余热发电现场操作规程(定稿).

1、1余热发电系统现场操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第 1 页共 14 页1 目的本规程旨在统一操作思想，规范巡检制度，提升工作质量，树立安 全第一的观点，力求达到稳产高产的目的。2 范围本规程适用于一线纯低温余热发电系统现场操作3 引用标准3.1 日产 4000 吨干法熟料生产线纯低温余热发电操作规程汇编32纯低温余热发电DCS 自动化部分操作规程（试行）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，以达到系统安全、高效的长期运转和文明生产。4.2

2、. 树立全局观念，与窑系统密切配合、互相协调，运行人员必须经常 交流思想，做到统一操作、协调一致。4.3. 为保证整个系统热力设备的稳定运转，必须坚持全面平衡的原则， 灵活地调节处理各需要调节的设备。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 系统工艺简介5.1. 凝汽器热水井内的凝结水经凝结水泵与血2 闪蒸器出水汇合，然后通过锅炉给水泵（230A、B）打入 AQC 锅炉省煤器内进行预热，产生一定 压力下的高温水（223C），从省煤器出口分三路分别送到AQC 锅炉汽包内、PH 锅炉汽包内和血 1 闪蒸器内，进入汽包的水在锅炉内循环受热，产生过热蒸汽送入汽轮机做功。进

3、入血1、血 2 闪蒸器内的饱和水通过闪蒸产生一定压力的饱和蒸汽送入汽轮机后级做功，做功后的乏汽经过冷 凝后重新回到热水井参与循环。生产过程中消耗掉的水由纯水装置制取 出的纯水经补给水泵（2511 ）打入热水井.5.2. PH 锅炉系统采用川崎BLW 型，室外式强制循环锅炉，受热面为：四组蒸发器、一组过热器，汽包最高工作压力为3.1MPa，过热器工作压力为 2.5MPa，蒸发量为 19.3t/h，锅炉入口风温为 350C,出口风温为 2503C，废气流量为258550Nm /h。5.3.AQC 锅炉系统采用川崎 BLW 型室外式自然循环锅炉， 受热面为：二 组省煤器、一组蒸发器、一组过热器，汽包

4、最高工作压力为3.1MPa，过热器工作压力为 2.6MPa，蒸发量为 11.8t/h，锅炉入口风温为 360C,出3口风温为 91C，废气流量为165300N m /h。余热发电系统现场操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第 2 页共 14 页5.4.M1 闪蒸器型式为竖直圆筒型，设计压力为0.7MPa，器内压力为0.345MPa ，设计温度 170C,器内温度 146.8C,入口流量 36510kg/h， 闪蒸量为5880kg/h，出口流量为 30630kg/h，内容积为 12.5m3。5.5.M2 闪蒸器型式为竖直圆筒型，设计压力为 0.3MPa ，器内压力为 0.02

5、6MPa ，设计温度 144C,器内温度 105.6C,入口流量 30630kg/h， 闪蒸量 2100kg/h，出口流量 28530kg/h，内容积为 15 m3。5.6. 汽轮机采用川崎RCM-80 型、冲动式、多级混压、凝汽式带减速机型，汽轮机工作参数： 蒸汽额定入口压力为2.45MPa，额定流量为 31.1t/h ,额定输出功率为6480kW，转速为 5829r/min，工作级数为 9 级，排汽压力-95.6kPao5.7. 发电机型式为横轴全封闭内冷式旋转磁场圆筒型（室内型三相交流 同步发电机），采用 PMG 交流励磁机无刷励磁方式，通过齿轮联轴节 与汽轮机连接，旋转方向：从联轴节侧

6、看为顺时针方向，非接地式，绝缘种类 Fo5.8. 工艺流程方框图：36、辅机设备启动前的准备工作6.1 设备概况6.1.1.补给水泵（511）型式：涡轮式泵型号：50 X40IFWM613流体种类：纯水能力：20t/h全扬程：0.25MPa吸入压力：0.05MPa出口压力：0.3MPa汽蚀余量：4.8m泵效率：62.3%最小流量：4.2t/h用途：用于向凝汽器补给纯水，以满足系统用水余热发电系统现场操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第 3 页共 14 页6.1.2. 凝结水泵（150A、B）型式：立式二级离心泵 型号：EVI 流体介质：凝结水 流体温度：40C能力：60t

7、/h汽蚀余量：0.9m （吸入口中心） 泵效率：55%吸入压力：717mmHgV 全扬程：60m6.1.3. 锅炉给水泵（230A、B）型号：100 W0MSS6 横轴轮切型多级泵入口压力：0.05MPa 出口压力： 3.4MPa 全压力：3.35MPa 全扬程：335m流量温度：56.5C流量：54t/h 泵效率：63.5% 汽蚀余量：3.9m 级数：六级4最小流量：8.4t/h6.14 循环水泵（420A、B）型号：200 X150UCWM32Y 流体：锅炉水流体温度： 266 C（最大） ；入口压力： 2.71MPa （额定）出口压力： 3.51MPa3流量：369.5 m /h 最小流

8、量：114 m3/h扬程：37.3m 汽蚀余量：3.8m 泵效率：78.0%6.2补给水泵（511）6.2.1泵启动前的检查6.2.1.1. 泵入口阀是否处于开启状态；6.2.1.2. 检查确认所有仪表阀门是否开启；6.2.1.3. 检查泵电机轴承润滑是否正常；6.2.1.4. 检查泵电机地脚螺栓是否有松动现象；6.2.1.5. 检查纯水箱液位是否在4m 以上；6.2.1.6. 检查确认泵开机状态，是处于现场还是中控位置余热发电系统现场操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第 4 页共 14 页6.2.2运转中的维护与保护6.2.2.1 检查确认泵电机润滑是否正常6.2.2.

9、2 检查确认泵电机振动是否偏大6.2.2.3 检查确认泵进出口压力是否正常6.3凝结水泵（150A、B）6.3.1.启动前的检查6.3.1.1 检查确认泵入口阀是否处于开启状态6.3.1.2 检查确认泵轴承润滑是否正常；6.3.1.3 检查确认泵进出口压力表是否已投入使用6.3.1.4 检查确认泵启动状态是否为中控位置6.3.1.5 检查确认冷凝器液位是否为正常值6.3.2.运转中的维护与保养6.3.2.1 检查确认泵电机润滑是否正常6.322 检查确认泵电机振动是否偏大；236C（正常）56.323 检查确认泵进出口压力表指示是否正常6.4锅炉给水泵（230A、B）6.4.1启动前的检查64

10、1.1 检查确认泵入口手动阀是否处于开启状态；6.4.1.2 检查确认泵轴承润滑液位是否正常；6.4.1.3 检查确认泵进出口仪表是否已投入使用；641.4 检查确认泵电机地脚螺栓是否有松动现象；641.5 检查确认 No.2 闪蒸器液位是否为正常值；6.4.1.6 检查确认泵开机状态是否为中控位置6.4.2运转中的检查与维护6.4.2.1 泵电机振动是否偏大；6.4.2.2 泵轴承润滑液位是否正常；6.4.2.3 泵出口压力表是正常；6.4.2.4 泵电机电流是否正常.6.4.3停机后的维护与保养6.4.3.1 检查确认泵进出口压力表；6.4.3.2 清洗泵进口过滤网；6.4.3.3 检查确

11、认泵润滑油位，如偏低，通知润滑工段进行补油工作6.4.3.4 清扫电机风扇表面灰尘。余热发电系统现场操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第 5 页共 14 页6.5循环水泵（420A、B）6.5.1启动前的检查.6.5.1.1 检查确认泵入口手动阀是否处于开启状态6.5.1.2 检查确认泵轴承润滑液位是否正常6.5.1.3 检查确认泵进出口仪表是否已投入使用66.5.1.4 检查确认泵电机地脚螺栓是否有松动现象6.5.1.5 检查确认 PH 炉汽包液位是否为正常值；6.5.1.6 检查确认泵开机状态是否为中控位置6.5.2运转中的检查与维护6.5.2.1 泵电机振动是否偏大

12、；6.522 泵轴承润滑液位是否正常；6.523 泵出口压力表是正常；6.5.2.4 泵电机电流是否正常.6.5.3停机后的维护与保养6.5.3.1 检查确认泵进出口压力表；6.5.3.2 清洗泵出口过滤网；6.5.3.3 检查确认泵润滑油位，如偏低，通知润滑工段进行补油工作6.5.3.4 清扫电机风扇表面灰尘.6.6仪表空气压缩机（580A、B ）。6.6.1. 仪表空气压缩机启动前的检查6.6.1.1 检查空气压缩机冷却水是否正常；6.6.1.2 检查分离箱的液位是否正常；6.6.1.3 检查确认皮带传动是否有松动现象；6.6.1.4 检查确认电机润滑是否正常；6.6.1.5 检查确认各仪

13、表是否已投入使用；6.6.1.6 检查确认各电磁阀工作是否正常；6.6.1.7 检查确认压缩机的工作模式6.6.2. 运转中的检查与维护.6.6.2.1 检查确认冷却水温度是否正常；6.6.2.2 检查确认压缩机的工作压力是否正常；6.6.2.3 检查确认各电磁阀工作是否正常；6.6.2.4 检查确认皮带传动是否正常；6.6.2.5 检查确认分离箱的液位是否正常7余热发电系统现场操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第 6 页共 14 页663停机后的维护与保养663.1 清洗各电磁阀；663.2 分离箱换水；6.6.3.3 清洗散热过滤网；6.6.3.4 检查各仪表显示值是

14、否正常；6.6.3.5 检查电机是否需要更换润滑油6.7冷却水系统6.7.1冷却水泵启动前的检查.6.7.1.1 检查确认泵入口手动阀是否处于开启状态；6.7.1.2 检查确认泵轴承润滑液位是否正常；6.7.1.3 检查确认泵进出口仪表是否已投入使用；6.7.1.4 检查确认泵电机地脚螺栓是否有松动现象；6.7.1.5 检查确认冷却塔液位是否为正常值；6.7.1.6 检查确认泵开机状态是否为中控位置6.7.2运转中的检查与维护6.7.2.1 泵电机振动是否偏大；6.7.2.2 泵轴承润滑液位是否正常；6.7.2.3 泵出口压力表是否正常；6.724 泵电机电流是否正常.6.7.3停机后的维护与

15、保养6.7.3.1 检查确认泵进出口压力表；6.7.3.2 检查确认泵润滑油位，如偏低，通知润滑工段进行补油工作6.7.3.3 清扫电机风扇表面灰尘 .6.7.4 冷却风扇启动前的检查6.7.4.1 检查确认传动轴有无异常；86.7.4.2 检查确认电机润滑液位是否正常；6.7.4.3 检查确认装配的紧固螺栓有无松动现象；6.7.4.4 检查确认电机与减速机底座螺栓是否有松动现象；6.745 检查确认风扇装配螺栓有无松动现象；6.746 检查确认传动轴安全导轨的安装螺栓有无松动现象6.7.4.7 检查确认开机状况是否处于中控位置。6.7.5 运转中的检查与维护6.7.5.1 检查确认电机、减速

16、机与风扇振动是否偏大6.7.5.2 检查确认电机润滑情况是否正常；6.7.5.3 检查确认电机电流值是否正常。余热发电系统现场操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第 7 页共 14 页7PH 锅炉升温升压前的准备工作7.1 检查所有阀门.7.1.1 给水系统：开启省煤器出口阀3207V;7.1.2 放水系统：关闭各联箱排污阀,事故放水阀；开启定期排 污阀，连 续排污阀；7.1.3 开启汽包水位计的汽阀、水阀；关闭放水阀；7.1.4 开启现场仪表阀门,投入仪表；7.1.5 打开 4601V、4606V 等现场手动排汽阀；7.1.6 确认汽包与过热器安全阀处于正常工作状态；7.

17、2 检查确认相关辅机设备及档板动作情况7.2.1 检查振打装置 410AB 减速机润滑是否正常，振打锤与振打杆的动作是否灵活；7.2.2 检查 411 至 415 设备轴承润滑是否正常,电机地脚螺栓是否有松动现象，拉链机本体人孔门是否已关闭；7.2.3 检查 490、491 档板润滑是否正常，动作是否灵活，有无卡涩现象；7.2.4 检查确认锅炉本体内部有无杂物，灰斗门是否关闭；7.2.5 检查确认所有辅机是否处于远程状态；7.2.6 通知中控准备启动PH 炉97.3 PH 炉升温升压7.3.1 确认一线窑正常运转；7.3.2 确认相关辅机设备已启动完毕；10检查有无阀门管道泄漏，如发现应立即通

18、知中控停止补水，另行处立即查明情况及时处理；7.3.9 确认汽包压力升至0.3 MPa 时,依次对过热器及各蒸发器放水阀放水,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）.7.3.10 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；7.3.11 当确认汽包压力升至0.6 MPa 时,冲洗水位计并核对水位余热发电系统现场操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第 8 页共 14 页7.3.12 当确认汽包压力升至0.6 MPa 时,开启主蒸汽管道上各疏水阀前后手动阀；7.3.13 当汽包压力升至1.0MPa 时，全面检查锅炉系

19、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；7.3.14 确认汽包压力升至2.3 MPa 时，接中控通知准备启动真空系统并对真空系统作全面检查.7.4 真空泵启动前的检查 .7.4.1 检查确认泵入口阀是否处于开启状态;7.4.2 检查确认真空泵润滑是否处于正常 7.4.3 检查确认分离箱液位是否正常；7.4.4 检查确认真空系统冷却水是否正常 7.4.5 检查确认真空泵控制模式；746 关闭 1905V;7.3.4在补水过程中，省煤器出口空气阀出水后检查确认 431V 循环水出口电动阀开度7.3.5位，应为-200mm 左右；7.3.6 接到中控通知 PH 炉已开始升温升压

20、 阀门有无泄漏，若有应立即通知中控停止升温升压,关闭 3621V;100%,与中控核对汽包水,现场检查确认所有人孔门，并做处理；4601V、过热7.3.7 检查确认汽包压力升至0.1MPa 时关闭汽包排汽阀器排汽阀 4606V,打开所有联箱排污阀及疏水阀；7.3.8 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73311747 检查确认泵电机地脚螺栓是否有松动现象748 检查确认泵进出口仪表是否已投入使用7.5 真空泵运行中的检查与维护7.5.1 检查确认泵电机振动值是否正常；7.5.2 检查确认真空系统是否 有泄漏；7.5.3 检查确认泵轴承润滑是否正常；7.5.4 检查

21、确认泵进出口仪表显示值是否正常7.5.5 检查确认分离箱液位是否正常；7.6 停机后的维护与保养 .7.6.1 检验泵进出口仪表；7.6.2 更换泵轴承润滑油；7.6.3 更换分离箱水,打开溢流阀7.7 确认汽包压力升至2.5MPa、过热蒸汽 330C时,与中控操作员核对锅炉主要参数。7.8 加药装置启动前的检查7.8.1 检查确认药液的浓度是否按设计要求配置而成；7.8.2 检查确认泵的行程是否能达到泵的排量；7.8.3 检查确认泵的进出口阀门是否已全开；7.8.4 检查确认泵的润滑是否正常；7.8.5 检查确认泵与电机的地脚螺栓是否有松动现象；7.8.6 检查确认开机状态是否是处于中控位置

22、余热发电系统现场操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第 9 页共 14 页7.9 运转中的维护与保养7.9.1 检查确认泵的润滑是否正常；7.9.2 检查确认药箱液位低于搅拌机叶片以下时,应停止搅拌器以免12振动加大或使轴偏摆7.9.3 关闭吸入阀,对过滤器的滤网进行清洗7.10 停机后的维护与保养7.10.1 检查确认泵停后，放空药箱液位，对箱体内及过滤网进行清洗；7.10.2 对泵出口压力表进行校验；7.10.3 检查确认过滤器的滤网是否堵塞，如有进行清洗.8主蒸汽管道暖管8.1 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

23、-1.0 小时；8.2 在暖管过程中时刻与中控操作员保持联系，检查管道的热膨胀点是否有泄漏,核对汽包水位、压力，根据中控操作员的指令打开主蒸汽截止 阀的旁路阀；8.3 暖管结束后，对汽轮机进行全面检查；8.3.1 汽轮机启动前的检查准备和具备开机的条件；(1) 辅助油泵型号：BHGS-65MT型式：电机驱动齿轮泵流体:ISO VG46 汽轮机系统润滑油吸入压力:0MPa吐出压力:1.1MPa安全阀设定压力:1.2MPa能力:54 m3/h(2) 紧急油泵型号：NHGS-12MT型式:直流电机驱动齿轮泵流体介质：ISO VG46 汽轮机系统润滑油入口压力：-0.01MPa出口压力:0.10MPa

24、能力:17 m3/h用途:当汽轮机系统主油泵及辅助油泵 无法起动时,该泵起 动向系 统供油.余热发电系统现场操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第 10 页共 14 页13主5 泵型号：F-60K型式:轴驱动齿轮泵流体介质：ISO VG46 汽轮机系统润滑油能力:55 m3/h吸入压力:-0.05 MPa吐出压力：1.08MPa全压:1.15 MPa安全阀设定压力:1.2 MPa转速：1025r/min用途:在汽轮机正常运转中，向汽轮机系统供油(4)辅助油泵启动前的检查1. 检查确认油箱油位是否为正常值；2. 检查确认泵电机地脚螺栓是否有松动现象3. 检查确认泵开机状态的模

25、式位置紧急油泵启动前的检查1. 检查确认油箱油位是否为正常值；2. 检查确认泵电机地脚螺栓是否有松动现象3. 检查确认泵开机状态的模式位置4. 检查确认蓄电池是否工作正常8.3.2 检查确认自动主汽门(101V)、高低压蒸汽调节阀(111V、112V)动作是否灵活；8.3.3 检查确认汽轮机保护功能危急遮断保护、轴向位移保护等是否能正常工作；8.3.4 检查确认汽轮机发电机各联轴节润滑油的流动是否正常；8.3.5 检查确认汽轮机发电机地脚螺栓是否有松动现象；8.3.6 检查确认汽轮机的主要检测仪表如压力表、温度表、调速器及油 系统仪表是否已投入到正常工作状态；8.3.7 检查确认一切正常后通知

26、中控启动相关辅助设备如油箱排雾扇；8.3.8 检查确认润滑油压达到0.05Mpa 以上时，投入盘车装置；9暖机过程9.1 全开汽轮机入口主蒸汽截止阀2001V,关闭其旁路阀；9.2 通知中控操作员准备暖机；9.3 首先按调速器复位开关(Governor Reset),然后按汽轮机复位开关(Turbine Reset),102V 自动开,最后按汽轮机复位开关(Turbine Reset),1630rpm超速跳闸1590rpm转速调整上限1500rpm1410rpm额定转速转速调整不限-970rpm750rpm汽轮机自动启动；9.4 检查确认跳闸油压建立约I.OMPa,此时复位灯亮，102V 开显

27、示灯亮汽轮机转速为 450r/min,调节阀开度为15%,调节阀设定值100%（Upper）灯亮,盘车装置停止；余热发电系统现场操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第 11 页共 14 页9.5 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；9.6 检查确认调节油压、润滑油压是否已达到正常值（调节油压 0.8-1.0MPa,润滑油压 0.08-0.1MPa）;9.7 检查确认汽轮机振动有无异常,汽轮机内部有无异常声音,如无异 常可继续进行升速操作；9.8 通知中控操作员进行升速操作；1）升速前的检查与条件1汽轮机振动值在规定范围内（v15

28、um ）；2凝汽器真空度在-67kPa 以上；3调节油压 0.8-1.0MPa 之间，润滑油压在 0.08-0.1MPa 之间；4冷凝水温度不大于 80C;5凝汽器水位不高于300mm;6倾听内部有无异常声音，检查油温、轴承温度，机组膨胀、轴向位移是否正常；7一切正常后，开始升速；2）升速操作，见曲线图1升速曲线图危险转速152在升速过程中，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；3在升速过程中，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；4在升速过程中，检查确认汽轮机通过临界转速时有无太大振动（临界转速范围

29、为 750 970r/min ）；余热发电系统现场操作规程修改记录批准人受控号版次日期修改单修改人实施日期第 12 页共 14 页当转速达到1450r/min 时，应监控辅助油泵自动切换至主油泵，切换后检查确认油压是否正常，如无异常可继续升速；当转速达到1500r/min 时，升速结束，对汽轮机进行全面检查确认有无异常情况。3）一切正常后，汽轮机稳定1500r/min 运转 5 分钟以上方可通知中控操作员准备并网。10并网450rpm暖机手动（1rpm/秒）0冷态起动:40分热态起动:20分（3rpm/秒）5分钟 1 分13 秒8分50秒1610.1 并网前的准备工作1与中控核对 PH 炉汽包

30、水位、压力、温度是否在正常值左右；2汽轮机转速稳定在1500r/min；3检查确认发电机冷却水流量是否达到30t/h 以上；4检查确认 7 65G 开关是否已转到手动；5检查确认 43G 开关模式是否为现场，AVR APFR 模式为 AVR ；6一切均正常后，通知中控操作员准备并网。10.2 并网1投励磁，3 41G 开关 on ；2检查确认发电机侧与网上电压、55G、7 90G 直到一致为止；3投同期，检查确认同期投入后，52G 开关 on 的位置红灯亮；4操作 7 65G 使发电机带初负荷648kW ；5调整 101V 压力设定值与 201V 压力设定值一致，都为2.55MPa ；6将操作

31、控制模式开关speed 转至 press ；7继续操作 7 65G 使发电机功率上升至汽轮机主蒸汽旁路阀201V关闭为止，速度控制转至压力控制；10.3 并网过程中的检查1检查确认三相定子温度是否在正常值左右；2检查确认发电机冷却水是否正常；3检查确认汽包水位、压力和温度是否有太大变化；4检查确认汽轮机、发电机组振动值均在正常值以内；10.4 并网后的工作1与中控操作员联系缓慢降101V 前压设定值至 2.45MPa ；2在操作员带发电机负荷时，严密监视汽轮发电机组运行工况，如 有异常立即通知操作员停止升负荷，待处理正常方可升负荷；11AQC 锅炉起动余热发电系统现场操作规程修改记录批准人受控

32、号版次日期修改单修改人频率是否一致，如不一致，调整 717实施日期第 13 页共 14 页12 混汽投入12.1 混汽投入前的准备1检查确认省煤器出口温度是否已达到223C；2检查确认发电功率在2500kW 以上；3NO.1、NO.2 闪蒸器主蒸汽截止阀旁路阀（2102V、2122V ）开启,检查确认高压、低压管道旁路上所有疏水阀前后手动阀是否已打开；4检查确认 NO.1、NO.2 闪蒸器液位与中控是否一致；12.2 混汽投入1检查确认高压、低压管道暖管是否15 分钟以上；2检查确认发电负荷在2500kW 以上，负荷 6500kW 以下；3检查确认 2101V、2121V 是否已开启，2102

33、V、2122V 关闭；4通知中控操作员准备投入混汽，得到许可后方可投入；5打开 2 号混汽切断阀（112V ），慢慢打开 2121V 至全开，时间18不少于 5 分钟;12.3 混汽投入过程中的检查工作1检查确认发电机负荷波动不大；2检查确认 N0.1、N0.2 闪蒸器水位与中控一致;13汽轮机运转中的检查与维护13.1 检查确认油温、油压、汽轮机振动值是否与正常值以内；13.2 检查确认汽轮发电机组轴承的润滑油量是否正常；13.3 检查确认压力报警灯是否能正常工作；13.4 检查确认油箱油位是否为正常值以内，如突然升高应查明原因；13.5 每周对滤油器进行转换并检查和清洗过滤器；13.6 检查确认各测量仪表显示值是否正常；13.7 检查确认汽轮机运转中出现报警的原因并做相应的处理。14汽轮机停机期间