m烧结余热发电工艺规程

1、1简述 2余热锅炉启动准备3余热锅炉启动4余热锅炉运行5余热锅炉停炉6余热锅炉维护保养7余热锅炉事故预防及处理8弹簧全起式安全阀整定记录表9运行参数及报警联锁第二章汽机运行规程1设备的主要技术规范及性能1.1凝汽式汽轮机设备及系统1.2调节、保安系统设备介绍1.3辅机系统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2.2调节、保安系统设备技术规范：2.3冷油器设备技术规范4.2汽封加热器设备技术规范2.5射水抽气器的规范2.6射水泵设备技术规范2.7凝汽器设备技术规范2.8凝结水泵及配套电机设备技术规范2.9循环水泵及配套电机设备技术规范2.10高压交流油泵及配套电机设备技术规范2

2、.11低压交流油泵及配套电机设备技术规范2.12直流油泵及配套电机设备技术规范2.13盘车电机规范3启动与停止3.1启动前准备与检查3.3机组停运4运行中的注意事项4.1运行指标4.2经常监视、调整与检查4.3定期工作4.4辅助设备的切换5汽轮机本体事故预防5.1防止汽轮机大轴弯曲事故5.2汽轮机油系统防火技术措施5.3防止油系统断油事故措施5.4调速保安系统预防事故技术措施5.5防止烧瓦事故6汽轮机本体事故紧急处理6.1事故处理的原则6.2真空下降6.3汽压、汽温不符合标准6.4汽轮机水冲击6.5油系统工作失常6.6汽轮机振动或有金属磨擦声6.7发电机、励磁机起火6.8负荷突升和突降6.9轴

3、向位移增大6.10厂用电事故第三章电气运行规程1 系统概述1.110KV 系统1.2380V 系统2. 系统运行方式 2.110KV系统运行方式：2.210KV系统非正常运行方式2.3380V系统运行方式3. 发电机概况4. 发电机的参数5. 发电机的操作5.1发电机检修后投入热备用前检查与试验5.2绝缘电阻测量5.3启动前的准备工作5.4发电机并列操作5.5运行中的监视5.6检查与维护5.7解列与停机6. 发电机异常运行及事故处理7. 继电保护和自动化装置运行的一般原则7.1总则7.2运行及维护规定8. 发电机继电保护的运行9. 变压器及厂用电系统保护10. 自动装置的运行第四章直流系统运行

4、规程1. 总则1.1蓄电池直流系统的作用1.2设备概况1.3技术规范1.4使用条件2. 直流系统的运行2.1运行方式2.2直流系统的运行2.3直流系统的检查和维护3事故处理4蓄电池的更新时期第一章余热锅炉运行规程1简述1.1工艺流程简述工艺流程图根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。锅炉烟气系统流程简述：烧结余热锅炉接受两种温度的循环烟气，其中高温循环烟气从上部引入锅 炉，垂直向下先后流经中压过热器、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、凝结水加热器最后排出锅炉。低温循环烟气在高温循 环烟气的下方，是在2段鳍片管蒸发器之间，之后与流经到此的高温循环

5、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 后排除锅炉。锅炉汽水系统流程简述：由于烧结余热锅炉是接受两种温度热烟气的换热装置，所以，锅炉的汽水 系统也由两部分构成。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的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 水箱后算起的。除盐水箱中的除盐水通过除盐水泵将除盐水送至锅炉凝结水加 热器，而后进入与低压汽包连在一起的一体式除氧器并继而进入低压汽包。经 除氧后低压汽包中的水分两路送出，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

6、温器。而后，合格的低压蒸汽送至用户。中压汽水系统：经过加热除氧的低压汽包中的锅炉水，通过两台互为备用 的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。而后，合格的中压蒸汽送至用户。炉型：锅炉型号：Q320(187)/400(290)-37(13)-2.1(0.4)/350(205)型1.1.1锅炉性能参数如下：名称单位数值环冷机处理能力t/h500循环气体量正常Nn/h507000最大585000入口烟温C400 (290)蒸发量（中温/低温）正常t/h35/12.2最大37/13.5蒸汽量范围（保证出口蒸汽）%60 100额定蒸汽压力MPa2.1 (0.

7、4)额定蒸汽温度C350 (205) 10锅炉给水温度C104出口循环气体温度C150锅炉炉型自然循环锅炉外表面温度C 80%锅炉漏风系数 1%锅炉总排污率 2%锅炉水容积3 m88 (工作)中压汽包水容积3 m14低压汽包水容积3 m201.1.2余热锅炉进口循环气体参数：进入锅炉循环气体量：正常507000nm/h （标态）最大 585000 m3/h ;（标态）锅炉入口处循环气体成份：循环气体除烟气以外就是粉尘，通常的状态是 粉尘含量大约为11.6g/Nm3之间。1.1.3锅炉给水：锅炉给水温度：104 C。锅炉给水水质如下：卩日值（25C时）：8.89.3硬度：w 2卩mol/l油：w

8、 1.0mg/L全铁Fe：w 50卩g/L全铜Cu: w 10卩g/L电导率（25T时）：w 30卩s/cm;1.1.4 余热锅炉结构： 余热锅炉四壁采用保温护板结构，锅炉本体受热面支撑在在钢构架上，其 整体可以自由向上膨胀。1.2 装置特点1.2.1 余热锅炉（ 1 ）余热锅炉的功能及结构描述a余热锅炉本体采用钢护板结构，余热锅炉自上而下布置过热器、蒸发器和省 煤器。b 余热锅炉本体包括汽包、过热器、蒸发器、省煤器、钢架（含刚性梁）、护 板、平台扶梯、余热锅炉本体炉壳以及余热锅炉本体上安装的一次阀门仪表、取 样接口等；c 余热锅炉本体受热面系统由各管箱组成，各管箱通过箱体（炉壳）间密封全焊

9、结构，自上而下，经最上管箱的吊板 /销轴，通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 余热锅炉启动准备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 锅炉机组启动前的检查与准备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。 2.3.2 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

10、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。2.3.4 放水系统：各联箱的排污门，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：主汽门前所有的疏水门及主汽门后的疏水门开启 (汽温到规定参 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 炉筒水位计的汽门、水门开启、放水门关闭。2.3.8 所有压力表一次门开启，所有流量表的一次门开启。2.3.9 空气门关闭，过热器对空排汽门开启。2.4 检查所有的风门开关，并直于下列位置。2.4.1 1#循环风机(运行

11、)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。2.4.2 检查各部人孔门、检查门完整，炉子底部放灰门关闭严密；2.5 检查转动机械、轴承润滑油洁净；油位正常；开启冷却水水流正常，地脚螺 丝及安全装置牢固，所以电动门、泵操作开关切至远控；与有关人员联系，做好 下列准备工作：(1) 通知给排水站准备好足够的除盐水。(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，做好启动前的监视调整配合工作。3 余热锅炉启动3.1 接到启炉命令，按措施要求对锅炉设备进行全面检查。3.2 联系烧结机控制室，调整 #1 循环风机挡板、烟道进出口门、

12、#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50C .3.4拌随着气压在不断上升，当气压上升制 0.050.1mpa时，冲洗炉筒水位计，并核对其他水位计指示是符合炉筒水位。3.5当汽压升至0.250.35mpa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、人孔及手孔等处的螺丝，并通知仪表冲洗 各表管。联系开锅炉主汽门旁路进行暖管，当压力升至 0.60.7MPa 时全开主 汽门，关闭旁路门。3.8 当汽压升至 1MPa 时，

13、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I.IMPa,汽温230C时，稳定压力对锅炉机组进行全面检查如无 异常联系机冲转。3.10 冲转期间汽压随转速的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 启动要求及注意事项： 参加运行人员除严格遵守运行及安全操作规程外，特别强调以下各条：（1）在上水过程中应检查锅筒，联箱的孔门及各部的阀门、法兰、堵头等是否 有漏水现象。当发现漏水时应停止上水并进行处理。当锅筒水位升至锅筒水位 计的-30mm处，停止上水，以后水位应不变。若水位有明显变化，应查明原因 予以消除。（2）要求整个升

14、温升压过程力求平稳。（3）锅炉的升压应缓慢：锅筒锅炉的首次升压应缓慢平稳，控制饱和温升大于 50C/小时，锅筒上下壁温差小于50C，而该锅炉的特点是升温、升压速度较 快，是否能够满足远程要求，目前尚缺乏这方面的运行经验，建议先按以下速 度控制待实践后再进行调整。饱和压力（ MPA ）时间（分）1.0 0.580 1202.05 140 603.1 0 2.030 50整个升压过程控制在 34 小时左右，升温速度要均匀，监视和记录。4 余热锅炉运行4.1 通过汽包给水调门对汽包水位进行调节 , 使汽包保持在低水位下运行。4.2 定期（每 2 小时一次）检查锅炉给水泵运转是否正常。4.3 定期（每

15、小时一次）检查软化水系统系统是否正常。4.4 定期（每天一次）检查吹灰装置是否正常。4.5 定期（每 4 小时一次）检查管道、阀门是否泄漏，膨胀节有无变形。4.6 定期（每小时一次）检查就地水位和仪表水位是否一致。4.7 定期排污、加药和化验水质（水质化验每 4 小时一次，排污根据化验结果 定）。4.8 定期（每天一次）冲洗水位计，以防止水、汽堵塞引起的假水位或就地水位 与仪表水位不一致的事故。5 余热锅炉停炉5.1 正常停炉 （有计划、有准备的停炉 ）：5.1.1 全开烟道旁通门，循环风机冷风门。5.1.2 根据汽轮机降负荷要求逐渐关小锅炉进、出口烟道门，相应减少给水 量。同时注意锅炉水位和

16、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，关闭给水调节阀，停给泵。5.1.7 低压汽包上水至汽包水位最高水位时，关闭给水调节阀，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突然紧急停车，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

17、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。525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定期维护锅炉给水泵，除盐水泵，吹灰等设备。6.1.2定期检查锅炉内部受热面管夹，吊板是否有松动，脱落现象并及时加固更 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100120C时，将锅炉各部分的水彻底放空，并利用余热或烟气将金属表面烘干，清除锅炉汽水系统内 的水垢和水渣，然后将干燥剂装于盘内，从锅筒人孔放入锅炉之内。常用 干燥剂用量如下表：药品名称用量(Kg/m3)粒径

18、(mm)工业无水CaCb121015生石灰231030硅胶12/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 C干燥。用干保养法防止腐蚀，应严格注意锅炉的严密性，锅炉人孔、管道阀门要全部 关闭。经过7至10天检查干燥剂的情况，如已经失效，应更换新药。此后每隔 一个月检查和更换一次药品。对锅炉外部表面也应进行观察检查。烘干法：在锅炉停炉后，炉水温度降至100120C时，将受热面内的水全部放尽，利用余热或短时间内通入少量烟气蒸干湿气。由于炉水具有一定碱 度，湿气蒸干后，可在金属表面形成一层保护膜，能起一定的保护作用。但 因炉水碱度低，保护膜并不可靠，故此法保养的有效期为一星

19、期左右。充氮法：当锅炉停炉降压至0.30.5MPa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。充氮时炉水可以放掉，也可以不放水。充氮 后，锅炉汽水系统中氮气压力应保持在 0.05Mpa以上。对于未放掉炉水的锅炉，充氮前宜在锅内存水中加入一定量的联胺，并用氨将水的pH值调至10以上，并定期监督水中溶解氧和过剩联胺量等。充氮时锅炉汽水系统的所 有阀门应关闭，保证严密。622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 汽系统各部分都充满加有氨和联胺的水，而且各处的浓度都很均匀。

20、药品的加 入量应使锅内水中的过剩联胺浓度为 200mg/L, pH值（25C时）大于10。如果 锅炉是在大修后或放水检查后进行保护，则应先往锅内灌满给水或经除氧的除 盐水，然后再往水中加联胺和氨水。当没有给水或除氧除盐水时，可先充灌未 经除氧的除盐水，然后利用烟气或其它方法将汽压升至稍高于大气压，放出一 定量的蒸汽，使锅内的水得以除氧，最后加入联胺和氨水。使用此法保护，锅 炉重新启动时，应在汽轮机暖机前，锅炉先向空排汽，排汽到蒸汽中的含氨量 小于2mg/kg时才可以送汽。氨液法：将凝结水或补给水配制成浓度为 800mg/L以上的稀氨液，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

21、点取得样品的氨液浓度 趋于相同，然后将锅炉所有的阀门关闭严密。保护期间应每周分析一次氨液浓 度，并通过补加新氨液的方法保持浓度。使用此法保护，锅炉重新启动时，应 用蒸汽冲洗过热器并向空排汽，直至蒸汽中的含氨量小于2mg/kg时才可以送汽。碱液法：此法是采用加碱液的办法，使锅炉中充满pH值达10以上的水。所用的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 的水质按下表：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NaOH256工业用NaPQ51012工业用NaQH+NPQ1.5+0.5(48)+(12)根据锅炉的水容量，确定加药量后，配制成浓溶液利用锅

22、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都充满溶液；利用泵将锅内的 水进行循环流动。循环方式一般由药液箱分成两路：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的定期排污总管流 出，又送回药液箱往复循环，直至从锅炉各点取出水样的碱液浓度接近相同为 止。低压锅炉可参照执行。在停炉期间应将全部的阀门关闭严密，每月从各个 取样点取样 12 次，检查碱的浓度，如果发现浓度显着下降，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，锅炉重新启动时，

23、应将碱液排出，彻底冲洗过热器。6.2.3 停炉时间及保养法选择 采用何种方法进行保护应根据锅炉停用时间的长短、环境温度、现有设备 的条件以及水的来源和质量来选定。短期停炉（最多34天）一般不需特别处理，锅炉随时可以启动。此时可采用保持给水压力法、烘干 法、碱液法及充氮法。中期停炉（最多34周）中期停炉可以根据情况采用干燥剂法、氨液法、联胺法及碱液法进行保护。长期停炉（超过4周以上） 长期停炉可采用干燥剂法、氨液法及联胺法。6.2.4 锅炉保护期间的注意事项 采用湿法防腐时，寒冷地区冬季应有防冻措施。 应经常检查受热面管外情况，防止腐蚀。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

24、要时应安 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一、紧急停炉1.锅炉运行时，遇到下列情况之一时，应立即停炉，快速切断进入锅炉的烟 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；不断加大锅炉给水及采取其它措 施，但水位仍继续下降；1.2 锅炉水位超过可最高可见水位（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 设置在汽空间的压力表全部失效；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，威胁到锅炉的安全；1.8 快速切断进入锅炉的烟气时

25、，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，但时间可减少一半。二事故与处理1 水位计玻璃爆裂在锅炉开车过程及正常运行中，特别是在冲洗水位计时，水位计的玻璃板 突然爆裂，炉水及蒸汽喷出。有时也会发现水位计玻璃板有细小裂纹，但未破 裂，这些都称为水位计破裂。1.1 水位计玻璃爆裂原因1.1.1 水位计玻璃板质量不符合规定，有缺陷；1.1.2 水位计安装不正确，受热膨胀后引起压力不均匀造成玻璃板破裂；1.1.3 对水位计冲洗操作不当，没有对水位计充分预热就猛开猛关水位计阀 门。1.2 水位计玻璃板爆裂的处理方法：1.2.1 当二只

26、水位计中的一只爆裂时，应监视另一只水位计。立即关闭爆裂水 位计的汽、水阀门，迅速更换爆裂的玻璃板，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，再将水位计二端的汽、水阀门开至正常操作位 置。1.2.2 当汽包上所有水位计玻璃都同时爆裂时，应立即关闭水位计的汽水阀 门，按紧急停炉事故进行停炉处理。然后迅速更换玻璃板，待水位计全部修复 后，按锅炉的开车程序投入运行。2 给水预热器管损环2.1 损环现象进入低压锅炉汽包的给水明显减少，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

27、。2.2 损环原因2.2.1 原材料缺陷：原材料从材料制造厂的出厂检验、锅炉制造厂的进厂检验 到产品成品后的检验均未发现存在的缺陷。2.2.2 在管子制造时对弯管、管头对接时存在的缺陷未及时发现，造成漏检， 热工况后出现漏水现象（一般在开车后 48 小时内会爆露）。2.2.3 由于给水中含氧量过高对给水预热器内壁造成腐蚀。2.2.4 给水压力周期变化，造成给水预热器管内水冲击，也会对使用寿命造成 影响。2.3 处理方法2.3.1 首先必须紧急停炉；2.3.2 采取紧急放水措施并开启给水泵，待炉膛冷却后，人员进入炉内检查， 迅速查出管子的损环部位。每次进炉检查时间不超过 5 分钟，严格控制汽包的

28、 水位在正常工况。在人员进炉检查时监视人员在炉外监视，发现情况立即处 理；2.3.3 若管子单根泄漏，可以采用分别在两端管板外切断后换管或堵掉该管子 的办法；2.3.4 当给水预热器管子堵管的数量引起的排烟温度升高影响到循环风机的工 作温度时，需停炉更换管子。3 低压蒸发器管损坏3.1 损坏现象蒸发器管发生爆管时 ,有沉闷振动声，进入炉膛内的饱和水迅速汽化，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，伴随水位的升 降。若不迅速处理，操作工况将恶化。3.2 损坏原因3.2.1 原材料缺陷：原材料从材料制造厂的出厂检验、锅炉制造厂的进厂检验 到产品成品后的检验均未发现存在的缺陷。

29、3.2.2 在管子制造时对弯管、管头对接时存在的缺陷未及时发现，造成漏检 热工况后出现漏水现象（一般在开车后 48 小时内会爆露）。3.2.3 锅炉水质未达到要求，内壁腐蚀严重。3.2.4 其他可能的原因3.3 处理方法3.3.1 首先必须紧急停炉；3.3.2 待炉膛冷却并置换新鲜空气后，人员进入炉内检查，迅速查出管子的损 坏部位。一般在爆破管子四周呈光滑无集灰并呈灰白色。在人员进炉检查时监 视人员在炉外监视，发现情况立即处理；3.3.3 若爆管为几排，可以采用分别在两端管板外切断后换管或可采用堵管的应急处理办法，此时，对中压蒸发器的影响不大，仅减少了低压蒸汽的蒸发 量。当堵管数量达到 20%

30、时建议大修。4 省煤器爆管4.1 爆管现象 进入低压锅炉汽包的给水明显减少，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。4.2 损坏原因4.2.1 原材料缺陷：原材料从材料制造厂的出厂检验、锅炉制造厂的进厂检验 到产品成品后的检验均未发现存在的缺陷。4.2.2 在管子制造时对弯管、管头对接时存在的缺陷未及时发现，造成漏检。4.2.3 由于给水中含氧量过高对省煤器内壁造成腐蚀。4.2.4 给水压力周期变化，造成给省煤器管内水冲击，也会对使用寿命造成影 响。4.2.5 其他原因4.3 处理方法4.3.1 首先必须紧急停炉；4.3.2 采取紧急放水措施并开启

31、给水泵，待炉膛冷却后，人员进入炉内检查， 迅速查出管子的损环部位。每次进炉检查时间不超过 5 分钟，严格控制汽包的 水位在正常工况。在人员进炉检查时监视人员在炉外监视，发现情况立即处 理；4.3.3 若管子单根泄漏，可以采用分别在两端管板外切断后换管或堵掉该管子 的办法；4.3.4 当省器管子堵管的数量引起的排烟温度升高影响到循环风机的工作温度 时，需停炉更换管子。5 中压蒸发器管损坏5.1 损坏现象蒸发器管发生爆管时 ,有沉闷振动声，进入炉膛内的饱和水迅速汽化，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，伴随水位的升 降。若不迅速处理，操作工况将恶化。5.2 损坏原因5.2

32、.1 原材料缺陷：原材料从材料制造厂的出厂检验、锅炉制造厂的进厂检验 到产品成品后的检验均未发现存在的缺陷。5.2.2 在管子制造时对弯管、管头对接时存在的缺陷未及时发现，造成漏检。 热工况后出现漏水现象（一般在开车后 48 小时内会爆露）。5.2.3 锅炉水质未达到要求，内壁腐蚀严重。5.2.4 其他可能的原因5.3 处理方法5.3.1 首先必须紧急停炉；5.3.2 待炉膛冷却并置换新鲜空气后，人员进入炉内检查，迅速查出管子的损 坏部位。一般在爆破管子四周呈光滑无集灰并呈灰白色。在人员进炉检查时监 视人员在炉外监视，发现情况立即处理；5.3.3 若爆管为几排，可以采用分别在两端管板外切断后换

33、管或可采用堵管的 应急处理办法，此时，中压蒸汽的蒸发量将减少，但低压蒸汽的蒸发量会有一 定的增加。当堵管数量达到 20%时建议大修。6 过热器管子的损坏6.1 损坏现象过热器管子爆管时，炉膛会发出清危的尖哨声伴随着蒸汽的喷射声。6.2 过热器爆管的原因6.2.1 原材料缺陷：原材料从材料制造厂的出厂检验、锅炉制造厂的进厂检验 到产品成品后的检验均未发现存在的缺陷。6.2.2 在管子制造时对弯管、管头对接时存在的缺陷未及时发现，造成漏检。 热工况后出现漏水现象。6.2.3 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 起爆管。6.2.4 蒸汽品质不好或减温水不符合要求，管壁结垢

34、严重或管端堵塞，也是过 热器爆管的原因之一。6.3 过热器管爆管的处理6.3.1 在确认过热器爆管后 ,必须紧急停炉；6.3.2 待炉膛冷却并置换新鲜空气后，人员进入炉内检查，事故管的周围管段 面光洁无尘，爆口一般沿管长方向呈现 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。在人员进炉检查时监视人员 在炉外监视，发现情况立即处理。6.3.3 若爆管为 1-2 根，可以采用分别在两端管板外切断后换管或可采用堵管 的方法进行应急处理，但若堵管数量超过 3 根时，即使烟气量在正常工况下蒸 汽的过热温度将低于设计值，此时，建议大修处理。6.4 自动控制故障 在出现自

35、动控制方面的故障时，根据自动控制的说明书和各有关仪表的说 明书，由相关的人员进行判断出故障原因，然后进行检修。6.5 其他事故的处理6.5.1 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，应在锅炉操作守则规定的要求下，给予更换。6.5.2 对于难以确定的问题，可及时与制造厂及配套单位联系，以及时确定问 题的原因，并采取合适的措施进行消除。6.6 余热锅炉用电中断事故 余热锅炉为室外布置，因某种原因停电或工业用电亦同时中断供电，余热 锅炉铺机的电机停运，造成烟气继续进入，使余热锅炉的安全受到威胁，在此情况下应迅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

36、 口门。保证余热锅炉的安全运行，立即与烧结系统联系，尽可能切断热源或降 低热源温度，保证余热锅炉的安全，与此同时，复位切断铺机所有用电源，以 防止来电时造成铺机二次事故。8弹簧全起式安全阀整定记录表装设 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

37、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 Omm(测量筒显示数值)如水 位过“50”水位时，应及时调整，减少余热锅炉给水，余热锅炉应严格控制在低 水位及高水位长时间运行，防止汽水共腾造成满水事故的发生。(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350C 15.温度在350E以上必须要关进口降温，开喷水阀降温。烟气 温度正常应不超过450C ;低压过热器汽温控制在 205C 10。(3) 中压汽包水位至+150MM寸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

38、入水位保护联锁)(4) 低压汽包水位至+300MM寸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，自启动另一台除盐水泵，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 设备的主要技术规范及性能1.1 凝汽式汽轮机设备及系统一、概述：汽轮机型号 BN122.45/0.350 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有限公司制造。二、主要技术规范与性能：1、本体设备结构介绍本汽轮机为单缸凝汽式汽轮机，本体主要由转子部分和静子部分组成。

39、转子 部分包括转子、叶轮、叶片、联轴器、主油泵叶轮等；静子部分包括汽缸、喷 嘴组、隔板、汽封、轴承、轴承座、调节汽阀等。 汽缸本机汽缸为单缸结构，由前缸、后缸组成。通过垂直中分面连接成一体。主 汽门、高压调节汽阀蒸汽室与汽缸为一体，新蒸汽从主汽门下部直接进入高压 调节汽阀蒸汽室内。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，防止过大造成汽缸热挠曲。汽缸排汽室通过排汽接管与凝汽 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，超过限定值时、安 全膜片破裂，向大气排放蒸汽。 滑销系统前汽缸由两个“猫爪

40、”支撑在前轴承座上，前轴承座放置在前底板上。可 以沿轴向滑动。后汽缸采用底脚法兰形式座在后底板上。机组的滑销系统由纵 销、横销、立销组成。纵销是沿汽轮机中心线设置在前轴承座与前底板之间； 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、后轴承座与 汽缸之间。横销与纵销中心的交点为机组热膨胀死点。当汽缸受热膨胀时，由 前猫爪推动前轴承座向前滑动。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。 调速汽阀 调节汽阀为群阀提板式结构，型线阀碟借杠杆与调速器的油动机相连，共 有五个阀，其中一、二个为梨形阀，其它为球形阀。在调节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，

41、在 调节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、缸壁温差变化。在汽缸下半的底部、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。 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。 汽封汽封分通流部分汽封、隔板汽封、前后汽封。通流部分汽封包括动叶围带处 的径向、轴向汽封和动叶根部处的径向汽封、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

42、。前、 后汽封与隔板汽封结构相同。转子上车有凹槽，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，维持排汽室真空。 转子本机转子采用套装型式，叶轮及联轴器“红套”在整锻转子上。共有 11 级动 叶，其中一级单列调节级、十级压力级 （其中末二级为全三维扭叶级） 。通过刚 性联轴器与发电机转子连接。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。 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、调节滑阀、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

43、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，防止油管路对轴承座产生附加的力。后轴承座与后汽缸分立，从而防止了后汽缸热膨胀对机组中心的影响。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。后轴承座两侧均有润滑油进、回油口，便于机组左向或右向布置。后 轴承座安放在后轴承座底板上，安装就位后，配铰地脚法兰面上的定位销。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，可以

44、改变回油口内的孔板尺寸，调整推 力轴承润滑油量。推力瓦装配时应检查瓦块厚度，相差不大于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的调整垫片换成 2一 3片钢热片，轴 承座对轴承的紧力应按要求配准。 盘车装置本机采用蜗轮 - 齿轮机械盘车装置。盘车小齿轮套装在带螺旋槽的蜗轮轴 上，通过投入装置，可以实现盘车手动投入。盘车电机起动同时，接通盘车润 滑油路上的电磁阀，投入润滑。盘车投入压住投入装置上的手柄，同时反时针 旋转蜗杆上的手轮，直至小齿轮与转子上的盘车大齿轮完全啮合，接通盘车电 机，投入盘车。1

45、.2 调节、保安系统设备介绍本机采用的是数字电一液调节系统 （DEH。主要由数字式调节器、电液转换器、液压伺服机构、调节汽阀等组成。本机的保安系统采用冗余保护。除了传 统的机械液压式保安装置外，增加电调装置、仪表监测系统的电气保护。保 安系统主要由危急遮断器、危急遮断油门、试验控制阀、电磁阀、主汽门、 TSI 监测系统、电调节器超速保护等组成。一、调节系统概述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。该调节器具有如下特点：1、转速调节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

46、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/RS48通讯接口12、图形显示13、自诊断，输入输出量监控14、手动、自动模式转换调节器接受转速传感器输入的转速信号、功率传感器输入的电功率信号以及过 程控制、辅助控制等回路输入的控制信号，解算后输出标准电流信号给电液转 换器。注意：数字式调节器详细内容请阅读 DEH说明书。二、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，系统由起 动油泵供油。启动油泵起动后，将保安装置挂闸，启动阀手轮关到底，保安油 路接通。接到开机信号后，缓慢旋转启动

47、阀手轮，即可开启主汽门。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 渐升高。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，起动油泵可通过人工或自动停止工作。三、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。1 、机械液压保安系统及装置机械液压保安系统主要由危急遮断器、危急遮断油门、试验控制阀、启动 阀、主汽门、补汽阀等组成。2、机械液压保安系统功能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 节汽阀、补汽阀迅速关闭。3、超速保护当汽

48、轮机转速超过额定转速 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过规定值时，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的手动停机按钮，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，飞锤的离心力大于弹簧的压紧力，向外飞出，打 脱危急遮断油门的挂钩，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查危急遮断器动作是

49、否正常，在线 动作试验是由通过“试验控制阀”实现的。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的调整螺母进行调整。6.2 危急遮断油门：危急遮断油门装在前轴承座内，可接受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的挂钩打脱，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的凸肩将使 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的复位阀手柄。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

50、机阀的手柄压下，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，喷射油通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。拉动复位阀的手柄，即可将危急遮断油门挂

51、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） ，具有下列监测值：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：详细内容见 TSI 说明书。6.4.2 电调节器超速保护电调节器除了调节功能外，还具有超速保护功能，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，都可切断保安油路。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，机组管路布置非常简洁。主汽门由油缸控 制其启闭，油缸水平布置。油缸活塞杆与主汽门阀杆通过两半接合器连接

52、起 来。当要开启一主汽门时，先将各保安装置挂闸。然后将启动阀手轮顺时针旋 转到底，待保安油压建立后，逆时针慢慢旋转启动阀手轮，油缸活塞下部的油 压逐渐升高。当油压达到开启值时，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，活塞上部的弹簧将主汽门迅速关闭。为防止主汽门 阀杆卡涩，主汽门阀杆可作活动试验。接通油缸上的试验电磁阀，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、油系统油系统包括主油泵、启动油泵、润滑油泵、事故油泵、注油器、冷油器、 油箱等。主油泵与汽轮机转子直联，启动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，启动油泵手动 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的注油器，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主要由凝汽系统、汽封系统、疏水系统等组成。、凝汽系统凝汽系统主要包括凝汽器、射水抽气器、凝结水泵等。汽轮机排汽在凝汽器内 凝结后，汇集到热井中，由凝结水泵升压，经轴封冷却器、加热器至除盐水 箱