130循环流化床锅炉规程修改版文档.doc

热电厂动力装置集控操作规程编制：审核：会审：批准：年月日第一章 工艺技术规程 1.1 装置概况 1.1.1 装置简介 煤化工热电厂动力装置投入运行的设备为四川锅炉厂生产的3130t/h高温高压循环流化床锅炉，位号分别是F30001A/B/C。225MW高压抽汽凝汽式汽轮机Z30002A/B和230MW发电机Z30003A/B。锅炉出口蒸汽参数9.81MPa，540，给水温度200，燃料为永城当地无烟煤。汽轮机Z30002A/B为单级抽汽凝汽式机组，额定抽汽量80t/h，最大100t/h，抽汽参数0.785MPa，266，排汽压力5kPa。锅炉为四川锅炉厂产品；汽轮机为青岛捷能电站工程有限公司产品；发电机为山东齐鲁电机制造有限公司济南发电设备厂产品。热电站动力装置负责向全煤化工按以热定电方式供热和供电.全厂蒸汽管网分高压、中压、1.4MPa、低压四个压力等级，高压9.81MPa，540；中压5.0MPa、400；1.4MPa，200；低压0.6MPa，180。各管网之间采用减温减压器相互连接。 热电站配有两台300t/h高压旋膜式高效热力除氧器U30012A/B，除氧汽用蒸汽正常运行是来自汽轮机抽汽，汽轮机停车时由低压蒸汽管网供汽。配四台锅炉电动给水泵P30015向锅炉供水（带液力耦合器），正常运行三开一备。汽轮机冷凝液全部返回脱盐水装置，除氧器补充水全部来自脱盐水，正常生产时来自脱盐水装置的脱盐水经甲醇装置合成吸收余热后，被加热到100左右进入除氧器，除氧后的除盐水经锅炉给水泵P30015A/B/C/D加压后送甲醇装置变换工序加热至200左右，通过给水操作台送入锅炉。锅炉给水也可通过旁路不经过变换装置直接向锅炉供水。热电站另设计有气化给水泵P30017A/B和甲醇给水泵P30018A/B，分别向煤气化装置（8.0MPa）和合成装置（6.0MPa）供应给水，均为一开一备。 第 二空压站设置5台空压机K49001，采用螺杆式结构，单台排气量40Nm3/min，排气压力0.75MPa（g）。负责为热电站气力输灰系统、布袋除尘器S30001A/B/C脉冲清灰系统、锅炉吹灰器和煤气化气力输送石灰石系统提供压缩空气。 1.1.2 工艺原理 除盐水经过除氧,被锅炉给水泵加压后送入锅炉,在锅炉中被加热产生合格的过热蒸汽,过热蒸汽冲动汽轮发电机组和其他透平机组变成乏汽,乏汽经过换热冷凝后被送回除盐水站,经过处理后重新送入除氧器进行除氧,重复循环利用.1.1.3 工艺流程说明来自除盐水站的合格除盐水经除盐水泵加压,经过合成加热后送入除氧器中除氧,然后经过锅炉给水泵和工艺给水泵加压分别送入热电厂的锅炉、气化炉和甲醇合成废锅中产生不同压力等级的过热蒸汽. 正常生产时锅炉生产的蒸汽经高压蒸汽母管分别向热电站汽轮发电机组和空分装置空压机透平、甲醇装置氨压缩机透平供汽；汽轮发电机组抽出的低压蒸汽经减温器U30011向低压蒸汽管网供汽，送生产装置低压蒸汽用户。低压蒸汽也可通过减温减压器U30009由高温高压蒸汽直接供汽或通过减温减压器U30010由中压蒸汽管网供汽。中压蒸汽管网还通过减温减压器供应 1.4MPa饱和蒸汽直接供应空分装置。正常生产时中压蒸汽管网的蒸汽由气化装置和加热炉提供，原始开车和中压蒸汽系统蒸汽不足时也可通过减温减压器U30008供应。1.1.4 工艺原则流程图 1.2 工艺指标 1.2.1锅炉序号项目单位数值备注1额定蒸发量t/h1302蒸汽额定压力MPa9.813汽包工作压力MPa10.84额定蒸汽温度5405给水温度2006给水压力MPa14范围值7饱和温度3178一次风预热温度1759二次风预热温度23010排烟温度14011排污率%112设计燃料发热量KJ/kg19610Qdwy13设计燃料消耗量kg/h20800无烟煤14热效率%87.217冷空气温度2018脱硫效率%8019石灰石消耗量kg/h72020一次冷风量Nm3/h82000额定负荷21二次冷风量Nm3/h53850额定负荷22炉本体排烟量m3/h222670烟温14023锅炉灰量kg/h3698额定负荷24锅炉渣量kg/h2465额定负荷25锅炉出口灰浓度g/m3烟气16.6烟温14026燃料的颗粒度mm0827石灰石颗粒度mm02锅炉热平衡项 目符号单 位设计数值排烟热损失q2%6.36化学不完全燃烧热损失q3%0.1机械不完全燃烧热损失q4%5.32散热损失q5%0.54灰渣物理热损失q6%0.48锅炉效率%87.2锅炉运行控制参数项目单位正常值报警值联锁值上限下限给水流量t/h131.3主蒸汽流量t/h13091上级省煤器出口水温270集汽集箱蒸汽压力MPa9.8110.019.71集汽集箱出口温度540545530一级喷水流量t/h1.6低过入口汽温317一级减温进口汽温370一级减温出口汽温364366二级喷水流量t/h2.8二级减温进口汽温425热力计算主要数据汇总表名称介质温度（）烟气温度（）平均流速（m/s）入口出口入口出口烟气介质炉膛3173179125.09屏式过热器36442591219.99旋风分离器317317912867高温过热器4085408676309.7717.77低温过热器3173706304597.9014.00高温省煤器2292704593787.550.78低温省煤器2002293782937.410.62高温空气预热器2023029322012.25.66低温空气预热器2017522014010.15.161.2.2汽轮机运行控制参数项目单位正常值报警值联锁值上限下限主汽门前蒸汽压力MPa（a）8.839.328.34调节级后压力MPa（a）3.919（额定）调节抽汽压力MPa（a）0.7851.080.53排气室压力MPa（a）0.00780.0120.042均压箱压力MPa（a）0.11均压箱调节压力范围MPa（a）0.1030.13轴封加热器汽侧压力MPa（a）0.0950.097射抽器混合室压力MPa（a）0.0045射水抽汽器进水压力MPa（a）0.350.30.3润滑油压MPa（g）0.080.12润滑油压降低保护报警MPa（g）0.055低压油泵投入MPa（g）0.04停机MPa（g）0.030.03盘车不可投入MPa（g）0.0150.015调节主油压MPa（g）2.01.8电调主油压MPa（g）2.0保安油压MPa（g）2.01.0顶轴泵滤油器前压力MPa（g）0.1顶轴泵滤油器后压力MPa（g）0.1盘车顶轴泵油压联锁MPa（g）1212.0盘车润滑油压联锁MPa（g）0.020.02主油泵进口油压MPa（g）0.1主油泵出口油压MPa（g）2.01.81.7高压油泵自关闭油压MPa（g）1.9高压油泵自开启油压MPa（g）1.7汽机前轴承回油温度606570汽机后轴承回油温度606570推力轴承回油温度606570发电机前轴承回油温606570发电机后轴承回油温606570汽机前轴承轴瓦温度8085100汽机后轴承轴瓦温度8085100推力瓦块温度8085100发电机前轴承轴瓦温8085100发电机后轴承轴瓦温8085100冷油器进油温度4555冷油器出油温度35455025抽汽安全阀动作压力MPa（a）1.08主汽门控制油压MPa（g）1.2路脉冲油压MPa（g）1.0路脉冲油压MPa（g）1.0主汽门前温度MPa（g）535545520调节抽汽温度266（额定）排汽室温度607080空负荷时120凝汽器进汽温度30.3（额定）均压箱温度300抽空气室温度30凝汽器出口凝结水温30冷油器出水温度3545射水抽汽器进水温度2028凝汽器热井水位mm650800500800主油箱油位mm300150450汽轮机转子轴向位移mm1.0+1.0-1.01.5汽轮机前轴承座振动mm0.030.050.07汽轮机后轴承座振动mm0.030.050.07发电机前轴承座振动mm0.030.050.07发电机后轴承座振动mm0.030.050.07胀差mm1.5325/3绝对膨胀mm14高压油动机行程mm111.07低压油动机行程mm157.5汽轮机转速r/min300032703270锅炉给水母管压力MPa1415.413.513.4凝结水母管压力MPa10.90.9疏水箱液位%10000除氧器液位mm9007001100-900/1400发电机主要参数额定功率（kw）3000转子电流(A)2372额定电压（V）6300/10500发电机轴承耗油量110l/min额定电流（A）3431/2062极对数1功率因数0.8转向（从励端看）逆时针额定转速（rpm）3000转子重量16t临界转数（rpm）1370/4020定子重量42t飞轮力矩GD23.92kN.m2轴承重量1.7t转子静止挠度0.586mm最大运输重量（定子和端盖）44.42t突然短路力矩倍数9.5/10冷却空气量20m3/s励磁机重量1.3t频率50Hz底板重量3.6t1.2.3 原料指标 1.2.1.1 设计燃料永城无烟煤元素分析%CyHyOyNySyAyWyVr53.512.432.50.720.3632.577.77.28QydwKJ/kg19610灰熔点变形温度T1软化温度T2熔化温度T3139014201440燃料颗粒10mm8mm1.5mm1mm所占比例最大颗粒度995030柴油粘度m2/s0.27710-4（4E）压力MPa2.5硫回收废气气体成分%H2OSO2N2CO2COH2ArH2S19.40.336.142.70.60.20.50.1温度120压力MPa0.123总流量Nm3/h1696精馏不凝气气体成分%H2OCH30H3N2CO2COH2ArCH3OH7.70.86.482.30.40.50.71.2温度40压力MPa0.11总流量Nm3/h363驰放气指标1.2.1.2 锅炉给水指标锅炉给水PH9-9.4锅炉给水溶解氧7ug/l锅炉给水联氨10-50mg/l1.2.2 半成品、成品指标 名称指标单位最小值最大值外供高压蒸汽压力8.99.2MPa8.89.3外供高压蒸汽温度530-550525550外供中压蒸汽压力4.8-5.0MPa4.85.0外供中压蒸汽温度470-480470480外供低压蒸气压力0.630.74MPa0.480.74外供低压蒸汽温度180-200180200锅炉炉水PH9-10.5910.5锅炉炉水电导率150mg/l150锅炉炉水SiO22mg/l2锅炉炉水磷酸盐2-10mg/l210锅炉过热蒸汽钠离子10ug/Kg10过热蒸汽SiO220ug/Kg20锅炉给水PH9-9.499.4锅炉给水溶解氧7ug/l7锅炉给水联氨10-50mg/l10501.2.3 公用工程指标 1.2.3.1 循环冷却水进水压力：0.4 MPa (G)回水压力：0.25 MPa (G)进水温度：32回水温度：42污垢系数：3.44x10-4m2K/WPH值：71.2.3.2 仪表空气压力：0.5 0.8 MPa (G)温度：环境温度气质：含尘量小于3 m露点：在操作条件下，低于环境101.2.3.3 电源1.2.3.3.1 供电特性电压：6000V（中性点不接地）380/220V（中性点接地）电压波动：6000V7 %，380/220V5 %频率：50Hz1 %1.2.3.3.2电压等级电机额定功率： 200 kW 200kW电压等级：380 V6000V相数：33绝缘等级：FF1.2.4 主要操作条件 3.3.6汽轮机启动条件3.3.6.1 场地平整，消防、交通及人行通道畅通，照明、消防、通讯以及给排水系统正常，现场应有明显标志和分界，危险区应有围栏和警告标志。3.3.6.2 仔细检查汽轮机Z30002、发电机Z30003及各附属设备，确认系统中检修（或安装）的设备、管道、阀门已经全部结束并验收合格，工作票已销票；运行区的梯子、步道、栏杆、护板已安装完毕，投入使用，施工脚手架应全部拆除，现场清扫干净，保证运行安全操作。3.3.6.3 热工测量、控制和保护系统调试合格，各仪表二次阀门已开启。3.3.6.4 总调、锅炉、汽轮机、电气等各装置运行人员联系通畅；按照要求增设的临时岗位，也要有可靠的联络设施。3.3.6.5 各岗位应备有汽轮机运行规程、安全规程、工作标准、管理标准；各岗位系统图、流程图；交接班日记、运行日报表、设备试验记录本、设备缺陷记录本、工作票登记本、操作票等资料和记录。3.3.6.6 各岗位应准备油壶、听音棒、搬钩子、手电筒、钳子、活口扳手等必须使用的工具。3.3.6.7 组织机构、人员配备和技术文件准备：3.3.6.7.1 配备各岗位的运行人员及试验人员要遵守各自的岗位责任制。3.3.6.7.2 机组试运时，安装单位要配备足够的维护检修人员，并有明确的岗位责任制，维护检修人员要了解所在岗位的设备（系统）性能，并能在统一指挥下胜任检修工作，不发生设备、人身事故或中断试运工作；安装单位要备齐参加试运设备的安装验收签证和分部试运记录。3.3.6.7.3 如有必要，可在运行现场应张挂符合实际的热力系统图和汽轮机汽水油系统图，并有机组试运、升温、升压的相关记录。3.3.6.7.4 各岗位运行人员能胜任本岗位的运行操作和故障处理，在担任独立工作前或调任其它工作时，应进行与该职务有关的学习，并通过电业安全工作规程（有关部分）和与本专业有的各项规程的考试合格，在有经验的运行人员指导下，在工作岗位适当实习后方可独立工作（新入厂的运行操作人员培训期应不少于一年，有经验的人员不少于六个月）。3.3.6.7.5 机组的启动、停止和运行方式的正常改变须在班长的领导下，按总调命令由专责人员按本规程进行操作。3.3.6.7.6 机组大、小修后的启动需在分厂主持下，经总调同意由班长带领进行操作。3.3.6.7.7 运行人员应按照运行规程的规定和上级运行人员的要求，使设备在安全和经济的工况下运行。3.3.6.7.8 运行人员应按照有关规程的规定定期检查设备运行情况，保持设备和工作地点的整洁。3.3.6.7.9 发生事故时，运行人员应按照有关规程的规定正确而迅速地进行处理；3.3.6.7.10 运行人员应按照交接班制度的有关规定进行交接，在未办完手续前，不得撤离职守，在处理事故或进行重大操作时，不得进行交接班。3.3.6.8下列重大操作需经龙宇煤化工总工程师批准，在分厂主持下进行操作：3.3.6.8.1 机组大、小修后的启动。3.3.6.8.2 机组大修后各种试验。3.3.6.8.3 设备经过重大改进后或有关新技术的第一次试用。3.3.6.8.4 设备带病检修或带压堵漏工作。3.3.6.9 工业水、消防水及生活用水系统投入正常使用并备有足够的消防器材和清扫工具；排水沟通畅，沟道及孔洞盖板齐全。第二章 操作指南 2.1锅炉的运行、控制与调整2.1.1锅炉运行调整的基本要求2.1.1 每小时全面检查，记录运行日志，并做好运行、设备缺陷记录2.1.2 对重要设备和系统要定期重点检查。保证设备安全经济运行。2.1.3合理调整运行方式，控制好各种工艺指标确保锅炉安全经济运行。2.1.4发现设备缺陷及时通知有关人员处理，如不能清除应做记录，并报班长。2.1.5均衡进水保持正常水位；保证蒸汽品质合格；2.1.2.水位调整2.1.2.1水位维持50mm（不含+50mm和-50mm）范围内，并应有应有轻微波动。2.1.2.2锅炉运行稳定，给水流量超过65t/h且负荷稳定时，可投入水位自动调节。2.1.2.3正常运行中，主给水管路投入运行，给水旁路备用；给水流量低于40t/h（30%额定负荷）时，用大旁路上水，高于40t/h时，用主给水上水。2.1.2.4在排污时，锅炉负荷不稳定时应加强水位监视。2.1.2.5正常情况每班应冲校水位记一次。2.1.3 汽温、汽压的监视和调整2.1.3.1 控制要求：正常情况下，允许蒸汽温度在规定值540+5-10，蒸汽压力在规定值9.81+0.2-0.1MPa范围内变化。锅炉F30001采用定压运行，必须维持汽温、汽压的稳定。2.1.3.2 遇到下列情况应加强对汽温、汽压的监视：2.1.3.2.1负荷波动较大或增减负荷。2.1.3.2.2燃烧不稳定，床温变化较大。2.1.3.2.3返料器工作不正常。2.1.3.2.4排渣或处理料床结焦。2.1.3.3 采取下列措施，保持汽温、汽压稳定2.1.3.3.1多台锅炉并列运行时，由一台锅炉负责调压，其它锅炉原则上不参与调整；加减负荷时，班长要合理分配负荷。2.1.3.3.2锅炉燃烧外界负荷稳定，热负荷等调整要投入自动；2.1.3.3.3经常观察温度变化规律进行调整，调节应缓慢、平稳，严禁大开、大关；调节减温水调节阀开度时，应观察减温水流量是否随之变化以确定减温水调节阀是否动作；如减温水调节阀全关蒸汽温度仍低于520时，应关闭减温水气动调节阀，及时与汽轮机Z30002对照汽温、汽压，掌握变化规律；根据给煤量、风量、负荷对汽温的变化趋势及时进行预调节；左右主汽温度偏差不大于20。2.1.3.3.4主汽压力升高时，可根据负荷情况要求中控室汽轮机主操加负荷，否则，应降低锅炉负荷；主汽压力低时，锅炉应增加负荷或根据情况要求汽轮机Z30002减负荷。2.1.3.3.5当汽温变化时，相应调整减温水量，并根据减温器的调整特点（一级减温器为粗调，二级减温器为细调），必要时关闭减温水电动总阀HS30104及其前后手动阀；调整减温水已无法使汽温在500以上时，可增加风量和给煤量。2.1.3.4 当减温水调至最大，汽温仍上升时，应采取下列措施：2.1.3.4.1适当降低锅炉负荷。2.1.3.4.2在允许的范围内，降低炉过剩空气量，必要时开大下排二次风，关小上排二次风，此时应注意烟气含氧量对布袋除尘器S30001的影响。2.1.3.4.3查找原因，尽快处理。2.1.4 燃烧的监视和调整2.1.4.1 床温调整2.1.4.2正常运行时床温应稳定在900950之间，最低不应低于850；高于1000，要及时停止给煤并增加送风量；为保证燃烧稳定，必须严格控制床温在正常范围内。2.1.4.3正常运行中，床温波动很小，一般情况下，可通过调整给煤量或在小范围内改变风量进行微调来控制。2.1.4.4床温的变化直接影响其它运行参数的变化，而有些参数又影响床温变化，所以运行调整时，应根据参数间的变化关系准确判断。2.1.4.5为保证床温的稳定及燃烧的经济性，应根据负荷和煤质变化及时调整风煤配比，严格控制过剩空气量。2.1.5料层差压的调整2.1.5.1运行中，风室风压和料层差压间接反映出料层厚度，正常运行时，风室风压应控制在9000500Pa，料层差压约60008000Pa，运行人员应根据燃料性质和负荷的高低情况相应调整。2.1.5.2风室风压高于9500Pa时，说明料层厚度过高，应通过调整放渣量来维持料层差压，放渣的原则是勤放、少放，尽量保证连续排渣，避免料层压差变化过大，使燃烧不稳定。2.1.6负荷调整原则2.1.6.1投入和调整一、二次风应以一次风调整底料流化、床温和料层压差，二次风控制总风量为原则；调整炉膛负压-200Pa左右。在一次风满足流化、床温和料层压差的前提下，当总风量不足时，以过热器后的氧量为准，正常运行时，烟气含氧量35%左右，可逐渐投入二次风。2.1.6.2增加负荷时，应先加风、后加煤，加风加煤交替进行，减负荷则反之，采用“少量多次”的办法，避免床温大幅度波动。2.1.6.3运行中，最低运行风量是保证和限制循环流化床低负荷运行的下限风量，风量过低就不能保证正常流化，有结渣的危险；冷炉点火或正常运行状态下，不宜低于最低运行风量。2.1.6.4增减负荷、调整风量时，要保持一、二次风总风压和风室风压不变或变化很小。2.1.6.5负荷增加，仅靠一次风量难以维持燃烧所需风量时，应适时地、自下而上的投入二次风；随着锅炉负荷的增加，二次风量逐渐增大，当达到额定蒸发量时，一、二次风的比例为60%和40%左右。2.1.6.6增减负荷调整时，其主要参数：汽温、汽压、水位、床温、氧量等变化应平稳，不能有较大波动。2.1.7锅炉吹扫2.1.7.1 炉每次冷热态启动前必须进行吹扫，把可燃气体吹除干净，吹扫前，必须关闭锅炉掺烧工业废气电动阀门。2.1.7.2 吹扫方法：至少投入一台引风机B30003和一次风机B30001运行；所有给煤机V30001停止运行；吹扫时间1015min。2.1.8锅炉排污2.1.8.1 连续排污起连续排污扩容器投入2.1.8.1.1锅炉在启动和正常运行中，连续排污应投入。2.1.8.1.2投入前的检查2.1.8.1.2.1开启连续排污扩容器U30001疏水调整门的前后截门。2.1.8.1.2.2连续排污扩容器U30001二次蒸汽至除氧器U30012手动门关闭，至定排扩容器U30002疏水门关闭，连续排污扩容器U30001入口门关闭。2.1.8.1.3 投入操作2.1.8.1.3.1班长接到炉水化验人员投入连续排污扩容器U30001的通知后，联系锅炉F30001投入连续排污。2.1.8.1.3.2开启连续排污扩容器U30001疏水调整门。2.1.8.1.3.3开启连续排污扩容器U30001至除氧器U30012手动门。2.1.8.1.3.4开启连续排污扩容器U30001至定排疏水门。2.1.8.1.3.5缓慢开启连续排污扩容器U30001入口门。2.1.8.1.3.6全开连续排污一次门，利用连排二次调节门HV30102和HV30103调整连排量；开度要适当，以减少不必要的损失连续排污量稳定后，投入连排扩容器U30001液位自调。2.1.8.1.3.7注意连续排污扩容器U30001水位、压力。2.1.8.1.4运行维护2.1.8.1.4.1连续排污扩容器U30001内的压力不超过0.69MPa。2.1.8.1.4.2连续排污扩容器U30001内的水位保持1/21/3。2.1.8.1.4.3连续排污扩容器U30001安全门应定期校验。2.1.8.2 定期排污2.1.8.2.1定期排污应在每班低负荷且在化验人员的监督下进行。2.1.8.2.2保持汽包水位在+30mm，开启排污总门，然后逐个对底部联箱排污，先开一次门，再开启二次门，关时先关二次门，再关一次门，关闭排污总门。2.1.8.3 定期排污的注意事项2.1.8.3.1定排前应通知临炉。2.1.8.3.2严禁同时开启两个或两个以上排污门进行排污。2.1.8.3.3排污前，中控室锅炉主操应加强对水位的监视，同时保持与锅炉排污人员的可靠联系。2.1.8.3.4定排二次门全开时间不得超过30秒；2.1.8.4 遇到下列情况禁止排污2.1.8.4.1临炉正在进行定期排污。2.1.8.4.2锅炉水位低于正常值。2.1.8.4.3排污管道发生水冲击。2.1.9锅炉脉冲吹灰器2.1.9.1锅炉脉冲吹灰器操作(自动运行方式)：2.1.9.1.1打开上位机，双击桌面运行系统，进入系统操作环境。2.1.9.1.2选择要吹扫的锅炉；2.1.9.1.3在主画面上点击吹灰参数选择按钮；2.1.9.1.4选择要吹扫的路数，用鼠标单击，使被选对象变为红色（主画面变红的路数为投入，绿色为被切除）；2.1.9.1.5根据实际情况选择“标准”或“打焦”吹灰强度，以及吹灰次数；系统则按照所选项目进行吹灰；（一般选择“标准”吹灰方式）2.1.9.1.6吹灰结束系统自动停止。2.1.9.2 锅炉吹灰注意事项：2.1.9.2.1注意蒸汽温度变化情况；2.1.9.2.2吹灰时锅炉燃烧稳定并保持炉膛负压。2.1.9.3 遇以下情况禁止吹灰：2.1.9.3.1蒸汽管道破裂；2.1.9.3.2锅炉运行不正常；2.1.9.3.3负荷低于60%以下时；2.1.9.3.4除尘器运行不允许时（如压差过大）2.1.10水位计的要求2.1.10.1锅炉F30001运行中的水位以汽包就地水位计双色水位计为准，在水位自动报警装置好用的情况下，除就地水位计以外，至少有两台以上低置水位计指示正确；汽包就地水位计与低地水位计应随时校对，如发现呆滞或模糊不清，应及时进行冲洗。2.1.10.2汽包水位计指示应清晰，并有轻微波动，否则应及时冲洗。2.1.10.3水位计应有良好的照明，包括正常照明和事故照明。2.1.11水位计的冲洗2.1.11.1缓慢开放水阀门，冲洗汽管、水管和玻璃。2.1.11.2. 缓慢关水阀门，冲洗汽连管和玻璃管。2.1.11.3缓慢开水阀门，缓慢关汽阀门，冲洗水连管及玻璃2.1.11.4. 缓慢开汽阀门，缓慢关放水阀门恢复水位计运行，此时水位应很快上升并轻微波动。2.1.11.5冲洗后，对照两台水位计水位，如果偏差大，则重新、冲洗水位计。2.1.12锅炉叫水 缓慢打开水位计放水阀门,如果放水的声音比较沉闷,则可能是满水,则按照满水操作处理.如果放水的声音发出尖叫声,是过汽的声音则判断是缺水.则按照缺水操作处理.2.1.13.叫缺水2.1.13.1. 开启汽包水位的放水阀；2.1.13.2、关闭汽阀；2.1.13.3、 关闭放水阀。2.1.13.4注意水位是否在水位计中出现。如果有水位出现,则是轻微缺水.如果没有水位出现则是严重缺水.2.1.13.5、叫水后，开启汽阀恢复水位计的运行。严重缺水严禁锅炉任何形式的上水.2.1.14叫满水2.1.14.1. 开启汽包水位的放水阀。2.1.14.2.关闭水侧一次阀门。2.1.14.3.关闭放水阀，注意水位是否在水位计中出现。2.1.14.4.如果有水位出现,则是轻微满水.如果没有水位出现则是严重满水.2.1.14.5.叫水后，开启汽阀恢复水位计的运行。2.2汽轮机发电机组的运行、控制与调整2.2 .1机组运行调整的基本要求2.2.1.1 每小时全面检查并记录运行日志。2.2.1.2 对重要设备和系统（如油系统）要定期重点检查。2.2.1.3 及时合理调整运行方式并做好运行、事故分析记录、确保机组安全经济运行。2.2.1.4 勤巡检，发现设备缺陷及时处理，如不能清除应做设备缺陷记录，并报班长。2.2.1.5 如遇电气故障，及时通知电仪人员进行处理2.2.2 汽轮机Z30002运行调整的任务2.2.2.1 保证发电机Z30003电负荷和调整工业抽汽热负荷的需要。2.2.2.2 保证除氧给水设备的正常运行，供应水质合格的除氧水。2.2.2.3使各部金属材料在允许温度下运行。2.2.3汽轮机Z30002运行调整2.2.3.1 主蒸汽压力正常为8.83 MPa，上下限报警值分别为9.32 MPa和8.34MPa，超出此范围应联系锅炉F30001调整；当主蒸汽压力下降至8MPa时应汇报班长、总调，要求锅炉F30001加负荷或汽轮机Z30002减负荷，并根据汽压下降幅度相应作出调整，同时保证调整段不超过规定值。2.2.3.2 主蒸温度正常为535，上下限报警值分别为545和520，汽温超出此范围应联系锅炉F30001进行调整。2.2.3.3 汽轮机允许正常周波为49.550.5Hz，超出此范围，应加强设备检查。2.2.3.4 汽封供汽压力正常为330KPa（g），温度为300，轴封加热器E30004压力正常为0.0950.097MPa（a），超出此范围，应及时调整，防止真空下降或油中进水。2.2.3.5 汽轮机调速油压正常为2.0MPa，保安油压正常为2.0MPa，润滑油压力正常为0.080.13MPa（g）。2.2.3.6 冷油器E30005出口油温正常为3545，运行中要定期排放冷油器E30005水侧积存的空气；轴瓦回油温度为60，轴瓦回油应连续充足；轴瓦回油温度升高到65时报警，升高到70时联锁停机。2.2.3.7 运行中应经常检查调速系统各连接部分，确信无松脱现象。2.2.3.8 每天应活动一次自动主汽门，防止卡涩，如负荷经常保持不变，每班负荷变动一次。2.2.3.9 发电机Z30003入口风温为2040，为防止定子线棒结露，线圈温度不得低于发电机Z30003风温。2.2.3.10 经常保持凝汽设备在最佳经济状态下运行，保持最佳真空，减少端差和过冷度。2.2.3.11 汽轮机Z30002运行中停用的抽汽管道和其它蒸汽管道的疏水应保持适当的开度，防止积水。2.2.3.12 经常检查运行中各转动机械轴承温度、振动和出入口压力等，轴承油位在1/2上。2.2.4 汽轮机Z30002的正常运行维护2.2.4.1 保持设备清洁，注意保护保温层。2.2.4.2 定时记录仪表数据。2.2.4.3 定期校验仪表。2.2.4.4 定期检查油系统：2.2.4.4.1保持管道清洁、畅通、无漏油。2.2.4.4.2冷油器E30005冲洗。2.2.4.4.3油质分析。2.2.4.4.4滤油器前后压差超过0.05MPa时，切换滤网清洗。2.2.4.4.5透平油滤油机Z30005的运行状况。2.2.4.4.6主油箱T30005油位，排除积水和油垢，清洗吸油滤油器滤网。2.2.4.4.7启动油泵P30009、润滑油泵P30010、事故油泵P30011自启动。2.2.4.5 杠杆活节、前轴承座与底板间滑动面定期加注润滑油，高温处用二硫化钼油剂。2.2.4.6 定期进行设备加油、换油。2.2.4.7 保安系统定期试验。2.2.4.8 每天定时将自动主汽门、机侧电动主汽门HS30201等重要阀门的阀杆活动检查，防止卡死，此操作应在低负荷下进行。2.2.4.9 若汽轮机Z30002经常带固定负荷，应定期以短时间内变动负荷的方法，检查调速汽门的开关情况。2.2.4.10 轴承进油温度保持在3545范围内，温升一般不超过1015。2.2.4.11 定期进行真空系统严密性试验2.3加热炉运行调节及工艺参数控制2.3.1负荷调节状态所有安保连锁信号起作用，保护系统和设备安全。2.3.2通过主燃料气调节阀控制燃料流量，控制加热炉运行负荷。2.3.3单台燃烧器调节比1:5，超过范围采用关闭部分燃烧器的方法设施。2.3.4调节燃烧器负荷时，需要监控炉膛负压，当氧量低于-50Pa或者高于-100Pa时要调节燃烧器的进风翻板阀2.3.5对应多台燃烧器并联使用时，主火焰不点火的燃烧器要把燃烧器的进风翻板阀关闭。2.3.6 合成气控制方案2.3.6.1来自合成气管路设置2个切断阀，设置有供气压力变送器，压力调节阀，正常供气压力0.3Mpa.g。2.3.6.2主燃料气阀组开是允许开合成气的前提条件。2.3.6.3长明灯有火（火焰数量大于2）是允许开合成气管路切断阀的前提条件。2.3.6.4当以上两个前提条件都满足时，在现场操作盘上按“合成气切断阀开按钮”，将合成气切断阀组打开。2.3.6.5当以上两个前提条件不满足时，程序自动连锁关闭合成气管路切断阀。2.3.6.6其余调节同主燃气。2.4机组的试验锅炉试验2.4.1锅炉水压试验 锅炉F30001大、小修或承压部件检修后，须进行常规水压试验，试验压力为汽包工作压力，以检查受热面、汽水管道及阀门的严密性。锅炉F30001的超水压试验需经过龙宇煤化工总工程师批准，超压试验压力为汽包工作压力的1.25倍（13.5MPa）。2.4.1.1 水压试验注意事项2.4.1.1.1 水压试验前汽包事故放水门HS30106及向空排汽门HV30104试验好用。2.4.1.1.2 水压试验时所有一、二次汽压力表及给水压力表应校验准确并投入。2.4.1.1.3 汽包平台与中控室有良好的通讯设备，且照明良好。2.4.1.1.4 水压试验时以就地压力表为准，须由专人监视压力和上水操作。2.4.1.1.5 水压试验时得到总调命令后，应通知总工程师或其指定的专责人员及工区负责人到现场，并得到班长许可在班长的统一指挥下进行。2.4.1.1.6 锅炉F30001进行超水压试验时，不得进行任何检查，水位计和安全门不作整体超水压试验。下列情况锅炉F30001要做超水压试验：A运行炉每六年进行一次。B新装的锅炉F30001。C锅炉F30001间断运行，已停用一年以上时。D水冷壁管更换总数达到50%以上时。E过热器管或省煤器管全部更换时。F汽包、过热器联箱或省煤器联箱更换时。2.4.1.1.7 水压试验结束后，应用DN20的阀门控制卸压的速度，一般不应超过0.29MPa/min。压力降至0.20MPa时开启空气门，压力降至零后开启疏水门、过热安全门的脉冲门。2.4.1.2 水压试验范围2.4.1.2.1 汽包及附件、人孔门及管座。2.4.1.2.2 水冷壁（含高温旋风分离器）、过热器、省煤器、减温器及联箱、下降管、导汽（水）管及主汽门前过热蒸汽管道。2.4.1.2.3 锅炉F30001范围内的管道：给水操作平台主给水电动门HS30102以后的给水管道、减温水管道、定连排管、事故放水、疏放水管道、再循环管道、压力表及压力表管、取样管等。2.4.1.2.4 对于两个或两个以上的串联阀门，水压试验主要检查一次门（事故放水除外）的严密性。2.4.1.3 水压试验前的准备工作2.4.1.3.1 检修工作必须全部结束，热力工作票已经全部注销，炉内及烟风道内无人工作。2.4.1.3.2 关闭锅炉F30001所有疏放水门、定连排排污门、取样一次门、电动主汽门HS30108及旁路门。2.4.1.3.3 开启炉本体空气门及向空排汽门HV30104，投入就地双色水位计（超水压试验应解列）。2.4.1.3.4 解列安全门。2.4.1.3.5 汽包压力表确已投入。2.4.1.3.6 关闭炉侧电动隔离汽门HS30112及其旁路门。2.4.1.3.7 凡锅炉F30001汽水系统需要与母管隔离的阀门已确认。2.4.1.3.8 通知水系统准备足够的除盐水（80t），如锅炉原来有水，需经化验合格，否则应全部放掉。2.4.1.3.9 准备工作结束，汇报班长，开始上水。2.4.1.4 锅炉F30001上水、打压 2.4.1.4.1 锅炉F30001上水时，可通过主给水旁路门上水，水温原则上不得超过100，且与汽包壁温差不得超过50。2.4.1.4.2 上水速度：夏季不少于2小时，冬季不少于4小时，上水速度要均匀缓慢，上水过程中要严格控制汽包上、下壁温差不得超过502.4.1.4.3 在上水过程中，应检查各承压部件是否有渗漏现象，一旦发现应停止上水，待处理后重新上水。2.4.1.4.4 在上水过程中，空气门见水后逐一关闭，待最高点空气门见水后，锅炉F30001确已满水，应关闭其空气门和向空排汽门HV30104，关闭校严大旁路和主给水门，停止上水。2.4.1.4.5 锅炉F30001用给水小旁路升压，其升压速度不得超过0.29MPa/min，压力升至1.58MPa时应停止升压，全面检查无渗漏后可继续升压。越接近试验压力越要缓慢，防止压力上升太快超压。当压力升至额定工作压力时，应立即停止上水，并记录5min压力下降值，并进行全面检查。2.4.1.4.6 进行超水压试验时，当压力超过工作压力后，升压速度以不超过0.1MPa/min为限。当升至超水压试验压力时保持5min，立即降至工作压力，然后再进行全面检查。2.4.1.5 水压试验合格标准2.4.1.5.1承压部件无漏水和湿润现象。2.4.1.5.2 受压元件无残余变形。2.4.1.5.3 停止上水后（在给水门不漏的情况下）经过5min，压力下降值不超过0.49MPa。2.4.2 安全阀定砣试验在锅炉F30001大小修后或安全阀进行检修后，必须进行检验和定砣试验。安全阀定砣压力规定：汽包工作安全阀 启座压力11.66MPa 回座压力11.1910.84MPa 最低回座压力9.59MPa 过热控制安全阀 启座压力10.30MPa 回座压力 9.899.58MPa 最低回座压力2.4.27 MPa。2.4.2.1 定砣的注意事项及准备工作2.4.2.1.1 定砣前通知总调及汽轮机Z30002值班员做好防范措施。2.4.2.1.2 对空排汽HV30104及汽包事故放水门HS30106试验好用。2.4.2.1.3 水位计准确并投入。2.4.2.1.4 各蒸汽压力表应校验准确并投入。2.4.2.1.5 安全阀平台与现场值班室及中控室必须有良好的通讯设备。2.4.2.1.6 安全阀电动控制系统应和机械部分统一。2.4.2.1.7 试验前应检查安全阀及排汽管、消音器是否完整，固定装置是否牢固。2.4.2.1.8 安全阀的调整压力应以就地压力表为主。2.4.2.1.9 安全阀的校验应逐台进行，先调整汽包安全阀，后调整过热安全阀；先调整机械部分，后调整电仪部分，最后调整电仪自动；不参加检验的安全阀应解列，待校验结束后投入。2.4.2.1.10 升降压主要是通过燃烧调整来实现，必要时可通过向空排汽HV30104调节，越是接近试验压力时，越要缓慢。2.4.2.1.11 若安全阀起座后