启，SP下降管疏水总门关闭。

5）饱和、过热蒸汽、炉水、给水取样门，汽包加药门开启。 6）水位计的汽门、水门开启、放水门关闭。

7）所有压力表一次门开启，所有流量表的一次门开启。 8）空气门开启（给水空气门可关闭）。

（4）检查所有的风门开关，并置于下列位置。

AQC锅炉：锅炉进口风门经开关试验后关闭，出口风门经开关调试后关闭，旁路风门经开关调试后开启。

SP 锅炉：锅炉进口风门经开关试验后关闭，出口风门经开关调试后关闭，旁路风门经开关调试后开启。

（5）检查护板炉墙、顶部密封及人孔是否完好，其严密性是否良好。

（6）对锅炉上所有汽水仪表、热工及电气仪表，都要检查并确认其精度灵敏性。

（7）对主要安全附件，如安全阀、水位计等都要进行检查，凡不合要求立即修复或更新，安全阀不参加水压试验。

（8）向锅炉上水，至最低水位。上水时水温不得超过90℃，夏季上水时间不宜少于1～2小时，冬季上水温度约为50℃-60℃，其上水时间应不少于2～4小时。

（9）上水结束后，注意观察锅筒水位一段时间，静止观察水位是否维持不变。若有下降应查明原因。如锅筒、集箱及各部阀门有无泄漏并予以消除。如果水位增高，表示给水阀关闭不严，漏流量太大，应予以修复或更换。 )2锅炉的启动

当所有的启动前准备工作结束后，就可以同水泥窑，窑外分解窑的运行人员联系送烟气，启动余热炉。具体步骤如下：

（1）首先启动链式输送机，启动星型卸料器，启动手动闸板门，启动机械振打除灰装置（从下往上依次启动）。

（2）与水泥窑运行人员密切联系，通知锅炉开始启动。 （3）AQC锅炉启动

通知窑操缓慢开启锅炉进、出口风门，同时缓慢关闭旁路风门，使通过锅炉烟道的烟气量及烟温逐渐增大和增高，其速度应使炉温缓慢上升按每分钟增加5℃，避免炉温变化过快，使锅筒及受热面、护板炉墙的受到损伤。

（3）启动时必须严密监视锅筒水位，正常运行水位为0±50mm，极限水位为0±100mm，当锅筒水位上升时，应适当的放水，上水并且同时进行排污，保证正常水位的同时，应使汽温、汽压均衡地上升，并使锅炉各部分温度均匀。

（4）检查确认汽包压力升至0.1MPa时关闭汽包空气门、过热器空气门。

（5）在升压过程中,检查确认各承压部件的受热膨胀情况,如有异常,应立即查明情况及时处理。 （6）确认汽包压力升至0.3 MPa时,依次对过热器及各蒸发器疏水阀放水,同时注意汽包水位变化(主要是为了消除受热面各部分受热不均匀等情况)。

(7)当汽包压力升至0.3 MPa时,及时热紧主要管道上的阀门、法兰及阀门压盖。

(8)当确认汽包压力升至0.3MPa时,开启主蒸汽管道上各疏水阀一、二次阀，进行系统热力管道暖管，暖管范围至汽轮机电动主汽门前。

(9)当确认汽包压力升至0.6 MPa时,冲洗水位计并核对水位。

(10)当汽包压力升至1.0MPa时,全面检查锅炉系统,如发现有不正常情况,应立即停止升压,待故障消除后继续升压。

(11)确认汽包压力升至1.0 MPa时,接中控通知准备启动汽机系统,并对汽机系统作全面检查。 (12)确认蒸汽压力升至1.1MPa、过热蒸汽320℃时,与中控操作员核对锅炉主要参数。 (13)在启动时，必要时打开对空排汽阀，对空排汽阀的开度应适当。

（14）AQC锅炉启动过程中，根据锅炉负荷情况调整锅炉进口挡板开度和旁路风门挡板开度，控制稳定蒸汽参数以及锅炉负荷。

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（15）SP锅炉启动

1）SP锅炉启动操作完全与AQC锅炉启动操作一致。

2）在SP锅炉升温升压过程中，SP炉不上水时应打开省煤器再循环门(以此防止省煤器干烧)上水时关闭。 1.3安全阀定压 （1）安全定压

1)锅炉在正式启动投运前，必须按国家颁发的《蒸汽锅炉安全技术检察规程》中规定的安全阀开启压力进行调整和校验。

2)锅炉上安全阀的开启压力分别为:

锅筒工作安全阀的开启压力： 1.7MPa×1.04＝1.768MPa 锅筒控制安全阀的开启压力： 1.7MPa×1.06＝1.8MPa 过热器安全阀的开启压力： 1.6MPa×1.04＝1.66MPa （2）热态定压方法

1）定压时先调整锅筒上的一只安全阀后，调整过热器安全阀。

2）本锅炉上所使用的安全阀均为弹簧安全阀，调整各个安全阀时应先卸下提升手把和顶盖，再用扳手把调整螺丝回松到比排汽压力稍低的位置，然后逐渐拧紧螺丝，直到安全阀在规定的开启压力下立即排汽为止。调试准确后，将调整螺丝的位置固定并装好提升手把和顶盖。 3）定压工作完成后，应在工作压力下再做一次试验，如果所装安全阀在全部开启后不能控制压力，表明安全阀排放能力不够，应紧急停炉采取有效措施。 4）定压的安全阀必须将安全装置固定牢固加封加锁。

5）定压工作完成后，应将每个安全阀的开启压力、回座压力、提升压力、调整日期、责任者等情况载入技术档案，日后备查。 6）定压注意事项：

①定压前应注意检查安全阀的质量是否合格，其铭牌规定的使用压力是否与工作压力相适应，安全阀的排气管是否装置牢固。

②检查压力表是否经校验合格，准确可靠。

③锅炉内水位应保持在正常水位与最低水位之间，以便在必要时间向锅炉进水降低压力。 ④定压工作中应安排专人在炉前监视和控制压力和水位，防止锅炉发生超压及缺水事故。

⑤定压操作人员应戴好防护手套，注意防止烫伤或滑倒，如安全阀的开闭动作不灵或不动作，严禁用手锤敲击。 1.4锅炉机组的停运 （1）正常停运

由于水泥工艺线上的正常检修或其它原因,需要有计划的停炉时，按以下及个步骤进行： 1）对锅炉机组全面检查，了解机组部件损伤情况，核定检修项目。

2）根据拟定的检修项目，提出检修周期，与生产部门协调，做好相应的准备工作。

3） 按上述停炉准备工作完成后，与水泥窑运行人员联系，锅炉人员逐渐关小锅炉烟气入口挡板，同时开启旁路风门挡板，逐渐降低锅炉负荷，直至进口风门全关、旁路风门全开、出口风门全关。锅炉蒸汽流量低于5t/h时，锅炉可以解列。用2－3小时将烟气温度降至100℃以下。 在此阶段中，锅水应保持正常水位，汽压按0.03 MPa/min速度降低 4）锅炉烟道温度降至正常温后，打开人孔门，检修门，进行通风自然冷却，同时每隔一段时间（时间间隔约2小时）放水一次，使锅炉各部分均匀冷却，至水温70℃左右时就可以将水全部放出。 1.5锅炉备用期间的保养

（1）余热炉停炉后，尤其是因为水泥生产系统的检修时间较长，如果不注意停炉期间的保养，对锅炉腐蚀损坏时很严重的，其原因是：

1）空气进入炉内造成氧腐蚀，金属表面有水膜，从大气中吸收附氧，引起电化学腐蚀。 2）锅炉表面有可能溶于水的盐垢，也会引起腐蚀。

3）含有SO2 的烟气进入炉内与水膜一起生产H2SO3 、H2SO4使锅炉金属表面产生酸腐蚀。 （2）为了避免这些腐蚀的发生，停炉备用期间应采取以下方法进行保养

1)干养法：将锅内水及腐蚀物清除干净，用微火烘干后，将无水氯化钙、生石灰、硅胶等干燥剂放于锅筒内，其用量无水氯化钙0.5－1Kg/m3、生石灰1－3Kg/m3、、硅胶1－2Kg/m3，干燥剂盛于

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敞口槽内放入后立即密封锅炉的所有门孔，使之与外界隔绝，并定期检查干燥剂是否失效，失效时立即更换。

2)湿法保养：用经过处理的水灌满锅炉，将锅水煮沸排空后将锅炉内的所有门孔关严，用碱度较高的软水注满锅炉防止腐蚀，通过往软水中加NaOH (2 Kg/m3)或Na3PO4 (5 Kg/m3) ,往锅水中注入药剂有 NaOH（5 Kg/m3）或Na3PO4（15~20 Kg/m3）此法用于短期锅炉保养，并要求锅炉受热面外部及炉膛干燥。

3)充氮保养法：当锅炉需要长期停炉时，可采取充氮保养法 第五节 锅炉运行中的调整与监视 锅炉的运行调节

余热锅炉是生产系统中的一个重要环节，它和前后水泥工艺生产的运行工况是互有影响的，锅炉应适应分解炉的生产要求，并且要清除锅炉烟道中落下的粉尘，同时要保持一定的排烟温度，来保证除尘系统的正常运行，与此同时还要向发电系统提供参数稳定的蒸汽，保证正常发电，所以对锅炉本身应进行正常的调节。 锅炉运行时调整的任务：

① 保持锅炉的蒸发量在额定值内，满足汽机的需要。 ②保持正常的汽温、汽压。

③ 均匀进水，保持正常水位。

④ 保证饱和蒸汽和过热蒸汽品质合格。

⑤保证锅炉机组安全运行，延长设备使用寿命。 1 汽压调节

应保证运行的稳定，如果运行汽压过高，则会引起安全阀的频繁动作，如果汽压过低则会有可能引起蒸汽带水，因此随时与水泥生产线联系，及时进行负荷调整。汽压的高低还可以调整通过锅炉的烟气量实现。 2 锅炉水位的调整 （1）锅炉给水应均匀，须经常维持锅炉水位在汽包水位计中的正常水位处，水位应有轻微的波动，其允许变化范围为±50mm，在正常运行中不允许中断给水。在锅炉升负荷过程中，随时注意给水母管压力情况，给水母管水压严格控制在2.5～3.0 MPa

（2）锅炉给水应根据水位计指示进行调整，只有在给水自动调整、差压水位计和警报器完好的情况下，方可依靠差压水位计的指示自动调整锅炉水位。

（3）当给水自动调整投入运行时，仍须经常监视锅炉水位的变化，保持给水流量变化平稳，避免调整幅度过大，并经常对照给水流量与蒸汽流量是否符合（给水流量正常比蒸汽流量大1-3t/h），若给水自动调整失灵，应改为手动控制，及时调整给水量，并通知热工检修人员处理。

（4） 在运行中应经常监视给水压力和给水温度的变化，当给水压力低于规定值时，应及时联系汽机有关人员进行调整。

（5） 在运行中应保持玻璃管及双色水位计完整、指示正确、清晰易见、照明充足。 （6） 锅炉冷态时汽包水位计投入步骤：

① 确认汽包水位计检修工作结束，照明齐全。

② 开启汽包水位计汽、水侧一、二次门，关闭放水门。 ③ 汽包水位计随锅炉一起升温升压。 （7） 锅炉热态时汽包水位计投入步骤

① 确认汽包水位计检修工作结束，照明齐全，汽、水门及放水门均在关闭状态。 ②微开放水门约一周，全开汽、水侧一次门。

③微开汽侧二次门四分之一周，水位计预热40分钟。 ④ 关闭汽侧二次门和放水门

⑤ 开启水侧二次门四分之一周，向水位计导入热水。 ⑥ 开启汽侧二次门四分之一周，向水位计导入热汽。 ⑦把汽阀和水阀全部打开。 ⑧观察水位计应有微小波动。 （8） 汽包水位计的解列：

汽包水位计在运行中如发生严重泄漏或爆破，应将汽包水位计解列，其操作步骤如下：

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① 关闭汽包水位计水、汽侧二次门。 ② 开启汽包水位计放水门。

③ 关闭汽包水位计水、汽侧一次门。 （9）汽包水位计的冲洗：

①开启汽包水位计放水门，进行水导管、汽导管、水位计和放水管的混合冲洗。 ②关闭汽侧门进行水导管、水位计和放水管冲洗。

③ 开启汽侧门，关闭水侧门，进行汽导管、水位计和放水管冲洗。

④ 开启水侧门，缓慢关闭放水门，如水位很快上升，而后又有轻微波动则为正常，如水位上升缓慢且无波动，则证明有堵塞现象，应重新冲洗直至合格为止。 （10） 冲洗汽包水位计注意事项

①冲洗汽包水位计时应缓慢进行（在汽温较低时尤为注意），操作者一定要站在汽包水位计侧面，不可站在前面工作。

②汽包水位计水门不可开得太大，否则安全球动作堵死水路。 ③ 如果安全球已堵住通路，可重新关闭此门后再缓慢开启。

④ 汽包水位计每周至少冲洗一次，每周运行班应有专人负责水位计的冲洗工作，当发现汽包水位计指示不符时应增加冲洗次数。

⑤ 汽包水位计冲洗完毕后，应与电接点水位计进行对照，如指示不正常时，应重新冲洗。

（11） 定期对照就地水位计与电接点水位计的指示，至少每两个小时一次，并保证指示一致。 （12） 每二周对水位警报器做一次试验，以验证水位警报器的完好性及灵敏性。 3 汽温、蒸汽品质的调节：

蒸汽的温度对汽轮机安全运行影响较大，除注意监视汽温变化外，同时还要注意受热面的积灰情况，监视除灰器等设备的运行情况是否正常。蒸汽品质的调节和一般的锅炉相同。若两台锅炉并列运行时，应注意两台锅炉的蒸汽参数。如有不同应进行调节，调节方法与单台锅炉相同。 4 锅炉运行时，应注意监视省煤器后排烟温度。排烟温度过高，这说明进口烟温过高外，有可能因锅炉各受热面积灰严重，使热效率差而引起的，所以排烟温度过高时，监视锅炉进口烟温，如果锅炉进口烟温正常，那么检查锅炉各部受热面积灰情况，积灰严重应采取措施，使受热面保持清洁，以提高受热效率。如果排烟温度过低，说明锅炉的炉墙有严重的漏凤，人孔门关闭不严或锅炉进口烟温过低，这样会降低锅炉的热效率，使锅炉出力降低到影响汽机的正常运行的同时，对锅炉除尘系统的运行带来不利的影响。 锅炉运行中的注意事项 一 运行监视

锅炉运行中，应注意监视过热蒸汽压力、过热蒸汽温度、锅筒水位、给水压力、锅炉入口烟气温度及负压，各部受热面的积灰情况，尤其对流管束、省煤器等处的积灰情况，除灰器的工作情况是否正常，如遇熟料系统送入锅炉的烟气量及温度发生变化，使汽温升高，应及时调整其锅炉烟气进口挡板开度，稳定蒸汽参数，联系有关部门，以保证锅炉的安全运行和锅炉参数的变化。 二 巡视检查

为了保证安全运行，每班至少进行4次巡视检查，检查的项目是锅炉附属的全部设备，如护板、炉墙是否完好无损，炉墙上的人孔门是否漏凤， 振打器是否正常运行，锅炉上的各种阀门是否完好，水位计、压力表、温度计等仪表是否工作正常，检查锅炉各部受热面积灰磨损情况及锅炉排烟温度

1.转动机械的运行监视

（1）每一小时应对转动机械的运行检查1—2次，特殊情况时应时刻监视，检查内容有： ① 有无异常的磨擦现象 ② 有无异常的声音

③ 油位计不漏油，指示正确，油位正常（不得超出上、下限），油质洁净，油环转动良好，带油正常；使用润滑脂的轴承应定期拧入适量的润滑脂。 ④ 轴承冷却水充足，回水畅通，

⑤ 轴承温度正常，振动、串轴不超过规定值， ⑥ 安全遮拦完整，地脚螺丝牢固，

⑦ 传动链条、传动皮带完好，无杂音、无裂纹，

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⑧ 电动机电流无较大幅度波动，电流不得超过额定值 （2） 转动机械主要限额：

① 滚动轴承温度不许超过80℃。 ② 滑动轴承温度不许超过70℃。 ③ 润滑油温度不许超过60℃。 ④ 轴承振幅不许超过： 额定转速（r/min） 振 幅（mm） 750 0.16 1000 0.13 1500 0.10 >1500 0.06 ⑤ 串轴不大于2—4mm。 ⑥ 转动机械轴承使用的润滑油的品种质量应符合要求，一般情况下，润滑油每周至少取样分析一次，如油质不合格应予更换。更换时应一边加新油，一边放油，直到油质合格为止。 （3）记录

日常记录工作每小时进行一次，记录的目的在于分析工况以及综合分析整个系统之负荷变化规律，合理改变操作，以分析事故的隐患并予以排除，作为制定检修计划的依据，发生事故时作为分析事故的原因参考。 分析化验

对锅炉的给水、炉水、饱和蒸汽、过热蒸汽定期取样分析化验，用以改进操作达到经济运行的目的。

1.根据锅水水质情况，确定和调整连续排污量，使锅炉在经济条件下，保证安全运行和蒸汽品质良好。为了排除锅内沉淀积物，根据水质分析情况和化学分析结果，对锅炉的对流束管、省煤器、锅筒都应按期进行定期排污。定期排污时应将锅筒水位保持在较高水位，每一组受热面的排污时间应不少于1分钟，放水量应根据化验结果而定。

2.定期检查给水品质对蒸汽品质的影响即对锅水进行加药处理 3.锅炉排污:

为了受热面内部清洁，避免炉水发生汽水共腾及蒸汽品质不合格，必须对锅炉进行有规律的排污

(1)连续排污：从汽包中将含盐浓度最大的部位放出炉水，以维持额定的炉水含盐量。

(2)定期排污：补充连续排污的不足，从锅炉下部联箱排除炉内的沉积物，改善炉水品质。 (3) 炉水和蒸汽品质应符合下列规定： ①炉水标准：

磷酸根： 10-30mg/L； PH值（25℃）：10-12； 总碱度：14 微克当量/L 电导率：200<ｕｓ/ｃｍ ② 饱和蒸汽和过热蒸汽质量标准： Na+ ≤20ug/L Sio2 ≤25ug/L

4. 在运行中，应根据汽、水品质控制标准及化验结果，适当调节连续排污二次阀门开度。此阀门由化验人员监督进行操作。

5. 在运行中，每天进行一次锅炉的定期排污。排污应尽可能的在低负荷时进行。每一循环回路的排污时间，当排污门全开时，不宜超过半分钟，不准同时开启两组或更多的排污门。 6.锅炉排污时，应严格遵守《电业安全工作规程》的有关规定。

7.排污前应做好联系；排污时，应注意监视给水压力和汽包水位的变化，并维持水位正常；排污后，应进行全面检查，确认各排污门关闭严密。

8.排污的一般程序是：先开一次阀，缓慢开启二次阀；排污完后，先关二次阀，再关一次阀。 9. 排污应缓慢进行，防止水冲击。如管道管道严重发生震动，应停止排污，待故障消除后，再进行排污。

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10.在排污过程中，如锅炉发生事故，应立即停止排污，但汽包水位过高和汽水共腾时除外。 11.排污前，同邻炉联系，不要两个炉同时进行排污，以免影响锅炉水位。 第二章 锅炉机组事故处理 事故处理总则

运行人员应熟悉和掌握设备性能和各种运行方式及紧急情况下的事故处理，千方百计保证人身及设备安全。

根据仪表指示事故征兆，及时准确地判断事故性质，原因范围，不能盲目处理，防止事故扩大，避免不必要停炉。

发生事故时，应迅速向值长汇报，按本规程规定，在值长的领导下或单独沉着，冷静地进行处理。

如遇新发生的事故，本规程中没有规定，运行人员应根据当时的设备和负荷情况及其发展趋势进行处理，并及时向有关领导汇报。

处理事故时，禁止与事故处理无关人员停留在现场。 发生事故后，要尽量保护好现场，及时汇报。 第一节 事故停炉 1.锅炉紧急停炉：

遇有下列情况之一，应采取紧急停炉 1.1锅炉严重缺水。 1.2锅炉严重满水。

1.3受热面爆管，磨损渗透，影响运行人员安全和不能保持正常水位。 1.4 所有水位计损坏时。 1.5给水系统全部失灵。

1.6炉墙倒塌、开裂，柱和梁被烧红，严重威胁锅炉安全运行。 1.7锅炉汽水品质严重低于标准，经努力协调暂时无法恢复时。 1.8锅炉受热面严重积灰，采取措施仍无法解决时。 1.9水泥窑系统严重损坏必须停炉时。

1.10主要转动设备故障，危及设备和人身安全时。 1.11所有汽水管道爆破威胁设备和人身安全时。

紧急停炉时，炉温变化较快，必须采取一定的技术措施，以防止事故的扩大，或发生新事故。紧急停炉时应与水泥窑生产系统取得联系，及时的将送入余热炉的烟气量减少，降低锅炉负荷，同时除缺水、满水事故外，注意调整锅炉给水以维持正常水位，同时应注意不要引起汽压过高，造成安全阀动作。

紧急停炉的冷却过程和正常停炉的步骤相同，但时间约少一半。一般水泥窑的窑外分解炉熄火6小时后，即可进行自然通风，同时上水、放水一次，以后每隔1小时以上放水一次。当放水温度到70-80℃时，即可放掉全部炉水。 2 遇有下列情况应请求停炉 2.1 锅炉承压部件泄露时。

2.2 炉墙裂缝且有倒塌危险或炉架横梁烧红时。 2.3 安全门动作，经采取措施不能回座时。

2.4 锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重超标，或汽水共腾，经处理无效时。 2.5 其他辅助设备不正常，且危机锅炉正常运行时。 2.6 绝热材料损坏严重时。 第二节 锅炉水位异常处理 2.1 锅炉满水 2.1.1 现象

2.1.1.1 水位计内的水位高于正常允许水位。 2.1.1.2 水位报警器报警，高水位信号灯亮。 2.1.1.3 电接点水位计指示正值增大。

2.1.1.4 给水流量不正常地大于蒸汽流量。 2.1.1.5 蒸汽含盐量增大。

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2.1.1.6 过热蒸汽温度下降。

2.1.1.7 严重满水时，蒸汽管道内发生水冲击，法兰处冒汽。 2.1.2 原因

2.1.2.1给水自动调整器失灵，给水调节装置故障。

2.1.2.2 水位计、蒸汽流量、给水流量表指示不正确，使运行人员误判断而操作错误。 2.1.2.3 给水压力突然升高。

2.1.2.4 外界负荷剧增，主汽母管压力突然变低，锅炉负荷快速增长，带动汽包水位上涨。 2.1.2.5 运行人员疏忽大意，对水位监视不够，调整不及时或误操作。 2.1.2.6 汽包安全门动作。 2.1.3 轻微满水处理

2.1.3.1将给水自动调节解列，关小调节门，减少给水。

2.1.3.2 因给水压力异常引起水位升高，立即与汽机值班人员联系，尽快恢复正常。 2.1.3.3 若水位继续升高，开启事故放水门。

2.1.3.4 根据汽温下降情况，打开并汽门前疏水门。 2.1.4 严重满水处理

2.1.4.1 如汽包水位超过水位计上部可见水位时，立即停炉，汇报值长，关闭主汽门及锅炉并汽门，打开所有疏水门。

2.1.4.2 停止上水时打开省煤器再循环门。

2.1.4.3 加强锅炉放水，密切注意水位变化，待汽包水位恢复到正常水位后，重新启动。 2.1.5 锅炉满水的预防

2.1.5.1 不间断地加强对水位计的监视，定期对照各水位计应一致；不一致时立即查明原因及时消除。

2.1.5.2 定期冲洗各水位计，保证其指示的正确性。 2.2 锅炉缺水 2.2.1 现象

2.2.1.1 汽包水位低于正常值。

2.2.1.2 电接点水位计指示负值增大。

2.2.1.3 水位低报警器报警 ，低水位信号灯亮。 2.2.1.4 给水流量不正常的小于蒸汽流量。 2.2.1.5 过热蒸汽温度升高。 2.2.2 原因

2.2.2.1 给水自动调整器失灵，给水调节装置失灵。

2.2.2.2 水位计、蒸汽流量、给水流量指示不正确，运行人员误判断而误操作。 2.2.2.3 给水压力下降或给水泵故障。

2.2.2.4 锅炉排污管道、阀门泄露，排污量过大。 2.2.2.5 过热器管、蒸发器、省煤器管泄露或破裂。

2.2.2.6 运行人员疏忽大意，对水位监视不够，调整不及时或误操作。 2.2.2.7 锅炉负荷剧减。

2.2.2.8 运行人员误开紧急放水门。 2.2.3 轻微缺水处理

2.2.3.1 将给水自动调节解列，开大调节门，增大给水量。

2.2.3.2 严禁锅炉进行定排，检查排污门和放水门是否关闭严密。

2.2.3.3 如给水压力低引起水位下降，应 立即通知汽机值班人员提高给水压力，如给水压力迟迟不能恢复，汽包水位仍不上升，应适当降低负荷运行。 2.2.3.4 增大给水时注意防止不要和邻炉抢水。 2.2.4 严重缺水处理

2.2.4.1 如汽包水位继续下降，并且从水位计中消失时，必须立即停炉并继续向锅炉上水。 2.2.4.2 由于运行人员疏忽大意，致使水位从汽包水位计中消失，电接点水位计无法判明时，立即停止向锅炉进水，并紧急停炉，停炉后进行汽包水位计的叫水，如叫不出水，严禁向锅炉上水，经叫水后，水在水位计中出现时，可增加锅炉进水，并注意水位恢复。

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2.2.4.3 故障排除后，尽快恢复锅炉机组运行。 2.2.5 叫水的程序

2.2.5.1 开启水位计的放水门。 2.2.5.2 关闭水位计的汽门。

2.2.5.3 关闭水位计的放水门，注意水位计中是否有水位出现，如有水位出现，属轻微缺水，否则为严重缺水。

2.2.5.4 叫水后，开汽门，恢复水位计运行。 2.2.6 锅炉水位不明

2.2.6.1 缓慢开启水位计的放水门，注意观察水位，当水位出现时，表示轻微满水，按轻微满水处理。

2.2.6.2 若看不见水位线下降，关闭汽门、放水门，注意观察水位，水位计中有水位出现时，表示轻微缺水，按轻微缺水处理。

2.2.6.3若看不见水位线上升，关闭水门，再开启放水门，水位计中有水位线出现，表示严重满水。无水位线出现，表示严重缺水，此时，按严重满水或严重缺水处理。 2.2.6.4 查明后恢复水位计运行。

2.2.7 锅炉缺水的预防 2.2.7.1 不间断地监视各水位计，并定期对照，校对各水位计的正确性，并定期进行冲洗。 2.2.7.2 负荷变动时，应及时调整水位。

2.2.7.3 定期检查给水调节装置，应灵敏可靠。

2.2.7.4 给水压力低时，应及时与汽机值班员联系，增加给水压力。 2.2.7.5 应注意运行锅炉的给水压力，以防发生抢水现象。 2.2.7.6 锅炉排污应严格按照排污规定执行。 2.3 汽包水位计损坏 2.3.1 损坏的原因

2.3.1.1 冲洗和更换玻璃管后暖管时间不够。 2.3.1.2运行时间太长，玻璃管道质量差。 2.3.1.3 螺丝紧固不均匀。 2.3.1.4 汽管和水管堵塞。

2.3.1.5 垫子不好，漏水漏汽。

2.3.1.6 没有按规定冲洗水位计，放水阀不严密。 2.3.2 损坏后处理

2.3.2.1 汽包水位计损坏时，立即将损坏的水位计解列，关闭汽门、水门，开启放水门，并采取措施尽快修复损坏的水位计，密切监视电接点水位计及双色水位计。 2.3.2.2 当汽包有两个水位计都损坏时，应具备下列条件才允许运行。 1. 给水自动调整器可靠。 2. 水位报警器良好。

3. 电接点水位计，左右差压水位计指示一致，并在4小时内与汽包水位计对照过。 4. 保持锅炉蒸发量稳定。

2.3.2.3若汽包水位计全部损坏，且电接点水位计、差压水位计运行不可靠时，应立即停炉。 2.3.3 预防：

2.3.3.1 冲洗玻璃管水位计时，应小心谨慎地进行，不允许水位计玻璃管的温度发生突然变化。 2.3.3.2 更换水位计的玻璃时，应施力均匀，谨慎小心。 2.3.3.3 防止外部的冷水滴和冰碰到水位计玻璃上。 2.4 汽水共腾 2.4.1 现象

2.4.1.1 汽包水位剧烈波动，严重时水位计中看不清水位。

2.4.1.2过热蒸汽温度急剧下降，严重时，蒸汽管道内发生水冲击，法兰处冒汽。 2.4.1.3 蒸汽和炉水含盐量增加，导电度升高。 2.4.2 原因

2.4.2.1 炉水质量不符合标准，悬浮物含盐量过大。

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2.4.2.2 没有按规定进行排污。 2.4.2.3 锅炉负荷大幅度波动。 2.4.3 处理

2.4.3.1 适当降低锅炉蒸发量并保持稳定。

2.4.3.2 全开连续排污门，必要时开启事故放水门及定排，加强进水放水，维持汽包水位略低于正常值 - 50mm左右。 2.4.3.3 停止加药。

2.4.3.4 开启锅炉并汽前疏水门，并通知汽机开启有关疏水。 2.4.3.5 通知化验人员化验炉水，采取措施，改善水质。 2.4.3.6 在炉水质量未改善前，不允许增加锅炉负荷 。 2.4.3.7 故障消除后，必须冲洗水位计一次。 第三节 锅炉承压部件损坏 3.1 省煤器管的损坏 3.1.1 损坏时的现象

3.1.1.1 给水流量不正常的大于蒸汽流量，严重时汽包水位下降。 3.1.1.2 烟气阻力增大，引风机电流增加。

3.1.1.3 省煤器处的烟气温度降低，两侧温差增大。

3.1.1.4 烟道不严密处冒汽，严重时烟道尾部放灰斗漏水。 3.1.1.5 省煤器烟道内有异声。 3.1.1.6 飞灰潮湿。 3.1.2 损坏原因

3.1.2.1 飞灰磨损。

3.1.2.2 给水品质不合格，造成管壁腐蚀。 3.1.2.3 省煤器的材料，制造或焊接不良。

3.1.2.4 管子内被杂物堵塞，引起管子局部过热。 3.1.2.5 开停炉时省煤器再循环门使用不当。 3.1.3 损坏后的处理

3.1.3.1增加锅炉给水，维持汽包正常水位，适当降低锅炉蒸发量。

3.1.3.2 如故障炉在继续运行过程中，不能维持正常水位或损坏加剧，影响其他运行炉进水时，应立即停炉。

3.1.3.3 停炉后，适当保持出口烟气挡板开度，关闭主汽门。

3.1.3.4 停炉后应继续向省煤器上水，并关闭所有放水门，严禁开启省煤器再循环门。 3.2 过热器管的损坏 3.2.1 损坏时的现象

3.2.1.1蒸汽流量不正常地小于给水流量，严重时锅炉汽压下降。

3.2.1.2 锅炉负压不正常地减小或偏正，严重时从不严密处向外喷水汽。 3.2.1.3过热器后的烟气温度降低或两侧温差增大.

3.2.1.4过热蒸汽温度发生变化，进口侧漏，汽温高；出口侧漏,，汽温低，过热器附近有异声。 3.2.2过热器损坏的原因

3.2.2.1化学监督不严，汽水分离器结构不良或存在缺陷，致使蒸汽品质不好，在过热器内结垢，检修时又未彻底清除，引起管壁温度升高。

3.2.2.2启炉升压过程中，操作不当，过热器疏水量不足，引起过热。 3.2.2.3局部堵灰，运行调整不及时，致使过热器超温。

3.2.2.4 过热器材质不符合标准，制造、安装、焊接质量不良。 3.2.2.5过热器管被杂物堵塞。

3.2.2.6运行中飞灰磨损，运行时间长，管子蠕胀变形。 3.2.3过热器管损坏后的处理

3.2.3.1检查泄露情况，若严重时，必须及时报告值长，紧急停炉，防止从损坏的过热器管中喷出的蒸汽，吹损临近的过热器管，扩大事故。

3.2.3.2如果泄露轻微，可适当降低锅炉负荷，在短时间内继续运行但应经常检查漏汽情况，并

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尽快启动备用锅炉。

3.2.3.3停炉后，关闭主汽门，保留出口挡板适当开度，以排除炉内的烟气和蒸汽。若一炉一机运行时，关闭主汽门应得到值长的许可。 3.2.4过热器管损坏的预防

3.2.4.1加强化学监督，提高汽水分离效率，改善饱和蒸汽品质。 3.2.4.2控制过热器左右入口烟温不偏差。

3.2.4.3 大、小修中，加强对过热器管的测量检查，最大允许管子蠕胀值：合金钢为管径的2.5%；碳素钢为管径的3.5%。

3.2.4.4若过热器管内有污垢，则必须检查汽包内的汽水分离的正确性并改善炉水及给水的质量，提高蒸汽的品质，对过热器进行反冲洗。 3.2.4.5保证正确的升温升压曲线。 4、管道水冲击 4.1现象

4.1.1发生水冲击的管道上的压力表指示波动大,甚至损坏压力表.

4.1.2管道内有水冲击声,管道振动严重,造成系统管道、支吊架的损坏，管道保温脱落。 4.2原因

4.2.1 给水压力和温度波动大。

4.2.2 给水管道逆止门或调节门动作不正常。 4.2.3 蒸汽管道暖管不充分，疏水未排尽。

4.2.4 蒸汽温度过低或蒸汽带水，锅炉满水进入蒸汽管道。 4.2.5冷却水量小，回水温度汽化。

4.2.6 给水管道充压时空气未排出或给水流量过大。 4.2.7 冷炉进水温度过高或速度过快。 4.3 处理

4.3.1给水管道水冲击时, 应设法保持给水压力和温度正常，降低负荷，关小给水门，严重水冲击时，停止进水。

4.3.2发生水冲击后，应检查支吊架情况，发现缺陷及时汇报并消除。

4.3.3 运行中蒸汽管道发生水冲击，并开启主蒸汽系统疏水门，控制锅炉主蒸汽温度，同时通知汽机值班人员注意汽温，开启有关疏水。

4.3.4 省煤器在锅炉启动过程中发生水冲击时，应适当延长启动时间，并增加上水与放水次数，保持省煤器出口水温符合要求。 第四节 电气系统故障 1.负荷骤减

1.1 负荷骤减时的现象

1.1.1 锅炉压力急剧上升。 1.1.2 蒸汽流量减小。

1.1.3 汽包水位瞬间下降而后上升。 1.1.4 过热蒸汽温度升高。

1.1.5 电压表和电流表的指示摆动。 1.1.6 电负荷表的指示突然减小。

1.1.7严重时，汽包和过热蒸汽出口集箱安全门动作。 1.2 负荷骤减时的原因

1.2.1 电力系统故障，发电机与系统解列。 1.2.2 主变压器故障。 1.2.3 发电机故障。 1.2.4 汽轮机故障。 1.3 负荷骤减时处理

1.3.1 根据负荷下降情况，较大幅度地减少烟气挡板，维持锅炉正常运行（此时所有“自动”应改为“手动”）。

1.3.2 汽压继续上升应立即开启过热器对空排汽门，注意维持锅炉正常汽压，两炉运行时先全开

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一台炉排汽如维持不住再开另一台炉排汽。

1.3.3 根据过热蒸汽出口温度的变化情况，调节进烟气量，必要时可开启过热器疏水门。

1.3.4根据汽包水位计、蒸汽流量表和给水流量表的指示，保持汽包水位略低于正常水位，以待迅速增加锅炉负荷。

1.3.5 如锅炉安全门动作，在锅炉汽压降到工作压力以下不能回座时，应采取措施，使其恢复原位。

2 负荷骤增

2.1 负荷骤增时的现象

2.1.1 锅炉汽压急剧下降。 2.1.2 蒸汽流量增加。

2.1.3 汽包水位瞬间上升而后下降。 2.1.4 过热蒸汽温度降低。

2.1.5 电压表和电流表的指示摆动。 2.1.6 电负荷表的指示突然增加。 2.2 负荷骤增时的原因 2.2.1 电力系统负荷骤增。 2.3 负荷骤增时处理

2.3.1 根据负荷上升情况，调整进烟气量，维持锅炉正常运行（此时所有“自动”应改为“手动”）。

2.3.2汽压继续下降应立即汇报值长，联系汽机运行人员适当降低发电机负荷注意维持锅炉正常汽压。

2.3.3根据汽包水位计、蒸汽流量表和给水流量表的指示，保持汽包正常水位，给水压力太低时可联系汽机运行人员恢复。 3 厂用电中断

3.1 锅炉400V厂用电中断

3.1.1 400V厂用电源中断时的现象

1. 集控室内交流照明灯灭，事故照明灯亮。 2. 400V电压表指示为零。

3. 锅炉蒸发量、汽压、汽温、水位均急剧下降。

4. 故障段运行中的400V电动机跳闸，电流表指示为零，事故警报器鸣叫。 3.1.2 400V厂用电源中断的原因 1. 厂用变压器故障。 2. 400V母线故障。

3. 备用电源自投装置失灵 4. 工作人员误操作。

3.1.3 400V厂用电源中断的处理

1. 运行人员当发现 400V厂用电源中断时，应立即将各电动机的开关复位，就地手动开启向空排汽调整汽压。

2. 电动阀在电源未恢复前需要操作，则到现场就地操作。 3. 注意汽温变化。

4. 开启过热器疏水，主汽门前疏水及主蒸汽母管疏水。 3.2 锅炉220V热工仪表电源中断

3.2.1 锅炉220V热工仪表电源中断的现象 1. 220V热工仪表电压表指示为零。 2. 所有热工仪表电源指示灯灭。 3. 热工仪表指示失常。 4. 电阻温度表指示回零。

5. DCS控制系统停电，自动调节控制失灵，无法操作。

6. DCS控制系统失灵，各位置指示电信号输出为零（调节电动门或调节挡板指示停止不动）热工信号不报警。

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7. DCS控制系统指示失灵，所有阀门、挡板、开度指示为“0”，压力、流量等指示为“0”。 3.2.2 锅炉220V热工仪表电源中断时的原因 1. 400V厂电源中断。 2. 电力系统冲击。

3. 热工仪表电源开关故障跳闸。 4. 热工仪表电源保险丝熔断。 5. 备用电源自投装置失灵。 6. 工作人员误操作。

3.2.3 锅炉220V热工仪表电源中断时的处理

1. 通知电气或热工人员立即处理恢复电源。 2. 所有操作均改为就地操作。

3. 联系汽机人员，要求稳定负荷。

4. 用就地一次表监视汽包压力、过热蒸汽出口压力。

5. 派专人监视汽包就地水位计，用对讲机告诉司炉控制汽包水位。 6. 与汽机对照过热蒸汽温度、压力。

7. 故障中尽可能保持锅炉稳定运行，少做调节。 8. 故障中禁止一切定期活动。

9. 若仅220V热工仪表电源跳闸，所有电动执行器及电动门都可以在热工控制盘上就地操作。 10. 锅炉220V热工仪表电恢复后，对锅炉进行全面检查后，恢复原运行方式。

11. 系统供电正常后，DCS控制系统以热工检查人员检查系统情况确认完好后方可再次投入“自动”。

第五节 其他事故处理 1 汽压过高事故

余热炉在运行中，锅内的压力超过规定的值时，就可以定为汽压过高事故。 1.1事故原因：

1.1.1用户负荷突然降低或完全甩去。 1.1.2安全阀失灵，压力表指示错误。 1.1.3运行人员操作不当。 1.2 处理方法：

1.2.1减少或切断水泥系统烟气

1.2.2以手动开启排汽阀，降低锅内压力。

1.2.3校对压力表，加强锅内进水，加强排污。 1.2.4必要时紧急停炉。 2 炉管爆破事故 2.1现象：

炉管轻微爆破，如焊口泄漏等现象为破裂处有蒸汽喷出的嘶嘶声，给水流量略有增加，炉内负压有所下降，严重爆破时，有显著的爆破声和喷汽声，炉内正压并喷出烟汽和蒸汽，水位汽压均下降，给水流量显著大于蒸汽流量，排灰潮湿。 2.2原因：

2.2.1给水质量不好，引起受热面管内结垢，致使其部分过热或腐蚀。 2.2.2水泥窑烟气中粉尘浓度较大，磨损了对流管束和省煤器管子等。 2.2.3水汽温度变化过快，以致管壁温度不均匀，而产生过大应力等。 2.3处理：

对于严重爆管应紧急停炉，对轻微爆管若灰斗中灰尘有凝固危险，以致危及除尘系统工作时，也应紧急停炉。 3 炉内积灰事故

根据水泥窑工况特征，烟气中会有浓度较高的粉尘，随着温度的升高很容易引起受热面积灰，严重时会破坏锅炉正常传热，使锅炉排烟温度急剧上升，也可能引起对流管束管子的爆破，而且与爆破的水形成水泥结块，而影响正常除灰，严重时损坏除灰系统的设备。

为防止积灰事故的发生，应严密监视锅炉各部的积灰情况，注意振打机构及锅炉底部拉链机的工

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作正常，定期巡检通过人孔门检查炉内积灰，必要时用其它方法清除。 4 控制烟门的故障：

余热锅炉需要切断热源时就要关闭进烟烟门。如果烟门被卡住，则热源不能切断，在事故状态下，余热锅炉仍然继续运行，势必扩大事故。在这种情况下就应迅速关闭出烟烟门，使烟气不能流通后，再处理进烟门。 4.1原因：

4.1.1 电动传动机构失灵

4.1.2 烟门轨道因结渣而变形致使烟门不能上下转动 4.1.3 百叶阀机械传动机构卡涩 4.2处理及预防：

4.2.1 保持百叶阀的清洁和不变形，定期清理及检查 4.2.2 定期加油并形成制度化

4.2.3 将积结的灰渣及时清理干净保持传动机构的灵敏性

4.2.4 如严重变形及时联系维修，根据状况确定机组的运行方式

汽机规程

目 录

系统概述

1. 汽轮发电机组技术规范

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2．汽轮机本体结构 3．调速供油保安系统 4. 汽轮机的启动

5．汽轮机的正常运行和维护 6. 汽轮机的正常停机 7. 汽轮机辅助设备运行规程 8. 汽轮机常见事故处理规程 9. 循环水系统 10.真空除氧系统

系统概述

一、本规程根据水利电力部《汽轮机运行规程》、水利电力部《发电厂厂用电动机运行规程》、水利电力部《电业安全工作规程》（热力和机械部分）、《电力建设施工及验收技术规范 汽轮机组篇》DL5011—92及制造厂技术资料和现场具体情况等制订。 二、本规定适用于电厂5MW汽机设备的运行、操作和管理。

三、为了加强运行人员运行操作管理，使其操作达到标准化、规范化、程序化的要求，运行人员必须经过技术培训，经考试合格后，方能进岗独立值班。

1 汽轮机机组技术规范

1.1制造厂及编号

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型号： N5-1.08

型式：低压、单缸、单轴、纯凝冲动式汽轮机 制造厂：青岛捷能汽轮机股份有限公司 产品代号：

安装年月：2009年 1 月 投产日期：2009年 月

1.2 主要技术规范 序名 称 单位 额定 号 MW 5 1 功 率 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 主蒸汽温度 主蒸汽压力 冷却水温度 排汽压力 额定进汽量 给水温度 额 定 转 速 汽轮机临界转速 额定转速时振动值 临界转速时振动值 汽耗 额定工况 热耗 额定工况 汽轮机旋转方向 ℃ MPa ℃ MPa t/h ℃ r/min r/min mm mm Kg/kwh 330 1.08 0.98 25 0.008 28 40 3000 最高 400 1.28 1.18 33 最低 / 300 0.88 0.78 备注 绝对压力 表压力 绝对压力 全振幅 全振幅 2059 ≤0.03 ≤0.15 5.6 Kj/kwh 顺汽流方向看为顺时针方向 1.3调节保安润滑系统： 转速摆动值 转速不等率 调速迟缓率 主油泵压增 I路脉冲油压与主油泵进口油压差 危急遮断器动作转速 轴向位移保安装置动作时转子相对位移值 润滑油压 汽轮机油牌号 1.4整定值 排汽压力高限报警 排汽温度高限报警 高压电动油泵自动启动时主油泵出口压力 高压电动油泵自动关闭时主油泵出口压力 r/min % % MPa MPa r/min mm MPa ±15 4.5±0.5(可调) ≤0.5 0.9 0.38 3300～3360 ＞0.7 0.08～0.12 L－TSA 32＃ ℃ MPa MPa 60℃（正常运行） 100℃（空负荷时） 0.75 （表） 手动 - 23 -

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轴向位移遮断器正常位置时控制油压 轴向位移遮断器动作时控制油压 报 警 润滑油压 低压电动油泵投入 降低保护 停 机 电动盘车不得投入 轴承温度 升高保护 报 警 停 机 MPa MPa MPa MPa MPa MPa ℃ ℃ ℃ ℃ 0.245 （表） 0.055 （表） 0.04 （表） 0.03 （表） 0.015 （表） 65(回油温度) 85（轴瓦温度） 70（回油温度） 100（轴瓦温度） 1.5主要辅助设备 台 数 主油泵 压 增 流 量 型 号 台 数 扬 程 交流辅助 流 量 油 泵 功率 电机 电压 型 号 台 数 扬 程 流 量 功率 电机 电压 型 号 台 数 压 力 流 量 功率 电机 电压 工作蒸汽压力 工作蒸汽温度 转 速 压 力 流 量 型号 台数 转速 功率 电机 电压 台 数 出口油压 吸油量 台 数 出口油压 台 MPa l/min 台 MPa m3/h kw v 台 m m3/h KW V 台 MPa m3/h KW V MPa ℃ r/min MPa m3/h 台 r/min KW V 台 MPa L/min 台 MPa 1 0.9 800 CHY18 1 0.353 20.5 5.5 380 80Y100*2C 1 125 40 37 380 CHY18 1 0.353 20.5 5.5 220 Y100L2-4 1 1430 3 380 1 0.196 133 1 0.088 高压电动 油 泵 直流辅助 油 泵 电动盘车电机 高压注油器 低压注油器 - 24 -

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冷油器 主油箱 排油烟机 吸油量 型 号 型 式 台 数 冷却面积 冷却油量 冷却水量 冷却水温（max.） 冷却管材料 冷却管规格 容 积 油面上真空度 型 号 台 数 流 量 台 数 冷却面积 水侧压力（max.） 冷却水量 型号 型式 冷却面积 蒸汽压力 蒸汽流量 冷却水量 冷却水温 冷却水压力 管子材料 管子规格 无水净重 台数 型号 工作水压力 工作水量 抽出干空气量 L/min 台 m2 l/min t/h ℃ mm m3 MPa 台 m3/h 台 m2 MPa t/h m2 MPa t/h t/h ℃ MPa mm t 台 MPa ㎏/h 210 YL-30-1 表面式 2 30 600 60 33 HSn70-1A 3 CQ2－J 1 500 1 5 1.6 30 N-650 双流程二道制表面式 650 0.0086（绝对） 27.5 2200 27 0.2 HSn70-1 Φ20×1×4380 ～15 1 CS-7.5 0.392 105 7.5 轴 封 冷却器 凝气器 射水抽气器 1.6发电机技术规范： 型 号： 额定电压： 相 数 额定转速： 功率因素： 1.7励磁装置 型式： 型号： 10KV 3 3000r/min 0.8 滞后 静止可控硅励磁 额定功率： 额定电流： 极 数 额定频率： 接 法： 2 50Hz Y - 25 -

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励磁电流

A 2 汽轮机本体结构

本系列汽轮机为单缸凝汽式汽轮机，本体主要由转子部份和静子部份组成。转子部份包括主轴、叶轮叶片、主油泵、联轴器等；静子部份包括汽缸、蒸汽室、喷嘴组、隔板、转向导叶环、汽封、轴承、轴承座、调节汽阀等。 2.1转子：

采用套装式柔性转子。叶轮、汽封套筒及联轴器“红套”于主轴上，各级叶轮由汽封套筒隔开，通过刚性联轴器与发电机转子联接，汽轮机端半联轴器上带有盘车齿轮。转子前端装有主油泵，主油泵体上装有危急遮断器。转子在制造厂内进行严格的动平衡。 2.2喷嘴组、隔板、转向导叶环：

1）喷嘴组为装配焊接式或围带焊接式结构，由螺栓固定在汽缸蒸汽室上，内环上有一个定位销。

2）高压级隔板为围带焊接式，低压级隔板为铸造隔板。下半隔板支持在汽缸中分面处的两个悬挂销上，底部与汽缸间有一定位键，上下半隔板在中分面处有密封键和定位销。

3）转向导叶环上、下半采用“拉钩”结构支持在汽缸上，顶部及底部与汽缸有定位键，非进汽弧段带有护套。 2.3汽缸

汽轮机的汽缸是由前、（中）、后汽缸组成。具有垂直中分面和水平中分面，前、（中）、后汽缸的上、下半联接后不可拆开。蒸汽室与前汽缸铸为一体。新蒸汽由前汽缸蒸汽室左右两侧的进汽管进入汽缸，下半汽缸设有回热抽汽口（已用闷板堵死），后汽缸排汽口与凝汽器采用挠性或钢性联接。前汽缸与前轴承座采用半圆法兰结构联接，前轴承座与前座架间有纵向滑销；后汽缸由两侧的侧支撑脚支承在后座架上，撑脚与后座间有横向滑销。后汽缸底部装有后汽缸导板。横向滑销与纵向滑销中心线的交点为汽缸热膨胀“死点”。汽缸受热膨胀时，推动前轴承向前滑动。若前轴承滑动面上设有润滑油槽，运行时应定时压注润滑油。在汽缸下半的底部、两侧水平中分面法兰的底面设有疏水口。 2.4汽封：

汽封分为：通流部分汽封、隔板汽封以及前、后汽封。

通流部分汽封包括：动叶围带处的径向、轴向汽封和动叶根部处的轴向汽封。隔板汽封环装在每级隔板的内圆上，每圈汽封环由四个弧块组成。每个弧块上装有压紧弹簧片，装在上半隔板内圆中的弧块由压板固定，以防掉落。

前、后汽封与隔板汽封结构相同。转子上装有带凹槽（或镶嵌有汽封齿）的汽封套筒，与汽封齿构成迷宫式汽封。前、后汽封分为多级段，各级段后的腔室接不同压力的蒸汽管，回收汽封漏汽，维持排汽室的真空。 2.5汽轮机前轴承座：

前轴承座上装有调速器、推力轴承前轴承、主油泵、保安装置、转速传感器、振动传感器、转速表、温度计等。前轴承座安放在前座架上，其结合面上有纵向滑键，前轴承座可沿轴向滑动。热膨胀指示器装在轴承座右侧下部（面向机头），可显示汽缸热膨胀数值及报警。 2.6汽轮机后轴承座：

后承座下半与后汽缸铸为一体。装有汽轮机后轴承、发电机前轴承、盘车装置、振动传感器、温度计等。后轴承座下部左、右两侧均设有润滑油进、回油口、便于机组左向或右向布置。 2.7汽轮机前轴承：

汽轮机前轴承和推力轴承组成球面联合轴承。推力轴承为摆动瓦块式。前、后径向轴承为椭圆轴承。主推力瓦块及径向轴承下半轴瓦上装有铂热电阻。导线由导线槽引出，装配时应注意引线不应妨碍瓦块摆动。 2.8盘车装置：

盘车装置装于后轴承座上，当需要盘车时，旋转盘车装置上的手轮，使小齿轮与盘车大齿轮啮合。于此同时，接通润滑油路，启动盘车装置。当汽轮机启动后，主轴转速大于盘车速度时，盘车小齿轮从啮合位置自动脱开，并切断润滑油路，盘车装置停用。 2.9主汽门及主汽门操纵座：

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主汽门为单座截止阀，阀碟是带预启阀的型线阀碟，阀碟上方装有蒸汽滤网。主汽门操纵座为液压式。油缸活塞杆与主汽门阀杆通过两半结合器连接起来。压力油由保安装置控制，当保安装置挂闸，操纵座油缸内油压升到～0.4MPa后，顺时针旋转操纵座顶部手轮，使丝杆下端的密封面结合，然后反时针缓慢旋转手轮，即可开启主汽门。当保安装置动作后，截断到油缸的压力油，在操纵座弹簧的作用下，主汽门迅速关闭，截断进入汽轮机的蒸汽。此时将操纵座手轮顺时针方向旋转到底，才能重开主汽门。

操纵座下壳体上设有行程指示及行程开关。 2.10调节汽阀及连杆：

调节汽阀为群阀提板式结构，型线阀碟，装于汽缸上部，属喷嘴调节。负荷变动时，各阀碟按一定顺序开启。阀碟行程出厂时已调整好。

3调速供油保安系统

本系列机组采用的是数字电一液调节系统。主要由Woodward数字式调节器505、电液转换器SPC、液压伺服机构、调节汽阀等组成。

机组的保安系统采用冗余保护。除了传统的机械一液压式保安装置外，增加了电调装置、仪表监测系统的电气保护。保安系统由危急遮断器油门、轴向位移遮断器、电磁阀、主汽门、电调节器的超速保护等组成。 3.1调节系统概述：

1）Woodward数字式调节器505：该调节器是以微处理器为核心的模块化计算机控制装置，根据用户运行参数、条件进行编程组态，通过输入输出接口，接收、输出模拟量、开关量信号进行控制。

2）电液转换器SPC:电液转换器接受数字式调节器输出的标准电信号，输出与输入的电流信号相对应的调节信号油压。

3）液压伺服机构：由变换器、错油门、油动机等组成。调节信号油压经液压伺服机构放大，控制油动机活塞移动，再通过调节杠杆，改变调节汽门的开度，进而调节汽轮机的进汽量。

4）调节汽阀：汽轮机的进汽量的调节，是通过改变调节汽阀的开度实现的。根据电负荷的需要，调节油动机带动配汽机构，改变横梁位置，装在横梁上的阀碟，按配汽升程曲线顺序开启开关，从而改变汽轮机的进汽量，满足负荷要求。各阀碟的升程，出厂已调好，不应随意改动。

5）调节系统动作过程：机组正常运行时，调节保安系统由汽轮机主油泵供油。起动过程中，系统由高压电动油泵供油。高压电动油泵起动后，先将主汽门操纵座手轮关到底，将保安装置挂闸，保安油路接通，。接到开机信号后，缓慢开启主汽门，直到主汽门全部打开。手按电调节器操作面板上的“运行”键。机组即可按照预先编好的运行程序，自动升转、暖机、跨越临界转速、直至额定转速。随汽轮机转速升高，主油泵出口油压逐渐升高。当主油泵出口油压高于高压电动油泵出口油压时，系统自动切换至主油泵供油，高压电动油泵可通过人工或自动停止工作。

6） 调节性能

汽轮机调速系统性能应符合下列要求：

a. 当汽温、汽压、真空正常，主汽门完全开启时，调速系统应能维持机组空转运行； b.当汽轮机突然甩去全部负荷时，调速系统应能控制汽轮机转速在危急保安器的动作转速下，最大升速不超过额定转速的8%（<3240r/min ）；

c.调速系统上的各活动连接装置没有卡涩和松动现象，当负荷改变时，调速汽门杆应均匀平稳地移动，当系统稳定时，负荷不应摆动或摆动很小；

d.转速摆动值≤15r/min； e.转速不等率4～5%；

f.调速系统的迟缓率≤0.5%； 3.2供油系统概述

汽轮机的供油系统，采用L-TSA32#号汽轮机油。

供油系统主要由主油泵、Ⅰ、Ⅱ级注油器、高压油泵、低压交流油泵、直流油泵、油箱，冷油器，滤油器等组成。主油泵出口的高压油除供调节保安装置用油外，大部分是供给两级注油器，Ⅰ级注油器出口压力为0.088Mpa，供主油泵进口，Ⅱ级注油器出口压力为0.196Mpa，供轴承润滑用油。

系统中的高压油泵供开机过程调节系统及润滑用油。停机过程及盘车时轴承用油，一般由交

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流油泵供油，直流油泵作为紧急备用。 3.3保安系统概述：

保安系统包括机械液压保安系统和电气保安系统两部分组成。

机械液压保安系统装置：主要由危急遮断器、危急遮断器油门、轴向位移遮断器、主汽门、等组成。

电气保安系统：由转速表、电调节器的超速保护、电磁阀、TSI汽轮机安全监测保护装置等组成。

3.3.1保护的组成

1) 危急遮断器，为飞锤式结构，当机组超速到3300~3360r/min时，飞锤击出，使危急遮断油门脱钩动作，其复位转速为3000r/min;

2) 危急遮断油门，与危急遮断器一起组成对机组超速的保护，当其动作或手动脱扣时，通过安全油路将主汽门、调节汽门迅速关闭；

3) 轴向位移遮断器，该装置在汽轮机转子轴向位移超过允许值时报警及停机，当转子轴向位移大于0.4mm时，所配的电接点压力表发出报警信号，大于0.7mm时，发出停机信号。

4）电磁阀，是总的电动停机保护装置，当任一保护发出停机信号，使电磁铁通电，其油阀动作，通过安全油路使主汽门和调节汽门迅速关闭。 3.3.2保护的动作：

1) 超速保护：汽轮机监测系统中的转速测量装置兼有显示和保护功能，机组超过额定转速时转速表发出报警信号，机组超速达3270转/分时，转速表发出停机信号。

2) 轴向位移保护：当汽轮机转子发生正向移动0.4mm时，发出报警信号。当汽轮机转子继续正向移动到0.7mm时，接通电磁阀，发出停机信号，关闭自动主汽门。

3) 低真空保护：凝汽器真空低至-84KPa时报警，低至-60KPa时停机；

4) 润滑油压低保护：润滑油压降至0.055Mpa时报警，降至0.04Mpa时低压电动油泵自投，降至0.03Mpa时停机，降至0.015Mpa时盘车不得投入；

5) 轴承回油温度保护：当任一轴承回油温度升高至65℃时报警，升高至70℃时停机； 6) 轴瓦金属温度保护，当轴瓦及任一推力瓦金属温度升高至85℃时报警信，升高至100℃时停机；

7) 发电机主保护动作，油开关跳闸接通磁力遮断器发出停机信号，关闭自动主汽门。 8）手动停机，手按手动按钮时，接通磁力遮断器，关闭自动主汽门。 9）胀差保护

当汽缸和转子的膨胀胀差超过-1mm，+2mm时发出报警信号，超过-2mm，+3mm时发出停机信号。

4汽轮机的启动

4.1启动前的准备工作：

1）班长接到值长启动汽轮机命令后，应通知司机及其它有关人员。确认检修工作已结束，工作票已注销。安全措施已拆除，现场清洁，照明良好。

2）通知热工送上各保护电源及各仪表信号电源，投入各表计，仪表盘所有报警。保护定值指针在整定位置。热工、电气各联锁保护开关在解除位置。

3）通知电气测量各电动机绝缘合格，接地线良好，送上动力电源。各辅机联动试验正常。 4）通知电气、热工值班人员，校验机、电指挥信号正常，同步器电动机转动方向正确，校核限位开关动作正确，并分别在就地和控制室操作正常。

5）油系统的检查：

a)检查主油箱油位正常，油质良好，液位计的浮筒动作灵活。 b)油系统及设备正常无漏油现象。

c)油箱及冷油器的放油门关闭严密。冷油器的进、出油门开启，并有防止误操作的措施，备用冷油器进、出油门关闭。

d)电动油泵进、出口阀门开启。

e)清洗管路时在各轴承前所加的临时滤网或堵板必须全部拆除。 6）汽水系统的检查：

a)主蒸汽管路上的电动隔离阀已预先进行手动和电动开关检查。

b)主蒸汽管路直接疏水门、汽缸上的直接疏水门开启。起动时能影响真空的阀门及汽水可

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倒回汽缸的阀门均应关闭。

c)汽封管路上向汽封加热器（轴封冷却器）的阀门开启，汽封加热器（轴封冷却器）的疏水门开启。均压箱、汽封加热器的新蒸汽进汽阀关闭。

e)各汽水管路应能自由膨胀。在冷态下测量各膨胀间隙并记录。

f)滤水器冷却水进出总门开启，冷油器进水总门关闭，出水门开启。 7）数字调节器组态：

a)调节器的操作、维护必须专人负责。有关操作、维护说明见调节器用户手册。 b)按照汽轮机、发电机运行要求进行组态。

c)组态经运行验证后，应设定程序密码，以防随意改动。 8）对调节器、保安系统进行检查：

a)调节器、调节汽阀等各部套装配合格、活动自如，电调节器自检合格。 b)调节汽阀连杆上各转运支点的润滑良好，调节汽阀预拉值符全要求。 c)各保安装置处于断开位置。

9）检查滑销系统，在冷态下测量各部的间隙，记录好结果。前座架上若带有滑动油槽，应压注润滑油。

10）检查所有仪表、传感器、变送器、保安信号装置是否正常。 11）通往各仪表的信号管上的阀门开启。

12）各项检查工作完成后，通知锅炉供汽暖管。

13）准备好启动所需工具、量具，如：振动表、听音棒、记录表纸等 4.2暖管(到电动隔离汽门前)

1）从电动隔离汽门到主汽门再到蒸汽室之间的蒸汽管路的暖管与以后起动汽轮机时的暖机同时进行。

2）电动隔离汽门前暖管，暖管的时间长短和程序取决于管道的起始温度水平、蒸汽初参数、管壁和阀兰厚度、加热管段长度等。一般情况下，全开排大气疏水门，逐渐提升管道内的压力到0.2-0.3MPa,暖管20－30分钟后，以0.1-0.15MPa/min的压力提升速度升至正常压力，温度提升速度不超过5℃/min。

3）在暖管过程中应注意检查防腐门是否冒出蒸汽，当有蒸汽冒出时，应检查关严隔离门及旁路门，严防暖管时蒸汽漏入汽缸。

4）管道内蒸汽升到正常压力时，应逐渐将隔离门前的总汽门开大，直至全开。

5）在升压力过程中，应根据压力升高速度适当关小直接疏水门，以减少工质损失。并检查管路各支吊状况。

4.3起动辅助油泵，在静止状态下对调节保安系统进行检查： 1）起动低压电动泵，检查： a)润滑油及轴承油流量。 b)油路严密性。

c)油箱油位，新安装及大修后第一次起动时，应预先准备好必要的油量，以备油管充油后向油箱补充油，所充油的油质应良好。

2）起动高压电动油泵，则高压油建立，这时先检查油系统，进行保安装置动作试验： 润滑油压与盘车装置连锁试验

a)点动盘车、检查电机旋转方向，停下电机。

b)(旋转盘车电机上的手轮，同时逆时针转动盘车手柄至啮合位置)投入盘车装置，开启润滑油进油旋塞, 起动盘车。

C）热工短接低润滑油压，盘车应停止。 主汽门冷态动作试验

a）挂闸前先将主汽门操纵座手轮关至底。

b）旋转主汽门操纵手轮，开启主汽门到1/3行程后，分别操作使各保安装置动作，检查主汽门是否迅速关闭。

C）检查合格后，将各保安装置重新挂闸，接通高压油路。

d）对电调系统进行静态编程及调试工作须由专业调试服务人员完成，并由用户对调试过程与结果进行记录。

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e）检查主汽门是否关严。 f）电调复位。

g）一切正常后，启动交流油泵，投入盘车装置 4.4起动凝汽系统抽真空： 1）起动循环水泵：

a、全开凝汽器循环水出口阀门，稍开进口阀门。 b、起动循环水泵，全开凝汽器进口阀门

2）开启凝结水再循环管道上的阀门，关闭到除氧器去的凝结水门。 3）轮流试开两台凝结水泵，联动装置试验后，使一台投入运行：

a)向凝汽器汽侧充水（凝结水或化学处理水）到热水井水位计3/4刻度处。 b)开启凝结水泵进口阀门。

c)开启水泵外壳的气平衡阀门。

d)检查水泵是否充满水，开启水泵盘根进水旋塞，起动凝结水泵，缓慢开启水泵出口阀门。

4）启动射水抽气器，抽真空。

5） 凝汽器真空达35 kPa后向轴封送汽，维持均压箱压力0.005-0.03MPa，注意调节均压箱底部疏水。

6）投入轴封冷却器 4.5汽轮机的启动：

1）起动高压电动油泵，检查机组各轴承回油是否正常，冷油器出口油温不得低于25℃。检查记录保安系统、调速系统各油压正常。投入主油箱排油烟风机。、

2）开启电动主汽门的旁通门，起动暖机时，用旁通阀节流降压，使自动主汽门前压力慢慢升高，这时要检查防腐排汽口的情况。

3）检查无TSI保护动作信号、危急遮断器挂闸，保安油压力建立，为调节器阀开启做好准备。 4）冲转准备

自动主汽门关闭试验，每次开机必须做，时间在暖管至电动主气门前，暖管至电动主汽门后严禁做此试验。

缓慢旋转主汽门操纵座手轮，打开自动主汽门至1/3开度，分别使各保安装置动作，检查主汽门是否迅速关闭。

5）自动主汽门前蒸汽参数达到冲转条件，选择“手动”方式起动机组。选择“目标转速”界面，手动输入“500r.p.m”目标转速，再按“确认”键。调速汽门应开启,机组冲转，按设定的升速率升至500r.p.m。

选择“自动”方式启动机组。手按电调节器505操作面板上的“运行/RUN”键，调速汽门应开启，机组冲转且按编好的运行程序自动升速、暖机至2800r.p.m。

6）转子冲动后，立即检查盘车自动脱扣后停盘车电机；转速500r.p.m，系统检查，通流部分、轴封、主油泵等处有否不正常响声。

7）系统检查一切正常后，转速将维持在低速暖机点，暖机20－30分钟，注意各轴承的温升及各部位的膨胀、振动情况。

8）暖机过程中，凝汽器真空维持在0.07-0.09MPa。

9）当轴承进口油温高于40－45℃时，将冷油器投入运行，冷油器出口温度保持在35－40℃。 10）汽轮机升速控制起动曲线 0～500r.p.m 500r.p.m 500～800r.p.m 800r.p.m 800～1200r.p.m 100r.p.m/min 1200r.p.m 30min 30min 200r.p.m/m 60min 200r.p.m/m 3000r.p.m 1200～2800r.p.m 2800～3000r.p.m 600r.p.m/m 11）低速暖机后，肯定汽轮机一切正常，可由电调继续自动暖机过程，转速将升到高速暖机点，保持40－60分钟，再次检查： （1）油温、油压、油箱油位。 （2）各轴承温度及回油情况。

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（3）高压电动油泵的工作情况。 （4）汽轮机各部位的膨胀情况。

（5）汽缸上、下半的温差，不应超过50℃。 （6）机组振动情况。

12）一切正常后，电调继续自动暖机过程，即可迅速而平稳地越过临界转速，当转速达到2800r.p.m时，电调自动接管控制转速

13）升速过程中应注意：

(1）凝汽器真空逐渐提高，应防止升速过快。调节主蒸汽管路、汽缸本体疏水阀门，无疏水排出后，关闭疏水阀门。

(2）当机组出现不正常的响声或振动时，应降低转速检查、或停机。 (3）当油系统出现不正常的现象时，（油温过高或油压过低等），应停止升速，查明原因。 (4）当汽轮机膨胀出现显著变化时，应停止升速，进行检查。

(5）当主油泵出口油压升高到规定值后，手动关闭高压电动油泵。 (6）严格控制金属温升速度及汽缸金属温差。 (7）排汽缸温度过高要及时投入汽缸冷却水。

(8） 升速至调速系统动作后，应注意油动机不应有跳动现象，全开电动主汽门，按ADJ

键增加转速至3000r.p.m，或直接手动输入目标转速“3000r.p.m”。

14）空负荷运行正常后，检查及调整： (1）主油泵进、出口油压。 (2）脉冲油压。

(3）轴承油温、瓦温及润滑油压。 (4）电调装置是否输出正确。

(5）使各保安装置分别动作，检查主汽门、调节汽阀是否迅速关闭。 15）注意事项：

汽轮机启动、大修后、停机一个月后，应进行危急遮断器动作试验，试验步骤如下： (1）先进行电超速试验，投入“超速试验许可”，将转速提升至3270r.p.m，此时，电调超速保护应动作；在进行机械超速试验，将转速提升至3300-3360 r.p.m，此时危急遮断器应动作，否则立即手击危急遮断油门，停机调整危急遮断器动作转速。（TSI在3360r/min自动停机）。 (2）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。

(3）汽轮机第一次起动或大修后，危急遮断器动作试验应进行三次，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。

(4）试验之前，应先手打闸检查主汽门、调节汽阀的关闭情况。

(5）冷态起动的机组，应在额定转速下暖机1－2小时，等到机组有充分的膨胀后进行试验。 (6）已经运行了2000小时以上的机组，也应进行甩负荷危急遮断器动作试验。 16）对机组进行全面检查，一切正常后将发电机并入电网。 4.6并列带负荷

4.6.1并网带初负荷

进入同期方式，当机组同期调节均满足时，手动同期装置发出合闸指令使发电机合闸开关闭合，立即增加给定值，使发电机带上初负荷避免出现逆功率。 4.6.2调整负荷

在机组并网后，进入负荷反馈界面。在负荷反馈界面投入时，目标值以转速形式表示（3000 ~3150r.p.m）,每1r.p.m增减功率为60KW，反馈值以“MW”表示。

手动按“ADJ”键“+、-”转速，给定转速值，负荷向目标值逼近，发电机负荷随之逐渐增减。应注意的是505系统负荷增减反应较为迟缓，负荷增减应缓慢操作。

升负荷过程，通常是汽轮机暖机过程，结合机组热膨胀情况确定负荷大小，以减少热应力。 4.6.3负荷调整注意事项

1)除特殊需要外，汽轮机不应长时间空负荷运行。发电机并列后，即带上10%的额定电负荷。空负荷运行时，后汽缸温度不应超过100－120℃，带负荷后不应超过80℃。

2)以150Kw/min负荷提升速度增加负荷，负荷增加应均匀，负荷增加到50%的额定负荷时，

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停留20－30分钟，对机组进行全面检查，然后继续增加负荷。

3)加负荷控制曲线按使用说明书进行。

4)加负荷时，注意相关系统及设备的调整和切换。根据负荷增加程度， 关闭再循环门，保持凝汽器热井的正常水位。待凝结水水质合格后，开启凝水至除氧器隔离门，关闭凝水直放门。

5)若有温差测点，在加负荷过程中，应注意控制汽缸金属温升速度、相对膨胀、温差等。控制指标同升速要求。

6)注意检查机组振动情况。当振动增大时，应停止增加负荷，在该负荷运行30分钟，若振动没有消除，应降低10－15%的负荷继续运行30分钟，若振动仍不能消除，应查明原因。 4.7热态起动的规定及注意事项：

1）热态启动的划分，可以高压调节级后汽缸内壁金属温度150度为界，高于150度为热态，低于150度为冷态。热态启动有根据停机时间或高压调节级后 汽缸内壁金属温度高低分为热态和半热态。停机时间在24小时以内或高压调节级后汽缸内壁金属温度在200℃以上,机组重新启动定为热态启动；停机48小时以内或高压调节级后汽缸内壁金属温度在150度以上，机组重新启动定为半热态启动；其它情况下都为冷态起动。

2）热态起动应遵守以下各点：

（1）进入汽轮机的蒸汽温度应高于汽缸壁温度50度以上； （2） 冲转前4小时转子应处于连续盘车状态；

（3） 在连续盘车情况下，拉真空前，应先向轴封送汽； （4） 冷油器出油温度在30℃以上；

（5） 热态启动总时间规定为30分钟，但如停机时时间少于6小时，则可缩短起动时间。 （6）上、下缸金属温差小于50度。 3）热态启动的注意事项：

（1） 在投入盘车及低速暖机时，应特别注意测听汽缸内部有无异声，如有碰撞则不得开机，同时严格监视机组的振动、膨胀、轴向位移情况。

(2) 在暖机和升速过程中如振动比以往增加，则降速或延长暖机时间30分钟左右。

(3) 接带负荷的速度要根据具体情况，尽快地将负荷带到与当前汽缸壁温相应的负荷，避免冷缸。

(4) 其它操作顺序及方法同冷态。

5汽轮机的正常维护与检查

5.1每小时巡检一次，倾听汽轮机内部声音，检查机组各轴承振动，各就地表计指示是否正确，油流正常，油窗无水珠。每小时抄表一次，并根据运行日报分析有无异常情况 5.2 注意检查各运行泵的电流、压力、轴承、电机温度及振动。 5.3负荷变化时，应调整轴封压力和凝汽器水位。 5.4对油系统要定期检查，并做到：

1）保持管道的清洁、畅通、无漏油。 2）冷油器应定期冲洗。

3）检查保持油位正常，按时放出油箱底部的积水和油垢，补充新油，定期检查滤网无堵塞现象。

4）各滤油器前后压差超过规定值时应切换，清洗滤网。

5）定期检查汽轮机油的质量，定期开启滤油机循环处理油箱汽轮机油。

6）注意检查排烟风机应连续正常运行

5.5各轴承、杠杆活节及前轴承座与前座架间滑动面定期加注润滑油、脂。调节阀杠杆上的球形头拉杆及支架转轴处应用耐高温油脂，叉形接头处使用二硫化钼油剂。 5.6按规定进行设备定期切换和各种试验。 5.7定期冲洗滤水器滤网。

5.8汽轮油泵、电动油泵及自启动装置定期进行试验。 5.9保安系统定期进行试验。

5.10每天定期将主汽门、电动隔离阀等重要阀门的阀杆上、下移动一、二次，防止阀杆卡死。此操作应在低负荷时进行。

5.11若汽轮机经常带固定负荷，应定期以短时间内变动负荷的方法检查调节汽门的开关情况。

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5.12定期进行真空系统严密性试验和凝汽器水侧清洗 5.12在下列情况下应特别注意监视汽轮机运行情况：

a 负荷急剧变化。

b 蒸汽参数或真空急剧变化。 c 汽轮机内部出现不正常声音。 d 油箱油位不明情况急剧降低。 5.14 机组正常运行时的控制数据:

主蒸汽压力： 1.08 ±0.2 MPa (绝对) 主蒸汽温度： 300-400℃

冷却水温： 正常 25℃；最高33℃ 排汽压力： 0.008 Mpa

额定转速下振动值： ≤ 0.03mm(全振幅) 临界转速下振动值： ≤ 0.15mm (全振幅) 油路系统：

调节油压： （在工作台上测点）≧0.85Mpa 润滑油压： 0.08-0.12MPa 周波： 50±0.5 Hz 排汽温度带负荷不高于： 60℃ 空负荷不高于： 100℃ 凝汽器热水井水位： 1/2～3/4 凝结水过冷度： 1～2℃ 冷油器出口油温： 35～40℃ 轴承回油温度： ＜65℃ 轴承合金温度： ＜85℃

轴向位移： ≥-0.4 mm ≤0.4 mm 发电机进口风温： 20～40℃

6汽轮机的正常停机

1）值长应在停机1小时前通知汽机司机与各值班员做好停机准备。 2）试验高压油泵、低压交流油泵、、盘车马达空载正常。

3）以100kW/min的速度逐渐减电负荷，降负荷时，随时注意机组的膨胀及振动情况。注意检查调节汽阀有否卡涩。如调节汽阀卡住而且不能在运行中消除时，应逐渐关闭主汽门或电动隔离阀，减负荷停机。

4）密切观察凝汽器热水井水位，注意调整主凝结水再循环管道上的阀门开度，用新蒸汽调整均压箱压力。开启主蒸汽管道，汽机本体疏水，开启疏水膨胀箱上所有疏水。

5）减负荷。

6）负荷减到零，检查发电机有功表指示到“0”MW，并注意调速系统能否维持额定转速(如不能维持，转速上升快时，立即按停机按钮停机)，手拍危急遮断器，将主汽门操纵座手轮关到底，检查主汽门调速气门是否关闭严密。调整均压箱压力；记录惰走时间（每次停机必须记录）。

7）停机降速过程中，应注意高压电动油泵（或汽轮油泵）是否自动投入运行，否则应手动起动油泵，维持润滑油压不低于0.055MPa。

8）解除射水泵联锁，停用射水泵。

9）当转速降到2500r/min时，适当开启真空破坏门，较快通过临界转速（要求转速到零，真空到零）；

10）关闭电动主气门，开启门后疏水

11）转速到0，真空到0，停用轴封供汽。开启疏水箱底部疏水门，解除凝泵连锁，停下凝结水泵。

12）转子完全静止后，立即投入盘车装置。盘车期间可切换为齿轮润滑油泵运行，润滑油泵出口油经过冷油器的则调整冷油器出口油温为35－40℃。汽缸金属温度（复速级后）降为250度后，改为定期盘车；直至汽轮机完全冷却（汽缸金属温度低于150℃）。停机后连续盘车6小时后，当蒸汽室内温度≤100℃后，可改为每隔1小时盘数分钟，注意盘车前后转子应翻转180。；当温

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度降至60℃时，改为每2小时盘转一次，停机3天内每天盘转一次，以后每月1次。

13） 连续盘车结束后，可停用排烟风机；

14）转子静止1小时后，后汽缸温度又不超过50℃时，停用循环水泵。以后盘车时，改用备用水源向冷油器供水。

15）冷油器出口温度降至35℃以下时，关闭冷油器水侧阀门。

16）关闭汽水管道上的所有阀门，打开直接疏水门。关闭通向汽缸本体的疏水门，严防漏汽进汽缸内。

7汽轮机辅助设备运行规程

7.1凝汽器

1）、检查确认凝汽器循环水进口门、出口门、水侧放水门应关闭，水侧放空气门应开启。 2）、启动循环水泵。 3）、开启冷却水进口门，待水侧放空气管有水冒出后，即可关闭两侧放空气门，全开出口门。 4）、凝汽器正常运行维护：

a. 保持凝汽器在最有利真空下运行。 b. 凝汽器进、排水压力应正常。

c. 凝汽器进水温度一般应控制在25～33℃。 d. 凝汽器两侧排水温差应不大于2℃。 5）、凝汽器的停用：

a. 汽机转子静止后，后汽缸温度又不超过50℃时，停用凝汽器。 b. 冬季较长时间停用时，应打开汽侧、水侧放水门以防止冻坏设备。 7.2冷油器

1）、 冷油器安装或检修完毕投入运行：

a. 开启油侧放油门，放出积水和油渣后关闭。

b. 稍开进口油门向冷油器充油，此时出口油门应关闭，同时开启油侧排气旋塞放空气，待有油流出空气放尽后关闭旋塞。注意：充油过程中不应使油系统油压发生波动；充油一般应在低压电动油泵投入运行时进行。

c. 开启水侧出水门后，开启水侧排气旋塞和进水门，使水侧通水，排除空气后关闭排气旋塞。注意：若检查发现漏油则禁止投入。

d. 缓慢开大油侧出油门至全开，用进口水门调整出口油温至正常。注意：冷油器油侧压力应大于水侧压力。

2）、 冷油器运行维护：

a. 出口油温保持在 35～40℃

b. 两台同时运行时，出口油温差小于2℃。 3）、冷油器停运步骤：

a缓慢关小进口油门，调整进口水门保持和运行冷油器出口油温差不大于2℃，直至进口油门全关。

b关闭出口油门。 c关闭进口水门。 d关闭出口水门。 4）、若在运行中停一台冷油器备用，则只需关闭该冷油器进口油门后，关闭其进水门冷油。 7.3一般水泵的启停和运行维护： 7.3.1启动前的检查：

1）联系电气测电动机绝缘合格后送上电源。 2）盘动靠背轮应轻快灵活。

3）检查各轴承油位正常、油质合格。 4）稍开盘根及轴承冷却水。

5）检查各表计应齐全完整，开启表计考克。

6）水泵进口门开启，出口门关闭。给水泵再循环水门开启，凝结水泵空气门开启。 7.3.2启动操作步骤：

1）合上电源开关，检查下列各项：

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出口压力和电流正常;轴承润滑良好，油位正常，格兰不发热; 振动合格，水泵和电机无异音。

2）检查正常后，缓慢开启水泵出口门，同时注意压力和电流变化情况：

a 若启动电流过大，启动后电流表的指针不能返回到水泵空负荷运行的位置，则应停泵检查处理。

b 在投入操作开关时，若连续两次合闸不成功，则应停止启动，待查明原因后方可启动。 c 给水泵根据出口压力大小调节再循环水门的开度 7.3.3运行中的维护：

1）认真监盘，注意真空、压力、电流均应正常。

2）注意检查水泵和电动机的声音以及振动值不得超过以下规定： 转速 (r/min) 3000 1500 1000 振动值（mm） 0.06 0.08 0.10 3） 根据流量、压力、电流和工况需要，及时启动备用泵并列运行。 4） 注意轴承温度不得超过75℃。

5） 油位正常、油质合格，盘根不发热。

6） 电动机铁芯温度不超过105℃，温升不超过65℃。 7.3.4停泵：

1）关闭水泵出口门。 2) 断开操作开关。

3）若水泵需解体检修时，应关闭其进口门、出口门、密封水门、空气门，并断电，挂上警示牌。若水泵不能从运行系统中完全隔绝，影响机组正常运行时，应报告有关领导由其决定是否停机消缺。

7.4 切换操作

7.4.1运行中凝汽器半面解列操作，由副司机操作。

1) 联系值长，将机组负荷减至5MW以下。 2) 开大凝汽器运行侧循环水的进、出水门。 3) 关闭凝汽器解列侧至抽气器的空气门。 4) 关闭凝汽器解列侧循环水的进、出口门。

5) 注意凝汽器的真空及排汽温度正常，如真空迅速下降到87KPa以下，应立即停止解列，并恢复操作。

6) 开足凝汽器解列侧放水门及放空气门，放尽存水。

7) 检查解列侧进水压到零，打开水侧人孔门进行清洗工作。 7.4.2凝汽器半面恢复操作。

1) 联系司机、注意凝汽器真空的变化。 2)关闭凝汽器水侧放水门。

3) 开启循环水的进水门, 出水门为适当开度。

4)待水侧空气放尽后关闭水侧空气门，检查出水、真空是否正常。 5 )开足凝汽器汽侧至抽气器空气门。

6) 检查凝汽器真空恢复正常，联系值长，调整机组负荷。 7 )及时联系分析凝结水质，确认铜管无泄漏。 8 )同样方法清洗另一半面。

7.4.3 运行中冷油器的切换操作，由副司机或司机操作。

1）从放油门放油检查，肯定备用冷油器油侧无积水和油渣。

2）缓慢开启备用冷油器入口油门充油，同时开启油侧排气旋塞排出空气，空气完全排出后关闭排气旋塞。注意在充油过程中不应使油系统油压发生波动。

3）开启备用冷油器水侧排气旋塞和进水门（出口水门应先开启），使水侧通水，空气排出后，关闭排气旋塞。

4）慢慢开大油侧出油门和水侧进水门，注意不应引起润滑油压和油温的波动。 5）冷油器油侧压力应大于水侧压力，用进水门调节冷却水量。

6）缓慢关闭运行冷油器油侧和水侧阀门。关水侧阀门时，应先关进水门后关出口门。

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7.5胶球清洗装置：

7.5.1胶球清洗装置的投用：

⑴每日早班9：00投用胶球清洗装置，每次投球300只。 ⑵.确认胶球泵入口阀门、出口阀门关闭。

⑶.打开装球室，放入胶球，封闭好装球室，并关闭放空阀、放水阀。 ⑷.将分配阀切换至准备清洗侧（箭头指向侧）。 ⑸.将凝汽器准备清洗侧收球网置于“收球”位置。

⑹.打开凝汽器清洗侧胶球泵入口阀门，开启装球室放空门放净空气后关闭。 ⑺.将装球室收球网置于“运行”位置，打开装球室进口门。 ⑻.打开凝汽器清洗侧装球室出口阀门。 ⑼.启动胶球泵，确认电流正常。 7.5.2胶球清洗装置的停用：

每日14：00将装球室手柄打至“收球”位置。

每日19：00开始收球，关闭凝汽器清洗侧装球室出口阀门，关闭凝汽器清洗侧胶球泵入口阀门，关闭装球室进口阀门，停运胶球泵，开装球室放水阀、放空阀。

收球室存水放净后，打开装球室，取出胶球挤净、晾干，清点数量，并将收球的数量记录。 回收完成后应将装球室盖好，放水、放空阀在开启状态。

备注：新胶球在第一次投用前宜用温水浸泡半小时，使用完毕后应挤净、晾干存放，重复使用的胶球如发现直径明显偏小或损坏应更换淘汰。

8汽轮机组事故处理规程

8.1事故处理原则

（1） 本规程包括了汽轮机组可能发生的主要事故，并列出了现象，分析了原因，规定了处理方法及预防措施。本规程未提到的事故，应根据当时的具体情况作正确处理。

（2） 发生事故，运行人员应按下列原则进行处理。

1）根据仪表指示和事故象征，冷静、迅速、正确地分析判断故障性质和故障点。

2） 迅速解除对人身或设备的危险，必要时应立即停用发生故障的设备，按照先保人身、再保设备、保电网的原则。

3）迅速查清故障的性质、范围，并正确地采取有效措施消灭事故，防止事故的扩大，影响正常运行的设备。

(3) 应在值长统一指挥下处理事故。值班人员应主动及时向班长、值长汇报。

(4) 处理事故时要保持镇定，不可急躁、慌张。思考要周密，判断要正确，动作要迅速。 (5) 若事故发生在交接班时间，应停止进行交班，由交班人员负责处理，只有在接班值长同意方可交接，接班人可以协助进行事故处理。

(6) 值班人员如发现难以分析判断的现象时，应立即报告班长、值长，共同研究，查清原因，并采取相应措施。

(7) 接到上级命令后应问清并复诵一遍，命令执行后，应迅速向发令者汇报。如命令明显违反规程，有害事故处理，可拒绝执行，必要时向更上一级汇报。

(8) 发生事故时，运行专业的管理人员，应及时到现场在值长统一指挥下协助处理。

(9) 事故处理后，值班人员必须及时、真实地将事故发生的经过详细记录，向有关人员交待或汇报。 8.2故障停机

8.2.1在下列情况下必须故障停机

1）主蒸汽压力超出允许上限时，应节流降压，节流无效时应作为故障停机。 2）主蒸汽压力低于允许变化的下限0.2MPa时，应降低负荷。

3）主蒸汽温度超出允许变化的上限400℃，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。

4）主蒸汽温度低于允许变化下限5℃时，应降低负荷。

5）正常运行时，两根主蒸汽管道的汽温差不得超过17℃，短期不得超过40℃。 8.2.2停机操作

a. 迅速降负荷为零，解列发电机。

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b.手击危急遮断油门紧急停机，确认自动主汽门、调速汽阀、迅速关闭，必要时关闭电动主汽门。通知厂调、总降紧急停机。

c. 随时注意润滑油油温、油压、真空度及电动油泵启动情况。完成停机的其他操作。 d.若全厂停电或电动盘车故障，应记住初始位置，每隔15分钟手动盘车转子180°。 8.3紧急停机

8.3.1在下列情况下应立即破坏真空紧急停机：

机组突然发生强烈振动或清楚地听到内部有金属声音。 机组有不正常响声或燃焦味，轴端汽封冒火花。 转速转速上升到3360 r/min而危急遮断器不动作。 机组任何一个轴承断油或冒烟。

转子轴向位移超过0.7mm ，而轴向位移遮断器或位移监视装置不动作。 任一轴承回油温度超过75℃而未自动停机。

油系统着火且不能很快扑灭时，严重威胁机组安全运行。 油箱油位突然下降到最低油位以下，漏油原因不明。 润滑油压下降到0.03MPa（表）。 汽轮机发生水冲击。

主蒸汽管或给水管道破裂，危机机组安全时。 厂用电中断 8.3.2紧急停机操作

拍危急保安器，检查自动主汽门，调速汽门关闭，向电气发出“注意”“机器危险”信号，接到“已解列”信号后检查转速是否下降。

观察辅助油泵是否自启动，维持润滑油压，停射水抽气器破坏真空，真空降到零关闭轴封送汽门。

完成规程规定的其他停机操作步骤 8.4凝汽器真空下降

8.4.1确认凝汽器真空下降，应迅速检查：

1） 循环水系统

2）抽气器工作情况及真空系统严密性 3）凝结水系统 4） 轴封供汽系统 8.4.2循环水失常

a 循环水中断：运行泵跳闸，电流指示到零，真空迅速下降，排汽温度急剧上升。 处理：若备用泵未联动，应迅速手动投入运行。

b .循环水不足：真空逐渐降落，排汽温度缓慢升高，循环水进出口温差增大。

处理：增加循环水量；及时排尽管道内所存的空气；检查进水口滤网是否堵塞。 冷油器、空冷器改为备用水源冷却。当真空继续下降而无法恢复时，按真空降低规定减负荷直至停机。 8.4.3凝汽器水位升高时：

a 检查凝结水再循环门及软化水补水门是否关闭严密。 b 若凝结水泵故障，迅速启动备用泵。

c若凝汽器铜管破裂，应向司机、值长汇报后，停机处理。 8.4.4真空系统不严密：

a 排汽安全阀损坏，故障停机。

b 真空系统的法兰、阀门盘根、密封水门不严密设法消除。 c 凝汽器汽侧放水门、真空破坏门不严密设法消除。 d 及时开启轴封主蒸汽门，保证汽封供汽。 8.4.5抽汽器工作失常：

a 检查射水泵及射水器工作状态，迅速启动备用设备。 b 检查抽汽系统阀门启闭状态。 8.4.6凝汽器真空降低规定：

1）负荷在40%额定负荷以上时，真空不低于0.0867MPa(650mmHg)。

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2）机组负荷在20－40%额定负荷时，真空不低于0.0800MPa(600mmHg)。 3）机组负荷在20%额定负荷以下时，真空不低于0.0720MPa(540mmHg)。 8.5油系统工作失常 8.5.1油压下降：

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

c. 检查注油器是否工作正常，无法消除缺陷时应故障停机。 d. 压力油管和回油管漏油或破裂，无法消除时应故障停机。 8.5.2油位下降：

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

d. 若油位下降，经处理无效时，应故障停机。 8.5.3辅助油泵工作失常：

a. 机组在启动过程中，电动辅助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。

b. 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，待辅助油泵正常后才能停机。 8.6汽轮机轴向位移增大

8.6.1发现轴向位移增大时应立即检查：

a. 推力瓦块温度。 b. 振动和声音。

c. 轴向位移表计指示是否准确。 d.主蒸汽压力、温度、监视段压力。 e.机组负荷是否突变。

8.6.2轴向位移增大到0.4mm或推力瓦块温度达80℃时，应迅速减少机组负荷，使其恢复正常。 8.6.3 轴向位移达到0.7mm或伴有不正常的声音和振动，保护不动作，应破坏真空紧急故障停机。 8.7机组不正常的振动和异音

8.7.1机组振动增大或异音的原因：

a. 润滑油压、油温不正常。 b. 汽温过高或过低。

c. 汽缸单面受冷空气而膨胀不均匀。 d. 轴向位移增大。 e. 叶片断裂。

f. 汽轮机动静部分发生摩擦。 g. 中心不正或轴瓦间隙不合格。 h. 大轴弯曲。

i. 发电机内部损坏或转子线圈短路。

8.7.2 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。

8.7.3 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。 8.8水冲击

8.8.1水冲击的象征：

a.进汽温度急剧下降。

b. 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。 c. 主蒸汽管道内、汽轮机内有水击声和杂声。 d. 负荷突降，轴向位移增大，推力瓦温度升高。 e. 机组振动加大。

8.8.2确认汽轮机发生水冲击应：

a. 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。

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b. 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。 8.9周波变化

汽轮发电机应在50土0.5Hz周波下运行，超出此范围时：

a. 迅速通知电气，要求将周波恢复正常。

b.为防止自动主汽门关闭，周波降至～45Hz时应启动高压交流油泵。 C. 当周波下降引起负荷升高，应立即调整负荷至正常值。 d .检查机组振动、轴向位移、推力瓦温度。 8.10甩负荷

负荷到零，严重超速，危急遮断器动作。

a.检查速断阀、调速汽门、应关闭。

b.待转速降到2900 r/min时，打开速断阀，调整维持机组空转。 c.调整轴封进汽压力和凝汽器水位。

d.检查轴向位移、推力瓦温度、机组声音、排汽温度。E.

若负荷表到零位，电流表有指示，转速不变，系发电机未解列，危急遮断器误动作，则应迅速解列。

f.危急遮断器误动作，应作试验合格后方可重新带负荷。 8.11管道破裂

a.汽、水、油管破裂时，应注意先切断来源，不得使人身和设备损坏。主蒸汽管破裂时，应立即停机并做好防火准备。

b.不可能迅速隔离破裂部分的汽、水、油管道，应破坏真空紧急停机。 C.高压给水管道破裂，应立即切换，保证锅炉供水。 8.12厂用电中断

8.12.1厂用电中断现象：

a.各运行泵电流到零，电动机停止转动。 b.交流照明熄灭。

c.主蒸汽压力、温度下降，真空迅速降落。 8.12.2确认厂用电中断应：

a.手击危急遮断油门上，故障停机。 b.根据润滑油压，启动直流事故油泵。

c.若在停机过程中，厂用电恢复，可根据值长命令重新开机。 8.13失火

8.13.1汽机间设备失火：

a.迅速召唤消防队，报告有关领导。

b.首先切断有关电源，组织人员应用电厂内灭火器灭火。 c.危及设备的安全时，故障停机。

d.加强运行设备监视，若火势有蔓延趋势，应做好停机准备。

e.汽机油系统着火，应用干式灭火器、1211灭火器、石棉布等灭火，不得用水和沙子（地面油着火可用沙子）。当失火无法扑灭，威胁机组安全时，应破坏真空紧急停机并通知电气人员增加励磁以加速停机，禁止启动高压油泵。若火灾危及油箱时，可开启油箱事故放油门，但必须保证停机过程中润滑用油，机组完全静止时才可放尽。 8.13.2发电机着火：

a. 立即破坏真空，紧急停机。

b. 接好消防带，确认机组解列后，向发电机内喷水。

c. 机组转速降至500r/min时，关闭真空破坏门，恢复真空至0.0533MPa（400mmHg）。

d.维持发电机转速在300～500r/min运行，直至灭火工作结束，经值长同意方可将汽机停下。 e.若无法维持转速300r/min 时，可在静止后立即投入盘车连续运行。 8.14辅机故障

8.14.1下列情况下，紧急停止转动设备运行：

a.设备发生强烈振动。

b.设备内部听到有金属摩擦声。

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c.电动机着火或冒烟。

d.轴承冒烟或轴承温度超过75℃。

8.14.2下列情况下先启动备用泵，再停故障泵：

a.盘根发热或冒烟。

b.轴套处大量漏水经调整无效。

c.轴承温度达65℃，且有升高趋势。 d.电机外壳温度达70℃并继续上升。

8.14.3因电气方面原因引起停泵，若经电气人员检查无明显短路或损坏，又无备用泵的情况下可重合闸一次。

9循环水系统

9.1玻璃钢冷却水塔

玻璃钢冷却塔型号：

本冷却塔为冷却循环水而设置的，为中温组合型逆流式玻璃钢冷却塔 设计条件：进水温度：43℃ 出水温度：33℃ 处理能力： t/h

主要包括：冷却风机、出风口、收水器、集水器、面板、进水管、布水器、填料、进风窗及水池。

热水从塔顶由进水管经布水器形成水滴散布填料上，空气从下部进入在冷却风机抽吸的作用下，充分进行逆流传热，达到热水冷却的效果。

冷却塔风机型号：

本风机专为冷却塔设计的轴流风机，不仅能为冷却塔提供所需的适宜风量和风压，而且有很高的效率，能在冷却塔的湿环境中长期正常运行。 主要包括：电动机、联轴器、齿轮箱、叶轮和油标。 9.2循环水系统的操作

9.2.1开车前的准备和检查

a.检查管道、填料、收水器表面、水池内无杂物，检查吸水池和集水池的水位，水位过低时应通知水源地补水到正常水位。

b.检查各紧固连接件是否松动，油路、循泵冷却水是否畅通，冷却塔风机油位是否在规定位置，试运合格。

c.检查循环水泵电机、冷却塔风机电源是否接通。

d.检查备用泵出口阀是否关闭，顺时针转动关严手轮。 e.检查循环回水管线阀门、上塔阀门是否常开。

f.手动盘风机、泵联轴器2-3转，检查有无卡涩现象，以上各项检查正常后方可投运循环水系统。

9.2.2循环水泵运行 1)设备规范： 水泵 型号： 流量： 扬程： 转速： 效率： Y355-6p-185 22m 980r/min 电机 型号： 功率： 电压： 电流： 转速： YZ355M2-6 185kw 380V 346A 990 r/min 轴功率： 2 )循泵起动前的检查：

绝缘等级： F - 40 -

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