烧结余热发电试行规程

1、目录1. 概况22. 系统工艺简介绍23. 主要设备参数24. 产品供应标准85. 联系制度86. 运行方式87. 操作程序88. 事故处理191.概况烧结余热发电是利用烧结环冷机产生的高温烟气作为能源的发电项目，可大幅度降低烧结供需能耗，大量节约能源，同时还可以保护环境，是一项节能减排工程。焦耐车间烧结余热发电站有一套反渗透制水系统，三台川崎BLW自然循环锅炉及一套南汽33MW汽轮机发电机组。余热锅炉所需烟气采自1烧、4烧、5烧环冷机高温烟气段，汽轮机可采用纯冷凝工况或抽汽工况两种运行方式，满足热电用户需要。 2.系统工艺流简介凝汽器热水井内的凝结水经凝结水泵与闪蒸器出水汇合，然后通过锅炉给

2、水泵打入三台锅炉省煤器内进行预热，产生一定压力下的高温水（210），从省煤器出口分两路分别送到余热锅炉汽包内和闪蒸器内，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。进入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，除氧器打入热水井。工艺流程方框图：纯水凝结水泵闪蒸器凝汽器海绵铁除氧器补给水泵过热蒸汽锅炉汽包省煤器汽轮机发电机锅炉给水泵闪蒸器 3.主要设备参数3.1锅炉3.1.1 1号烧结环冷机余热锅炉型式：川崎BLW 自然循环锅炉蒸汽压力（过热器出口）： 2.0

3、5MPa蒸汽温度（过热器出口）： 365蒸发量： 45.5t/h给水温度（汽包进口处）： 210烟气流量： 530，000Nm3/h烟气温度（锅炉进口处）： 390烟气温度（锅炉出口处）： 165通过锅炉的压力损失： 100mmH2O3.1.2 5号烧结环冷机余热锅炉形式：川崎BLW 自然循环锅炉蒸汽压力（过热器出口）： 2.05MPa蒸汽温度（过热器出口）： 367蒸发量： 47.1t/h给水温度（汽包进口处）： 210烟气流量： 539，439Nm3/h烟气温度（锅炉进口处）： 394烟气温度（锅炉出口处）： 166通过锅炉的压力损失： 100mmH2O3.1.3 4号烧结环冷机余热锅炉

4、形式：川崎BLW 自然循环锅炉蒸汽压力（过热器出口）： 2.05MPa蒸汽温度（过热器出口）： 364蒸发量： 44.5t/h给水温度（汽包进口处）： 210烟气流量： 523，000Nm3/h烟气温度（锅炉进口处）： 388烟气温度（锅炉出口处）： 165通过锅炉的压力损失： 100mmH2O3.2 汽轮机 汽轮机本体型式： 双压、单缸、抽汽、冲动冷凝式汽轮机型号: NCZ33-1.91/0.8/0.37转速： 3000r/min额定纯凝功率： 33.72MW额定抽汽工况功率： 29.14MW主蒸汽进汽压力： 1.91MPa主蒸汽进汽温度： 357主蒸汽进汽流量： 137.1t/h补注汽压力

5、： 0.37MPa补汽温度： 140.8补汽流量： 26.50t/h额定抽汽工况抽汽压力： 0.81.0893MPa额定抽汽工况抽汽温度： 300.37 额定抽汽工况抽汽流量： 25 t/h 最大抽汽流量： 35 t/h 额定抽汽工况排汽压力： 7.23KPa 额定纯凝工况排汽压力： 8.14KPa 旋转方向： 从汽轮机向发电机看为顺时针方向 本体重量： 113 t 上缸重量： 25.3 t 下缸重量： 33 t 转子重量： 16.08汽轮机本体最大尺寸（长X宽X高）: 6983X7080X4760 mm 辅机规范.1 汽封加热器：型号： JO-46-1冷却水量： 139.7 t/h冷却水最大

6、压力： 2.2 MPa抽空气量： 203kg/h汽室压力： 0.2 MPa加热面积： 46 m2.2 冷凝器型式： 分列二道制表面回热式型号： N-3500-5冷却面积： 3500 m2冷却水量： 9900 t/h冷却循环水压力： 0.25MPa水阻： 0.039 MPa无水时净重： 73 t.3 冷油器型号： YL-70-冷却水量： 163 t/h冷却油量： 1200 l/min水阻： 0.012 MPa油阻： 0.07 MPa冷却面积： 70 m2.4 锅炉给水泵 型号： 250AYS150X2A扬程： 255m流量： 525556 m3 /h.5 循环水泵 型号： KOSN900-N13

7、J/924流量： 5000-6000-7000 m3 /h扬程： 38-35-28 m转速： 585r/min功率： 710KW.6 射水抽汽器 型式： 环保降噪型多通道射水抽汽器型号： TD-32正常水压： 0.35 MPa正常耗水量： 305 t/h正常抽汽量： 32kg/h.7 油烟净化排放装置型号： 2FDHB2-6-2流量： 360 m3 /h全压： 4000 Pa转速： 2900 r/min原动机功率： 1.5KW.7 射水泵型号： IS200-150-315流量： 32 m扬程： 32 m转速： 1450 r/min效率： 82%轴功率： 42.5KW.8 凝结水泵型号： 6LD

8、TN-6流量： 160 m3 /h扬程： 72 m轴功率： 42KW转速： 1490 r/min效率： 76%.9 玻璃钢冷却塔型号： FNG-3000 X4冷却水量： 3000 m3 /h进水温度： 47 出水温度： 35电机功率： 132KW.10 冷却塔风机型号： LF80 B转速： 149 r/min流量： 170X104 m3 /h全压： 161.42 Pa电机功率： 132KW叶片角： 63.3 发电机型号 QFW-33-2C额定功率 33MW额定转速 3000r/min额定频率 50Hz额定电压 10500V额定电流 2135A功率因数 0.8接线方式 Y转向 从汽轮机端看为顺时

9、针向绝缘等级（定、转子） F冷却方式 空冷冷却空气量 17m3/s空冷器容量 830KW冷却水量 200 m3/s进水温度 最大 35 平均26励磁机型号 TFLW130-3000A/双通道无刷励磁 额定功率 130kW直流电压 152V直流电流 859A转速 3000r/min 永磁付励磁机型号 TFY2.85-3000C容量 2.85KVA电流 15A电压 190V4.产品供应标准供低压汽热用户标准： 蒸汽压力：0.81.0893Mpa 蒸汽温度：300.375.联系制度5.1 与调度联系：开炉、开机时间，开炉、开机后运行方式。 5.2与烧结联系：确认环冷机运行状况，通知准备开炉、开机；5

10、.2 与计控联系：投入仪表，保护5.3 与电气人员联系：测试电机绝缘，电气设备送电5.4与锅炉人员联系：确定阀门状况，供汽时间，供汽参数5.5与汽机人员联系：确定辅助设备及阀门状况，开机时间，并网时间，5.6 与化水人员联系：确认制水情况以及纯水化验、炉水化验、过热蒸汽化验、凝结水化验时间；6.运行方式6.1根据调度指令，确定锅炉运行台数。6.2根据调度指令，执行汽轮机运行方式。抽汽工况运行。6.2.2纯冷凝工况运行方式；7.操作程序7.1锅炉升温升压前准备工作通知电气人员检查并给相关设备送电；检查所有电动和气动阀门并经开关试验正常后处于待机状态；通知现场巡检人员对现场手动阀门进行检查并置于相

11、应的开关状态；通知现场巡检人员将安全阀投入正常运行状态；通知现场巡检人员将所有仪表投入正常工作状态；检查挡板动作是否灵活；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；检查汽包及闪蒸器、凝汽器液位；7.1.9省煤器排空气阀打开，过热器、汽包排汽阀打开。7.2辅机系统启动循环水系统启动.1通知现场准备启动循环水系统；.2通知现场巡检人员将循环水泵控制模式打至远程位置；.3检查循环水泵出口电动阀是否打至手动位置；.4通知现场巡检人员将循环水泵排空阀打开，空气排放后关闭排空门；.5检查确认冷却水位在2.5m以上；.6启动循环水泵，缓慢打开循环水泵出口电动阀；.7通知现场巡检人员检查循环

12、水泵运行状况；.8将水泵出口电动阀转为远程控制模式；.9加药装置检查一切正常后开启。7.3汽轮机辅机启动7.3.1通知现场巡检人员检查确认主油箱液位在-100mm以上；通知现场巡检人员将油雾风扇打至远程位置；通知现场巡检人员将辅助油泵和紧急油泵打至自动位置；启动高压电动油泵；通知现场巡检人员检查确认润滑油压达到Mpa；投入盘车。7.4补给水泵启动通知现场巡检人员将补给水泵控制模式打至远程位置；检查确认纯水箱液位在4m以上；将气动阀和凝汽器液位控制打至自动位置；通知现场巡检人员检查泵一切正常后，启动补给水泵。7.5凝结水泵启动通知现场巡检人员将凝结水泵控制模式打至远程位置；检查确认凝汽器液位在&

13、#177;200mm之间；将气动阀处于关闭位置；通知现场巡检人员检查泵一切正常后，启动凝结水泵；通知现场巡检人员将加药泵检查确认正常并打至远程位置；启动加药泵。7.6锅炉给水泵启动通知现场巡检人员将锅炉给水泵控制模式打至远程位置；检查确认闪蒸器液位在0mm左右；将气动阀打至自动位置，并将开至10；将泵出口电动阀打至手动状态并处于关闭位置；通知现场巡检人员关闭泵出口手动阀；通知现场巡检人员检查泵一切正常后，启动锅炉给水泵；泵启动后通知现场巡检人员缓慢打开泵出口手动阀；将泵出口电动阀同时缓慢打至全开位置；将电动阀转至远程位置。7.7锅炉补水将供水母管控制阀打至自动位置；将汽包液位控制打至远程和自动

14、位置；缓慢向锅炉补水；通知现场巡检人员检查确认系统有无泄漏；通知现场巡检人员当省煤器入出口空气阀冒水后，关闭空气阀；当锅炉水位补至-100mm时停止向锅炉补水；通知现场巡检人员检查确认系统有无泄漏；观察汽包液位无明显变化。7.8锅炉升温升压7.8.1联系确认烧结环冷机正常运转；确认相关辅机设备已启动完毕；通知现场巡检人员锅炉准备升温升压，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；开启挡板20观察3分钟，如汽包液位无明显变化仍以20相应开启；7.8.5启动阀打至手动并开启20以上；7.8.6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

15、热器排汽阀，打开所有联箱排污阀及疏水阀，打开定期排污和连续排污阀；7.8.7 ；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；7.8.8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)；7.8.9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；7.8.10当确认汽包压力升至0.6 MPa时，通知现场巡检人员冲洗水位计并核对水位；7.8.11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；2当汽包压力升至1.0

16、MPa时，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；3将主蒸汽401V打至手动并开启20，2606V打至手动并开启25以上；4确认汽包压力升至2.0MPa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；5当汽包压力升至2.05 MPa时，全开主蒸汽； 6按照升温升压曲线要求：升温55/h，升压0.8MPa/h，总时间控制在3小时内进行操作。每次操作以20%挡板开度进行；7压力升至0.6MPa时，锅炉主蒸汽管道开始暖管；参数满足要求后，准备汽轮机冲转；7.9汽轮机系统检查油系统检查。7.9.1 油箱油位正常，在050mm之间，油质合

17、格。7.9.2 滤油器在工作位置。7.9.2.1 电动油泵运行良好，盘车正常。7.9.2.2 油路应畅通，无泄漏，各油压正常。7.9.2.3 若油温大于45，应及时投入冷油器，保证润滑油温度为35-45；.4 汽轮机各保护开关断开，总保护开关断开。7.9.2.5 记录绝对膨胀值7.9.2.6 蒸汽系统检查7.9.2.7 自动主汽门，电动主汽门，抽汽电动门等主要阀门做开闭试验。7.9.2.8电动主汽门，自动主汽门关。至均压箱隔离门关闭，主汽及补汽旁路门关闭。7.9.2.9 电动主汽门前后疏水门，抽汽电动门前后疏水门，本体各疏水门，抽汽逆止门疏水门，进汽导管疏水门开启。7.9.2.10抽汽至轴封压

18、力自调隔离门关闭。7 循环冷却水系统检查。7.9.2.12 循环水池水位正常。7.9.2.13 循环泵运行正常检查。7.9.2.14凝结水系统检查7.9.2.15 热水井水位正常7.9.2.16 凝结泵运行正常，做凝结水泵联锁试验。7.9.2.17射水泵，真空系统检查7.9.2.18 射水池溢流正常，射水泵出入口阀开启7.9.2.19真空破坏门关闭，抽汽门，抽汽总门开启7.9.2.20射水泵检查7.9.2.21 射水泵联动试验7.10主蒸汽管道暖管确认汽包压力升至0.588Mpa,过热蒸汽250时,通知现场巡检人员准备暖管;通知现场巡检人员打开主蒸汽旁路阀及管道所有排泄阀;7.10.3暖管停机

19、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;7.10.4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;7.10.5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;7.11真空系统启动7.11.1通知现场巡检人员将射水泵转换开关打至远中控位置;7.11.2通知现场巡检人员将轴封抽风机换开关打至远中控位置;7.11.3通知现场开启均压箱减温减压器检查确认均压箱压力在2.94Kpa以上;7.11.4启动轴封抽风

20、机7.11.5通知现场巡检人员对射水泵检查正常后,启动射水泵;7.11.6汽轮机冷态启动应遵守以下几点：A 在冲动转子前先抽真空，真空达到-0.061 MPaB 应先向轴封送汽，然后再抽真空。 C 轴封送汽温度小于2007.11.7 汽轮机热态启动应遵守以下几点： A 进入汽轮机的主蒸汽温度应高于汽缸进汽温度30以上，严禁出现冷却。B 在冲动转子前2小时应处于连续盘车。C 在连续盘车情况下，应先向轴封送汽，然后再抽真空。D 轴封送汽温度约200.汽轮机启动前的检查和具备开机条件7.11.8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）;7.11.9检查

21、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;7.11.10检查确认汽轮机发电机各检测仪表显示值是否正常;7.11.11检查确认AST、OPC电磁阀动作灵活;7.11.12检查确认手拍危急遮断器处于复位位置;7.11.13检查确认DDV伺服阀工作正常;7.11.14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;7.12暖机过程7.12.1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; 保持真空-0.08 MPa7.12.2电液驱动器供油系统启动，油液清洁度要达到NAS6级；12.2通知现场人员首先复位汽轮机危机遮断器，然后在转速控

22、制操作画面上点击“挂闸”按钮，汽轮机主汽门自动开至100%;7.12.3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;7.12.4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；7.12.5汽轮机停机12小时以内,暖机为25分钟; 停机12小时以上,暖机为60分钟;7.12.5.1排汽温度高于60开启凝汽器喷水，控制排汽温度不大于60

23、；7.12.6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）;7.12.7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;7.12.8关闭主蒸汽管道排污阀及主蒸汽导汽管疏水阀;7.12.9通知现场巡检人员中控开始升速操作;7.12.9.1升速前的全面检查7.12.9.2汽轮机振动值在规定范围内；7.12.9.3凝汽器真空度在-80kPa以上；7.12.9.4控制油压0.65-1.3MPa之间,润滑油压在0.0

24、8-0.15MPa之间;7.12.9.5冷凝水温度不大于50;7.12.9.6凝汽器水位不高于380mm;7.12.9.7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；7.12.9.8一切正常后，开始升速；7.12.9.9升速的三种方式7.12.9.10 就地启动：自动主汽门、高压调节门全开，电动主汽门关闭，靠手动开电动主汽门旁通门升速。待转速到2800r/min时,切换到高调门手动启动,此时高调门开始关闭,中调门仍全开,再打开电动主汽门;12.9.11 高调门手动启动:电动主汽门,自动主汽门全开,高调门全关.由操作员输入目标值及升速率,DEH靠调节高调门开度控

25、制转速,操作员也可以通过微调按扭微调转速和速率;7.12.9.12 高调门曲线启动:与高调门手动启动相似,操作员仅需根据当前热状态选择某曲线启动, 操作员也可以通过微调按扭微调转速和速率;7.13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3000r/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

26、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25min7.13.1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；7.13.2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；7.13.3升速过程中，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

27、，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）。7.13.4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；7.13.5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。7.13.6一切正常后，汽轮机稳定3000r/min,运转5分钟以上方可通知现场巡检人员准备并网;7.14并网7.14.1并网前的准备工作7

28、.14.1.1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。7.14.1.2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；7.14.1.3汽轮机转速稳定在3000r/min，5分钟之后，按“同期投入”按钮；7.14.1.4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；7.14.1.5检查确认汽轮发电机组振动、油压在正常值范围内;7.14.1.6通知现场巡检人员准备投励磁及并网操作。7.14.1.7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；7.14.1.8操作锅炉挡板带锅炉负荷缓慢升汽轮发电机负荷;7.14.1.9关闭排汽喷水，

29、监视排汽压力；7.14.1.10根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。7.14.1.11.并网后即带1000KW左右负荷然后缓慢升至2000KW时暖机，停留10min，然后以300KW/min增加负荷，当高压缸下部达到250以上时允许以每分钟1000KW的速度升至额定值；7.15混汽投入7.15.1混汽投入前的准备7.15.1.1检查确认省煤器出口温度是否已达到210；7.15.1.2检查确认发电功率在机组额定功率30%以上；7.15.1.3检查确认补汽阀关闭，混汽管道及旁路上所有疏水阀前后手动阀是否

30、已打开；7.15.1.4高压进汽压力与补汽压力之比大于2.07.15.1.5 补汽阀前压力与补汽处压差大于0.03 MPa 7.15.1.6补汽压力变送器或补汽压力设定值没有故障；7.15.1.7锅炉补汽部分没有报警（可能带水的报警）；7.15.1.8补汽阀前蒸汽与补汽口汽缸壁温度之差不大于正负48 ；7.15.1.9开启混汽截止阀旁路阀进行闪蒸汽暖管；7.15.1.10与现场核对闪蒸器液位与现场是否一致；7.15.2混汽投入7.15.2.1打开混汽切断阀;7.15.2.2在负荷控制操作界面上点击“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”，

31、根据闪蒸器压力手动调整混汽调节阀适当开度；7.15.2.3关闭混汽截止阀旁路阀。7.15.3发电系统正常停机程序7.15.3.1通知现场巡检人员停止混汽；7.15.3.2通知现场巡检人员发电机解列；7.15.3.4通知现场巡检人员停汽轮机；7.15.3.5检查确认当控制油压力降至0.78Mpa，主油泵自动转换至辅助油泵7.15.3.6检查确认当转速降至0r/mim时，通知现场巡检人员投入盘车；7.15.3.7 停机时，需开启主汽及补汽旁路阀，调整减温减压器压力温度，控制排汽温度不大于100，保证锅炉供水；7.16停机、停炉操作. 1、按照降温降压曲线要求：降温55/h，降压0.8MPa/h，总

32、时间控制在3小时内进行操作。每次操作以20%挡板开度进行；7.16.1. 2、在温度降至100左右、压力降至0.6MPa以下时，方可通知现场打开锅炉人孔门、挡板人孔门；7.16.1.3通知现场巡检人员检查确认当均压箱压力低于0.1Mpa停射水泵；7.16.1.4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；7.16.1.5单炉运行，控制调整主蒸汽及补汽旁路门，加强凝汽器水位、闪蒸器及锅炉气包水位控制，保证低压热用户用汽；7.16.1.6 当接到通知三炉一机全停时，停锅炉给水泵；7.16.1.7汽轮机停机后两小时后停凝结水泵；7.16.1.8将所有气动阀打至手动关闭； 7.16

33、.1.9当汽轮发电机轴承温度降至45以下时停循环水系统；7.16.1.10当汽轮发电机组慢转48小时，轴承温度降至45以下时停油系统，停盘车。7.17 辅助设备操作程序7.17.1 泵7.17.1.1 启动前检查7.17.1.2 通知电气人员测电动机绝缘合格，送上电源。7.17.1.3 检查联轴器安全罩牢固合上。7.17.1.4 盘动联轴器转动灵活。7.17.1.5 轴承油质合格。7.17.1.6 水封水，冷却水正常畅通。7.17.2 泵的启动a 循环泵在出口阀关闭状况下启动，启动后开出口电动门。b 其余泵采用开出口阀启动。7.17.3 运行中泵的检查a 电流正常。b 进出口压力参数正常。c

34、振动情况良好，无异音。d 轴承处无发热现象。e 油位在1/21/3。f 油质合格。g 冷却水，密封水正常。7.17.4 轴封加热器7.17.4.1 随机投入轴封加热器7.17.4.1.1 轴封抽风机启动后检查运行状态是否正常；7.17.5 调试程序7.17.5.1 低油压试验7.17.5.1. MPa，将交流、直流润滑油泵连锁投入。7.17.5.1.2 开自动主汽门20mm。7.17.5.1.3 关油压变送器入口门，缓慢关闭泄油门。7.17.5.1.4 当压力降至0.078MPa时，发讯号；7.17.5.1.5 当压力降至0.054MPa时，交流润滑油泵自动投入；7.17.5.1.6 当压力降

35、至0.039MPa时，直流油泵自动投入；7.17.5.1.7 当压力降至0.02 MPa时，自动停机；7.17.5.1.8 当压力降至0.015 MPa时，停盘车装置；7.17.5.1.9 当试验合格后，开变送器进油门，关泄油门压力升高后投入盘车，压力液动阀，关主汽门，检查润滑油泵应自停。？7.17.5.2 危急遮断试验。7.17.5.2.1 开启自动主汽门20mm。7.17.5.2.2 手拍危急遮断手柄，主汽门，调速汽门,补汽阀应关闭,危急遮断指示器指示“遮断”7.17.5.3 磁力断路油门试验。7.17.5.3.1 开启自动主汽门20mm。7.17.5.3.2 手按停机按钮式短接电接点仪表

36、（轴承温度等），主汽门，调速汽门应关闭。7.17.5.4泵的连锁试验7.17.5.4.1. 凝结水泵，射水泵在开机前应做联锁试验7.17.5.4.2 分别启动1#、2#泵，试运正常7.17.5.4.3 启动一台泵，联锁开关打联锁位置，按运行泵事故按钮，备用泵应自启动。7.17.5.4.4 两泵各作一次7.17.5.5 喷游阀试验转速降至2800r/min，缓慢旋转喷油试验阀手轮，危急遮断器油腔充油，当转速升至2920正负30r/min，危急遮断器应动作，危急遮断指示器指示 “遮断”7.17.5.6 超速试验7.17.5.6.1 在机组新安装后，大修后，调整保安系统检修后，运行2000小时后均应

37、作超速试验。7.17.5.6.2 参加人员，厂，电站领导，大班长，检修人员，技术人员。7.17.5.6.3 确定指挥人，看转速表人员，操作人员。7.17.5.6.4 103%超速试验：再超速实验画面，于解列状态下点击“103%超速”按钮，转速目标值自动升为3095r/min,当实际转速超过3090r/min时，103%超速保护动作，转速目标值自动置为2950r/min,直至实际转速降至目标值为止；7.17.5.6.5 110%超速试验：在EST保护切换画面中,将汽机超速保护投入投切开关切到投入状态，且DEH-NK机柜内的超速保护投切开关切到左边使硬件超速保护组件的定值升为3302r/min,点

38、击“OPC禁止按钮”按钮，再点击“110%超速”按钮则转速目标值自动设为3305r/min，当实际转速超过3090r/min时，103%超速保护应动作，当实际转速超过3300r/min时，送出110%超速保护动作信号到EST停机。为防止EST系统故障，在转速超过3302r/min时，硬件超速保护组件的OPC动作信号也随后同时输出；7.17.5.6.6 机械超速试验： 将机柜上的超速保护投切开关切到右边使硬件超速保护组件的设定值升为3362r/min，点击“机械超速”按钮则转速设定值自动设为3365r/min，当实际转速超过3090r/min时，103%超速保护应不动作，当实际转速超过3300时

39、，110%超速保护应不动作，当实际转速超过3360r/min时，危急遮断器应动作，主汽门、高调门全部关闭，汽机未挂闸，转速开始下降。做此试验时需有运行人员再现场观察现场转速情况和危急遮断装置动作情况。为防止机械超速系统故障，在转速超过3360 r/min时，硬件超速保护组件的OPC动作信号，110%超速信号同时输出；7.17.5.6.7 复位 ：在超速试验画面中，点击“复位”按钮后，可中止正在进行的超速保护试验，恢复试验前的状态；7.17.5.6.8 试验结束后，应将机柜上的超速保护投切开关切到中间使硬件超速保护恢复试验之前的正常定值；7.17.5.7 惰走试验7.17.5.7.1 确定指挥人

40、员，操作人员，记录转速，真空人员。7.17.5.7.2 打闸停机后，控制真空破坏门和均压箱进汽门降真。7.17.5.7.3 每隔一分钟记录转速，真空各一次。7.17.5.7.4 转速至零，真空应降至零“轴封汽应停完”。7.17.5.7.5 绘制惰走曲线，并与原记录曲线比较。8.故障处理8.1下列情况下应破坏真空紧急停机： 机组出现强烈振动，任一轴承处振动大于0.07mm。 机组内部出现金属撞击声并继续发展时。 转速上升到3360r/min而危急遮断器不动作时。 出现水冲击。 主油泵故障时。 调速系统很不稳定时。 轴向位移超过允许值，而保护不动作时。 任一轴承回油温度超过75或轴承内冒烟时。 油

41、系统着火而不能及时控制时。 油箱油位突然下降至下限以下不能控制时。 主蒸汽管破裂高压抽汽管在汽缸至抽汽逆止门间破裂时。 工业抽汽压力超过安全阀动作压力0.1MPa而安全阀不动作。 轴端汽封冒火花不止。 发电机内冒烟。 润滑油压力降至0.02MPa而不能控制继续下降时。 后汽缸上排大汽安全阀动作时。 任何一轴承断油时。8.2下列情况下应紧急停炉：严重满水严重缺水炉管破裂不能维持正常水位时炉墙出现裂缝有倒塌危险时循环风机故障不能维持正常运行时所有水位计损坏时烟道阀门、挡板故障不能维持正常运行8.3锅炉故障及处理锅炉承压部件的损坏.1锅炉受热面损坏的现象汽包水位下降较快；纯水消耗量明显增大蒸汽压力和

42、给水压力下降；给水量不正常大于蒸汽流量；排烟温度升高；轻微泄漏时，有蒸汽喷出的响声，爆破时有显著的响声；.2锅炉受热面损坏的原因锅炉质量不良，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；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；管子安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接质量不良；锅炉负荷过低，热负荷偏斜或排污量过大，造成水循环破坏；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；锅炉高速含尘废气与受热面冲刷磨损严重，致使受热面管壁变薄。.3受热面损坏的处理方法立即停炉，关390/开391挡板，关闭301V或4

43、01V主汽门；？提高给水压力，增加锅炉给水；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；处理故障时须密切注意运行锅炉的给水情况；锅炉入口风温降至100以下时锅炉放水进行处理；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。汽水共腾.1汽水共腾的现象蒸汽和炉水的含盐量增大；过热蒸汽温度下降；汽包水位发生剧烈波动，汽包水位计模糊不清；严重时，蒸汽管道内发生水冲击；汽轮机热效率下降；.2汽水共腾的原因炉水水质电导率不合格；锅炉入口风温和风量波动较大，造成负荷波动剧烈；锅炉汽包内的汽水分离装置有缺陷或水位过高；.3汽水共腾的处理方法适当降低锅炉蒸发量

44、，并保持锅炉稳定运行；全开锅炉连续排污阀必要时开启事故放水阀或其它排污阀，同时增加给水量；停止向锅炉汽包内加药；尽量维持低汽包水位；开启过热器和蒸汽管道上所有疏水阀；通知现场人员对排污水进行检测，并采取一定措施改善水质量；锅炉炉水质量未改善之前，不允许增加锅炉负荷；待故障消除后应冲洗水位计；锅炉满水.1锅炉满水的现象汽包水位高于正常水位；汽包水位报警值出现高报；过热蒸汽温度下降；蒸汽含盐量增大；锅炉给水流量不正常大于蒸汽流量；当锅炉严重满水时蒸汽管道发生水冲击；.2锅炉满水的原因锅炉给水阀自动失灵，给水自动调整装置；水位变送器、蒸汽量或给水量表指示不正确，使运行人员误判断而操作错误；锅炉负荷突

45、然增加太快；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；c锅炉满水的处理中控与现场核对水位，必要时应立即冲洗水位计；若因给水自动调整失灵而影响水位升高时，应手动关小给水阀，减小给水量；如果水位继续升高，应开启事故放水阀或排污阀；若水位超过最高报警时应立即停炉，关闭主汽门；停止向锅炉上水，开启省煤器与汽包联箱排污阀；由于锅炉负荷骤增而造成水位升高时应暂缓增加负荷；因给水压力异常而引起汽包水位升高时，应立即启动备用泵，停止原始泵进行处理；锅炉缺水.1锅炉缺水时的现象汽包水位低于正常水位，报警值低报；给水流量不正常；严重缺水时造成过热蒸汽温度升高；8.3.4.2锅炉缺水的原因锅炉给水自动

46、装置失灵；水位变送器、蒸汽量或给水量表指示不正确，使运行人员误判断而操作错误；锅炉负荷骤减；给水压力突然下降；锅炉管道阀门泄漏或排污量过大；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；8.3.4.3锅炉缺水时的处理中控与现场核对水位，必要时应立即冲洗水位计；若因给水自动调整失灵，应手动开大给水阀，增大给水量；若汽包严重缺水，水位处于低低报以下时，应立即甩炉，关闭主汽门，缓慢向锅炉内加水；若因给水压力下降引起，应立即启动备用泵，提高给水压力。 省煤器管道、阀门汽塞.1系统出现汽塞的现象 省煤器出口水温230高温报警； 开大回闪蒸汽给水调节阀温度持续上升至230； 闪蒸器中控显示为满水

47、位； 锅炉蒸汽流量下降； 发电机功率下降； 锅炉给水泵电流下降，出口压力升高； 现场水位计无法看清水位，锅炉实际处于缺水状态。.2系统出现汽塞的原因 省煤器出口水温报警，221V手动调节不及时； 当温度超过230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； 闪蒸器出现虚假高水位，222V处于关闭状态，无法进行补水； 于是闪蒸器、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，导致系统给水瘫痪，各系统自动控制失灵，机组被迫解列停机。.3系统出现汽塞的处理 当系统省煤器出口水温达到210时,开大221V开度增大给水流量，同时开大回闪蒸汽给水控制阀，降低省煤器出口水温； 当水温继续上升至230时,开大221V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