余热发电管理标准

余热发电管理篇

目录

1余热发电设备联动试机方案

2余热发电汽轮发电机组调试方案

3余热发电试生产方案

4余热发电通用操作规程：

4.1锅炉操作规程

4.2汽轮机操作规程

4.3发电机操作规程

4.4化学水水处理操作规程

1余热发电设备联动试机方案

余热发电系统联动调试工作是工程项目由建设安装阶段进入到生产阶段

不可缺乏的一种重要环节。重要目的是检查整套余热发电系统设备的制造和安

装质量，调整校验系统运行控制参数，为工程项目H勺投产运行发明条件，保证

余热发电系统投产后的安全稳定运行。

L1联动调试的组织机构

联动调试指挥部是整个调试工作的关键，他具有如下职能和权力：

a.根据调试各阶段时详细状况指导和制定工作进度，并检查计划H勺执行和任务

的完毕状况，并做到及时总结。

b.负责召集和协调各方面的人员，处理联动调试工作中所碰到的多种问题，做

出适时、合理的决策，并给出最终的处理性意见。

C.负责组织和安排临时专题小组，以处理联动调试工作中所碰到口勺一系列问

题。

d.负责整个联动调试工作过程中人力、物力的调配和安排。

调试指挥部人员：

指挥长：

副指挥长：

各单位组员

施工单位：

监理：

生产单位：

设计院：

1.2联动试机前的准备工作

发电系统所有H勺设备安装工作己所有完毕，并经单机试运行合格（发电机核

相，安装单位）。

各水位计和油位计已标好最高、最低和正常工作位置的标识。

各转动机械加好符合规定的润滑油脂，油位正常。

对设备巡视、工作平台楼梯、异常状况紧急处理等场所，均应充足清理，扫

除杂物，同步还需检查挡板、栏杆、警告牌等安全设施与否设置妥当。

防护用品、检修工具、照明用品等配置齐全，所有生产辅助材料备量充足，

保证可以随时取用，操作人员、检修岗位所有到位。

AQC、SP锅炉己进行煮炉，所有安全阀己经调整校验完毕，管道已经冲洗合格、

循环池管路系统已经清洗预膜完毕，循环池注满水。

将所有仪表投入正常工作状态。

将所有H勺电动阀门、水泵以及多种辅机设备的控制模式打至远程集控位置。

参与人员：水系统、锅炉系统、汽轮机系统、电气系统。

1.2.10联动试机前，编写《余热发电试生产操作方案》，为试生产提供操作根

据。

1.3联动试机环节：

1.3.1软化水系统：

1.3.1.1启动进水阀向清水箱注满水。

1.3.1.2现场启动清水泵，把清水注入软化水置换设备中，出水直接进入软水

箱，将软水箱充斥备用。假如软化水系统已经试机合格可以投入软化水自动控

制系统。

.3每隔4小时取样一次软化水，化验水质硬度应不不小于0.03mmol/Lo

1.3.2锅炉给水系统（以真空除氧器为例）

.1检查真空循环水箱水位与否正常，启动除氧器真空循环水泵抽真空。

.2除氧器真空至0.08MPa以上时，检杳除氧器进水调整阀及热水井补水阀处在

关位置，启动软化水泵，把进水调整阀打到自动位置，观测其与否能自动打开，

如能打开后观测除氧器水位到最高限时,中控应有水位高报警发出,且进水调

整阀应能自动关闭，软化水泵应能自动停止。

.3确认锅炉给水泵到窑头汽包所有手动阀处在打开状态，到窑头锅炉电动阀

及调整阀处在关闭状态,到窑尾的锅炉电动阀及调整阀处在关闭状态。

・4启动除氧器真空引水泵,出口压力20.2MPa。

.5确认给水泵电动阀门处在关状态，进水手动阀、再循环手动阀处在开状态,

启动锅炉给水泵，检查泵一切正常后，启动出口电动阀，准备向窑头锅炉省煤

器供水。

.6开锅炉给水电动阀，把调整阀打到自动调整状态，其应能自动打开。这时,

除氧器水位应缓慢下降，当下降至最低限位时，中控应有水位低报警（1级）

发出。处在主泵状态的软水泵应能自动起动，除氧器给水调整阀应能自动打开,

补充软化水。当下降至最低限位时，中控应有水位低报警（2级）发出。中控

停引水泵，给水泵应联锁跳停，这时给水母管应有压力低报警发出。

.7同环节5,调试其他锅炉给水泵。

.8停下主用软化水泵。启动备用软化水泵，把进水调整阀打到自动位置，观

测其与否能自动打开，如能打开后观测除氧器水位到最高限时，中控应有水位

高报警发出，且进水调整阀应能自动关闭，软化水泵应能自动停止。

.9待除氧器水位恢复到高限时，中控应有水位高报警发出，且进水调整阀应

能自动关闭，软化水泵应能自动停止。

.10待窑头锅炉汽包水位到达+75mm时，应有1级高水位报警发出，窑头给水调

整阀应自动关小；这时把给水调整阀打到手动调整，打开阀门，让水位到达

+100mm,应有2级高水位报警发出。

.11打开汽包紧急放水阀，检查其与否能正常工作，观测汽包最终水位与否处

在Omni附近。

.12打开蒸发器排污阀，汽包水位应继续下降。待水位降到-75mm,应有1级低

水位报警；水位到达TOOnun,应有2级低水位报警发出c把锅炉给水调整阀打

到自动状态，其阀门开度应能自动打开。

.13打开窑尾锅炉汽包给水管道上的手动阀及电动阀，把窑尾给水调整阀打到

自动状态，其应能自动打开，向窑尾锅炉汽包供水。

.14待窑尾锅炉汽包水位到达+75nim时，应有1级高水位报警发出，窑尾给水调

整阀应自动关小；这时把窑尾给水调整阀打到调整，打开给水调整阀，让水位

继续到达+100伽，应有2级高水位报警发出。

.15打开窑尾锅炉紧急放水阀，检查其与否能正常工作，观测窑尾锅炉汽包最

终水位与否处在0mm附近。

.16打开蒸发器排污阀，汽包水位应继续下降。待水位降到-75mm,应有1级低

水位报警；水位到达TOOmm,应有2级低水位报警发出c把窑尾锅炉给水调整

阀打到自动状态，其阀门开度应能自动打开。

1.3.3.烟灰系统：

.1启动AQC炉输送机和下料器，停下其中1台输送机时，下料器应能自动停机。

1.3.3.2按物料逆方向次序启动SP炉输送机和星形下料器，停下其中1台输送

机时，下料器应能自动停机。

汽轮机汽水系统：

.1打开热水井补给水阀，当水位达高水位时,应有高水位报警发出，此时关

闭补给水阀。打开需要启动H勺其中1台凝结水泵再循环阀及其进水手动阀，出

水电动调整阀关闭。

.2启动凝结水泵，把出匚手动阀打开，打开热水井补给水阀，运行几分钟，

让热水井水位在正常位置之间，将两台凝结水泵联锁投入，把正在运行的凝结

水泵出口手动阀关闭，使凝结水泵出口压力减少，备用凝结水泵应能自动启动,

假如使用备用凝结水泵则停下主运行泵。

.3检查射水箱水位，在高下限范围应能发出高下水位报警信号，打开真空破

坏门，防止冷凝器抽真空，打开主射水泵进出口阀门，启动主射水泵，投入两

台射水泵的联锁，当主射水泵停止时，备用射水泵应能自动启动；之后关闭真

空破坏门，观测冷凝器真空与否能到达设计值,检查轴封的漏气状况。

循环水系统（如只有2台循环水泵时）：

打开需要启动口勺循环水泵管路上进水口的电动阀和手动阀，启动循环水泵，打

开出口电动阀，投入两台循环水泵的联锁，当停下其中1台循环水泵时，另1

台应能自动启动。

汽轮机油系统：

.1启动油箱上扫排油烟机，使回油畅通，把高压油泵、润滑油泵、事故油泵

的进出口阀门打开，启动高压油泵，将高压油泵出口油压联锁保护投入，缓慢

关闭高压油泉出口阀门，待高压油减少到整定设计值时应能发出主油泵出口油

压低报警信号；停下高压油泵，待高压油减少到低压力保护整定值时高压油泵

应能自动重新启动。

.2高压油泵启动后，将润滑油压联锁保护投入，缓慢关闭高压油泵出口阀门，

待润滑油压力减少到1级低油压设定值时应能发出低油压报警信号，当润滑油

压继续减少到2级低油压设定值时润滑油泵应能自动启动，润滑油泵自动启起

之后再启动汽轮机盘车电机，投入事故油泵联锁开关，之后再缓慢关闭润滑油

泵的J出口阀，待油压降至U3级低油压设定值时，事故油泵应能自动启动，如能

启动则缓慢关闭事故油泵出口阀，待油压降到4级低油压设定值时发出停机指

令，电磁阀动作（关闭主汽门），待油压继续下降到5级低油压设定值时，汽轮

机盘车电机应能自动停止，

.3停下所有油泵，向油箱注油，油箱油位升到油箱顶部如下700mm时，应能

发出高油位报警信号；再将油箱油位放低到油箱顶部如下-350mm时，应能发出

低油位报警信号。

电气系统：

.1总降发电机联络柜断开时，电站侧总降联络线柜应合小上。

.2低压柜I、II有电的状况下，当其中有一段低压母线段跳闸时，查明原因，

排除故障后可以投入低压母联柜。

.3当站用变其中一面中压柜跳闸时，低压柜应能联锁自动分闸。

.4投入低压母线保安电源的联锁开关，停下两个低压柜进线电源，保安电源

应能延时自动合闸。

.5站内由保安电源供电，把电站侧总降联络线柜断开，发电机中压柜处在试

验合闸位置，灭磁开关合闸，摸拟发电机中压柜保护动作，当发电机中压柜跳

闸后，灭磁开关应能联锁跳闸（有刷）。

.6把站用电屏交流电源断开时，事故照明电源应能自动投入，所有事故照明

灯应能点亮。

.7检查发电机隔离手车柜处在试验位置，将发电机并网中压柜处在试验位置

合闸，启动高压油泵后将保安装置挂闸，主汽门启动1/3,按下紧急停机按钮,

主汽门跳闸后发电机并网中压柜应能联锁跳闸。

2余热发电汽轮发电机组调试方案

2.1汽轮发电机组冲转各项条件都满足后即可按照冷态启动方式冲转汽轮机。

2.2当电调装置自动暖机，升速至靠近额定转速时，检查主油泵应能自动投入

正常工作，记录主油泵自动投入工作时的转速。

2.3汽轮机冲转至额定转速后，停下高压电动油泵。

2.4检查确认高压油泵、低压油泵和直流油泵处在连锁状态，缓慢减少汽轮机

转速，当主油泵出口油压降至1级低油压设定值时，应能发出低油压报警，继

续降至2级低油压设定值时，高压电动油泵应能自动起动。

2.5重新将汽轮机升速至额定转速，停下高压电动油泵。

2.6空负荷运行正常后，检查及调整如下参数与否正常：

主油泵进、出口油压及压差。

脉冲油压及与主油泵进口油压差。

轴承油温、瓦温及润滑油压。

电调装置与否输出对的。

2.7手拍危急遮断器检查主汽门、调整汽阀应能迅速关闭，然后重新启动上汽

门并恢复至额定转速。

2.8按下紧急停机按钮检查主汽门、调整汽阀应能迅速关闭，然后重新启动主

汽门并恢复至额定转速。

2.9主汽门、调整汽阀试验正常，且机组在额定转速下暖机1〜2小时，等到机

组有充足时热膨胀后再进行超速试验。

2.10先进行电调装置超速试验，投入“超速试验许可”，将转速提高至

3270r/min,电调装置超速保护应动作。主汽门关闭后，将主汽门后动阀手轮

旋究竟，等转速降至3000r/min后，按程序重新起动。

2.11然后再进行机械超速试验，将转速提高至3300〜3360r/min,此时，危急

遮断器应动作，否则立即手击危急遮断油门。危急遮断器动作后，将主汽门操

纵座手轮和启动阀手轮旋究竟，等转速降至3000r/min后，按程序重新起动。

2.12危急遮断器动作试验应进行三次，每次都要精确记录其动作转速，第一、

二次转速差不应超过18r/min,第三次和前二次动作转速H勺平均值之差不应超

过30r/min。

2.13转速稳定在3000r/min,对机组进行全面检查，一切正常后对发出机进行

起励升压，将机端电压升到10KV左右，检查三相电压及定子、转子绕组H勺绝缘

状况。

2.14用相序表仔细查时发电机和电站10KV母线所有PT二次侧的相序。

2.15相序查对对的后，分别用手动同期和自动同期进行并网。

2.16并网正常后按汽轮机加负荷曲线逐渐增长负荷。

2.17负荷稳定在额定负荷H勺80%以上后进行真空严密性试验，关闭总抽气阀或

停下射水泵，30秒后每半分钟记录一次真空值，共记录8分钟，平均每分钟下

降值应不不小T-400Pao

2.18进行甩负荷试验，在50%额定负荷时，断开发电机并网柜出口断路器，汽

轮机应能维持空负荷运转；之后把汽轮机调整到额定转速，重新并网；负荷升

到75%时，重新进行甩负荷试验，断开发电机并网柜出口断路器，汽轮机应能

维持空负荷运转。

2.19试验结束后重新并网，带到最高负荷进入72小时试运行。

2.20第一次停机时做惰走试验，记录从主汽门关闭到汽轮机完全静止时口勺惰

走时间。

2.2172小时试运行结后，视状况进行停机消缺•次，再进入24小时连继运行。

3余热发电试生产方案

3.1设备性能：

AQC、SP锅炉系统

水处理系统

汽轮机系统

油路系统

电气系统

3.2试生产前的准备工作

3.3试生产环节

软化水系统制水

锅炉给水系统启动

锅炉启动升压

暖管和并汽

汽轮机辅机系统启动

汽轮机冲转暖机

发电机启动前口勺检查与试验(试生产前已完毕)

发电机启动、升压、并列与接带负荷

发电机励磁屏应进行口勺检查与操作

发电机起励、升压时出站控制屏(1)应进行『、J检查与操作

发电机自动方式并列时电站控制屏(2)的操作

发电机手动方式并列时电站控制群(2)的操作

发电机并列后增长出力应注意事项

发电系统H勺正常停机

3.4试生产紧急事故处理预案

3.5试生产注意事项

3.6简易工艺流程方框图

注：本方案重要讲述整个余热发电各系统的设备性能、运行参数、操作要领、

常见故障、注意事项，作为试生产时参照使用。

3.1设备性能

3.1.lAQCxSP锅炉系统

AQC、SP锅炉是分别运用窑头熟料冷却机和窑尾预热器内余热加热给水产生过

热蒸汽，驱动汽轮机旋转，带动发电机通过电磁感应原剪发出电能。

工艺流程简介：从锅炉给水泵来的45℃左右的给水进入AQC炉省煤器加热到大

M174℃,省煤器（二组）出水分为二路，一路通过AQC炉的给水调整阀进入AQC

炉汽包，AQC炉汽包里的水通过下降管分别进入蒸发器,进入蒸发器的水通过加

热变成汽水混合物，再通过上升管回到汽包（汽包内的水不停的在蒸发器中循

环加热），汽包上部口勺饱和蒸汽通过过热器加热成为过热蒸汽,通过热器出口

集箱和主蒸汽出口电动阀再通过主蒸汽管道进入汽轮机房主蒸汽母管。

另一路通过SP炉给水调整阀，进入SP炉省煤器加热到188C,省煤器出水进入

SP炉汽包，SP炉汽包里日勺水通过下降管进入蒸发器,进入蒸发器日勺水通过加热

变成汽水混合物，再通过上升管回到汽包（汽包内的水不停的在蒸发器中循环

加热），汽包上部的饱和蒸汽通过过热器加热成为过热蒸汽，通过热器出口集

箱和主蒸汽出口电动阀再通过主蒸汽管道进入汽机房主蒸汽母管。

锅炉给水调整阀：自动或手动调整锅炉给水流量，维持锅炉汽包正常水位，安

装在锅炉底部平台。

安全阀：保证设备在不超过规定H勺压力下工作。AQC共有4个安全阀，分别是汽

包2个，过热出口集箱1个，省煤器出口1个。SP炉共有2个，分别是汽包1个，

过热器出口集箱1个。

持续排污扩容器：把所有排污和疏水集中扩容汽化，安装有一种安全阀。

取样冷却器：冷却采集的J水样，便于化验人员取样操作。

加药装置：化验人员根据取样化验成果，向汽包加入磷酸盐，和锅炉水中的钙

镁离子反应生成沉淀物，防止锅炉受热管内壁结垢.

计量泵：把药物按一定时量打入锅炉汽包中。

输送机：把AQC沉降室内的积灰送到窑头电收尘下口勺拉链机中，SP积灰送入窑

尾电收尘下H勺输送机中。

金属单式轴向波纹管赔偿器：赔偿烟气管道的热胀冷缩。

节流装置（流量计）：测量蒸汽或水的I流量。

持续排污阀：持续将汽包中含盐量高口勺炉水排除（汽包中心液面附近约10根），

排到持续排污扩容器中汽化排空。

定期排污阀：定期将集箱底部的沉淀物和渣质排出，排到持续排污扩容器汽化

排空。

疏水阀：长时间停机后要开机时，将管路中的水份排出，一般安装在管路中的

最低处，疏水有的排入持续排污扩容器，有的排入地沟中。

压力变送器：把压力转换为电信号（4-20mA）,送到对应口勺测量仪表。

温度变送器：把温度转换为电信号（4-20mA）,送到对应H勺测量仪表。

水处理系统

软化水装置：

把厂内工业用水通过过滤器送到清水箱，清水箱的水通过清水泵打入软化水装

置，将水中日勺钙镁离子除去,生成硬度不不小于0.03mmol/l日勺软化水送到软化

水箱备用，根据除氧器、汽机热水井用水状况适时通过软水泵送入除氧器或汽

机热水井中。

除氧器液位调整阀：自动或手动调整除氧器软化补给水的流量，维持除氧器正

常液位。

给水泵再循环管：锅炉给水泵启动时，由于给水泵出口电动阀未打开，为防止

水泵内的水发热汽化，因此需先打开再循环阀，让水循环同除氧器中。

除氧器：运用真空除去锅炉给水中溶解日勺氧气，防止管路腐蚀，真空循环水箱

的水温应低于除氧器内时水温，真空越高除氧效果越好。

除氧器引水泵：在除氧器低位安装时使用，将除氧器中负压的除氧水升压送入

锅炉给泵（目前加装有旁路，视状况与否需要启动引水泵）。

除氧器真空循环水泵：抽取除氧器真空。

锅炉给水泵：将真空除氧器的水升压后送到窑头锅炉省煤器中。

循环水池：正常水温约为27C,最高33℃,通过升压泵站日勺来水补充。

冷却塔：通过冷却风机冷却汽轮机冷凝器H勺循环水，可以减少循环水温5-8℃,

冷却风机减速箱油位油温需注意监测。

循环水泵：供应冷凝器、发电机空冷器、冷油器的冷却用水（或射水箱的补水）。

重力式无阀过滤器：从冷凝器出口处引部分循环水过滤后返回循环池，当滤料

层中杂质增多时可自动或手动强制反冲洗。（如循环水浓缩倍数不小于3倍时可

从此放部份浓缩水，再从升压泵站加水）

循环池加药装置：按照循环池加药方案向循环水投加缓蚀阻垢剂和杀菌灭藻

剂，防止冷凝器口勺不锈钢管或铜管内壁结垢减少热互换效果。

汽轮机系统：

主蒸汽母管：锅炉并汽一般在母管上操作，并汽时锅炉主蒸汽管道内口勺汽压

一般低于主蒸汽母管内汽压，主蒸汽母管上安装有排空阀，当汽轮机停机时打

开此阀就不用停炉。

电动隔离阀：停机后关闭进入汽轮机主汽门的蒸汽，带有旁路阀，汽轮机启动

时先打开旁路阀（暖机时），在冲转升速正常后再打开电动隔离阀，关闭旁路阀。

主汽门：汽轮机发生故障时迅速切断汽轮机进汽，当汽轮机保护动作后，保安

油被切断，活塞下日勺油被泄掉，活塞在弹簧力作用下关闭主汽门阀蝶。

汽轮机：主蒸汽从主汽门分2路进入汽轮机上部汽室喷嘴，驱动转子旋转作功。

汽轮机进汽调整阀：油动机带动调整阀调整汽轮机进汽量，共有4个调整阀蝶,

加负荷时依次启动。

汽轮机前后汽封：开机时防止空气进入汽轮机汽缸内；正常运行时前汽封减少

蒸汽泄漏，后汽封防止空气漏入汽轮机。

汽轮机防爆门：装在汽轮机后汽缸顶部，当排汽室压力高于大气压力时动作泄

压，防爆门动作后需重新安装高压纸皮（1mm）o

汽轮机疏水管：起动暖机过程将汽轮机内口勺疏水排走，打开时防止主汽温度过

低导致汽轮机水冲击。

汽轮机盘车装置：汽轮机启动前、停机后启动盘车装置，使转子均匀转动，防

止转子受热不均产生弯曲.

冷凝器：将汽轮机作功后排出时乏蒸汽冷凝成水并回收运用，蒸汽冷凝成水时

体积缩小，在冷凝器内形成高真空。

凝结水泵：1备1用共2台，将冷凝器热水井内的凝结水（40℃左右）抽出送往

除氧器。

均压箱：开机过程从电动隔离阀前主蒸汽管引入新蒸汽进入均压箱，然后送往

前后汽封，防止空气进入汽轮机汽缸内；正常后启动自力式调整阀H勺进汽阀，

关闭均压箱进汽手动阀，由自力式调整阀自动控制均压箱压力。

疏水扩容器：将电动隔离阀前主蒸汽管、汽轮机前汽封内的疏水集中扩容汽化

并回收到冷凝器。

射水抽汽器：1备1用共2台，将冷凝器中不完全凝结的气体抽出，维持冷凝器

的正常真空。

汽封加热器：分2级汽室，有1个小型射汽抽汽器，运用电动隔离阀前新蒸汽将

汽轮机前后汽封、主汽门阀杆、进汽调整阀阀杆的漏汽抽出并加热从凝结水泵

过来的I凝结水，汽封加热器出水通过热水井水位调整阀（712V02M）送到除氧

器中，汽封加热器可使水温升高3—5℃,汽封加热器带有旁路阀；在汽封加热

器出口有凝结水再循环管，在汽轮机开机过程或低负荷时打开再循环阀维持热

水井水位，该阀门正常负荷时处在关闭状态（10%流量），2级气室各有1条疏水

蛇形管，疏水排到冷凝器中（另定）。

轴封冷却器：通过离心风机把前后轴封的漏汽抽走，维持凝汽器真空。

热水井水位调整阀：通过冷凝器液位传感器（4—20mA）信号送到8000系统仪

表，再由8000系统仪表将信号送到DCS系统，自动调整热水井正常水位。

发电机：将机械能转化为电能的设备。

发电机碳刷（有刷励磁时）：将励磁电流送入转子线隆，正、负极各有4个碳

刷，发电机转轴上还装有两个接地碳刷作转子接地测量（绝缘）保护用，视碳

刷磨损状况及时更换。

发电机空冷器：冷却发电机H勺循环空气，防止发电机定子、转子线圈和铁芯温

度超过额定值，保证发电机在正常温度下运行。

油路系统:

主油箱：储存汽轮机用油（32#或46#）,分离油中的水份杂质，在油箱内装有

高压注油器、低压注油器、滤网，油箱顶部排油烟机、远传液位计、油箱侧面

有就地油位器（油位玻离管）；其中高压注油器供应汽轮机轴承润滑，低压注油

器供应主油泵入口用油。

主油泵：当汽轮机靠近额定转速时，生油泵出口油压不小于高压油泵出口油压

时打开出口止回阀投入工作。

交流低压齿轮油泵：汽轮机盘车时供应轴承润滑油，油温低时（油温低时粘度

高影响油膜日勺形成）提前启动盘车装置提高油位到25c以上，机组冲转暖机油

温必须到达25C,升速油温不低于在30℃,正常运行时油温必须在35—45℃（最

佳范围是38—42℃）o

交流高压油泵：汽轮机启动过程提供润滑油、保安油、调整油，当靠近额定转

速时主油泵自动投入工作，高压油泵手动退出。

直流事故油泵：当全厂停电时，润滑油压降到0.03MPa时自动启动（电接点、

在自动状态）供应轴承润滑。

冷油器：冷却汽轮机和发电机轴承润滑油。

滤油器：过滤油中的杂质，保证油质。

电液转换器：将电调装置来的电信号转为油压信号，来控制汽轮机调整系统。

调整系统作用原理：电调装置接受转速传感器、功率传感器等信号，输出电

信号给电液转换器，经电液转换器转化成油压信号,供应压力变换器,控制脉

冲油压的变化，通过错油门控制汕动机连杆上下移动，来带动调整汽阀，从而

变化汽轮机日勺进汽量，调型汽轮机转速（并网前）或者负荷（并网后）大小。

汽轮机安全监测保护装置（8000系列）：对机组的转速、轴振动、轴向位移、

汽缸膨胀、凝汽器热水井的水位、油箱油位、汕动机行程、转r胀差提供监测

和保护。

保安油路：高压油经危急遮断油门、电磁阀到主汽门操纵库，并接到启动阀（机

头上），保安油路建立起来就可以打开主汽门。

电气系统：

励磁变压器（有刷时）：安装在发电机出线小间，电源取自机端10kV母线，低

压侧接到励磁柜，供应发电励磁电源。

励磁柜（有刷时）：安装在汽轮机房继电保护室，从励磁变压器来H勺电源经阳

极刀闸进入三相全控整流桥，整流输出口勺直流电氏经灭磁开关送到发电机口勺转

子线圈；起励电源由直流屏供应（发电机没有起励升压前），并网前通过增磁

或减磁来调整电压，并网后通过增磁或减磁来调整功率因数。

微机继电保护装置：通过采集电压、电流互感器二次侧来口勺模拟信号，集中分

析设备运行状况，当设备或线路异常数值超过整定值时保护动作，保护设备或

线路正常运行。

中压柜：用于断开高电压、大电流，额定开断电流为31.5KA,中压柜带有连锁

装置，绝对严禁带负荷（有电流）拉出柜子内真空断路器。

DCS集散控制系统：通过采集现场的开关量、模拟量送到主控室内日勺计算机柜

并输出驱动信号，时所有电动阀、水泵、风机进行监测和控制。

3.2试生产前的准备工作

余热发电是近年来在国内迅速发展时产业，和窑系统联络紧密，并且自

身规定具有有汽轮机、锅炉、发电机、化水分析系统方面的知识，因此对操作

员及巡检人员的素质及设备质量规定较高。

试生产前，员工已获得对应资格证书（压力容器操作证），采用四班三运转，

每值有4名员工（2名操作员、2名巡检工），全系统有1名专职化水员；系统采

用中央控制室集中控制，现场优先口勺原则，操作员应熟悉工艺流程，不仅要在

计算机屏幕上控制各设备、调整各运行参数，还应懂得目前的屏幕生产状态与

现场实际是怎样对应，懂得运用屏幕所给口勺信息判断各设备运行状态，有异常

时操作快而精确；巡检工应对工艺流程清晰，已接受过现场安全教育，有一定

的设备维护经验。

试生产前，已准备好锅炉运行规程、汽轮机运行规程、发电机运行规程、中

控室运行规程，安全运行规程。

试生产前，现场设备要做好卫生工作，安全器具完整，巡检工器具及常用维

修工具准备完善。

现场仪器仪表数值和中控一致，所有控制、联锁关系符合工艺规定，紧急停

车及联锁精确可靠，PC系统指示故障点、报警信号可靠。

规定具有日勺条件：所有电气设备安装工作已所有完毕，并经验收合格；所有

电气试验（静态）工作已完毕，并符合《电气交接试验原则》；继电保护、电气仪

表及自动装置校验工作已完毕，经传动试验证明动作状况正常；锅炉、汽轮机

部份等已具有开车条件。

试生产前，软化水系统已能正常使用，安装单位已对AQC、SP锅炉进行煮炉，

所有安全阀已经调整校验完毕，主蒸汽管道已经冲管、循环池管路系统已经清

洗预膜完毕，循环池注满水。

生产前，已获得供电部匚的并网许可。

3.3试生产环节：

软化水系统制水：

.1启动过滤器进出水阀向清水箱注满水。

.2启动清水泵向软化水制取装置，将软水箱充斥备用，供应除氧器和凝汽器热

水井用水。

.3试生产期间锅炉用水较大，需配两个人长驻化水车间。

锅炉给水系统启动：

.1启动软化水泵。

.2打开凝汽器热水井补水门，补水至1/2-3/4处时关版补水门。

3.3.2.3启动除氧器真空循环水泵抽真空（检查循环水箱水位已满）。

3.3.2.4除氧器真空至设计值时，调整除氧器软化水进水调整门开度，除氧器

上水至1/2-3/4处。

3.3.2.5启动除氧器真空引水泵，使出口压力20.2MPa,打开锅炉给水泵再循

环手动阀。

3.3.2.6启动锅炉给水泵，检查泵一切正常后，启动出口电动门。

3.3.2.7根据锅炉给水流量缓慢关闭给水泵再循环手动阀。

3.3.2.8缓慢调整省煤器上水调整门向锅炉补水至低水位时停止向锅炉补水。

3.3.2.9上水过程中根据水质化验成果给锅炉进行加药。

3.3.3锅炉启动升压:

3.3.3.1确认水泥窑正常运转，锅炉有关辅机设备已启动完毕。

3.3.3.2联络窑操作人员，全开出口烟气阀，启动进口烟气阀20%,观测3分

钟，如汽包液位无明显变化仍以20%对应启动，全开后根据汽压上升状况逐渐

关小烟气旁路阀。

3.3.3.3检查确认汽包压力升至O.IMPa时关闭汽包空气阀、过热器空气阀，检

查打开定期排污阀和持续排污阀一次门。

3.3.3.4确认汽包压力升至0.3MPa时，依次对过热器及各蒸发器进行一次排

污（约20秒）和疏水。

3.3.3.5当汽包压力升至0.3MPa时，及时热紧重要管道上的J阀门、法兰及阀

门压盖。

3.3.3.6当确认汽包压力升至0.6MPa时，冲洗水位计并查对水位。

3.3.3.7当汽包压力升至0.9MPa时,全面检查锅炉系统，查对锅炉重要参数。

3.3.3.8窑头AQC锅炉启动并带一定口勺电负荷运行后，再启动窑尾SP锅炉。

3.3.4.暖管和并汽：

3.3.4.1AQC锅炉在启炉时打开过热器出口电动阀门，直至主汽母管的电动隔

离阀门前的疏水阀所有打开，边暧管边升压。

3.3.4.2SP锅炉待AQC正常后同样措施边升压边暖管至主蒸汽母管前的阀门。

3.3.4.3SP炉蒸汽进入主蒸汽母管时必须先进行并汽操作。

3.3.5汽轮机辅机系统启动（与锅炉升温升压同步）

3.3.5.1启动润滑油箱排油烟机

3.3.5.2起动高压电动油泵

3.3.5.3投入盘车装置

3.3.5.4投入超速、润滑油压、轴向位移、轴承振动、轴瓦温度、轴承回油温

度、电调保护及发电机联锁保护。

3.3.5.5启动循环水泵，汀开出口电动阀。

3.3.5.6根据温度启动循环池冷却塔冷却风机。

3.3.5.7启动凝结水再循环阀，关闭到除氧器水箱去H勺凝结水门，启动凝结水

泵。

3.3.5.8投入射水抽气器抽凝汽器真空。

3.3.5.9启动汽封加热器新蒸汽进汽阀，投入汽封加热器（或轴封冷却器）。

3.3.5.10启动均几箱新蒸汽进汽阀，在持续盘车状态下向汽轮机轴封送汽。

3.3.6.汽轮机冲转暖机：

3.3.6.1确认盘车装置持续运行正常，油温油压、主蒸汽温度和压力、凝汽器

真空在容许范围内。

3.3.6.2将主汽门启动阀手轮关究竟后将危急遮断器挂闸。

3.3.6.3启动主蒸汽管路上电动隔离门口勺旁通门。

3.3.6.4旋转启动阀手轮，所有启动启动阀。

3.3.6.5确认电调自检合格后，缓慢打开主汽门。

3.3.6.6进入电调整器起动模式，选择“手动”或“自动”方式起动机组。手按电

调整器操作面板上H勺“运行”键，机组即可按照编好的运行程序自动升速、暖机。

3.3.6.7转子冲动后，盘车齿轮脱开，盘车电机手动停止，转速将维持在低速

暖机点（500转）

3.3.6.8当轴承进口油温高于40〜45℃时，将冷油器投入运行，冷油器出口油

温保持在35〜45℃。

3.3.6.9低速暖机后，确认机组一切.正常，电调继续自动暖机过程，转速将升

到高速暖机点。

3.3.6.10一切正常后，电调继续自动暖机过程，即可迅速而平稳地越过临界

转速，直至到达额定转速C

3.3.6.11升速过程中调整主蒸汽管路、汽缸本体疏水阀门，无疏水排出后，

关闭疏水阀门。

3.3.6.12当主油泵出口油压升高到规定值后或机组转速到达3000r/niin,检查

油田正常工作后停下高乐电动油泉。

3.3.6.13当排汽室温度超过120℃时，投入喷水装置。

3.3.6.14暖机结束后，机组膨胀正常，可逐渐开大电动隔离阀，关闭旁通门。

3.3.7发电机启动前的检查与试验（试生产前已完毕）：

3.3.7.1发电机启动前应进行下列检查：

3.3.7.1.1发电机本体附近的所有土建工程应结束，现场务必清理整洁，风道

应打扫洁净，风道H勺墙面应刷一道油漆。

3.3.7.1.2机组安装就绪，所有螺栓应紧固。

3.3.7.1.3轴承润滑油系统应畅通，润滑油系统及其传动状况应经汽轮机安装

部门检查与试运行确认正常。

3.3.7.1.4发电机的冷却系统试运行状况良好，冷却器的冷却水管路系统应畅

通。

3.3.7.1.5发电机的电阻测温元件、电阻测温装置与偶衡指温计业已接好并校

验对欧I,且各部位温度计已装接完毕。

3.3.7.1.6励磁回路时检查已完毕:

3.3.7.1.6.1回路接线对的，灭磁开关动作正常。

3.3.7.1.6.2自动调整励磁装置的检查试验与整定完毕。

3.3.7.1.6.3电刷与滑环接触状况良好，电刷接触压力均匀。

3.3.7.1.7发电机出口断路器及灭磁开关口勺分、合闸试验，连动试验，分、合

闸警报试验已完毕。

3.3.7.1.8保护、测量、操作、信号和同期回路的接线应完整并检查试验完毕,

所有保护装置口勺整定值应选择对的。

3.3.7.1.9机组的安全、消防、通讯设备及事故照明设备应符合运行规定（包

括发电机的灭火装置）

3.3.7.1.10电机定子绕蛆引出线与电网口勺相序应一致,

3.3.7.1.11电机定子机座应可靠接地。

3.3.7.1.12不需要在运行状态进行试验的发电机交接试验项目，应当试验完

毕并且合格。

3.3.7.1.13启动前应当用盘车装置来转动转子，保证转动部分没有任何卡住。

3.3.7.1.14空冷器内干燥、无杂物，无渗水、漏水。

3.3.7.1.15对开关、刀阿、互感器、继电保护、自动装置,按各专业规程进

行检查。

3.3.7.1.16发电机仪表齐全，保护自动装置完好，开关保护压板在对应时位

置上。

3.3.7.2发电机启动前后做如下测量及试验：

33.7.2.1测量定子绝缘电阻应合格。

3.3.7.2.2测量所有励磁回路、绝缘电阻应合格。

3.3.7.2.3按规定做多种保护传动试验。

3.3.7.2.4发电空载试验和短路试验（确认励磁甩流和短路电流的对应关系）

3.3.8发电机启动、升压、并列与带负荷：

3.3.8.1检查汽轮机以及发电机启动准备妥当，接值长命令启动汽轮机主汽

门，冲动汽轮机转子。

3.3.8.2发电机一经转动，即可认为发电机定于、转子回路已经带电，除试验

人员按《电业安全工作规程》工作外，任何人不得在此回路上工作。

3.3.8.3发电机在空载无励磁下启动，启动时间按照汽轮机暖机时间H勺规定逐

潮地提高转速，当发电机转速升到第二暖机点时检查下列几点：

3.3.8.3.1检查轴承温度、轴承震动与否正常，注意转子轴向窜动状况。

3.3.8.3.2滑环上的碳刷与否有因震动而接触不良或者跳动、卡死现象，如发

现应立即处理。

3.3.8.3.3旋转部件与静上部件间应无摩擦，发电机内部应无其他不正常声

音。

3.3.8.3.4发电机各部分温度有无异常。

3.3.8.3.5检查轴承绝缘状况。

3.3.8.3.6发电机经以上检查一切正常后，可继续升速。

3.3.8.4发电机在升速过程中可以进行如下操作：

3.3.8.4.1合上发电机出线小间中性点避雷器隔离刀闸。

3.3.8.4.2分别将发电机隔离中压柜的隔离手车（应装上一次熔断器）推至工

作位置。

3.3.8.4.3检查发电机并网开关柜口勺断路器手车处在分闸状态，将断路器手车

推到试验位置。

3.3.8.4.4确认合上所有中压柜内控制电源开关、电压互感器二次开关，并给

励磁屏、发电机综合保护屏送上直流电源、交流电源。

3.3.8.4.5确认合上继电保护室和中控室各控制屏柜内的保险，尤其要注意检

查同期端子、发电机励磁测量、发电机保护群的多种二次熔断器［I勺好坏。

3.3.9发电机励磁屏应进行的检查与操作：

3.3.9.1检查励磁柜内多种熔断器应完好；各可控硅组件以及脉冲功放电路已

经确认过正常可用；灭磁开关应能正常分、合闸并且指示状态灯指示对的I。（发

电机启动前进行）

3.3.9.2合上励磁屏的各控制电源开关以及合闸电源开关，观测励磁调整装置

运行应正常。

3.3.9.3合上励磁柜整流桥交流侧隔离刀闸，确认灭磁开关分、合闸控制手柄

在“0”位置（有刷）。

3.3.9.4把励磁屏的“手动/自动”开关置于“自动”位置，合上脉放电源开关并且

指不灯亮（有刷）。

3.3.9.5注意事项：由于励磁操作时增磁、减磁可以选择就地操作（在励磁屏

操作），也可以选择远控操作（在中控操作），为了防止励磁操作时出现反操

作错误，规定励磁操作时不得两点同步操作，只能单点操作。（一般起励操作

以及励磁调整操作在出气控制屏进行）

3.3.9.6有关励磁装置的自动运行状态和手动运行状态的注释：

3.3.9.6.1自动运行状态------是指励磁装置按照恒机端电压方式自动调整

励磁的增长、减少，以到达发电机输出电压恒定的运行方式。

3.3.9.6.2手动运行状态-------当励磁回路发生故障时，例如励磁PT断线，

励磁装置将检测不到发电机机端出压，为了防止发电机出现强励错误，励磁装

置会自动切换到手动运行状态，即恒励磁电流运行状态，此时发电机H勺励磁增

长、减少将由人工手动完毕。

3.10发电机起励、升压时电站控制屏应进行的检查与操作：

3.3.10.1对电站控制屏进行操作前应当确认站用1#、2#变压器、电厂循环水

泵、电站侧联络线柜口勺分、合闸控制开关应在“遥控”位置匕（保护需要）

3.3.10.2检查发电机控制开关以及发电机励磁开关应当在“遥控”位置上并确

认（发电机在冷备用状态时必须用发电机并网柜作为同期点）。

3.3.10.3将发电机励磁装置“手动/自动”控制开关以及“恒无功”控制开关分别

置于“自动”和“退出”位置。

3.3.10.4确认励磁装置运行方式为“自动”后待发电机转速到达额定转速并者

稳在3000r/min时按值长命令做如卜.操作：

3.3.10.4.1合上发电机励磁开关，确认合上后复位操作手柄到“遥控”位置。

3.3.10.4.2操作起励按钮对发电机进行起励建压。

3.3.10.4.3起励10秒钟内发电机机端电压Ut不小于0.2Ue.时并且均匀上升

的，即可认为起励成功。

3.3.10.4.4操作发电机“增磁”开关对发电机进行升压.

3.3.10.4.5注意观测转子的励磁电压和励磁电流应均匀H勺上升，并且无任何

跳动；发电机定子电压也应均匀口勺上升，并且无任何跳动。

3.3.10.4.6当发电机转子电压、电流口勺数值到达额定值时即可停止“增磁”操

作，检查发电机定子电压也应到达额定电压水平，并且三相平衡，定子电流应

当为零；否则应检查处理后方可继续操作。

3.3.10.5操作发电机转子绝缘检查开关，当正对地、攸对地电压均为“零”和正

对负电压为励磁电正时转手绝缘为良好；合则应检查处理后方可进行下一步操

作。

3.3.10.6操作发电机绝缘检查按钮对发电机进行绝缘检查，当检查电压为“零”

时阐明绝缘良好。

3.3.10.7汇报值长发电机起励升压完毕，做好发电机与系统并列的准备。

3.3.11发电机自动方式并列时电站控制屏的操作：

3.3.11.1选定同期对象为发电机并网柜，投入发电机出口同期选择开关。（此

时同期盘上即有电压、频率显示）

3.3.11.2先操作发电机手动调速开关，使发电机频率司系统频率相似；然后

再操作发电机手动调压开关，使发电机电压和系统电压相等。

3.3.11.3确认发电机并网柜的手车处在分闸状态，将手车推入工作位置并且

合上控制电源开关。

3.3.11.4投入发电机自动调速开关。

3.3.11.5投入手动/自动同期选择开有关“自动同期”位置。

3.3.11.6自动准同期装置开始工作，此时自动准同期装置将给电调装置和励

磁装置发出调整信号从而对发电机的转速和电压进行调整，当检测到准同期信

号后驱动合闸继电器合上发电机并网柜断路器，发电机与系统并列。

3.3.11.7当励磁装置检测到同步合闸信号后即进入白动运行状态。

3.3.11.8复位发电机“手动/自动”同期选择开关、同期对象选择开关、自动调

速开关。

3.3.11.9向值长汇报发电机并列完毕。

3.3.12发电机手动方式并列时电站控制屏的操作

3.3.12.1发电机第一次并列入系统时应当采用手动准同期方式与电网并列，

此措施操作较为烦杂应当谨慎进行，以免误操作烧毁发电机。

3.3.12.2手动准同期方式与电网并列应满足条件才可以并列：

3.3.12.3手动准同期并列应注意如下事项：

3.3.12.3.1当同步表指针转动过快、跳动、指针停在零位不动或指针已指到

零位，严禁合闸。

3.3.12.3.2同步表持续运行不超过20分钟。

3.3.12.4按照3.10的环节对发电机进行起励升压操作，在多种检查合格后即

可准备对发电机进行并列操作。

3.3.12.5选定同期对象为发电机并网柜，投入发电机出口同期选择开关。（此

时同期盘上即有电压、频率显示）

3.3.12.6先操作发电机手动调速开关，使发电机频率却系统频率相似；然后

再操作发电机手动调压开关，使发电机电压和系统电压相等。

3.3.12.7操作同期选择开关到“手动同期”位置。

3.3.12.8操作手动同期调整开关到“粗略同期”位置，同步表上的频率和电压指

针即有指示。

3.3.12.9观测同步表的频率、电压指针与否指在黑线处，假如不在应调整发

电机的转速、电压使同步表口勺频率、电压指针指在黑线处。

3.3.12.10投入手动同期闭锁开关到“同期闭锁”位置。

3.3.12.11确认发电机并网柜的手车处在分闸状态，将手车推入工作位置并且

合上控制电源开关。

3.3.12.12操作手动同期调整开关到“精确同期”位置，同步表即开始旋转。

3.3.12.13当同步表旋转上常且缓慢地靠近黑线处即零位时，就可准备并列操

作；此时应注意观测同步表的指针，当同步表的I指针靠近同步点时应提前一定

期间操作发电机出口断路器合闸按钮进行合闸（因发电机出口断路器合闸有一

定的时间），此时合闸指示灯凫，分闸指示灯灭，发电机与系统已并列。

3.3.12.14复位发电的同期对象开关、同期闭锁关、同期调整开关、“手动/自

动”同期选择开关。

3.3.12.15向值长汇报发电机并列完毕。

*当选择电站侧联络柜作为同期对象时，必须把联络线同期闭锁开关断开，操

作上述环节。

3.3.13发电机并列后增长出力时应注意事项

发电机冷态和热态的定义：

.1当发电机的绕组、铁芯温度高于额定温度的50%时称为热态；

.2当发电机时绕组、铁芯温度低于额定温度时50%时称为冷态：

3.3.13.2应根据汽轮机和发电机的增长负荷曲线进行升发电机出力。

3.3.13.3汽轮发电机组由冷态并入系统时，可以立即带10驯勺额定负荷，然后

运行30minR勺时间，然后将发出机出力均匀欧J升到5（端的额定负荷再运行30min

的时间，最终可均匀口勺将发电机出力升到额定值。

3.3.13.4发电机在热态下并入系统时，负荷日勺增长不受限制。

3.3.13.5为了电力系统的稳定运行，在调整无功负荷时，应注意不要使发电

机进相运行。

3.3.14发电系统时正常停机

3.3.14.1缓慢减少有功负荷和无功负荷。

3.3.14.2根据负荷减少状况，联络窑操作人员逐渐启动烟气旁路阀，全开后

关闭锅炉烟气入口阀。

3.3.14.3伴随负荷的减少，将均压箱改用备用汽源。

3.3.14.4调整主凝结水再循环管道上日勺阀门开度，保持凝汽器热井水位。

3.3.14.5负荷减到零后，将发电机解列。

3.3.14.6按下停机令按钮逆变灭磁（有刷）。

3.3.14.7分灭磁开关，分脉放电源（有刷）。

3.3.14.8分励磁柜交直流电源开关（有刷）。

3.3.14.9打闸关闭汽轮机主汽门，记录惰走时间。

3.3.14.10关闭发电机空冷器的进出水阀门。

3.3.14.11锅炉汽压升高时打开紧急放汽阀或蒸汽管道疏水阀，待压力不再上

升时关闭。

3.3.14.12停机降速过程中，检查高压电动油泵与否自动投入运行，否则应手

动起动油泵。

3.4试生产紧急事故处理预案

3.4.1缺水事故

3.4.1.1现象

3.4.1.1.1锅炉水位低于指示最高水位，或看不到水位。

3.4.1.1.2水位报警器发出低水位信号。

3.4.1.1.3蒸汽流量不小于给水流量。

3.4.1.2原因：

3.4.1.2.1运行人员疏忽对水位监视不严。

3.4.1.2.2设备有缺陷，如给水自动调整器失灵，水位计脏污或联接管堵塞而

形成假水位、给水泵阀发生故障或给水管路故障等。

3.4.1.2.3锅炉放水阀或定期排污阀泄漏等。

3.4.1.3处理：

3.4.1.3.1缺水事故发生后来，应冲洗水位计，并将所有水位计指示状况互相

对照，判断对H勺性及缺水程度。

3.4.1.3.2若为轻微缺水，则加大锅炉给水，减少锅炉负荷；同步检查定期排

污阀等与否泄漏。

3.4.1.3.3若为严重缺水，则应紧急停炉。

3.4.2满水事故

3.4.2.1现象

3.4.2.1.1锅炉水位超规定的最高水位。

3.4.2.1.2水位报警器发出高水位信号。

3.4.2.1.3给水流量不正常的不小于蒸汽流量。

3.4.2.1.4严重满水时，蒸汽管道发生水冲击，法兰戳门处向外冒汽。

3.4.2.2原因。发生满水事故的原因一般是运行人员对水位监视不严，未能及

时发现和处理而导致H勺，或者是由于给水自动调整器失灵，给水压力过高或

被假水位所困惑而导致［I勺事故。

3.4.2.3处理

3.4.2.3.1锅炉满水时，如水位计尚能看到水位或已看不到水位而通过冲洗水

位计关闭水连通管，大开放水阀后来，能看到水位下降属于不严重满水。如大

开放水阀后来仍看不到水位下降就属于严重满水事故。

3.4.2.3.2若为轻微满水，则关小或关闭给水阀门，启动蒸汽管道疏水阀，减

少锅炉负荷，必要时打开紧急放水阀。

3.4.2.3.3如经处理无效，且证明为严重满水时应立即停炉。

3.4.3锅炉水膨胀事故:

3.4.3.1原因:

3.4.3.1.1锅炉含盐量大，汽包水表面出现大量泡沫，蒸汽溢出时水膜破裂，

溅出水滴并被蒸汽带走，就会发生锅水膨胀事故。

3.4.3.1.2汽包水位剧烈波动，水位看不清并冒汽泡，饱和蒸汽盐分及水分增

长，严重时管道发生水冲击，法兰处冒白气。

3.4.3.2处理措施：开大持续排污阀进行表面放水，减少锅炉负荷，加强管道

疏水，停止加药，取样化验，加强换水，迅速改善锅水品质。

3.4.3.3防止措施：应有效的控制锅水含盐量、给水质量、锅水加药量，坚持

严格地锅水化验制度，加强给水处理，合适调整排污量，同步规定负荷变化不

可过急，并汽时锅水汽压不可不小于主汽管内压力。

3.4.4汽压过高事故

3.4.4.1事故原因:

3.4.4.1.1顾客负荷忽然减少或完全甩去。

3.4.4.1.2安全阀失灵，压力表指示错误。

3.4.4.1.3运行人员操作不妥。

3.4.4.2处理措施：

3.4.4.2.1减少或切断水泥系统烟气

3.4.4.2.2启动对空排汽阀，减少锅内压力。

3.4.4.2.3校对压力表，加强锅内进水，加强排污。

3.4.4.2.4必要时紧急停炉。

3.4.5炉管爆破事故

3.4.5.1现象：炉管轻澈爆破,如焊口泄漏等现象为破裂处有蒸汽喷出H勺嘶嘶

声，给水流量略有增长，炉内负压有所下降，严重爆破时，有明显的爆破声和

喷汽声，炉内正压并喷出烟汽和蒸汽，水位汽压均下降，给水流量明显不小于

蒸汽流量，排灰潮湿。

3.4.5.2原因：

3.4.5.2.1给水质量不好，引起受热面管内结垢，致使其部分过热或腐蚀。

3.4.5.2.2水泥窑烟气中粉尘浓度较大，磨损了蒸发器管束和省煤器管子等。

3.4.5.2.3水汽温度变化过快，以致管壁温度不均匀，而产生过大应力等。

3.4.5.3处理：对于严重爆管应紧急停炉，对轻微爆管若灰斗中灰尘有凝固危

险，以致危及除尘系统工作时，也应紧急停炉。

3.4.6锅内水山事故

3.4.6.1原因：

3.4.6.1.1锅内水位降到低于给水管边缘

3.4.6.1.2给水过猛

3.4.6.1.3接到锅筒内给水槽上的给水管法兰不平。

3.4.6.1.4给水管道逆止阀不正常会引起锅内水山事故。

3.4.6.1.5处理：检查锅内水位，并调整到正常水位，并检查给水管法兰。

3.4.7炉内积灰事故

根据水泥窑工况特性，烟气中会有浓度较高日勺粉尘，伴随温度的升高很轻易引

起受热面积灰，严重时会破坏锅炉正常传热，使锅炉排烟温度急剧上升，也也

许引起受热管的爆破，并且与爆破口勺水形成水泥结块，而影响正常除灰，严重

时损坏除灰系统日勺设备。

为防止积灰事故H勺发生，应严密监视锅炉各部H勺积灰状况，注意振打装置及炉

拉链机正常工作，停炉后及时通过人孔门检查炉内积灰，必要时用其他措施清

除。

3.4.8紧急停机：

3.4.8.1紧急停机时，应遵照如下原则处置。

3.4.8.1.1在最短时间内对事故H勺性质、范围做出判断。

3.4.8.1.2迅速解除对人身和设备口勺危险。

3.4.8.1.3在保证设备不受损坏H勺前提下，尽快恢复供电。

3.4.8.1.4防止误操作。

3.4.8.2当发生下列状况之一，应立即破坏真空紧急停机：

3.4.8.2.1转速超过3360r/min,危急遮断器不动作;

3.4.8.2.2轴承座振动超过0.07mm。

3.4.8.2.3主油泵发生故障。

3.4.8.2.4调整系统异常。

3.4.8.2.5转子轴向位移超过规定值，轴向位移监视装置不动作;

3.4.8.2.6轴承回油温度超过70℃或轴瓦金属温度超过100℃。

3.4.8.2.7油系统着火并且不能很快扑灭时；

3.4.8.2.8油箱油位忽然降到最低油位如下；

3.4.8.2.9发生水冲击；

3.4.8.2.10机组有不正常的响声；

3.4.8.2.11主蒸汽管破裂:

3.4.8.2.12凝汽器真空降到0.06MPa(450mmHg)如下＜

3.4.8.3紧急停机操作环节:

3.4.8.3.1手击危急遮断油门紧急停机，确认自动主汽阀、调速汽阀迅速关闭。

3.4.8.3.2检查发电机已解列后，记录惰走时间。

3.4.8.3.3开放真空破坏门，停止抽汽器运行。

3.4.8.3.4随时检查高压电动辅助油泵与否自动启动，否则手动起动高压辅助

油泵。

3.4.8.3.5开放凝结水再循环阀，保持凝汽器水位。

3.4.8.3.6其他操作按一股停机规定完毕。

3.4.9主蒸汽压力和温度超过规范时时处理：

3.4.9.1主蒸汽压力超过容许变化H勺上限时，应节流降压，节流无效时应作为

故障停机。

3.4.9.2主蒸汽压力低于容许变化H勺下限0.2MPa(表)时，应减少负荷。

3.4.9.3主蒸汽温度超过容许变化H勺上限5℃,运行30分钟后仍不能减少，应

作为故障停机，整年运行合计不超过400小时。

3.4.9.4主蒸汽温度低于容许变化下限5℃时，应减少负荷。

3.4.9,5正常运行时，两根主蒸汽管道的汽温相差不得超过17C,短期不得超

过40℃。

3.4.10凝汽器真空减少规定：

3.4.10.1机组负荷在40%额定负荷以tHt,真空不低于。.0867MPa(650mmHg)o

3.4.10.2机组负荷在20%〜40欧额定负荷时，直空不低于0.0800MPa(600mnillg.K

3.4.10.3机组负荷在20%额定负荷如下时，真空不低于0.0720MPa(540mniHg)。

3.3.4.11水冲击

3.4.11.1水冲击的象征：

3.4.11.1.1进汽温度急剧下降。

3.4.11.1.2从蒸汽管法兰盘、前后轴封及汽缸结合面处冒出白色蒸汽或水滴。

3.4.11.1.3主蒸汽管道内、汽轮机内有水击声和杂声,

3.4.11.1.4负荷突降，轴向位移增大，推力瓦温度升高。

3.4.11.1.5机组振动加大。

3.4.11.2确认汽轮机发生水冲击应：

3.4.11.2.1迅速破坏真空紧急停机，全开主蒸汽系统及汽机本体疏水门。

3.4.11.2.2对的记录惰走时间、真空变化、轴向位移数值、轴承回油温度及

声响等。

3.4.12机组不正常的振动和出现异常声音

3.4.12.1机组振动增大或出现异常声音H勺原因:

3.4.12.1.1润滑油压、油温不正常。

3.4.12.1.2汽温过高或过低。

3.4.12.1.3汽缸单面受冷空气而膨胀不均匀。

3.4.12.1.4轴向位移增大。

3.4.12.1.5叶片断裂。

3.4.12.1.6汽轮机动静部分发生摩擦。

3.4.12.1.7中心不正或轴瓦间隙不合格。

3.4.12.1.8大轴弯曲。

3.4.12.1.9发电机内部损坏或转子线圈短路。

3.4.12.2若机组发生不甚强烈H勺振动，需减少负荷直到振动消除为止。

3.4.12.3机组忽然发生剧烈振动或发出清晰口勺金属摩擦声时，应立即破坏真

空紧急停机，并注意转子惰走时间，倾听声响变化状况。

3.4.13凝汽器真空下降

3.4.13.1真空急剧下降的原因：

3.4.13.1.1循环水中断

3.4.13.1.2轴封供汽中断

3.4.13.1.3凝汽器满水

3.4.13.1.4真空系统大量漏汽

3.4.13.2真空缓慢下降啊原因

3.4.13.2.1真空系统不严密漏空气

3.4.13.2.2凝汽器水位高

3.4.13.2.3循环水量局限性

3.4.13.2.4抽气工作不正常或效率减少

3.4.13.2.5凝汽器钢管结垢循环冷却水系统设备异常

3.4.13.3处理措施：真空缓慢下降时应对应减少机组负荷，若采用措施后真

空仍继续下降到0.06MPa如下，则需停机处理。

3.4.14油系统着火

3.4.14.1事故原因•油系统漏油，且漏油处有表面温度高于200°。的热体。

3.4.14.2处理措施

3.4.14.2.1尽快切断泄漏油源和故障设备日勺电源。

3.4.14.2.2尽快告知消防人员

3.4.14.2.3组织人员应用电厂内灭火器灭火，不得用水和沙子。

3.4.14.2.4威胁机组安全时，应破坏真空紧急停机。

3.4.14.2.5火灾危及油箱时，可启动汕箱事故放油门＜

3.4.15油系统工作失常

3.4.15.1油压下降：

3.4.15.1.1应迅速查明原因，视油压减少状况及时启动辅助油泵。

3.4.15.1.2检查主油泵工作状况，如有异音故障停机,

3.4.15.1.3检查注油器与否工作正常，无法消除缺陷时应故障停机。

3.4.15.1.4加力油管和回油管漏油或破裂，尢法消除时应故障停机。

3.4.15.2油位下降:

3.4.15.2.1检查油箱、油管及冷油器H勺各连接处与否有漏油现象。

3.4.15.2.2检查事故放油门、油箱放水门、取样门与否有漏油现象。

3.4.15.2.3检查油箱油位指示器与否正常。

3.4.15.2.4若油位下降，经处理无效时，应故障停机，

3.4.15.3辅助油泵工作失常:

3.4.15.3.1机组在启动过程中,电动辅助油泵油泵发生故障应迅速启动事故

油泵，并停止启动汽轮机，消除故障。

3.4.15.3.2在停机过程中，若发现电动油泵、事故油泵同步发生故障，应维

持汽轮机额定转速，使主油泵工作，在迅速消除辅助油泵故障，待油泵正常后

停机。

3.4.16甩负荷

3.4.16.1汽轮发电机组在运行中因电气故障或保护系统误动作使电负荷忽然

降至零，这种事故称为甩负荷。

3.4.16.2甩负荷后发电机已解列，机组转速稳定在危急保安器动作转速如下

时.，应调整机组转速为3000r/min,启动凝结水再循环阀，保持凝汽器水位和

真空，检查机组膨胀、振动等运行参数，确认一切正常后可重新并网。

3.4.16.3甩负荷后发电机已解列，但调整系统不能控制转速，危急保安器动

作时，应将主汽门操纵座手轮和和启动阀手轮关究竟，等转速降到3000r/min

后，按程序重新起运。

3.4.16.4甩负荷后发电机已解列，但调整系统小能控制转速而超速，危急保

安器不动作时，应立即手拍危急保安器按钮，破坏真空紧急停机。假如主汽门

和调整汽阀因卡涩无法关闭时应迅速关闭电动隔离阀等以切断汽轮机H勺进汽。

3.4.16.5甩负荷后主汽门和调整汽阀已关闭，但发电机未解列，机组转速仍

维持在3000r/min时，应立即将发电机解列，故障停机，

3.4.17发电机过负荷：

3.4.17.1运行中发电机过负荷信号发出，并且静子电流超过额定值时应迅速

处理使其恢复正常。

3.4.17.2在系统电压许可的状况下，用减少励磁的措施减少静子电流，但注

意功率因数不得超过规定值，若减少励磁电流不能使静子电