烧结余热发电工艺规程培训资料模板

第一章余热锅炉运行规程 1简述 12余热锅炉开启准备 43余热锅炉开启 54余热锅炉运行 65余热锅炉停炉 66余热锅炉维护保养 77余热锅炉事故预防及处理 108弹簧全起式安全阀整定统计表 159运行参数及报警联锁 16第二章汽机运行规程 1设备关键技术规范及性能 171.1凝汽式汽轮机设备及系统 171.2调整、保安系统设备介绍 181.3辅机系统 212凝汽式汽轮机设备规范及参数限额 222.1汽轮机设备技术规范 222.2调整、保安系统设备技术规范： 222.3冷油器设备技术规范 234.2汽封加热器设备技术规范 232.5射水抽气器规范 242.6射水泵设备技术规范 242.7凝汽器设备技术规范 242.8凝结水泵及配套电机设备技术规范 242.9循环水泵及配套电机设备技术规范 252.10高压交流油泵及配套电机设备技术规范 252.11低压交流油泵及配套电机设备技术规范 252.12直流油泵及配套电机设备技术规范 252.13盘车电机规范 263开启和停止 263.1开启前准备和检验 263.3机组停运 294运行中注意事项 304.1运行指标 304.2常常监视、调整和检验 314.3定时工作 324.4辅助设备切换 345汽轮机本体事故预防 345.1预防汽轮机大轴弯曲事故 355.2汽轮机油系统防火技术方法 365.3预防油系统断油事故方法 375.4调速保安系统预防事故技术方法 375.5预防烧瓦事故 386汽轮机本体事故紧急处理 386.1事故处理标准 386.2真空下降 406.3汽压、汽温不符合标准 416.4汽轮机水冲击 426.5油系统工作失常 426.6汽轮机振动或有金属磨擦声 436.7发电机、励磁机起火 446.8负荷突升和突降 446.9轴向位移增大 446.10厂用电事故 45第三章电气运行规程 1．系统概述 461.110KV系统 461.2380V系统 462．系统运行方法 462.110KV系统运行方法： 462.210KV系统非正常运行方法 462.3380V系统运行方法 463．发电机概况 464．发电机参数 475．发电机操作 485.1发电机检修后投入热备用前检验和试验 485.2绝缘电阻测量 495.3开启前准备工作 495.4发电机并列操作 505.5运行中监视 525.6检验和维护 535.7解列和停机 546．发电机异常运行及事故处理 557．继电保护和自动化装置运行通常标准 597.1总则 597.2运行及维护要求 598．发电机继电保护运行 609．变压器及厂用电系统保护 6110．自动装置运行 61第四章直流系统运行规程 1．总则 621.1蓄电池直流系统作用 621.2设备概况 621.3技术规范 621.4使用条件 622．直流系统运行 632.1运行方法 632.2直流系统运行 632.3直流系统检验和维护 643事故处理 654．蓄电池更新时期 66

第一章余热锅炉运行规程1简述1.1工艺步骤简述工艺步骤图依据锅炉换热介质进行划分可简单分为烟气系统和汽水系统两大部分。锅炉烟气系统步骤简述：烧结余热锅炉接收两种温度循环烟气，其中高温循环烟气从上部引入锅炉，垂直向下前后流经中压过热器、2段鳍片管中压蒸发器、中压省煤器、低压过热器、低压蒸发器、凝结水加热器最终排出锅炉。低温循环烟气在高温循环烟气下方，是在2段鳍片管蒸发器之间，以后和流经到此高温循环烟气合并流经鳍片管蒸发器、省煤器、低压过热器、低压蒸发器、凝结水加热器最终排除锅炉。锅炉汽水系统步骤简述：因为烧结余热锅炉是接收两种温度热烟气换热装置，所以，锅炉汽水系统也由两部分组成。即低压汽水系统和中压汽水系统。低压汽水系统：本工程汽轮机冷凝器出来凝结水由凝结水泵送至除盐水箱，同时除盐补充水亦由除盐水站送至除盐水箱。锅炉低压汽水系统是从除盐水箱后算起。除盐水箱中除盐水经过除盐水泵将除盐水送至锅炉凝结水加热器，以后进入和低压汽包连在一起一体式除氧器并继而进入低压汽包。经除氧后低压汽包中水分两路送出，一路是从低压汽包直接送至低压蒸发器、低压汽包、低压过热器、低压减温器。以后，合格低压蒸汽送至用户。中压汽水系统：经过加热除氧低压汽包中锅炉水，经过两台互为备用锅炉给水泵送至省煤器、中压汽包、两级中压蒸发器、中压汽包、中压过热器、中压减温器。以后，合格中压蒸汽送至用户。炉型：锅炉型号：Q320(187)/400(290)-37(13)-2.1(0.4)/350(205)型1.1.1锅炉性能参数以下：名称单位数值环冷机处理能力t/h500循环气体量正常Nm3/h507000最大585000入口烟温℃400（290）蒸发量(中温/低温)正常t/h35/12.2最大37/13.5蒸汽量范围(确保出口蒸汽)压力及温度条件下)%60～100额定蒸汽压力MPa2.1（0.4）额定蒸汽温度℃350（205）±10锅炉给水温度℃104出口循环气体温度℃150锅炉炉型自然循环锅炉外表面温度℃≤60锅炉热效率＞80%锅炉漏风系数≤1%锅炉总排污率≤2%锅炉水容积m388（工作）中压汽包水容积m314低压汽包水容积m3201.1.2余热锅炉进口循环气体参数：进入锅炉循环气体量：正常507000m3/h最大585000m3/h锅炉入口处循环气体成份：循环气体除烟气以外就是粉尘，通常状态是粉尘含量大约为1～1.6g/Nm3之间。1.1.3锅炉给水温度：104℃锅炉给水水质以下：PH值（25℃时）：8.8～9.硬度：≤2μmol/l油：≤1.0mg/L全铁Fe：≤50μg/L全铜Cu：≤10μg/L电导率（25℃时）：≤30μ1.1.4余热锅炉四壁采取保温护板结构，锅炉本体受热面支撑在在钢构架上，其整体能够自由向上膨胀。1.2装置特点1.2.1余热锅炉（1）余热锅炉功效及结构描述a余热锅炉本体采取钢护板结构，余热锅炉自上而下部署过热器、蒸发器和省煤器。b余热锅炉本体包含汽包、过热器、蒸发器、省煤器、钢架（含刚性梁）、护板、平台扶梯、余热锅炉本体炉壳和余热锅炉本体上安装一次阀门仪表、取样接口等；c余热锅炉本体受热面系统由各管箱组成，各管箱经过箱体（炉壳）间密封全焊结构，自上而下，经最上管箱吊板/销轴，经过吊杆悬吊于钢架上部大板梁上，管箱整体向下均匀膨胀，管箱由受热面管系/集箱/管板/隔板和炉壳组成，管子在管板和隔板管孔中膨胀自由,安装方便。d余热锅炉设计有加药、取样、排污接口。2余热锅炉开启准备 2.1软化水系统投入运行。2.2除盐水箱水位补至4-5米。2.3锅炉机组开启前检验和准备6U)Y4Q$k"D

2.3.1蒸汽系统：主气门经开关试验后关闭，隔绝门及旁路门关闭。;N)H6Y;A92.3.2给水系统：给水门、给水旁路门及放水门关闭，除盐水泵至除氧器入口门开启，除盐水泵入口门开，再循环手动门开，电动门关；给泵进出口门开，再循环一、三次手动门开，电动门关，泵体轴承冷却水开。

2.3.3减温水系统：减温器手动门开启（电动调门不严，手动门可在运行中需要时开），电动门关闭。1l:Q

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2.3.4放水系统：各联箱排污门，连续排污门，汽包事故放水手动门开启，电动门开启。

2.3.5:疏水系统：主汽门前全部疏水门及主汽门后疏水门开启（汽温到要求参数后关）。

2.3.6蒸汽及炉水取样一次门，炉筒加药一次门开启，二次门关闭。

2.3.7炉筒水位计汽门、水门开启、放水门关闭。

2.3.8全部压力表一次门开启，全部流量表一次门开启。

2.3.9空气门关闭，过热器对空排汽门开启。

2.4检验全部风门开关，并直于下列位置。

2.4.11#循环风机（运行）入口冷风门、出口调整门开启，1#2#烟囱出口门开启，炉子烟道进出口门关闭。0X(q/t"|%W#W

2.4.2检验各部人孔门、检验门完整，炉子底部放灰门关闭严密；2.5检验转动机械、轴承润滑油洁净；油位正常；开启冷却水水流正常，地脚螺丝及安全装置牢靠，所以电动门、泵操作开关切至远控；和相关人员联络，做好下列准备工作：

(1)通知给排水站准备好足够除盐水。

(2)通知电仪人员将各仪表及操作装置置于工作状态、电气设备送电。

(3)通知烧结，做好开启前监视调整配合工作。

3余热锅炉开启

3.1接到启炉命令，按方法要求对锅炉设备进行全方面检验。s-

3.2联络烧结机控制室，调整#1循环风机挡板、烟道进出口门、#1#2风机冷风门、烟囱#1#2出口门、调整烟气量。

3.3烟温稳定上升，升温速度控制≯50℃.3.4拌伴随气压在不停上升，当气压上升制0.05——0.1mpa时，冲洗炉筒水位计，并查对其它水位计指示是符合炉筒水位。

3.5当汽压升至0.25——0.35mpa,关闭炉筒空气门，过热器疏水门。

3.6当汽压生制0.25——0.35mpa时，依次进行水冷壁下联想排污放水，注意锅筒水位。3.7当汽压升值0.3MPA时,热紧法兰、人孔及手孔等处螺丝，并通知仪表冲洗各表管。联络开锅炉主汽门旁路进行暖管，当压力升至0.6—0.7MPa时全开主汽门，关闭旁路门。

3.8当汽压升至1MPa时，通知化学化验蒸汽品质，加强排污直到蒸汽品质合格。3.9当汽压升至1.1MPa，汽温230℃时，稳定压力对锅炉机组进行全方面检验3.10冲转期间汽压随转速上升调整好烟气挡板及集汽箱调门开度控制好压力。3.11并网后配合汽机、电气加负荷。3.12开启要求及注意事项：N

参与运行人员除严格遵守运行及安全操作规程外，尤其强调以下各条：

（1）在上水过程中应检验锅筒，联箱孔门及各部阀门、法兰、堵头等是否有漏水现象。当发觉漏水时应停止上水并进行处理。当锅筒水位升至锅筒水位计-30mm（3）锅炉升压应缓慢：锅筒锅炉首次升压应缓慢平稳，控制饱和温升大于50℃/小时，锅筒上下壁温差小于50℃，而该锅炉特点是升温、升压速度较快，是否能够满足远程要求，现在尚缺乏这方面运行经验，提议先按以下速度控制待实践后再进行调整。

饱和压力（MPA）时间（分）!H8a![

F#E1l

1.0——0.580——120

2.0．5——13.1．0——2.030——50/@

整个升压过程控制在3—4小时左右，升温速度要均匀，监视和统计。(4余热锅炉运行4.1经过汽包给水调门对汽包水位进行调整,使汽包保持在低水位下运行。4.2定时（每2小时一次）检验锅炉给水泵运转是否正常。4.3定时（每小时一次）检验软化水系统系统是否正常。4.4定时（天天一次）检验吹灰装置是否正常。4.5定时（每4小时一次）检验管道、阀门是否泄漏，膨胀节有没有变形。4.6定时（每小时一次）检验就地水位和仪表水位是否一致。4.7定时排污、加药和化验水质（水质化验每4小时一次，排污依据化验结果定）。4.8定时（天天一次）冲洗水位计，以预防水、汽堵塞引发假水位或就地水位和仪表水位不一致事故。5余热锅炉停炉5.1正常停炉(有计划、有准备停炉)：5.1.1全开烟道旁通门，循环风机冷风门。5.1.2依据汽轮机降负荷要求逐步关小锅炉进、出口烟道门，对应降低给水量。同时注意锅炉水位和汽轮机热井水位调整。5.1.3锅炉关闭出口烟道门。5.1.4锅炉关闭进口烟道门。5.1.5汽轮机停机后关主蒸汽电动隔离阀，开过热器排汽阀排汽降压至0.7Mpa时关闭，开过热器集箱疏水30分钟后关。5.1.6中压汽包上水至汽包水位最高水位时，关闭给水调整阀，停给泵。5.1.7低压汽包上水至汽包水位最高水位时，关闭给水调整阀，停除盐水泵。5.2以下条件事故停炉（因设备故障而被迫停炉）：5.2.1烧结机出现故障时，需停炉。5.2.2汽轮发电机组或其系统发生故障忽然紧急停车，需停炉。5.2.3锅炉省煤器爆管或蒸发器进出口管道法兰、阀门严重泄漏时，需立即停炉。5.2.4锅炉蒸发器爆管或蒸发器进出口管道法兰、阀门严重泄漏时，需立即停炉。5.2.5锅炉过热器爆管或过热器进出口管道法兰、阀门严重泄漏时，需立即停炉。6余热锅炉维护保养6.1余热锅炉日常维护保养6.1.1定时维护锅炉给水泵,除盐水泵,吹灰等设备。6.1.2定时检验锅炉内部受热面管夹,吊板是否有松动,脱落现象并立即加固更换。6.2余热锅炉停炉保养6.2.1干保养法·干燥剂法：锅炉停炉后，当炉水温度降至100～120℃时，将锅炉各部分水根本放空，并利用余热或烟气将金属表面烘干，清除锅炉汽水系统内水垢和水渣，然后将干燥剂装于盘内，从锅筒人孔放入锅炉之内。常见干燥剂用量以下表：药品名称用量(Kg/m3)粒径(mm)工业无水CaCl21~210~15生石灰2~310~30硅胶1~2/注意：生石灰不能和锅炉金属壁直接接触，硅胶在使用前应在120-140℃用干保养法预防腐蚀，应严格注意锅炉严密性，锅炉人孔、管道阀门要全部关闭。经过7至10天检验干燥剂情况，如已经失效，应更换新药。以后每隔30天检验和更换一次药品。对锅炉外部表面也应进行观察检验。·烘干法：在锅炉停炉后，炉水温度降至100～120℃时，将受热面内水全部放尽，利用余热或短时间内通入少许烟气蒸干湿气。因为炉水含有一定碱度，湿气蒸干后，可在金属表面形成一层保护膜，能起一定保护作用。但因炉水碱度低，保护膜并不可靠，故此法保养使用期为一星期左右。·充氮法：当锅炉停炉降压至0.3~0.5MPa表压时，将充氮管路连接好，当锅内压力降至0.05MPa表压时，开始由充氮系统向锅炉汽包和过热器等处送氮气。氮气纯度应在99%以上。充氮时炉水能够放掉，也能够不放水。充氮后，锅炉汽水系统中氮气压力应保持在0.05Mpa以上。对于未放掉炉水锅炉，充氮前宜在锅内存水中加入一定量联胺，并用氨将水pH值调至10以上，并定时监督水中溶解氧和过剩联胺量等。充氮时锅炉汽水系统全部阀门应关闭，确保严密。6.2.2满水保养法·联胺法：在锅炉停运后不进行放水，用加药泵将氨水和联胺注入，使锅炉水汽系统各部分全部充满加有氨和联胺水，而且各处浓度全部很均匀。药品加入量应使锅内水中过剩联胺浓度为200mg/L，pH值（25℃·氨液法：将凝结水或补给水配制成浓度为800mg/L以上稀氨液，用泵打入锅炉汽水系统内，并使其在系统内循环，直到各个采样点取得样品氨液浓度趋于相同，然后将锅炉全部阀门关闭严密。保护期间应每七天分析一次氨液浓度，并经过补加新氨液方法保持浓度。使用此法保护，锅炉重新开启时，应用蒸汽冲洗过热器并向空排汽，直至蒸汽中含氨量小于2mg/kg时才能够送汽。·碱液法：此法是采取加碱液措施，使锅炉中充满pH值达10以上水。所用碱是氢氧化钠或磷酸三钠。配制碱液时，使用给水或软化水，加药量及所用水质按下表：碱液保护时水中加药量(kg/m3)药品名称凝结水或给水软化水工业用NaOH25~6工业用Na3PO4510~12工业用NaOH+Na3PO41.5+0.5(4~8)+(1~2)依据锅炉水容量，确定加药量后，配制成浓溶液利用锅内加药装置将浓碱液送入锅内。具体方法是对锅炉进行排水，使得锅炉水位降至最低水位；送入全部浓碱液；继续进水，使整个锅炉和过热器全部充满溶液；利用泵将锅内水进行循环流动。循环方法通常由药液箱分成两路：一路进入过热器出口联箱，另一路进入省煤器进口联箱，这两路水均从中压蒸发器定时排污总管流出，又送回药液箱往复循环，直至从锅炉各点取出水样碱液浓度靠近相同为止。低压锅炉可参考实施。在停炉期间应将全部阀门关闭严密，每个月从各个取样点取样1~2次，检验碱浓度，假如发觉浓度显著下降，应查明原因并加以消除，然后补加碱液。锅炉结垢时，应该在充填保护液之前清除水垢。此法保护后，锅炉重新开启时，应将碱液排出，根本冲洗过热器。6.2.3停炉时间及保养法选择采取何种方法进行保护应依据锅炉停用时间长短、环境温度、现有设备条件和水起源和质量来选定。·短期停炉(最多3～4天)通常不需尤其处理，锅炉随时能够开启。此时可采取保持给水压力法、烘干法、碱液法及充氮法。·中期停炉(最多3～4周)中期停炉能够依据情况采取干燥剂法、氨液法、联胺法及碱液法进行保护。·长久停炉(超出4周以上)长久停炉可采取干燥剂法、氨液法及联胺法。6.2.4锅炉保护期间注意事项·采取湿法防腐时，严寒地域冬季应有防冻方法。·应常常检验受热面管外情况，预防腐蚀。·饱和蒸汽中所含盐类在过热器管内聚集会影响过热器安全运行，必需时应安排过热器反冲洗。·运行单位应搞好化学监督工作7余热锅炉事故预防及处理紧急停炉1.锅炉运行时，碰到下列情况之一时，应立即停炉，快速切断进入锅炉烟气，关闭主汽门，开启过热器疏水20分钟后关。1.1锅炉水位低于水位表最低可见边缘；不停加大锅炉给水及采取其它方法，但水位仍继续下降；1.2锅炉水位超出可最高可见水位（满水），经放水仍不能见到水位；1.3给水泵全部失效或给水系统故障，不能向锅炉进水；1.4水位计或安全阀全部失效；1.5设置在汽空间压力表全部失效；1.6锅炉元件损坏且危及运行人员安全；1.7其它设备故障，威胁到锅炉安全；1.8快速切断进入锅炉烟气时，要很快地降低锅炉负荷，除发生满水事故外，要注意调整给水以维持正常水位；1.10紧急停炉冷却过程和正常停炉相同，但时间可降低二分之一。二事故和处理水位计玻璃爆裂在锅炉开车过程及正常运行中，尤其是在冲洗水位计时，水位计玻璃板忽然爆裂，炉水及蒸汽喷出。有时也会发觉水位计玻璃板有细小裂纹，但未破裂，这些全部称为水位计破裂。水位计玻璃爆裂原因水位计玻璃板质量不符合要求，有缺点；水位计安装不正确，受热膨胀后引发压力不均匀造成玻璃板破裂；对水位计冲洗操作不妥，没有对水位计充足预热就猛开猛关水位计阀门。水位计玻璃板爆裂处理方法：当二只水位计中一只爆裂时，应监视另一只水位计。立即关闭爆裂水位计汽、水阀门，快速更换爆裂玻璃板，安装好后先开少许汽空间阀门，使用微量蒸汽吹热玻璃板，再开炉水端阀门打开放水阀，直至放水阀有汽水混合物放出，然后将放水阀关严，再将水位计二端汽、水阀门开至正常操作位置。当汽包上全部水位计玻璃全部同时爆裂时，应立即关闭水位计汽水阀门，按紧急停炉事故进行停炉处理。然后快速更换玻璃板，待水位计全部修复后，按锅炉开车程序投入运行。给水预热器管损环损环现象进入低压锅炉汽包给水显著降低，水位连续下降。锅炉下部烟气出口有潮湿或有水滴出，泄漏严重时排烟温度较正常工况有所下降。损环原因原材料缺点：原材料从材料制造厂出厂检验、锅炉制造厂进厂检验到产品成品后检验均未发觉存在缺点。在管子制造时对弯管、管头对接时存在缺点未立即发觉，造成漏检，热工况后出现漏水现象（通常在开车后48小时内会爆露）。因为给水中含氧量过高对给水预热器内壁造成腐蚀。给水压力周期改变，造成给水预热器管内水冲击，也会对使用寿命造成影响。处理方法首先必需紧急停炉；采取紧急放水方法并开启给水泵，待炉膛冷却后，人员进入炉内检验，快速查出管子损环部位。每次进炉检验时间不超出5分钟，严格控制汽包水位在正常工况。在人员进炉检验时监视人员在炉外监视，发觉情况立即处理；若管子单根泄漏，能够采取分别在两端管板外切断后换管或堵掉该管子措施；当给水预热器管子堵管数量引发排烟温度升高影响到循环风机工作温度时，需停炉更换管子。低压蒸发器管损坏损坏现象蒸发器管发生爆管时,有沉闷振动声，进入炉膛内饱和水快速汽化，从而使炉膛内烟气阻力直线上升，烟气含水量也成倍增加，严重时，伴随水位升降。若不快速处理，操作工况将恶化。损坏原因原材料缺点：原材料从材料制造厂出厂检验、锅炉制造厂进厂检验到产品成品后检验均未发觉存在缺点。在管子制造时对弯管、管头对接时存在缺点未立即发觉，造成漏检。热工况后出现漏水现象（通常在开车后48小时内会爆露）。锅炉水质未达成要求，内壁腐蚀严重。其它可能原因处理方法首先必需紧急停炉；待炉膛冷却并置换新鲜空气后，人员进入炉内检验，快速查出管子损坏部位。通常在爆破管子四面呈光滑无集灰并呈灰白色。在人员进炉检验时监视人员在炉外监视，发觉情况立即处理；若爆管为几排，能够采取分别在两端管板外切断后换管或可采取堵管应急处理措施，此时，对中压蒸发器影响不大，仅降低了低压蒸汽蒸发量。当堵管数量达成20%时提议大修。省煤器爆管爆管现象进入低压锅炉汽包给水显著降低，水位连续下降。锅炉下部烟气出口有潮湿或有水滴出，泄漏严重时排烟温度较正常工况有所下降。损坏原因原材料缺点：原材料从材料制造厂出厂检验、锅炉制造厂进厂检验到产品成品后检验均未发觉存在缺点。在管子制造时对弯管、管头对接时存在缺点未立即发觉，造成漏检。因为给水中含氧量过高对省煤器内壁造成腐蚀。给水压力周期改变，造成给省煤器管内水冲击，也会对使用寿命造成影响。其它原因处理方法首先必需紧急停炉；采取紧急放水方法并开启给水泵，待炉膛冷却后，人员进入炉内检验，快速查出管子损环部位。每次进炉检验时间不超出5分钟，严格控制汽包水位在正常工况。在人员进炉检验时监视人员在炉外监视，发觉情况立即处理；若管子单根泄漏，能够采取分别在两端管板外切断后换管或堵掉该管子措施；当省器管子堵管数量引发排烟温度升高影响到循环风机工作温度时，需停炉更换管子。中压蒸发器管损坏损坏现象蒸发器管发生爆管时,有沉闷振动声，进入炉膛内饱和水快速汽化，从而使炉膛内烟气阻力直线上升，烟气含水量也成倍增加，严重时，伴随水位升降。若不快速处理，操作工况将恶化。损坏原因原材料缺点：原材料从材料制造厂出厂检验、锅炉制造厂进厂检验到产品成品后检验均未发觉存在缺点。在管子制造时对弯管、管头对接时存在缺点未立即发觉，造成漏检。热工况后出现漏水现象（通常在开车后48小时内会爆露）。锅炉水质未达成要求，内壁腐蚀严重。其它可能原因处理方法首先必需紧急停炉；待炉膛冷却并置换新鲜空气后，人员进入炉内检验，快速查出管子损坏部位。通常在爆破管子四面呈光滑无集灰并呈灰白色。在人员进炉检验时监视人员在炉外监视，发觉情况立即处理；若爆管为几排，能够采取分别在两端管板外切断后换管或可采取堵管应急处理措施，此时，中压蒸汽蒸发量将降低，但低压蒸汽蒸发量会有一定增加。当堵管数量达成20%时提议大修。过热器管子损坏损坏现象过热器管子爆管时，炉膛会发出清危尖哨声伴伴随蒸汽喷射声。过热器爆管原因原材料缺点：原材料从材料制造厂出厂检验、锅炉制造厂进厂检验到产品成品后检验均未发觉存在缺点。在管子制造时对弯管、管头对接时存在缺点未立即发觉，造成漏检。热工况后出现漏水现象。当爆管发生在前二排时，可能为烟气中颗粒太大，在过热器管磨损后引发爆管。蒸汽品质不好或减温水不符合要求，管壁结垢严重或管端堵塞，也是过热器爆管原因之一。过热器管爆管处理在确定过热器爆管后,必需紧急停炉；待炉膛冷却并置换新鲜空气后，人员进入炉内检验，事故管周围管段面光洁无尘，爆口通常沿管长方向展现V形开口，外观上爆破点处比正常管段略粗，用电筒照明查找比蒸发区查找要快捷得多。在人员进炉检验时监视人员在炉外监视，发觉情况立即处理。若爆管为1-2根，能够采取分别在两端管板外切断后换管或可采取堵管方法进行应急处理，但若堵管数量超出3根时，即使烟气量在正常工况下蒸汽过热温度将低于设计值，此时，提议大修处理。自动控制故障在出现自动控制方面故障时，依据自动控制说明书和各相关仪表说明书，由相关人员进行判定出故障原因，然后进行检修。其它事故处理锅炉在正常工况下运行时，管件、配件、阀门、仪表等时有损坏及泄漏，此时，应在锅炉操作守则要求要求下，给更换。对于难以确定问题，可立即和制造厂及配套单位联络，以立即确定问题原因，并采取适宜方法进行消除。6.6余热锅炉用电中止事故余热锅炉为室外部署，因某种原因停电或工业用电亦同时中止供电，余热锅炉铺机电机停运，造成烟气继续进入，使余热锅炉安全受到威胁，在此情况下应快速手动开启烟囱出口门，循环风机冷风门，手动关闭锅炉烟道进出口门。确保余热锅炉安全运行，立即和烧結系统联络，尽可能切断热源或降低热源温度，确保余热锅炉安全，和此同时，复位切断铺机全部用电源，以预防来电时造成铺机二次事故。8弹簧全起式安全阀整定统计表装设地点设计压力(MPa)校验时汽压(MPa)整定压力(MPa)偏差%实启压力(MPa)偏差%回座压力(MPa)偏差%结果低压过热器0.430.430.430.37低压汽包10.530.530.530.44低压汽包20.550.550.550.48除氧器0.580.580.580.49中压过热器2.182.182.182.0中压汽包12.392.392.382.16中压汽包22.442.442.442.259运行参数及报警联锁（1）余热锅炉汽包水位正常运行控制范围-50——0mm（测量筒显示数值）如水位过“50”水位时，应立即调整，降低余热锅炉给水，余热锅炉应严格控制在低水位及高水位长时间运行，预防汽水共腾造成满水事故发生。（2）余热锅炉过热器出口压力在2.1Mpa以下,但不得低于1.9Mpa；中压过热器温度控制在350℃±15.温度在350℃以上必需要关进口降温,开喷水阀降温。烟气温度正常应不超出450℃；低压过热器汽温控制在205（3）中压汽包水位至+150MM时报警且开启事故防水门，放水至正常水位手动关闭。（正常运行中需投入水位保护联锁）（4）低压汽包水位至+300MM时报警且开启事故防水门，放水至正常水位时手动关闭。（正常运行中需投入水位保护联锁）（5）除盐水泵运行中跳闸，自开启另一台除盐水泵，自动开启出口电动门及再循环电动门。（运行中备用泵需投入联锁）注：中压给泵因出口门是手动门，联锁无法完成。

第二章汽机运行规程1设备关键技术规范及性能1.1凝汽式汽轮机设备及系统一、概述：汽轮机型号BN12—2.45/0.350补汽凝汽式汽轮机是中温中压、纯凝式冲动式机组，由青岛捷能汽轮机股份制造。二、关键技术规范和性能：1、本体设备结构介绍本汽轮机为单缸凝汽式汽轮机，本体关键由转子部分和静子部分组成。转子部分包含转子、叶轮、叶片、联轴器、主油泵叶轮等；静子部分包含汽缸、喷嘴组、隔板、汽封、轴承、轴承座、调整汽阀等。

①汽缸

本机汽缸为单缸结构，由前缸、后缸组成。经过垂直中分面连接成一体。主汽门、高压调整汽阀蒸汽室和汽缸为一体，新蒸汽从主汽门下部直接进入高压调整汽阀蒸汽室内。主汽门到蒸汽室无联通管，汽缸下部有补汽口，运行中应注意上下缸温差，预防过大造成汽缸热挠曲。汽缸排汽室经过排汽接管和凝汽器刚性连接，排汽接管内设有喷水管，当排汽室温度超限时，喷入凝结水，降低排汽温度。排汽室顶部装有安全膜板，当排汽压力过高，超出限定值时、安全膜片破裂，向大气排放蒸汽。

②滑销系统前汽缸由两个“猫爪”支撑在前轴承座上，前轴承座放置在前底板上。能够沿轴向滑动。后汽缸采取底脚法兰形式座在后底板上。机组滑销系统由纵销、横销、立销组成。纵销是沿汽轮机中心线设置在前轴承座和前底板之间；横销设置在前“猫爪”和后缸两侧地脚法兰下面；立销设置在前、后轴承座和汽缸之间。横销和纵销中心交点为机组热膨胀死点。当汽缸受热膨胀时，由前猫爪推进前轴承座向前滑动。在前轴承座滑动面上设有润滑油槽，运行时应定时注润滑油。

③调速汽阀

调整汽阀为群阀提板式结构，型线阀碟借杠杆和调速器油动机相连，共有五个阀，其中一、二个为梨形阀，其它为球形阀。在调整级后设有压力温度测孔，用于检测汽缸内蒸汽压力、温度。另外，在调整级后两侧汽缸法兰和缸筒顶部、底部还设有金属温度测点用于检测上下半汽缸法兰、缸壁温差改变。在汽缸下半底部、两侧法兰上设有疏水口。喷嘴组为装配焊接式结构。铣制喷嘴块直接嵌入到喷嘴组板体上，由螺栓固定在前汽缸上。

④隔板

汽轮机共有十级，第一级为单列复速级，其它为压力级共有10级隔板，全部为焊接式隔板。隔板由悬挂销支持在汽缸内，底部有定位键，上下半隔板中分面处有密封键和定位键。

⑤汽封

汽封分通流部分汽封、隔板汽封、前后汽封。通流部分汽封包含动叶围带处径向、轴向汽封和动叶根部处径向汽封、车由向汽封。隔板汽封环装在每级隔板内圆上，每圈汽封环由六个弧块组成。每个弧块上装有压紧弹簧。前、后汽封和隔板汽封结构相同。转子上车有凹槽，和汽封齿组成迷宫式汽封。前、后汽封分为多级段，各级段后腔室接不一样压力蒸汽管，回收汽封漏汽，维持排汽室真空。

⑥转子

本机转子采取套装型式，叶轮及联轴器“红套”在整锻转子上。共有11级动叶，其中一级单列调整级、十级压力级（其中末二级为全三维扭叶级）。经过刚性联轴器和发电机转子连接。转子在制造厂内进行严格低速动平衡。转子前端装有主油泵叶轮。

⑦汽轮机前后轴承及推力轴承前轴承座装有推力轴承前轴承、主油泵、调整滑阀、保安装置、油动机等。前轴承座安放在前一底板上，其结合面上有润滑油槽。中间自设有纵向滑键，前轴承座可沿轴向滑动，使用二硫化铝油剂做润滑剂。在其滑动面两侧，还装有角销和热膨胀指示器。前轴承座回油口、主油泵进油口、润滑油出口均设有金属软管，预防油管路对轴承座产生附加力。后轴承座和后汽缸分立，从而预防了后汽缸热膨胀对机组中心影响。后轴承座装有汽轮机后轴承、发电机前轴承、盘车装置、盘车用电磁阀、联轴器护罩等。后轴承座两侧全部有润滑油进、回油口，便于机组左向或右向部署。后轴承座安放在后轴承座底板上，安装就位后，配铰地脚法兰面上定位销。汽轮机前轴承和推力轴承成一体，组成联合轴承。推力轴承为可倾瓦式，推力瓦块上装有热电阻，导线由导线槽引出，装配时应注意引线不应妨碍瓦块摆动。轴承壳体顶部设有回油测温孔，能够改变回油口内孔板尺寸，调整推力轴承润滑油量。推力瓦装配时应检验瓦块厚度，相差小于0.02mm。前、后径向轴承及发电机前轴承为椭圆轴承，下半瓦上还装有热电阻，热电阻装好后，应将导线固定牢。

转子找中后，应将轴承外圆调整垫块下调整垫片换成2一3片钢热片，轴承座对轴承紧力应按要求配准。

⑧盘车装置

本机采取蜗轮-齿轮机械盘车装置。盘车小齿轮套装在带螺旋槽蜗轮轴上，经过投入装置，能够实现盘车手动投入。盘车电机起动同时，接通盘车润滑油路上电磁阀，投入润滑。盘车投入压住投入装置上手柄，同时反时针旋转蜗杆上手轮，直至小齿轮和转子上盘车大齿轮完全啮合，接通盘车电机，投入盘车。1.2调整、保安系统设备介绍本机采取是数字电—液调整系统（DEH）。关键由数字式调整器、电液转换器、液压伺服机构、调整汽阀等组成。本机保安系统采取冗余保护。除了传统机械—液压式保安装置外，增加电调装置、仪表监测系统电气保护。保安系统关键由危急遮断器、危急遮断油门、试验控制阀、电磁阀、主汽门、TSI监测系统、电调整器超速保护等组成。一、调整系统概述

该调整器是以微处理器为关键模块化计算机控制装置，依据用户运行参数、条件编程组态，经过输入输出接口，接收、输出模拟量、开关量信号进行控制。该调整器含有以下特点：

1、转速调整

2、转速目标值设定

3、负荷分配

4、功率目标值设定

5、不等率设定

6、冷热态自动起动程序设定

7、跨越临界转速控制

8、超速试验及保护

9、零转速投盘车

10、外部停机输入

11、RS232/RS422/RS485通讯接口

12、图形显示

13、自诊疗，输入输出量监控

14、手动、自动模式转换

调整器接收转速传感器输入转速信号、功率传感器输入电功率信号和过程控制、辅助控制等回路输入控制信号，解算后输出标准电流信号给电液转换器。

注意：数字式调整器具体内容请阅读DEH说明书。

二、调整系统动作过程

机组正常运行时，调整保安系统由汽轮机主油泵供油。起动过程中，系统由起动油泵供油。开启油泵起动后，将保安装置挂闸，开启阀手轮关到底，保安油路接通。接到开机信号后，缓慢旋转开启阀手轮，即可开启主汽门。按电调整器操作面板上“运行”键。机组即可根据预先编好运行程序，自动升速、暖机、跨越临界转速，直至额定转速。随汽轮机转速升高，主油泵出口油压逐步升高。当主油泵出口油压高于起动油泵出口油压时，系统自动切换至主油泵供油，起动油泵可经过人工或自动停止工作。三、保安系统概述保安系统包含机械液压保安系统和电气保安系统两部分。1、机械液压保安系统及装置机械液压保安系统关键由危急遮断器、危急遮断油门、试验控制阀、开启阀、主汽门、补汽阀等组成。

2、机械液压保安系统功效

当任一保安装置动作时，保安油路被切断，保安油压降为零，主汽门、调整汽阀、补汽阀快速关闭。

3、超速保护

当汽轮机转速超出额定转速10一12％时，危急遮断器、危急遮断油门动作，切断保安油路。4、轴向位移保护当汽轮机转子位移超出要求值时，危急遮断油门动作，切断保安油路。5、手动停机

手动试验控制阀上手动停机按钮，切断保安油路。

6、保安装置

6.1危急遮断器：危急遮断器为飞锤式结构，装在转子前端主油泵轴上。当汽轮打L转速上升到110一112％额定转速时，飞锤离心力大于弹簧压紧力，向外飞出，打脱危急遮断油门挂钩，使危急遮断油门滑阀动作，切断保安油路。待转速降低到102％额定转速左右时，飞锤复位。危急遮断器可作在线动作试验。在汽轮机正常运行时，不需提升机组转速就可检验危急遮断器动作是否正常，在线动作试验是由经过“试验控制阀”实现。当危急遮断器动作转速不符合要求时，可转动危急遮断器顶部调整螺母进行调整。

6.2危急遮断油门：危急遮断油门装在前轴承座内，可接收危急遮断器动作信号或转子轴向位移动作信号，实现紧急停机。

当危急遮断器飞锤飞出时，将危急遮断油门前端挂钩打脱，油门滑阀在弹簧力作用下移动，切断保安油路。

当汽轮机转子产生任一方向轴向位移时，主油泵轴上靠近挂钩处凸肩将使挂钩脱扣，实现紧急停机。

危急遮断油门动作后，若要重新挂闸，须拉动试验控制阀上复位阀手柄。6.3试验控制阀：这是一个组合阀，由手动停机阀、喷油试验阀、复位阀组成。当需要手动停机时，将手动停机阀手柄压下，即可实现停机。若要重新挂闸，只需将手柄拉起。喷油试验是危急遮断器喷油试验装置，由一个切换阀和一个注油阀组成。在汽轮机正常运行中，要作危急遮断器喷油动作试验时，首先将切换阀手柄压下，将危急遮断油门从保安系统中解除。同时旋转注油阀手轮，使注油滑阀到底。此时，喷射油经过主油泵轴进入危急遮断器底部，危急遮断器飞锤在离心力和油压力作用下飞出，将危急遮断油门挂钩打脱。危急遮断器动作后，先关闭注油阀，用复位阀使危急遮断油门重新挂闸，然后放松切换阀手柄，使危急遮断油门重新并入保安系统。复位阀用于危急遮断油门挂闸，只有在注油阀退出后才起作用。拉动复位阀手柄，即可将危急遮断油门挂闸。

6.4电气保安系统

电气保安系统由TSI汽机监测系统、电磁阀等组成。

6.4.1TSI汽机监测保护系统

汽轮机安全监测保护装置（TSI)，含有下列监测值：

1．汽轮机零转速

2．汽轮机轴位移

3．汽轮机轴振动

4．汽轮机差胀

5．键相

注：具体内容见TSI说明书。6.4.2电调整器超速保护电调整器除了调整功效外，还含有超速保护功效，可设定超速报警、停机点。6.4.3电磁阀本机配有两个保安电磁阀，任一电磁阀动作，全部可切断保安油路。电磁阀端部有滑阀活动按钮。

四、主汽门主汽门直接装在汽缸蒸汽室侧部，机组管路部署很简练。主汽门由油缸控制其启闭，油缸水平部署。油缸活塞杆和主汽门阀杆经过两半接合器连接起来。当要开启一主汽门时，先将各保安装置挂闸。然后将开启阀手轮顺时针旋转到底，待保安油压建立后，逆时针慢慢旋转开启阀手轮，油缸活塞下部油压逐步升高。当油压达成开启值时，活塞开始移动，将主汽门开启。当保安装置动作后，保安油压消失，活塞上部弹簧将主汽门快速关闭。为预防主汽门阀杆卡涩，主汽门阀杆可作活动试验。接通油缸上试验电磁阀，油缸活塞小行程活动。在油动机支座上设有阀碟行程指示及行程开关。

五、油系统油系统包含主油泵、开启油泵、润滑油泵、事故油泵、注油器、冷油器、油箱等。主油泵和汽轮机转子直联，开启油泵为交流高压电动油泵，用于机组起动时供油。机组起动后，当主油泵油压大于起动油泵油压时，开启油泵手动关闭。润滑油泵为交流低压电动油泵，用于机组盘车时供油。事故油泵为直流低压电动油泵，用于交流电源失掉，交流电动油泵无法工作时供润滑油。注油器油系统中设有两个并联工作注油器，低压注油器用来供给主油泵用油，高压注油器供给润滑系统用油。

1.3辅机系统本机辅机系统关键由凝汽系统、汽封系统、疏水系统等组成。一、凝汽系统

凝汽系统关键包含凝汽器、射水抽气器、凝结水泵等。汽轮机排汽在凝汽器内凝结后，聚集到热井中，由凝结水泵升压，经轴封冷却器、加热器至除盐水箱。

①凝汽器本机配一台二步骤二道制表面式凝汽器。凝汽器水侧分为两个独立冷却区，当凝汽器水侧需检修或清洗时，可在机组减负荷情况下分别进行。水室端盖上还设有些人孔，便于检验水室清洁情况。凝汽器管束设计合理，确保了凝汽器含有低汽阻及过冷度。

②射水抽气器本机采取长喉管射水抽气器，抽气效率高，能耗低，噪音小，结构简单，工作可靠。另外在扩散管上还设置了抽气口，可用于轴封抽汽。

二、汽封系统前汽封一段漏汽接补汽管；二段漏汽接均压箱；三段漏汽接轴封冷却器。后汽封一段封汽接均压箱；二段漏汽接轴封冷却器。

①均压箱用于向汽轮机两端轴封供给密封蒸汽，均压箱内压力由进汽口和出汽口处压力调整阀维持在0.103—0.13MPa（绝压）。

②轴封冷却器用于回收轴封漏汽，预防轴封漏汽进入轴承座内。轴封冷却器内压力由风机维持在0.097—O.O99MPa（绝压）。

三、疏水系统汽轮机本体疏水、管路疏水疏至疏水膨胀箱。疏水在膨胀箱内扩容后，蒸汽进入凝汽器顶部，疏水至凝汽器底部。2凝汽式汽轮机设备规范及参数限额2.1汽轮机设备技术规范型号BN12-1.9/0.3单位备注额定及经济出力12MW额定进汽温度345±20℃额定进汽压力1.9±0.2MPa额定进汽补汽压力0.3±0.5MPa额定进汽补汽温度200±150℃额定排汽压力0.0063MPa额定工况汽耗8.676kg/kw.h额定进汽量53t/h额定补汽量/最大补汽量10t/h临界转速1962/7965r/min额定转速3000r/min汽轮机旋转方向面向汽轮机端为顺时针2.2调整、保安系统设备技术规范：冷却水温度正常/最高22、33℃单位备注额定转速时振动值≤0.03mm临界转速时震动值≤0.10mm排汽温度≤100℃空负荷时﹤120℃至80℃报警、120带负荷﹤65℃轴承回油温度：﹤65℃至70℃轴瓦金属温度：﹤85℃至100℃推力瓦快温度：正常﹤85℃最高﹤95轴向往移：﹤0.7mm﹤1.0mm轴向位移报警±1.0mm报警轴向位移动作±1.5mm停机胀差～1.5mm正常胀差±32mm报警胀差±43mm停机单位备注转速摆动值≤15r/min速度变动率-4~+6%迟缓率≤0.25%主油泵出口油压低≤1.7Mpa高压交流油泵自开启润滑油压低0.04Mpa低压交流油泵自开启润滑油压低0.03Mpa直流油泵自开启，润滑油压低0.02Mpa主汽门关闭停机润滑油压低0.15Mpa电动盘车不得投入主油泵出口油压2.0MPa主汽门控制油压﹥1.2MPa保安油压2.0MpaⅠ路脉冲油压～1.0MPaEH系统控制油压2.0MPaEH系统工作油压0.25～0.6MPa（I）注油器出口油压0.0882MPa（II）注油器出口油压0.196MPa危急遮断器动作转速3270~3360r/min危急遮断器复位转速3055±15r/min危急遮断器喷油试验动作转速2920±15r/min2.3冷油器设备技术规范型式YL-60单位备注数量2台冷却面积60m2冷却油量1000I/min冷却水量150t/h冷却温度33℃冷却水管材料HSN70-1A冷却水管：12×1mm4.2汽封加热器设备技术规范：型式LQ-20单位备注数量1台加热面积40m最大水恻压力1.5MPa冷却水量50～75t/h抽气器压力：0.588~1.18MPa抽气器温度：2.60~435℃抽气器流量36kg/h管于材料HSN70-1A管于规格15×1mm2.5射水抽气器规范型号JN-12单位备注工作水压力：0.4MPa工作水量：160t/h抽气量12kg/h射水箱容积：2.6射水泵设备技术规范射水泵规范配用电机型号：IS150-125-400型号：Y2-225M-4扬程：50m功率：45kw流量：200m3电压：380V汽蚀余量：2.8m电流84.7A转速：1450r/min转速：1475r/min效率：75%生产厂：上海联泵业生产厂：安徽皖南电机股份2.7凝汽器设备技术规范型号N-单位备注型式：表面式冷却面积：m2蒸汽压力0.0063MPa蒸汽流量63t/h冷却水量5000t/h冷却水温度20℃冷却水压力：0.6MPa管于材料HSN70-1A管于规格：20×1mm无水净重34960kg2.8凝结水泵及配套电机设备技术规范凝泵结水泵规范配用电机型号：6N6G型号：Y200L2-2扬程：85m功率：37kw流量：60m3电压：380V转速：2950r/min电流：67.9A汽蚀余量：m转速：2950r/min生产厂：长沙水泵厂生产厂：长沙水泵厂2.9循环水泵及配套电机设备技术规范循环水泵配用电机型号OT600S600-6700A型号YKK560-6流量5000m3额定功率710kw扬程43m额定电压1000V许可吸上高度2m额定电流48.7A转速994r/min额定转速980r/min效率84%轴功率710kw生产厂家：上海水泵厂股份生产厂家：上海电机股份2.10高压交流油泵及配套电机设备技术规范高压交流油泵配用电机型号100AY120×2A型号YB315S-2扬程2.05MPa电压380V流量93m3转速2980r/min轴功率86.6kw功率110kw效率60%电流203A生产厂：长沙水泵厂生产厂：长沙水泵电机集团、2.11低压交流油泵及配套电机设备技术规范直流油泵配用电机型号KCB-633型号Y160L-6流量38m3功率11kw出口压力0.28MPa电压380V汽蚀余量电流A转速r/min生产厂家：河北泊头市运河泵业生产厂家：中国包头电机厂2.12直流油泵及配套电机设备技术规范直流油泵配用电机型号KCB-633型号Z2-61流量38m3功率10kw出口压力0.28MPa电压220V汽蚀余量电流54.8A转速1000r/min生产厂家：河北泊头市运河泵业生产厂家：中国包头电机厂2.13盘车电机规范型号：Y132M2-6B单位备注功率：5.5kw电压：380V电流：12.6A转速：980r/min生产厂：青岛天一集团红旗电机3开启和停止3.1开启前准备和检验3.1.1班长接到开机命令时，通知相关人员进行准备及检验，填写开机操作票。3.1.2仔细检验汽轮机，发电机及各隶属设备，确定检修工作已全部结束。3.1.3备好听音棒，振动表，转速表，阀门钩子等工具，并作好和电气及锅炉联络工作。3.1.4机组本体检验和试验：（1）机组各保护，危急保安器，轴向位移遮断器，电磁阀均在脱开位置。（2）检验调整汽阀及连杆连接转动情况应良好，行程指示零。（3）盘车手柄投入正常，盘车电机空转一切正常。（4）机组及开机盘上各压力表，温度表，转速表，真空表齐全正常。（5）机组本体各疏水门开启。（6）统计机组热膨胀指示。3.1.5对汽水系统检验：（1）电动主汽门及一、二次旁路门、自动主汽门、补汽电动主汽门、调整门、自动主汽门在关闭位置，电动门前全部疏水门在开启位置，电动主汽门后疏水在关闭位置，导汽管疏水，一、二次、排汽管疏水门，机组本体疏水至疏水膨胀箱疏水门均在开启位置，疏水膨胀箱至地沟门关闭；补汽调整门后、自动主汽门底部疏水门均在开启位置（2）凝结水泵进口门、出口门，空气门开启，稍开凝结水再循环门，压力表完好，指针在零位。凝结水至除盐水箱调整门、调整门前后隔离门及旁路门关。（3）凝汽器热水井补水在３／４处，除盐水补水门关，凝汽器水侧放水门关，凝汽器循环水进出口门关，凝汽器汽侧两侧空气门开。（4）射水泵进水门开，出水门关。各压力表完好，水箱水位正常，水位计考克门开启,抽气器空气门，水箱底部放水门关。补水门稍开维持水箱水位，并有少许水从溢流管流出。（5）轴封加热器蒸汽门，进水旁路门，抽气器蒸汽门关，进出水门，前后疏水门开．（6）空冷器滤网进出水门开、旁路门关，各组进出水门开，回水总门关。（7）均压箱新蒸汽一、二次门关，疏水门开启。3.1.6对油系统检验：（1）油系统各压力表，温度计完好，指示正确。（2）油管路及油系统内全部设备应处于完好状态，油系统无漏油现象。（3）油箱内油位正常，油质良好，油位指示器浮筒动作灵活。（4）油箱放油门及冷油器处取样门关闭严密并挂警告牌。（5）冷油器进出油门开启，进水门关，出水门开。（6）高压电动油泵，交流油泵，直流油泵进出口门开启，滤油器在运行位置，滤油器上放油考克关闭。（7）高压电动油泵出口对油系统冲油阀应关闭上锁。（8）水冷油系统装置进出水阀开启。3.1.7汽轮机在下列情况下不准开启：（1）危急保安器失灵不能关闭主汽门。（2）关键保护装置，调速系统，轴向位移磁力断路油门失灵。（3）调整系统不能维持机组空转或甩负荷后不能控制在动作转速内。（4）电动油泵开启后，任何一个轴承无油流。（5）辅助油泵故障，开启不起来。（6）缺乏关键仪表，转速表失灵又没有任何仪表替换。（7）发生事故没找出原因及没有采取方法前。（8）盘车装置开启后，内部有异常声音。（9）油温低于25℃（10）机组振动大超标。3.2机组开启3.2.1开启辅助油泵检验及静态试验：3.2.1.1开启交流油泵检验（1）润滑油压及轴承油流量及泵体电机情况正常。（2）油路各管道法兰严密。（3）润滑油位在要求值，新安装机组第一次开启，应预先准备好必需油量，以备油管充油后向油箱补油。3.2.1.2分别开启高压电动油泵，直流电动油泵进行上述检验一切正常后，做各油泵联动试验。3.2.1.3联锁试验正常后，开启高压油泵，开启盘车电机，检验电机运转情况，正常后停运，投入盘车手柄，投入盘车测听机组内部声音，正常后，停运盘车。3.2.1.4静态试验（1）将危机保安器挂闸。（注意电动主汽门及旁路门及后疏水门应处于关闭状态）（2）逆时针将开启控制阀慢慢松开，注意自动主汽门由全关至全开，微开调速汽阀门至1/3开度。（3）手打危机遮断油门，检验自动主汽门、调整汽阀快速关闭。关闭自动主汽门，将危机遮断油门合上，旋紧开启阀，注意自动主汽门由全关至全开，分别做轴向位移遮断器和室内手动停机按钮，检验自动主汽门、调速汽阀是否快速关闭。（4）将PLC相关保护按钮投入，分别做润滑油压、轴向位移油压及低真空试验，试验应正常。（5）联络电气分别做自动主汽门跳闸联跳、发电机及发电机联跳自动主汽门试验。（6）做室内跳发电机按钮试验应正常。3.2.2电动门前暖管3.2.2.1通知锅炉人员准备暖管，开启电动主汽门前全部疏水。（电动门后疏水应在关闭位置）3.2.2.2开启高压电动油泵，投入盘车，以预防隔离门及主汽门不严漏入蒸汽，造成转子热弯曲。3.2.2.3开启凝汽器出水排气门，待有水流出后关闭排气门，联络锅炉开启凝汽器进出水门，向凝汽器通水。3.2.2.4开启凝结水再循环门3-5圈，然后开启凝结泵检验其工作正常，开启出口水门，保持母管水压在低水压值以上，水泵操作开关切至PLC后投入水泵联锁。3.2.2.5当主汽压力升至0.08MPa时，应关小疏水门，开启电动门后疏水门，关小电动门前疏水门，开启电动隔离门旁路门，暖管至主汽门前主汽压力升至0.1MPa时，10min后开启电动门，关闭旁路门。3.2.2.6逐步提升管道压力在0.08—0.1MPa,低压暖管20—30分钟，当温度升至150—180℃时，按每分钟0.1—0.2MPa升压速度升至正常压力，汽温提升速度不应超出5℃3.2.2.7检验射水箱水位正常，开启射水泵检验正常后开启对应抽气器空气阀，保持母管水压在低水压值以上，投入联锁，正常后运行一台抽气器，备用抽气器抽闲气门、进水阀关闭。3.2.2.8先开启均压箱底部疏水门，缓慢开启均压箱进气手动门稳定均压箱压力在0.03~0.05MPa，待均压箱温度达成120℃3.2.3开启冲转3.2.3.1当真空升至-0.06MPa以上时，主汽压力0.8～1.0Mpa以上，汽温达成280℃以上，冷油器出口温度不低于25℃，润滑油压在0.08—3.2.3.2合上机组各保护，汇报班长准备冲转。3.2.3.3将开启阀顺时针旋到底，注意自动主汽门由全关至全开。3.2.3.4缓慢开启调速汽阀冲动转子后，立即关小调速汽阀，保持转速在300—400r/min，暖机20—30min，注意各轴承温升及各部位膨胀，振动情况．仔细测听内部声音，对机组进行全方面检验。3.2.3.5暖机过程中，凝汽器真空维持在-0.065—-0.075mpa之间,最低不低于-0.06mpa。3.2.3.6当一切正常后，以60r/min速度均匀升速，升速至500r/min,在此转速下进行暖机20—30分钟，并进行相关检验：⑴检验机组各轴承油温，油流，油压情况。⑵观察主蒸汽压力，温度改变情况。⑶测听汽机内部声音应正常，无摩擦，检验汽缸膨胀正常，无卡阻。⑷检验凝汽器真空和排汽温度情况。⑸调整前后汽封确保少许冒汽。3.2.3.7当油温升高至40-45℃时，投入冷油器，调整出口油温在35—453.2.3.8低速暖机后，检验机组正常，升速到1200r/min，中速暖机75min，再次对机组进行全方面检验。3.2.3.9一切正常后，即可快速而平稳越过临界转速，然后以100r/min升速率升速到2400r/min，30min后调整转速至额定转速。3.2.3⑴凝汽器真空逐步提升，应预防升速过快。管道疏水门，无疏水排出时关闭疏水门。⑵当机组出现不正常振动时，应降低转速暖机检验,待异常消除后方可重新升速。⑶当油系统出现不正常现象，如油温过高或油压过低等，应停止升速，查明原因,方可重新升速。⑷当机组热膨胀发生显著改变时，应停止升速，查明原因,方可重新升速。3.2.3.11机组全速后，全方面检验一切正常后，汇报班长，准备做热态试验；⑴手打危急保安器，主汽门、调速汽门应快速关闭，转速下降。⑵旋紧开启阀后再松开开启阀，自动主汽门全关到全开。⑶开启高压调整汽阀将转速升至调速器动作，操作DEH调整转速至额定转速,分别做和静态试验相同试验。⑷机组第一次开启，大修后，停机30天以后，或运行小时以上，应做超速试验.试验步骤以下:ａ操作DEH调整转速将转速加至3300—3360r/min，此时，危急保安器应动作，不然应立即手动打危急保安器，停机调整。ｂ危急保安器动作后，转速降至3000r/min以下时，合上危急保安器打开调速汽门和主汽门升速至3000r/min。ｃ汽轮机第一次开启，大修后，危急保安器动作试验应进行三次，前两次动作转速差不应超出18r/min，第三次和前两次动作转速平均之差不超出30r/min。3.2.3.12空负荷时应注意机组排汽温度，温度过高时立即开启喷淋门，降排汽温度。空负荷时排汽温度不超出120℃，带负荷时最高不超出803.2.3.13对机组全方面检验正常后，汇报班长能够并网．将DEH同时交至电气控制可并列。3.2.3.14当电气已并列后，发电机并网后即带10％额定负荷，注意调整凝汽器水位，并通知化水化验凝结水，凝结水排放合格后开启凝结水至除盐水箱供水，由调整门调整凝汽器水位。3.2.3.15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%时，停留10—20min，后再继续加负荷．3.2.3.16对机组检验无异常后，将负荷带至额定值．全方面检验机组运转情况．3.2.3.17当发电机入口风温升至40℃时，投入空冷器，调整发电机入口风温不超出40℃，不低于3.2.3.18检验各泵联锁投入情况，检验汽轮机各保护投入。3.2.3.19无异常后，汇报班长开机完成，将开机过程统计在运行日志内。3.3机组停运一、停机前准备工作：（1）接到班长停机命令后，立即作好停机准备工作，准备好测振表、转速表、手电筒、听音棒、阀门钩子、统计表格，并填写停机操作票。（2）对辅助油泵进行试验应正常。（3）检验主汽门，调整汽阀是否卡涩。二、停机步骤：（1）逐步降低机组电负荷，降负荷时注意机组膨胀及振动情况。（2）注意调整凝汽器热水井水位应正常．（3）负荷下降同时，注意将均压箱改用补汽供汽。（4）当负荷降至零时，联络电气能够解列，待电气已解列后，汇报班长，联络锅炉准备打闸停机。（5）手打危急保安器，主汽门，调速汽阀应快速关闭，无卡涩现象，统计惰走时间。（6）惰走过程中，应进行下列工作：ａ转速下降过程中，应注意高压油泵是否自启，不然应手动开启，维持润滑油压不低于0.055mpa。ｂ测听机组内部声音，注意油温、油压、油流及振动情况。ｃ伴随转速下降，立即调整真空破坏门，使真空缓慢下降，转子静止同时真空到零。ｄ真空到零后，关闭均压箱向轴封供汽门，关闭射水泵出口门，停运射水泵。ｅ关闭电动门，开启电动门前蒸汽管道上全部疏水门。（9）转子静止后进行下列工作：ａ统计静止时间，统计惰走时间。ｂ开启交流油泵，停高压油泵，投入连续盘车。测听机组内部声音应正常。ｃ停运凝结泵，注意热水井水位。ｄ冷油器出口油温降至35℃以下时，关闭冷油器进水门，发电机出口风温低于25ｅ开启疏水膨胀箱全部疏水门。ｆ当排汽温度降至50℃ｇ当第一轴承温度降至45℃以下时，停运交流油泵，若停运后，轴承温度升至50（8）盘车要求：ａ停机后连续盘车2小时。ｂ2—二十四小时，每隔半小时盘车180℃ｃ以后每日12小时整，盘车180℃（9）汇报班长，操作完成，将全部操作情况及停机中发觉问题记入操作统计本中。4运行中注意事项4.1运行指标司机为确保汽轮机安全，经济运行，应确保符合下列各指标。序号项目单位额定许可范围报警危急和停机1负荷kw10-12主蒸汽温度℃345345±203主蒸汽压力Mpa1.91.9±0.24凝结器真空（冬季）Mpa-0.0750.1-0.060-0.03以下5调速油压Mpa0.970.978润滑油压Mpa0.090.08-0.120.0750.059主油泵出口油压MPa2.010主汽门控制油压MPa﹥1.211保安油压Mpa2.012Ⅰ路脉冲油压MPa～1.013EH系统控制油压MPa2.013EH系统工作油压MPa0.25～0.614冷油器出口油温℃3835-4535-4545以上15推力轴承回油温度℃40－5070以上16#1-#4轴承温度℃35－6070以上17轴承出口油温℃不超出6565以上18油箱油位mm－50—1900－50以下19轴承振动mm小于0.050.07以上20发电机入口风温℃3530－4040以上21发电机出口风温℃5040－6075以上22线圈温度℃不超出92105以上23铁心温度℃不超出92105以上24转子轴向位移mm11.20.7以上25凝结水泵电机电流A42.226高压电动油泵电机电流A56.927电动润滑油泵电机电流A12.628直流润滑油泵电机电流A30.529射水抽气器工作水压力Mpa0.39230凝结水过冷度℃小于24.2常常监视、调整和检验4.2.1司机应常常监视调整下列各项：汽轮机前主蒸汽压力和温度。汽轮机主蒸汽量及发电机负荷。各监视段压力、减温减压器压力。轴承油压和调速油压。脉冲油压。射水泵工作情况及前、后汽封。凝汽器真空及排汽温度。轴向位移量及油压。调速汽门情况4.2.2司机每半小时应检验下列各项：各轴承温度进口油压及回油油流情况。油箱油位。发电机出入口风温及定子线圈温度。发电机滑环及励磁机炭刷情况。盘车装置。调速汽门连杆及三脚架工作情况。汽轮机膨胀指示。轴封加热器压力和出、入口水温、水位情况。各汽、水、油、阀门管道泄漏情况。每小时统计各仪表指示分析改变情况。（11）每小时测听汽轮机声音。4.2.3司机在正常运行中应注意下列事项：（1）当发觉某一轴承温度比正常显著升高2-3℃（2）当发觉各仪表信号指示不正确或失灵现象，应立即汇报班长，通知仪表人员处理。（3）负荷改变情况，高压调速汽门连杆情况。（4）油箱油位比正常下降3－5mm应检验原因。4.2.4在下列情况下应细听汽轮机各部位声音，同时检验转子轴向位移油压表指示情况。（1）开机时。（2）运行中汽轮机负荷忽然改变超出500KW时。（3）运行中汽轮机主蒸汽压力及温度忽然改变较大时。（4）运行中汽轮机声音有改变时。（5）交接班和统计完成时。4.2.5在下列情况必需测量汽轮机发电机各轴承振动并做好统计。（1）大修前停机和完工后投入运行时。（2）任何一个轴承振动有显著升高时。（3）正常运行。注：大修前、后测量应在空负荷，3000KW、6000KW、9000KW，和全负荷多个点各测量一次。4.3定时工作4.3.1汽轮机运行中，应进行下列定时工作主汽门试验。8－16班接班后1小时联络电气注意负荷改变，将主汽门关1圈，然后开满退回1/2圈。司机操作，班长监护。测量振动，每七天星期一，8－16班测量汽轮发电机各轴承振动，并统计在振动统计薄内，进行分析情况。电动油泵试验，每个月15日8－16班进行试验，试验结果记在统计薄内。油箱放水检验，每七天星期一8－16班进行油箱放水，通知化学人员来现场观察，注意油箱油位。真空严密性试验，每个月1日8－16班试验。凝结水泵、循环水泵、射水泵、轴承加油，每个月二日、十六日加油一次。切换凝结水泵、射水泵每七天星期一8－16班切换一次。冷油器切换每次开机时切换。每班交班前，清扫集控室及机房一次。每班用抹布把汽轮机发电机组清擦一次。4.3.2电动油泵定时试验操作：将油泵出口门关闭后开启电动油泵，观察油泵电机电流是否正常。用听音棒测听油泵声音正常，声音及振动均正常后，停用油泵，检验油泵应停转，油压应正常。开启电动油泵出口门。将试验结果记入运行日志内。交流润滑油泵，直流油泵同上。4.3.3真空严密度试验操作：班长汇报班长维持汽轮机负荷稳定。司机关闭抽气器空气门，统计开始时间，除去前1分钟，计算后5分钟下降数值。每隔1分钟统计一次，共统计6次即可恢复。试验时真空下降超出680pa时，及停止试验。同时试验时，真空下降不得低于650mm水银柱（-0.086Mpa），不然应停止试验立即开启抽气器空气门，恢复真空。将试验结果记入运行日志内。4.3.4汽轮机在下列情况应进行超速试验，轴向位移试验，磁力断路油门试验。汽轮机组大修后试运行时。停机后，拆开轴向位移检验和调速系统进行过检修。每运行小时以上停机时。机组长时间停用，超出六个月后，重新投入运行时。超速试验通常情况应做三次，前两次动作转速差不超出0.6％，第三次动作转数和前两次平均相差不应超出1％。试验磁力断路油门应由热工人员参与，如不合格由热工人员进行处理。4.3.5超速试验步骤以下：汽轮机全速或解列后，检验各处一切正常后，手按危急保安器，检验主汽门应关闭严密，转速应下降，调速汽门应快速关闭，复位阀复制，然后合上危急保安器。将调速汽门慢慢开启，待转速停止下降而上升时，应停止开大调速汽门，转速稳定后，再继续升速。OPC试验合格3090转/分，再将转速升高至3360转/分，而危急保安器不动作时，立即手按危急保安器，关闭主汽门，停止做超速试验。做超速试验必需用两只转速表。4.4辅助设备切换4.4.1凝结水泵切换：4.4.1.1根据凝结水泵开启前检验项目检验备用泵，一切正常。4.4.1.2联络司机开启备用泵，观察其电流应正常。并对凝结泵进行全方面检验。4.4.1.3检验正常后，缓慢开启备用泵出口门，缓慢关闭运行泵出口门，注意母管压力及热水井水位。4.4.1.4当备用泵出口门全开，运行泵出口门全关，备用泵运行稳定时能够停用运行泵并开启出口门做为备用。假如开启备用泵有问题，应立即开启刚停运运行泵，检验备用泵失常原因。4.4.1.5检验新投用凝结水泵运行情况，并将情况汇报班长。4.4.1.6班长将凝结水泵切换情况记入统计本内。4.4.2射水泵切换：4.4.2.1检验备用水泵入口门、出口门关闭，通知司机开启备用泵。4.4.2.2司机接到检验正常、能够开启汇报后，在DCS上开启备用泵并观察电机电流应正常，缓慢开启备用泵出口门，出口压力应正常，4.4.2.3关闭原运行泵出口门，注意开启备用泵压力，无异常后方可停用原运行泵。4.4.2.4值班工检验新投用泵运行情况正常后，开启停用泵出口门，汇报班长。4.4.2.5班长将切换情况记入运行统计本内。4.4.3冷油器切换4.4.3.1冷油器切换，必需有切换人员填写切换操作票，班长审查无误，判定后，方可进行切换，切换过程中，由班长做监护。4.4.3.2油侧排气门应缓慢开启，将油侧气体排出，直至有连续油流出。（排气时应用油盒或其它容器将排出油接好）此项工作关键是在冷油器大修后，油侧未完全充满油时，预防切换冷油器时，将空气带入润滑油系统，造成轴承瞬时断油。4.4.3.3开备用冷油器进油门且冷油器出口门在开启位置，然后稍开备用冷油器冷却水进水门此时冷却水出口水门在开启为止，调整备用冷油器冷却水进水门，使油温在35~45℃4.4.3.4备用冷油器投入运行正常后，能够关闭需停用冷油器进水门和进油门。4.4.3.5依据投用冷油器出口油温情况，调整冷油器进水门，使出口油温在38℃4.4.3.6将两台冷油器进出油门加锁锁住。4.4.3.7班长将冷油器切换情况记入运行统计本内。5汽轮机本体事故预防5.1预防汽轮机大轴弯曲事故5.1.1开启汽轮机前盘车要求开启前盘车应立即投入，尤其在热态情况下最少应投入连续盘车4小时以上，若有间断应对应延长连续盘车时间；注意监视大轴弯曲度值不应超出冷态原始值0.03mm，并注意监视大轴最大弯曲点方向是否发生改变；停机时转速到零立即投入连续盘车。若不能投入则要求定时人工盘车180度，并立即恢复连续盘车。5.1.2汽轮机热态开启蒸汽参数控制蒸汽温度和对应汽缸壁温度匹配，通常蒸汽温度应高于最高缸温80～100℃，并含有50℃以上过热度，当新蒸汽温度、汽压改变较大时，同时注意监视振动、轴向位移、差胀改变。控制好汽缸上下缸温差，内缸上下缸温差不能大于35℃，外缸上下缸温差不能大于5.1.3启、停机蒸汽系统疏水开启前及停机后，应按规程要求关闭相关阀门及管道疏水，确保通畅，预防堵塞后造成向汽缸返水或进冷汽，造成较大上下缸温差。汽机机带高负荷，当蒸汽温度下降较多时应开启汽缸、主蒸汽管道上疏水；在10min内下降50℃应打闸停机，预防水冲击。5.1.4冲动汽轮机转子冲转包含运行过程中严密监视汽轮机振动情况，出现异常查明原因立即处理。振动通常不应超出0.05mm，当发觉汽机内部有故障征象或振动忽然增大0.05mm时应打闸停机；对汽机转速在过临界之前振动应尤其重视，若任一轴承振动超出0.05mm，或过临界时超出0.12mm，且振动幅增较快时，应打闸停机并检验原因，不可硬闯临界转速或降速暖机。5.1.5停机及盘车停机后统计停机惰走时间，如比过去一样停机条件下（真空值、顶轴油泵开启转速）惰走时间显著减小，应查明原因，确信没有足以妨碍机组安全运行原因后，方可进行下次开启；停机后投盘车严密监视盘车电流应稳定没摆动，注意和上次盘车相比电流不应差异太大，如发觉动静部分摩擦严重或盘不动，待设法摩擦消除后方可连续盘车，不可强行盘车；因检修暂停盘车时应监视转子晃度，如改变较大时应恢复盘车，且恢复前应先盘车180°待转子热挠曲消失，然后再投入连续盘车。5.1.6凝结器水位控制停机后应注意预防凝结器水位过高进入汽缸造成转子弯曲。5