海昌余热发电操作规程

1、海昌余热发电操作规程1 目的 本规程旨在统一操作思想，树立安全第一的观点，力求达到稳产高产的目的。2 范围 本规程适用于新型干法水泥生产线纯低温余热发电系统中控操作3 引用标准3.1.干法熟料生产线纯低温余热发电操作规程汇编3.2.余热发电DCS总体设计3.3 此规程根据余热发电设备相关技术文本编制4 指导思想4.1.树立安全第一、以稳为主的观念，精心操作，不断地摸索总结，在实践中充分利用计量监测仪表和先进的DCS自动控制系统等技术手段，整定出系统最佳运行参数，以保证系统能够长期安全、稳定、高效运转和文明生产。4.2.树立全局观念，与窑操密切配合、互相协调，四班操作员必须经常交流操作思想，做到

2、统一操作、协调一致，达到三班都能正常运转为目的。4.3.为保证整个系统热力设备的稳定运转，中控操作员必须本着全局兼顾，全面平衡的原则，灵活地调节锅炉用风量。4.4.努力维护和保养好各辅助设备，以延长发电机组的安全运行周期。5.工艺流程凝结水原水 箱纯水装置纯水箱凝汽器凝结水泵锅炉给水泵AQC省煤器AQC炉汽包AQC蒸发器闪蒸汽AQC炉过热器汽轮机发电机PH炉过热器PH炉汽包PH炉蒸发器6.主机设备主要性能参数:6.1.18MW主要设备参数：发电机永磁发电机交流无刷励磁机额定功率18MW105KW额定电压6.3KV190V234V额定电流2062A15A449A额定容量22.5MVA2.85KV

3、A功率因数0.80.9励磁电流355.2A6.19A励磁电压44.9V额定转数3000r/min3000r/min3000r/min频率50HZ400HZ150HZ6.2.18MW机组各泵,风扇和拉链机电机主要参数：额定功率额定电压额定电流额定转数频率冷却风扇90KW380V167A1480r/min50HZ冷却水泵250KW6000V31.5A990r/min50hz凝汽器补给水泵7.5KW380V14.9A2900r/min50HZ真空泵37KW380V72A980r/min50HZ凝结水泵37KW380V67.9A2950r/min50HZ锅炉给水泵110KW380V194.6A2980

4、r/min50HZPH拉链机7.5KW380V15.6A1440r/min50HZPH强制循环泵90KW380V166.9A1485r/min50HZ高压油泵55KW380V101A2963r/min50HZ润滑油泵5.5KW380V11.1A2900r/min50HZ直流油泵5.5KW220V0.66A3000r/min6.3.9MW机组各泵，风扇和拉链机电机主要参数：型号额定功率额定电压额定电流额定转数频率冷却风扇75KW380V140A1480r/min50HZ冷却水泵YP2-315M-4-W132KW380V240A50HZ凝汽器补给水泵射水泵YP2-200L1-230KW380V55

5、.4A2950r/min50HZ凝结水泵YP2-180M-222KW380V41A2940r/min50HZ锅炉给水泵YVF2-250M-255KW380V99.8A50HZPH强制循环泵YB2-280M-4W90KW380V166.9A1485r/min50HZPH拉链机Y2-132M-47.5KW380V15.6A1440r/min50HZ高压油泵YB2-250M-255KW380V99.7A润滑油泵YB2-132S1-255KW380V11.1A直流油泵I2-415.5KW220V30.3A3000r/min6.4.9MW主要设备参数：发电机永磁发电机型号QFW2-9-2TFY2.85-

6、3000C额定功率9MW额定电压6.3KV190V额定电流1031A15A额定容量11.25MVA2.85kva励磁电流207A功率因数0.80.9转数3000r/min3000r/min额定频率50HZ400HZ7.余热发电机组启动和停止过程：7.1.系统启动过程：起动准备补给水系统仪表用空气压缩机纯水装置冷却循环水系统汽轮机辅机系统冷凝系统给水系统PH锅炉粉尘输送系统PH锅炉真空系统主蒸汽管道暖管汽轮机起动AQC锅炉粉尘输送系统AQC锅炉发电机并网PH锅炉加药装置AQC锅炉加药装置混汽投入起动完成。7.2系统停止过程：停止过程：停止准备混汽系统隔离发电机解列、汽轮机停车AQC锅炉AQC锅炉

7、粉尘输送系统PH锅炉PH锅炉粉尘输送系统真空系统给水系统冷凝系统汽轮机冷却冷却水系统纯水装置仪表用空气压缩机补给水系统停止完成8.纯水制备：8.1纯水启动操作：1、检查原水箱液位是否正常，启动原水泵；2、调节原水泵出口流量在适当范围内；3、检查过滤水箱液位是否正常；4、将阴阳离子交换器控制柜上启动开关打至“ON”的位置；5、确认阴阳离子交换器顶部压力表显示值是否在正常范围内；6、确认制取出的纯水电导率是否在控制范围内。8.2树脂再生操作：1、检查小酸罐、小碱罐药品液位是否在正常范围内；2、按下阴阳离子交换器控制柜上的再生按钮；3、密切监视控制柜显示屏上的内容，注意再生时药品是否顺利加入；4、再

8、生过程完毕后，观察纯水电导率是否在正常范围内。8.3 多级砂过滤器反洗操作：1、将原水出口阀流量计调整为正常制水时流量；2、 将多级砂过滤器顶部三通阀杆顺时针旋转至全闭状态，此时排水口出水，进入反洗工作状态；3、 将原水出口阀流量计调整至全开位置，以足够的水量将过滤器中的沉淀泥沙带出；4、 排污十五分钟后将原水出口阀流量计全闭后再迅速全开出口阀，这样反复23次彻底排净泥污；5、 最后逆时针旋转三通阀杆，观察排污管无水排出后将原水出口阀流量调整至正常制水流量即可.系统常态化启动,并网，停止工作：9.PH锅炉升温升压前的准备工作9.1通知电气人员检查电力室开关柜并给相关辅机设备送电;9.2通知现场

9、人员检查气动阀门压缩空气压力是否达到0.5MPa；9.3检查所有电动和气动阀门并经开关试验正常后处于关闭状态;9.4通知现场巡检人员对现场手动阀门进行检查并置于相应的开关状态;9.5通知现场巡检人员检查安全阀是否投入正常运行状态;9.6通知现场巡检人员将所有仪表投入正常工作状态;9.7检查PH锅炉入口及旁路挡板动作是否灵活并提前做好“三对应”工作;9.8通知现场巡检人员对锅炉本体和灰斗人孔门进行检查是否关闭严密,9.9检查并核对PH汽包、AQC汽包及闪蒸器、凝汽器液位；9.10打开PH锅炉过热器、汽包排汽阀。10.辅机系统启动10.1冷却水系统启动10.1.1通知现场准备启动冷却水系统;10.

10、1.2通知现场巡检人员将冷却水泵和冷却塔风扇转换开关打至中控位置;10.1.3检查出口电动阀是否打至手动关闭位置;10.1.4通知现场巡检人员将水泵排气阀打开进行排气;10.1.5检查确认冷却塔水位在2.5m以上;10.1.6启动冷却水泵,缓慢将水泵出口电动阀打至全开;10.1.7将水泵出口电动阀转为自动控制模式;10.1.8检查一切正常后启动冷却塔风扇;10.1.9检查冷却塔加药装置一切正常后开启;10.2凝汽器补给水泵启动10.2.1通知现场巡检人员将凝汽器补给水泵转换开关打至中控位置;10.2.2检查确认纯水箱液位在4m以上;10.2.3将凝汽器液位调节阀打至手动关闭位置;10.2.4通

11、知现场巡检人员检查泵一切正常后,启动凝汽器补给水泵;10.2.5设定好凝汽器液位后将凝汽器液位调节阀打至自动位置10.3凝结水泵启动10.3.1通知现场巡检人员将凝结水泵转换开关打至中控位置;10.3.2检查确认凝汽器液位在0mm以上;10.3.3将凝结水泵排气阀打开进行排气;10.3.4通知现场巡检人员检查泵一切正常后,启动凝结水泵向闪蒸器补水;10.3.5通知现场巡检人员将给水pH值控制加药装置及给水除氧加药装置检查确认正常并打至中控位置;10.3.6启动给水pH值控制加药装置及给水除氧加药装置;10.4锅炉给水泵启动10.4.1通知现场巡检人员将锅炉给水泵转换开关打至中控位置;10.4.

12、2检查确认闪蒸器液位在0mm以上;10.4.3将锅炉给水泵出口电动阀打至手动关闭位置;10.4.4通知现场巡检人员检查泵一切正常后,启动锅炉给水泵;10.4.5将锅炉给水泵出口电动阀缓慢打开至全开位置;10.4.6将锅炉给水泵出口电动阀转至自动位置;10.5锅炉补水10.5.1通知现场人员打开汽包及省煤器、过热器排气阀；10.5.2选择锅炉汽包水位控制模式为单冲量控制;10.5.3设定好锅炉汽包水位后将AQC锅炉汽包水位调节阀和PH锅炉汽包水位调节阀打至自动位置;10.5.4缓慢向锅炉补水;10.5.5通知现场巡检人员检查确认室外汽水管线有无泄漏;10.5.6通知现场巡检人员当省煤器出口排气阀

13、冒水后,关闭排气阀;10.5.7当PH炉水位补至+300mm,AQC炉补至-100mm时停止向锅炉补水;10.5.8通知现场巡检人员检查确认锅炉本体系统有无泄漏;10.6.9观察汽包液位无明显变化;11.PH锅炉升温升压11.1PH锅炉强制循环泵启动11.1.1通知现场巡检人员将强制循环水泵转换开关打至中控位置;11.1.1通知现场巡检人员检查强制循环水泵冷却水流量是否正常；11.1.2检查确认PH汽包液位在+300mm以上;11.1.3将泵出口电动阀打至手动关闭位置;11.1.4通知现场巡检人员检查确认泵一切正常后,启动强制循环水泵;11.1.5将泵出口电动阀首先开启5,观察汽包液位5分钟,

14、若汽包无明显变化,将阀门开至10,观察5分钟同上;11.1.6 以5%的速度缓慢将强制循环泵出口电动阀开至100,保持汽包水位在-150mm左右;11.1.7将泵出口电动阀打至自动位置;11.2PH锅炉辅机启动顺序 PH锅炉入窑系统拉链机PH锅炉星型卸灰阀 PH锅炉本体拉链机 PH锅炉振打装置11.3 PH炉升温升压11.3.1确认窑系统正常运转;11.3.2确认相关辅机设备已启动完毕;11.3.3通知现场巡检人员PH炉准备升温升压,现场检查确认所有人孔门、阀门有无泄漏,若有应立即通知中控停止升温升压,并做处理;11.3.4按照锅炉升温升压曲线，开启锅炉入口挡板挡板10观察10分钟,如汽包液位

15、、压力及过热器出口温度无明显变化仍以10相应开启，防止锅炉升温升压过快;11.3.5将锅炉启动阀开启20以上;11.3.6检查确认汽包压力升至0.1MPa时,通知现场巡检人员关闭汽包排汽阀、过热器排汽阀,打开所有联箱排污阀及疏水阀,打开连续排污阀;11.3.7在升压过程中,通知现场巡检人员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;11.3.8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;11.3.9当确认汽包压力升至0.5MPa时,通知现场巡检人员冲洗水位计并核对水位;11.3.10当汽包压力升至0.588MPa时,温度250通知现场巡检人

16、员全面检查锅炉系统,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; 7.3.11将主蒸汽截止阀打至手动并开启10以上,主蒸汽管道排污阀打至手动并开启25以上;11.3.12确认汽包压力升至0.7 MPa时,通知现场巡检人员准备启动真空系统,并对真空系统作全面检查;11.3.13当汽包压力升至0.789Mpa时,全开PH锅炉主蒸汽截止阀，关闭锅炉起动阀;11.3.14通知现场巡检人员将PH锅炉加药装置检查确认正常并打至中控位置；11.3.15中控开启PH锅炉加药装置升压温度（饱和）上限：65/h通常：55/hPH锅炉升温升压曲线12.汽轮机辅机系统启动12.1通知现场巡检人员检查确认

17、油箱液位在0mm以上;12.2通知现场巡检人员将油雾风扇转换开关打至中控位置;12.3通知现场巡检人员将高压电动油泵、交流润滑油泵和直流油泵转换开关打至中控位置，投入连锁；12.4通知现场巡检人员确认泵进出口阀门的开关状态;12.5检查一切正常后启动交流润滑油泵，油压稳定后启动高压电动油泵12.6通知现场巡检人员检查确认润滑油压达到0.1Mpa以上，回油孔内回油顺畅;12.7合理控制油冷却器冷却水流量使润滑油温度稳定在30以上；12.8投入盘车;13.主蒸汽管道暖管13.1确认汽包压力升至0.588Mpa,过热蒸汽250时,通知现场巡检人员准备暖管;13.2通知现场巡检人员打开主蒸汽截至电动阀

18、旁路阀及管道所有排泄阀;13.3暖管停机12小时后,冷态暖管时间一般不少于2小时;12小时内为热态,暖管时间为0.5-1.0小时;13.4在暖管过程中时刻与现场保持联系,检查管道的热膨胀点是否有泄漏,管道支架是否有变形、脱落现象，核对汽包水位、压力、主蒸汽温度与中控保持一致;13.5当汽轮机入口温度达到300以上,压力达到0.689Mpa以上，通知现场暖管结束,对汽轮机进行全面检查;14.真空系统启动14.1通知现场巡检人员将射水泵转换开关打至远中控位置;14.2通知现场巡检人员将汽封风扇换开关打至远中控位置;14.3通知现场检查确认均压箱压力在2.94Kpa以上;14.4通知现场巡检人员检查

19、确认射水箱液位正常，水温在30以下;14.5关闭真空破坏阀;14.6启动汽封风扇；14.7通知现场巡检人员对泵检查一切正常后,启动射水泵;15.汽轮机启动前的检查和具备开机条件15.1通知现场巡检人员检查确认自动主汽门、调节汽门、混汽调节阀动作是否灵活（主蒸汽暖管前进行）;15.2检查确认汽轮机危急遮断保护、轴向位移保护等ETS保护功能是否投入; 11.3检查确认汽轮机发电机各检测仪表显示值是否正常;15.4检查确认AST、OPC电磁阀动作灵活;15.5检查确认手拍危急遮断器处于复位位置;15.6检查确认DDV伺服阀工作正常;15.7检查确认汽轮机入口温度和压力都达到暖机条件时,启动汽轮机;1

20、6暖机过程16.1通知现场人员暖机开始，中控操作员打开汽轮机入口主蒸汽截止阀,通知现场关闭其旁路阀; 16.2通知现场人员首先复位汽轮机手拍危机遮断器，然后在转速控制操作画面上点击“挂闸”按钮，汽轮机主汽门自动开至100%;16.3通知现场检查确认危急遮断指示器显示“正常”，汽轮机AST油压、OPC油压、保安油压建立0.65Mpa以上;16.4操作员在模式选择下点击“高调门手动启动”，接着点击“进入转速设定”，若是冷态起动，输入暖机转速400rpm，升速率设定为100；若是热态起动，输入暖机转速500rpm，升速率设定为200，点击确认，接着点击进行，汽轮机调节汽门自动开启，汽轮机启动冲转；1

21、6.5汽轮机停机12小时以内,暖机为20分钟; 停机12小时以上,暖机为40分钟;16.6通知现场巡检人员全面检查确认汽轮机OPC油压、AST油压、保安油压、润滑油压是否已达到正常值（OPC油压、AST油压、保安油压0.65-1.3MPa,润滑油压0.08-0.15MPa）;16.7通知现场巡检人员全面检查确认汽轮机振动有无异常,汽轮机内有无异常声音,如无异常可继续进行升速操作;16.8关闭主蒸汽管道排污阀及主蒸汽导汽管疏水阀;16.9通知现场巡检人员中控开始升速操作;12.9.1升速前的全面检查16.9.2汽轮机振动值在规定范围内；16.9.3凝汽器真空度在-80kPa以上；16.9.4控制

22、油压0.65-1.3MPa之间,润滑油压在0.08-0.15MPa之间;16.9.5冷凝水温度不大于50;16.9.6凝汽器水位不高于380mm;16.9.7倾听内部有无异常声音,检查轴承回油油温、轴瓦温度，机组膨胀、轴向位移是否正常；16.9.8一切正常后，开始升速；17.升速操作,见启动时间分配表启动时间分配表如下：汽轮机冷态启动时间分配如下：启动转速时间冲转后升速至400r/min2min检查并维持400r/min8min均匀升速至1200r/min10min检查并维持1200r/min15min均匀升速至2500r/min5min检查并维持2500r/min10min均匀升速至3000

23、r/min10min合计60min汽轮机热态启动时间分配如下：启动转速时间冲转后升速至500r/min2min检查并维持500r/min3min均匀升速至1200r/min5min检查并维持1200r/min3min均匀升速至2500r/min5min检查并维持2500r/min2min均匀升速至3000r/min5min合计25min17.1在升速过程中，通知现场巡检人员检查确认汽轮机振动有无异音，如有异音，应立即停止升速，查明原因，恢复正常后方可升速；17.2在升速过程中，通知现场巡检人员检查汽轮机排汽压力、油压值的变化，如有异常，应立即停止升速，待处理正常后方可升速；17.3升速过程中，

24、机组振动不得超过0.03mm，一旦超过该数值，则应降低转速至振动消除，维持此转速运转30分钟，再升速，如振动仍未消除，需再次降速运转120分钟，再升速，如振动仍未消除，则必须停机检查（过临界转速时振动不得超过0.1mm）。17.4在机组升速至额定转速后、停用高压油泵时，要先缓慢关出口阀并注意监视润滑油压的变化，出口阀全关后中控手动停高压油泵。然后再打开高压油泵出口阀恢复备用，开启出口阀时也应注意监视润滑油压的变化；17.5当转速达到3000r/min时，升速结束，通知现场巡检人员对汽轮进行全面检查确认有无异常情况。17.6一切正常后，汽轮机稳定3000r/min,运转5分钟以上方可通知现场巡检

25、人员准备并网;18.并网18.1并网前的准备工作18.1.1通知总降值班人员发电系统具备并网条件，并等待总降值班人员答复。18.1.2通知现场巡检人员核对锅炉汽包水位、压力、温度是否在正常值左右；18.1.3汽轮机转速稳定在3000r/min5分钟之后，按“同期投入”按钮；18.1.4通知现场巡检人员检查确认发电机空冷器进出口温度在正常范围内；18.1.5检查确认汽轮发电机组振动、油压在正常值范围内;18.1.6通知现场巡检人员准备投励磁及并网操作。18.1.7中控操作员监控52G开关合闸信号显示后，确认发电机自动带初负荷；18.1.8操作锅炉挡板带锅炉负荷缓慢升汽轮发电机负荷;18.1.9根

26、据主蒸汽压力在压力控制界面下合理调整主汽压力设定值，将汽轮机控制模式由功率控制转为压力控制，转换过程中防止发电机负荷出现太大波动。19.AQC锅炉起动;19.1确认窑系统正常运转;19.2确认相关辅机设备已启动完毕;19.3通知现场巡检人员AQC炉准备升温升压,现场检查确认所有人孔门、阀门有无泄漏,若有应立即通知中控停止升温升压,并做处理;19.4按照锅炉升温升压曲线，开启锅炉入口挡板挡板10观察10分钟,如汽包液位、压力及过热器出口温度无明显变化仍以10相应开启，防止锅炉升温升压过快;19.5将锅炉启动阀开启20以上;19.6检查确认汽包压力升至0.1MPa时,通知现场巡检人员关闭汽包排汽阀

27、、过热器排汽阀,打开所有联箱排污阀及疏水阀,打开连续排污阀;19.7在升压过程中,通知现场巡检人员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;19.8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;19.9当确认汽包压力升至0.5MPa时,通知现场巡检人员冲洗水位计并核对水位;19.10当汽包压力升至0.588MPa时,温度250通知现场巡检人员全面检查锅炉系统,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;19.11将主蒸汽截止阀打至手动并开启10以上,主蒸汽管道排污阀打至手动并开启25以上;19.12当AQC锅炉主蒸汽压力升至0

28、.689Mpa以上，温度升至300时,全开AQC锅炉主蒸汽截止阀，关闭锅炉起动阀;19.13中控开启AQC锅炉加药装置20.混汽投入20.1混汽投入前的准备20.1.1检查确认省煤器出口温度是否已达到167；20.1.2检查确认发电功率在机组额定功率30%以上；20.1.3检查确认混汽管道及旁路上所有疏水阀前后手动阀是否已打开；20.1.4开启混汽截止阀旁路阀进行闪蒸汽暖管；20.1.5与现场核对闪蒸器液位与现场是否一致；20.2混汽投入20.2.1检查确认闪蒸汽管道暖管是否10分钟以上；20.2.2检查发电负荷在机组额定功率30%以上；20.2.3打开混汽切断阀;20.2.4在负荷控制操作界

29、面上点击“补汽控制”，进入补汽控制画面，点击“打开补汽快关阀”，补汽油动快关阀得电，点击“补汽手动控制”，根据闪蒸器压力手动调整混汽调节阀适当开度；20.2.5关闭混汽截止阀旁路阀。21.发电系统正常停机程序21.1调整锅炉负荷，退出混汽；21.2当发电机功率降至1000kW后，通知现场巡检人员发电机解列;21.3中控监控到52G发出分闸信号后，中控打闸停汽轮机;21.4检查确认当主油泵出口压力降至1.0MPa时,主油泵自动转换至高压电动油泵运行,控制油压及润滑油压正常;21.5检查确认当转速降至0r/mim时,通知现场巡检人员投入盘车;21.6打开AQC锅炉启动阀、PH锅炉启动阀、主蒸汽管道

30、排污阀泄压;21.7按照锅炉降温降压曲线,锅炉旁路挡板以20逐渐开启, 入口挡板以20逐渐关闭; 21.8通知现场巡检人员检查确认当均压箱压力低于2.94kpa停射水泵;21.9当锅炉压力降至0.1Mpa时两炉已退出系统运行,停两炉辅机设备;21.10 PH锅炉辅助设备停止顺序: PH锅炉振打装置PH锅炉本体拉链机PH锅炉行星型卸灰阀PH锅炉入窑系统拉链机。AQC锅炉辅助设备停止顺序：沉降室星型卸灰阀AQC锅炉沉降室拉链机AQC锅炉入窑系统拉链机;21.11关闭锅炉给水泵出口电动阀,停锅炉给水泵;21.12停凝结水泵;21.13将所有气动阀打至手动关闭; 17.14当汽轮发电机轴承温度降至45

31、以下时停冷却水系统;21.15当汽轮发电机组连续慢转48小时，汽轮机上下缸壁温低于100后，停止盘车；21.16当轴承温度降至30以下时停油系统;在生产中遇到的异常情况：22.发电系统全线失电时应急操作22.1发电系统全线失电时操作： 22.1.1.现场操作22.1.1.打开真空破坏阀，以防高压蒸汽冲破汽轮机安全阀；22.1.2. 确认直流油泵是否已经自动启动供油，若没有自动启动，将控制模式打至手动启动，并确认汽轮机轴承润滑正常；22.1.3.投事故照明电源，确认事故照明灯亮；22.1.4.关闭汽轮机轴封供汽阀；22.1.5.通知调度，发电所有站用电失电，要求立即恢复供电；22.1.6.待汽轮

32、机停止后，手动对汽轮机进行盘车，最低要求汽轮机转子间隔5分钟旋转180°。22.1.2.中控操作：22.2.1.确认主蒸汽旁路阀、混汽旁路阀处于关闭状态，若没有关闭，通知现场关闭旁路阀前手动阀；22.2.2.联系调度和电气人员，确认失电原因，要求尽快恢复送电。22.2.低压联络电源恢复送电后操作:6.2.1.现场操作：22.2.1.1通知中控启动（或现场启动）交流润滑油泵，停直流油泵，确认汽轮机各轴承润滑正常；22.2.1.2现场启动盘车装置，要求盘车连续运转；22.2.1.3协助中控操作员开、关系统内各挡板，确认挡板开度正确。22.2.2.中控室操作：22.2.2.1启动交流润滑油

33、泵，停直流油泵；22.2.2.2在窑操和原料磨操的允许下，打开PH锅炉旁路挡板，关闭入口挡板；打开AQC锅炉旁路挡板，关闭入口挡板；22.2.2.3严禁启动冷却水泵等大功率用电设备；22.2.2.4监控汽轮发电机组各轴承温度变化情况，发现异常及时汇报分厂调度安排处理。22.3.恢复市电供电后操作;22.3.1.现场操作：22.3.1.1根据操作规程按照程序正常启动各系统；22.3.1.2对应急操作中的设备恢复正常运行状态。22.3.2.中控室操作：22.3.2.1关闭主蒸汽及混汽截止阀；22.3.2.2逐步打开AQC锅炉启动阀、PH锅炉启动阀、主蒸汽排污阀泄压；22.3.2.3在冷凝器排汽室温

34、度小于80，方可启动冷却水泵，水泵出口阀开度小于10%以小流量送水，以防止急剧冷却造成冷凝管胀口松漏；依照规程对辅机按顺序启动；22.3.2.4对锅炉缓慢补水，由于汽包因长时间干烧处于低水位状态，将补水阀打至手动小流量补水，控制在510t/h为宜。22.3.2.5在投入锅炉和汽轮机冲转前，检查系统各保护的状态如ETS、油泵连锁等是否处于正常位置；22.3.2.6按操作规程，进行锅炉升温升压带负荷操作。23.锅炉承压部件的损坏具体操作过程23.1.锅炉受热面损坏的现象23.1.1.汽包水位下降较快；23.1.2.纯水消耗量明显增大23.1.3.蒸汽压力和给水压力下降；23.1.4.给水量不正常大

35、于蒸汽流量；23.1.5.排烟温度升高；23.1.6.轻微泄漏时，有蒸汽喷出的响声，爆破时有显著的响声；23.2.锅炉受热面损坏的原因23.2.1.锅炉质量不良，水处理方式不正确，化学监督不严，未按规定排污，致使管内结垢腐蚀；23.2.2.制造、检修或安装时管子或管口被杂物堵塞，致使水循环不良引起管壁过热，产生鼓包或裂纹；23.2.3.管子安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接质量不良；23.2.4.锅炉负荷过低，热负荷偏斜或排污量过大，造成水循环破坏；23.2.5.升温升压时受热面联箱或受热面受热为均，出现过高热应力，造成焊口出现裂纹；23.2.6.锅炉高速含尘废气与受热面冲刷磨损严重，致使

36、受热面管壁变薄。23.3.受热面损坏的处理方法23.3.1.立即停炉，关闭锅炉入口挡板，打开锅炉旁路挡板，关闭锅炉主蒸汽截止阀；23.3.2.提高给水压力，增加锅炉给水；23.3.3.如损坏严重时致使锅炉汽压迅速降低，给水消耗太多，经增加给水仍不能保持汽包水位时应停止给水；23.3.4.处理故障时须密切注意运行锅炉的给水情况；23.3.5.停炉过程中，严禁开启冷风挡板对锅炉进行强制降温；23.3.6.锅炉入口风温降至100以下时锅炉放水进行处理；23.3.7.锅炉故障处理完毕后，必须经水压试验合格后方可投入运行。24.锅炉缺水时具体操作过程锅炉缺水分为轻微缺水和严重缺水两种。轻微缺水：当锅炉水

37、位降至最低允许水位以下或水位计不能直接看到水位，但用叫水操作能使水位出现。（“叫水”操作：先开启水位计底部排泄阀，再关闭汽连管旋塞，保持水连管旋塞开度，然后缓慢关闭排泄阀，观察水位计内是否有水位出现。有水位出现后，打开汽连管旋塞。）严重缺水：当锅炉水位计看不见水位，而且用叫水法也叫不上来水位。表明已出现严重缺水。24.1.锅炉缺水事故现象：24.1.1.现场水位计内水位低于最低安全水位，或看不见水位；24.1.2.现场水位计内虽有水位，但水位不波动，实际是虚假水位；24.1.3.中控水位显示为低水位。过热蒸汽温度明显上升；24.1.4.蒸汽流量与给水流量之差值明显增大，但因爆管造成缺水时，则出

38、现相反现象。24.2.锅炉缺水事故原因：24.2.1.工作人员疏忽大意，对水位监视不够，或不能识别虚假水位，造成误判断及误操作；24.2.2.锅炉给水管道污垢堵塞或破裂或阀门损坏，造成给水流量下降；锅炉给水泵故障造成压力突然降低，流量下降；24.2.3.水位变送器由于管路冷凝水中混有汽泡或管路杂质堵塞造成中控水位显示失真；24.2.4.锅炉自动给水调节系统失灵，蒸汽流量或给水流量显示不正确或偏差，造成缺水事故；24.2.5.锅炉排污阀泄漏或忘记关闭；24.2.6.锅炉管道发生爆管事故；24.2.7.省煤器段给水因高温形成“汽塞”，造成给水流量减小或中断。24.3. 锅炉缺水事故处理：24.3.

39、1.通知现场巡检人员与中控核对水位,当看不见水位时，关闭汽路阀，打开水路阀和排污阀，无水流出，则可判断为缺水事故。24.3.2.进行“叫水”操作，若经过“叫水”，水位计内有水位出现，则表明轻微缺水，若水位计内仍无水位出现，则表明是严重缺水。24.3.3.锅炉轻微缺水时，应打开旁路挡板，减少入炉风量，降低锅炉蒸发量，降低锅炉负荷，中控手动向汽包补水。同时要迅速查明缺水原因。（1）若水位变送器故障，进行相应排汽排污操作；（2）若给水自动调节失灵,相应处理；（3）若给水管路堵塞或阀门损坏，检查管路；若锅炉给水泵故障造成水压低，检查水泵，同时起动备用泵投入运行；（4）若排污阀泄漏或忘记关闭，相应处理；

40、（5）若确认是爆管事故或汽塞事故，按相关操作进行。待水位逐渐恢复正常后，再关闭旁路挡板，恢复正常运行。24.3.4.锅炉严重缺水时，应紧急停炉，小流量补水，千万不能盲目大流量补水，造成高温金属急剧冷却产生巨大热应力，损坏部件。25.锅炉满水时具体操作过程25.1.锅炉满水事故现象：25.1.1.水位高于最高安全水位。或者看不见水位；25.1.2.中控发出高报报警信号；25.1.3.过热蒸汽温度急剧下降；25.1.4.给水流量不正常地大于蒸汽流量；25.1.5.严重时蒸汽大量带水。蒸汽管道内发生水击，法兰连接处向外冒汽、滴水。25.2. .锅炉满水事故原因：25.2.1.给水调节系统（如汽包补水

41、阀）发生故障或失灵；25.2.2.汽包水位变送器故障，虚假水位造成满水；25.2.3.锅炉负荷增加过快；25.2.4.运行人员疏忽大意，对水位监视不够，调整不及时或操作不当。25.3. 锅炉满水事故处理：25.3.1.核对现场实际水位与中控水位，正确判断是否满水。当看不见水位时，打开现场水位计排污阀，若有水流出，表明是满水事故，否则是缺水事故；25.3.2.判断是满水后，判断是否是中控虚假水位造成的自动给水满水，若是，则现场处理水位变送器（排汽、排污操作），恢复其正常工作，中控手动给水操作，打开事故放水阀或排污阀放水；25.3.3.判断是否是给水调节系统（如汽包补水阀）发生故障或失灵，造成给水

42、过大，处理措施同样打开事故放水阀或排污阀放水，手动小流量给水或走旁路给水；25.3.4.判断锅炉已严重满水，过热蒸汽温度急剧下降造成汽轮机主蒸汽温度明显下降，进行放水处理后仍未恢复，则须立即甩炉，截断锅炉蒸汽通道，打开锅炉起动阀，停止汽包给水，打开事故放水阀或排污阀放水，待水位恢复正常化后，重新按锅炉投入运行程序操作，注意暖管时间要充分及锅炉投入后的汽轮机主蒸汽温度的变化情况；25.3.5.锅炉负荷增加过快造成的满水事故，应暂缓加负荷，水位恢复正常后缓慢加负荷。26.系统出现汽塞现象具体操作过程26.1.系统出现汽塞的现象26.1.1.省煤器出口水温180高温报警；26.1.2.开大省煤器出口

43、温度调节阀,温度持续上升；26.1.3.闪蒸器中控显示为满水位；26.1.4.AQC锅炉蒸汽流量下降；26.1.5.发电机功率下降；26.1.6.锅炉给水泵电流下降，出口压力升高；26.1.7.现场水位计无法看清水位，锅炉实际处于缺水状态。26.2.系统出现汽塞的原因26.2.1.省煤器出口水温升高，省煤器出口温度调节阀手动调节不及时；26.2.2.当温度超过180时，管道内出现汽化现象，且各调节阀处出现“汽塞”，造成水循环受阻；26.2.3.闪蒸器出现虚假高水位，闪蒸器水位调节阀处于关闭状态，无法进行补水；26.2.4.闪蒸器、锅炉补给水中断，省煤器出口水温持续升高，情况进一步恶化，导致系统

44、给水瘫痪，各系统自动控制失灵，机组被迫解列停机。26.3.系统出现汽塞的处理26.3.1.当系统省煤器出口水温接近180时,开大省煤器出口温度调节阀开度增大给水流量，降低省煤器出口水温；26.3.2.当水温继续上升至180以上时,开大省煤器出口温度调节阀时锅炉给水泵出口压力和流量无明显变化,此时应判断系统发生汽塞现象;26.3.3.立即甩AQC锅炉，同时严密监视PH锅炉运行情况;26.3.4.手动打开闪蒸器旁路阀;26.3.5.通知现场人员打开AQC炉省煤器出口排汽阀排汽；26.3.6.待系统水位恢复正常后，通知现场人员冲洗闪蒸器水位计,并核对水位;26.3.7.当省煤器出口水温降至设定值167时,缓慢带AQC锅炉;27.汽轮机真空下降 汽轮机真空下降有急剧下降和缓慢下降两种情况。一、事故原因1、真空急剧下降原因1）