余热发电系统中控操作规程

余热发电系统中控操作规程

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运行规程汇编》

3.2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.SP锅炉升温升压前的准备工作

5.1通知电气人员检查电力室开关柜并给相关辅机设备

送电；

5.2检查所有电动阀门并经开关试验正常后处于关闭状

态；

5.3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；

5.4通知现场巡检人员检查安全阀是否投入正常运行状

态；

5.5通知现场巡检人员将所有仪表投入正常工作状态；

5.6检查SP锅炉入口及旁路挡板动作是否灵活；

5.7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，

5.8检查并核对SP锅炉汽包水位，打开SP锅炉过热器、

汽包排汽阀；

6.辅机系统启动

6.1循环冷却水系统启动

6.1.1通知现场准备启动循环冷却水系统；

6.1.2通知现场巡检人员将循环水泵和冷却塔风扇转换

开关打至中控位置；

6.1.3通知现场打开凝汽器本体排空阀和排污阀；

6.L4检查水泵出口电动阀是否打至手动关闭位置；

6.1.5通知现场巡检人员将水泵排气阀打开进行排气；

6.1.6检查确认冷却塔水位在2.2m以上，确认冷却塔回

水蝶阀打开（待水泵开启后，检查回水是否正常）；

6.1.7启动冷却水泵，缓慢将水泵出口电动阀打至全开；

6.L8待排空阀和排污阀出水后，及时关闭；

6.1.9现场检查一切正常后启动冷却塔风扇；

6.1.10检查冷却塔加药装置一切正常后开启。

6.2凝汽器热井补给水泵启动

6.2.1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；

6.2.2检查确认除盐水箱液位在4m以上；

6.3凝结水泵启动

6.3.1通知现场巡检人员将凝结水泵转换开关打至中控

位置；

6.3.2现场与中控核对凝汽器液位，检查确认凝汽器液

位在0mm以上；

6.3.3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开启。

6.4锅炉给水泵启动

6.4.1通知现场巡检人员将锅炉给水泵转换开关打至中

控位置；

6.4.2将锅炉给水泵出口电动阀打至手动关闭位置，将

给水泵最小流量回水阀打开；

6.4.3打开泵出口排空阀，进行排气；

6.4.4通知现场巡检人员检查泵一切正常后，启动锅炉

给水泵；

6.4.5将锅炉给水泵出口电动阀缓慢打开至全开位置；

6.4.6将锅炉给水泵出口电动阀转至自动位置；

6.5锅炉补水

6.5.1通知现场人员打开汽包及省煤器、过热器排气阀；

6.5.2将AQC锅炉汽包水位调节阀和PH锅炉汽包水位调

节阀打至手动位置；

6.5.3缓慢向锅炉补水；

6.5.4通知现场巡检人员检查确认室外汽水管线有无泄

漏；

6.5.5通知现场巡检人员当省煤器出口排气阀冒水后，

关闭排气阀；

6.5.6当锅炉补至正常水位时停止向锅炉补水；

6.5.7通知现场巡检人员检查确认锅炉本体系统有无泄

漏；

6.5.8观察汽包液位无明显变化。

6.6汽轮机辅机系统启动

6.6.1通知现场巡检人员检查确认油箱液位在25nlm以

±;

6.6.2通知现场巡检人员将油雾风扇转换开关打至中控

位置，现场检查正常后中控开启；

6.6.3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；

6.6.4通知现场巡检人员确认泵进出口阀门的开关状

态；

6.6.5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，停交流润滑油泵，油泵手动启动后

再打至自动；

6.6.6通知现场巡检人员检查确认润滑油压达到0.1—

0.15MPa以上，回油孔内回油顺畅；

6.6.7合理控制油冷却器冷却水流量使润滑油温度稳定

在35〜45T之间，冲转前油温偏低控制；

6.6.8投入盘车，带动汽轮机进入慢转状态。

7.SP锅炉升温升压

7.1SP锅炉辅机启动顺序（首先确认窑系统回灰设备运

行正常）

SP锅炉入窑系统拉链机〜SP锅炉回转卸灰阀〜

SP锅炉本体拉链机〜SP锅炉振打装置。

7.2SP炉升温升压

7.2.1确认窑系统正常运转；

7.2.2确认相关辅机设备已启动完毕；

7.2.3通知现场巡检人员SP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；

7.2.4按照锅炉升温升压曲线，开启锅炉入口挡板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，应

严格按锅炉升温曲线进行操作；

7.2.5将锅炉启动阀开启5〜20%之间；

7.2.6检查确认汽包压力升至0.IMPa时，通知现场巡检

人员关闭汽包排汽阀、过热器排汽阀，缓慢打开连续排

污阀；

7.2.7在升温升压过程中，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；

7.2.8当汽包压力升至0.5MPa时，通知现场巡检人员及

时热紧主要管道上的阀门、法兰及阀门压盖；

7.2.9当确认汽包压力升至0.8MPa时，通知现场巡检人

员冲洗水位计并核对水位；

7.2.10打开主蒸汽暧管阀开度5〜20%,打开主蒸汽管

道所有疏水器前后手动阀及旁路阀，打开排空阀；

7.2.11打开AQC锅炉主蒸汽暧管阀5〜20%,打开PH

至AQC主蒸汽管道上疏水阀前后手动阀以及旁路阀适当

开度；

7.2.12根据锅炉主蒸汽压力和温度，以2%的速度缓慢

打开主蒸汽截止阀，每动作一次主蒸汽截止阀，都要严

密监视汽包水位，压力等参数有无明显变化；

7.2.13当汽包压力升至0.8MPa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；

7.2.14当汽包压力升至1.OMPa时，全开SP锅炉主蒸汽

截止阀，关闭锅炉起动阀；

7.2.15通知现场巡检人员将SP锅炉加药装置检查确认

正常并打至中控位置；

7.2.16中控开启SP锅炉加药装置

升压温度（饱和）

上限:65℃/h

通常：55℃/h

SP锅炉升温升压曲线

8.主蒸汽管道暖管

8.1确认汽包压力升至0.8MPa,过热蒸汽25CTC时，通知

现场巡检人员准备暖管；按要求打开主蒸汽截止阀旁

路，机房内所有疏水阀进行母管暖管；

8.2暖管要求：停机12小时以上为冷态，冷态暖管时间

一般在4〜6小时；12小时内为热态，暖管时间2〜4小

时；

8.3在暖管过程中随时与现场保持联系，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；

8.4当汽轮机入口温度达到2509以上，压力达到

0.8MPa以上，通知现场暖管结束，对汽轮机进行全面检

查。

9.建立真空

9.1打开辅助抽气器蒸汽阀门；

9.2打开辅助抽气器空气阀门；

9.3待真空建立在-0.04Mpa时，通知中控开启凝结水泵,

同时将化学补水阀及抽气器再循环阀打开；

9.4打开主抽气器蒸汽阀门，调整1级抽气压力至

-0.07Mpa,2级抽气压力至-0.08Mpa；

9.5打开主抽气器空气阀门，将真空建立在-0.095Mpa；

9.6关闭辅助抽气器空气阀门；

9.7关闭辅助抽气器蒸汽阀门。

10.汽轮机启动前的检查和具备开机条件

10.1通知现场巡检人员检查确认自动主汽门是否灵活

（主蒸汽暖管前进行）；

10.2检查确认汽轮机危急遮断保护、轴向位移保护等保

护功能是否全部投入，发电机主保护退出；

10.3检查确认汽轮机发电机各检测仪表显示值是否正

常；

10.4检查确认速关组合装置电磁阀动作灵活；

10.5检查确认手拍危急遮断器是否处于复位位置；

10.6检查确认压力油是否在0.8MPa以上，润滑油油压

是否在0.1~0.15MPa之间；

10.7检查确认真空度是否在-80kPa以上；

10.8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；

10.9检查确认下汽缸疏水阀为打开状态。

11.暖机过程及升速注意事项

11.1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；

11.2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%；

11.3通知现场检查确认危急遮断指示器显示“正常”，

汽轮机油压建立0.65MPa以上；

11.4汽轮机停机12小时以内，600rpm暖机为20分钟；

停机12小时以上，暖机为40分钟；

11.5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；

11.6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

速操作至1200rpm；

11.7通知现场巡检人员开始升速操作；

11.7.1升速前的全面检查；

11.7.2汽轮机振动值在规定范围内；

11.7.3凝汽器真空度在-80kPa以上；

11.7.4控制油压0.65-1.3MPa之间，润滑油压在

0.08-0.15MPa之间；

11.7.5冷凝水温度不大于50℃；

11.7.6凝汽器水位不高于380mm；

11.7.7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；

11.7.8润滑油油温在35〜45℃之间；

11.7.9上下缸温差不大于50℃,上、下缸温分别达到

150℃和100℃以上；

11.7.10绝对膨胀在1.0mm以上，轴向位移在-0.7〜

1.3mm之间；

11.7.11一切正常后，开始升速。

12.升速操作

冲动转子（按冷态方式启动）低速暖机

12.1转子冲动前应具备下列条件：

12.1.1盘动转子，检查机组状态正常，轴封及气缸内部无碰

撞和摩擦声音。

12.1.2速关阀前汽压达到0.95Mpa以上，汽温达到27CTC以

上。

12.1.3润滑油温在35℃以上48℃以下

12.1.4调节油压（运转）0.85Mpa,润滑总管油压0.25Mpa,

轴承入口油压0.08~0.15Mpa.滤油器压降不得超过0.08

Mpa.

12.1.5真空在0.04Mpa（300mmHg）以上。

12.1.6检查发动机绝缘合格并做好启动准备。

12.1.7除低真空保护以外，各保护装置应挂闸。

12.1.8轴向位移指示正常，胀差指示正常。

12.1.9准备工作完毕后，请示调度和总降待命。

12.2冲动转子

机组启动前不少于4小时投入盘车。注意倾听汽缸内部有无

摩擦

声音。确信无问题时方可冲动转子。其步骤分述如下：

12.2.1将危急遮断油门等各项保护挂闸。

12.2.2用速关组合装置开启速关阀。启动时，转动换向阀

（启动阀和关闭阀）手柄，使启动阀建立启动油，关闭阀使

速关与回油接通，然后松开关闭阀的手柄，建立速关油。待

5秒钟后松开启动手柄，则启动油缓慢下降，此时速动阀自

动开启。开始冲动转子，同时调整向端轴封供汽。当转子冲

动后，注意盘车装置是否自动脱开，使用“505”，在电脑上

点击“允许启动”发出运行命令（RUN）自动升速至600r/min,

如果要升速至1200、2500、3000,可按ADJ或ADJD,按ENTER

键，直接给定转速后接ENTER确定，按SPEED可看到转速实

际值。

12.2.3当速关阀（主汽门）后压力达到规定值但转子仍不

主动时，应停启动，迅速查明原因并消除。

12.2.4转子转动后，仔细倾听内部声音，发现不正常声音

时即报告值长。投上汽机超速保护，低真空保护，润滑油压

保护，汽机瓦温保护。5）从冲动转动转子开始，每隔60分

钟记录一次，并应记录开始缓机时间。

12.2.5注意调整端轴封汽量及热井水位，并按以下规定时

间暖机与升速（根据需要可适当延长暖机时间）

暖机时间

序号升速步骤注意事项

min

冲动600r/min低速20〜检查设备及各处

1

暖机30min疏水

均匀升速至

220

1200y/miri低速暖机

迅速平稳超越临

升速至25001至in

310界转速，全面检查

高速暖机

设备

检查设备无异常，

4升至额定转速10通过知配电人员

并网，接带负荷

暖机升速过程中应注意的事项，一切正常后升速暖机。

12.3汽轮机的启动，归根到底就是控制蒸汽的温升速度和汽轮机各

部件温升的总量。

12.3.1控制温升速度主要是：

a）主汽门和调速汽门壁的温升速度，一般控制在〜6。（：/01皿；

b）调节级汽缸外壁的温升速度一般控制在3℃~4℃/rain；

c）还应监视和控制上下汽缸壁温差在30℃-50℃范围以内；

d）法兰内外壁温差不允许超过130℃；

e）法兰与螺栓温差不允许超过4CTC〜50℃。

这些监视指标只要有一个超过允许值，都可能引起设备故障或损

坏。

12.3.2禁止机组在临界转速以下发生0.04mm以上的振动，否则

立即停机，分析原因，不得观望或强制冲转。转子和汽缸相对胀

差不应超过制造厂规定值。

12.3.3机组运转时的振动不应超过0.05mm,如有超过时应降低转

速至振动消失，并在该转速下暖机lOmin,然后重新升速，若仍

振动较大，则应停机检查处理。

12.3.4倾听内部声音，注意检查油压油温、轴承温度及回油均应

正常，冷却水压、电源及连锁开关位置正确。汽轮机两侧热膨

胀应对称或与上次记录数字无明显差别，否则应停止升速。当

发现振动应查明原因；不应盲目升速。

12.3.5监视后缸温度不应超过100℃,否则应采取相应措施。

12.3.6升速前油温不得低于35℃,当润滑油温度达到4(TC以上时

投入冷却水，保持油温在38℃〜45℃之间。油温不正常不应该

升速。

12.3.7主蒸汽温度达到27CTC时关闭主蒸汽管道疏水阀门，停止

疏水。

12.3.8中速暖机时临界越速(1200r7min)注意避开临界转速

(1640r/min)o

12.3.9迅速平稳通过临界转速，切忌在临界转速停留。

12.3.10用“505”控制调节气阀开度，将转速提高到额定值，并

记录调节汽门开度和到达3000r/min的时间，记录轴向位移指

示数值。

12.3.11确认主油泵投入工作后，停止辅助油泵工作，并将油泵投

入联锁开关。

12.3.12转速达到3000r/min时，调速油压、润滑油压应负荷规定。

真空应达到-0.093Mpa,投入低真空保护开关。

12.3.13对机组全面检查，如轴承振动、润滑油温度、胀差、轴向

位移、排气温度等各项指标均匀正常。

12.3.14化验热井凝水质量合格后及时回收。机组空转经查正常

后，记录各仪表读数，并对调解保安系统进行空转动作试验:

试验其操纵机构，手打危急保安器脱扣以后，速关、调节汽阀

应立即关闭，汽轮机转速下降，然后恢复正常转速。

12.3.15新安装和大修后，首次启动的机组以及停机一个月后，或

运行2000小时后，应在低转速时进行手拍危急遮断油门试验。

试验合格后，方可在全速状态下对调节系统和保安进行试验，

在此全提下方可做超速试验。方法是：当速关阀全开后，操

作“505”使机组升速，直至危急保安器偏心锤飞出，危急遮

断油门关闭，速关油泄掉，速关阀关闭。待转速下降至3079r/m

以下是重新挂上危急遮断油门，再用“505”使转速升至额定

值。危急保安器动作不正常不允许启动汽轮机。危急保安器试

验结果应记录在运行记录本上。依次作低真空、低油压试验等

项实验。

12.3.16实验完毕后，调整并维持机组在额定转速下运转。

12.3.17转子冲转以后至接带负荷的这一段时间，应注意汽轮机排

汽室温度变化。后汽缸温度任何情况下不应该超过100℃

12.3.18再次检查设备一切正常后，和配电值班人员联系，做好并

网准备。接到主控室人员发来的“注意”“已并列”信号后，

汽轮机值班员应：a）注意调整凝汽器热井水位。b）调整轴封

冒汽量。

13.并网

13.1测定子绝缘应大于6MQ,转子绝缘应大于0.5MQ

13.2检查发电机保护柜及压频控制柜上的保护压板在投入位置。

13.3检查发电机保护柜连锁跳停压板在断开位置。

13.4将发电机出口刀闸手车摇至工作位置，将发电机出口断路器

手车摇至工作位置。

13.5合励磁柜后手动刀闸。

13.6汽机稳定在3000r/min后，在电站控制屏（2AC）前合上灭磁

开关。

13.7按电站控制屏（2AC）上“起励”按钮，起励建压。将同期开

关打到“投入”位置

13.8观察同期表和数字电压表，调节发电机出口电压至系统电压

值

13.9手动调速，使发电机转速略高于系统频率；同步表指针顺时

针旋转（8r/min左右）

13.10接近同步点时合上发电机出口断路器。

13.11将同期开关拧到“退出”位置。

13.12投入汽机保护屏上发电机保护开关。

13.13投入发电机保护柜上的连锁跳停压板。

14.AQC锅炉起动

14.1确认窑系统正常运转；

14.2确认相关辅机设备已启动完毕；

14.3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；

14.4按照锅炉升温升压曲线，开启锅炉入口挡板5%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

5%相应开启，防止锅炉升温升压过快；

14.5将锅炉启动阀开启5〜20%以上；

14.6检查确认汽包压力升至0.IMPa时，通知现场巡检人员关

闭汽包排汽阀、过热器排汽阀，缓慢打开连续排污阀；

14.7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；

14.8当汽包压力升至0.5MPa时，及时热紧主要管道上的阀

门、法兰及阀门压盖；

14.9当确认汽包压力升至0.8MPa时，通知现场巡检人员冲洗

水位计并核对水位；

14.10当汽包压力升至0.9MPa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；

14.11待主蒸汽截止阀前后管道都暖管结束，阀前、阀后温度

均在27CTC以上，将主蒸汽截止阀打至手动以2%的速度缓慢

打开，严密监视汽包水位和主蒸汽温度是否有下降趋势，如

有下降趋势应立即停止打开或关闭主蒸汽电动阀；

14.12当AQC锅炉主蒸汽压力升至0.689MPa以上，温度升至

30（TC时，全开AQC锅炉主蒸汽截止阀，关闭锅炉启动阀；

14.13中控开启AQC锅炉加药装置。

15.停机

汽轮机的停机是一个冷却过程，会使其零部件产生热应力

和热变形。因此，启动过程中应注意的总量和有关数据监视

原则，对停机过程是适用的，根据不同情况和要求，可以选

择不同的停机方式。在打闸（或按停机按钮）停机之前，必

须试验润滑油泵，检查其工作应能保证供给符合需要的润滑

油。否则应查找原因或采取另外的供润滑油的措施。

15.1停机准备

15.1.1接到待机命令后，通知值班人员做好停机准备工作。

15.1.2与配电、锅炉值班人员联系停机时间，说明注意事项。

15.1.3填写停机操作工作票。与配电值班人员联系，进行信

号试验。

15.1.4试验润滑油泵和盘车电机应正常。

15.1.5检查速关阀、调节汽阀门杆应无卡涩现象。

15.2减负荷

15.2.1通知配电人员值班人员以100kw/min左右的速度降低

负荷（与增负荷速度相同），直到负荷到零。如果停机时间

短，重新开机时，应迅速减去机组负荷，以保证汽机各部

件温度，缩短开机时间。

15.2.2当负荷减到一定程度后，稍关去除氧器管路上的凝结

水阀门。根据热井水位，维持热水井正常水位。

15.2.3及时调整汽封冒汽和润滑油温。调整发电机空冷器进

水量。

15.2.4如果减负荷过程中调节汽门卡住，应采取逐渐关闭速

关阀门或隔离阀减负荷停机。负荷减到零，接到配电人

员发出的“注意”“解列”信号后，应检查调节系统工作

的稳定性以及能否维持机组空转。

15.2.5视情况（根据需要）在机组空转状态下进行调节保安

系统的试验。

15.3机组解列以后应作如下工作

15.3.1检查机组能否维持空转，如果解列后转速上升，应立

即停机。

15.3.2接到配电人员发出的“注意”“已解列”信号后，手

按停机按钮（或手拍危急遮断油门），注意速关阀、调速气

阀应全关闭。记录转子惰走时间。关闭主蒸汽管路上的隔离

阀门，打开防腐阀门。

15.3.3打闸停机后，立即注意调整好轴封送汽。

15.3.4解除电动油泵联锁，启动电动润滑油泵，保持润滑油

正常值。

15.3.5油泵不正常时，应在油泵压力下降之前，向汽轮机送

汽，恢复机组正常转速。

15.3.6开启主蒸汽管路上的疏水阀门疏水。

15.3.7转速下降到1000r/min左右时，停止轴封供汽，使机

组转速到零真空到零。

15.3.8如果需要加速停机，应破坏真空，打开真空破坏门并

停止向抽气器送汽。

15.3.9转子惰走过程中，需倾听机内有无异音。当转速降到

500r/min左右时，关小抽气器供汽阀门，转子静止时真

空大致为零。记录转子惰走时间，与前次惰走时间或标

准惰走时间比较，在运行记录本内记录转子静止时刻和

惰走时间。

15.3.10为使汽缸无积水，要求与汽缸相连的有关阀门关闭

严密（汽缸通大汽直接疏水除外）。

15.4转子静止后务必尽快投入盘车装置连续盘动转子。直至

调节级汽缸温度下降到200度以下可改为定期盘车，或

连续盘车2小时后，方可改为定期盘车，直至再改为连

续盘车。

16.应急安全操作规程

16.1回转窑甩分解炉发电系统具体应对措施

16.1.1当窑因故甩分解炉前，发电中控操作员应及时、迅速

地了解何故甩炉、何时恢复等详细情况，并提前做好相关操

作；

16.1.2立即通知现场岗位人员目前状况并要求做好解列停

机的准备，提前做好锅炉汽包、闪蒸器、凝汽器水位调整，

可调整至接近高报水位；

16.1.3窑因喂煤称或其它原因而短暂甩炉，恢复时间较短

时，根据两炉工况随时调整控制好水位、挡板开度、主蒸汽

温度、锅炉负荷重要参数，控制得力将不会造成主蒸汽高温

而机组解列停机；

16.1.4%炉密切注意烟气温度、蒸汽温度变化速度，逐步

开旁路挡板至20%〜60%（供参考），以适当降低锅炉负荷，

减缓蒸汽温度上升速率。若挡板开度速率过小，会造成汽机

主蒸汽温度迅速升高报警，速率过大，会造成发电机功率下

降过快。过程中随时做好汽包补水，汽包水位正常后恢复。

补水量不足通知现场开凝汽器补水旁路；

16.L5/QC炉密切注意其烟气温度及蒸汽压力变化，逐步开

或关旁路挡板，以控制好锅炉负荷。在确认AQC炉由于长时

间低温，蒸汽压力下降，AQC炉退出运行后，做好锅炉退出

重新带入的相关操作；

16.1.6维持发电机低负荷运行，负荷降至30%以下时混汽

退出。若主蒸汽压力变化不大，发电机负荷能够维持低负荷，

则保持汽轮机压力控制模式，若压力变化大，负荷下降速度

过快，可将汽轮机运行模式由压力控制转为阀位控制。汽轮

机入口主蒸汽温度要求：在350℃〜367℃范围内不得超过

30分钟，38（TC以上不得超过15分钟。若出现超温超时则机

组应立即解列、停汽轮机，蒸汽走旁路，维持辅机运转，保

持两炉一定的压力，待窑系统恢复正常、蒸汽温度下降后重

新投锅炉、汽机冲转和机组并网发电；

16.1.7在发电机低负荷运行过程中，若发电机振动明显上

升，则发电机解列，维持汽轮机运转；若汽轮机振动或胀差

明显变化，则发电机解列、汽轮机停机。

16.1.8窑甩炉、恢复时间无法确定时，同样按上述操作对两

炉进行控制，同样以汽轮机入口蒸汽温度为基准进行相关操

作。

16.2停电应急操作规程

16.2.1确认直流油泵是否开启，并严密监视润滑油压，

通知现场巡检人员手动盘车；

16.2.1手动关闭旁路气动调节阀，并通知现场打开真空破坏

阀，关轴封供汽阀；

16.2.3通知现场巡检人员和电气值班人员全厂失电，由电气

值班人员确认需使用应急电源时，可进行送电操作；

16.2.4由电气值班人员送上标有“余热发电应急合闸开关”,

发电巡检人员配合电气值班人员进行应急送电操作；

16.2.5在确认应急电源投入后，启动交流润滑油泵，通知现

场投盘车，并对挡板进行操作；

16.2.6通知发电值班人员在确认市电已恢复后，停盘车润滑

交流油泵，分断马达控制标有“应急合闸”开关，挂上“禁

止合闸”标识牌，待市电投入后，启动润滑交流油泵和盘车;

16.2.7当市电已恢复正常时，可进行市电恢复操作，及时启

动相关辅助设备，并缓慢向锅炉内部补水，以5%的速度缓

慢打开冷却水泵出口电动阀，开至20%后，保持至排汽室温

度降至50度以下，方可全开冷却水泵出口电动阀。

16.3主蒸汽带水应急操作规程

16.3.1确认主蒸汽温度下降速率，进行适当操作：

16.3.1.1缓慢下降：主蒸汽温度缓慢下降，要分析判断锅炉

主蒸汽下降的主要原因，并缓慢关闭锅炉主蒸汽截止阀；

16.3.1.2急剧下降：主蒸汽温度急剧下降，在1分钟下降

50七要立即通知现场巡检人员进行手动打闸或中控电磁打

闸，停机，打开主蒸汽管道所有排污阀进行疏水，检查确认

汽轮机轴向位移、振动是否偏离设计值以内，并严密监视汽

轮机惰走时间。当降至500rpm时，通知现场巡检人员破坏

真空；

16.3.2分析判断主蒸汽带水的主要原因及操作：

16.3.2.1因锅炉负荷波动较大，造成主蒸汽带水，对锅炉挡

板进行适当调整操作，确保锅炉负荷稳定；

16.3.2.2汽包水位过高或汽水分离装置有缺陷，方可适当降

低汽包水位；

16.3.2.3炉水电导率过高,引起汽水共腾，通知现场加大排

污频率和排污量，降低炉水电导率；

16.3.2.4锅炉投入时，由于暖管不充分，造成主蒸汽

带水，全开主蒸汽管道疏水阀和排污阀；

16.4汽轮机振动大应急操作

16.4.1通过现象分析和判断机组发生振动的原因；

16.4.2通知现场巡检人员检查确认振动的来源，如确认

振动属实的情况下，并超过规定值时，要及时降负荷运

行，直到振动恢复到规定值以内，方可升负荷；

16.4.3在降负荷过程中，如振动仍由上涨趋势，应通知

现场巡检人员解列；

16.4.4汽轮机振动仍未由下降趋势，方可降低汽轮机转

速进行消缺；

16.4.5若因润滑不良，造成机组振动增大，应立即进行

打闸处理；

16.4.6现场巡检人员在检查确认时，若听机组内部有明

显异音，要立即通知中控停机或现场打闸；

16.4.7通过降负荷或转速后，振动明显降低，方可按正

常操作程序进行提高转速或带负荷。

17.锅炉承压部件的损坏具体操作过程

17.1锅炉受热面损坏的现象

17.1.1汽包水位下降较快；

17.1.2纯水消耗量明显增大；

17.1.3蒸汽压力和给水压力下降；

17.1.4给水量不正常大于蒸汽流量；

17.1.5排烟温度升高；

17.1.6轻微泄漏时，有蒸汽喷出的响声，爆破时有显著

的响声。

17.2锅炉受热面损坏的原因

17.2.1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；

17.2.2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；

17.2.3管子安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接

质量不良；

17.2.4锅炉负荷过低，热负荷偏斜或排污量过大，造成

水循环破坏；

17.2.5升温升压时受热面联箱或受热面受热不均，出现

过高热应力，造成焊口出现裂纹；

17.2.6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。

17.3受热面损坏的处理方法

17.3.1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；

17.3.2提高给水压力，增加锅炉给水；

17.3.3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；

17.3.4处理故障时须密切注意运行锅炉的给水情况；

17.3.5停炉过程中，严禁开启冷风挡板对锅炉进行强制

降温；

17.3.6锅炉入口风温降至100℃以下时锅炉放水进行处

理；

17.3.7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。

18.锅炉发生汽水共腾时具体操作过程

18.1汽水共腾的现象

18.1.1蒸汽和炉水的含盐量增大；

18.1.2过热蒸汽温度下降；

18.1.3汽包水位发生剧烈波动，汽包水位计模糊不清；

18.1.4严重时，蒸汽管道内发生水冲击；

18.1.5汽轮机热效率下降。

18.2汽水共腾的原因

18.2.1炉水水质电导率不合格；

18.2.2锅炉入口风温和风量波动较大，造成负荷波动剧

八列、、.，

18.2.3锅炉汽包内的汽水分离装置有缺陷或水位过高；

18.3汽水共腾的处理方法

18.3.1适当降低锅炉蒸发量，并保持锅炉稳定运行；

18.3.2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；

18.3.3停止向锅炉汽包内加药；

18.3.4尽量维持低汽包水位；

18.3.5开启过热器和蒸汽管道上所有疏水阀；

18.3.6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；

18.3.7锅炉炉水质量未改善之前，不允许增加锅炉负

荷；

18.3.8待故障消除后应冲洗水位计。

19.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。

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。

19.1锅炉缺水事故现象：

19.1.1现场水位计内水位低于最低安全水位，或看不见

水位；

19.1.2现场水位计内虽有水位，但水位不波动，实际是

虚假水位；

19.1.3中控水位显示为低水位。过热蒸汽温度明显上

升；

19.L4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，则出现相反现象。

19.2锅炉缺水事故原因：

19.2.1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；

19.2.2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；

19.2.3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；

19.2.4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；

19.2.5锅炉排污阀泄漏或忘记关闭；

19.2.6锅炉管道发生爆管事故；

19.2.7省煤器段给水因高温形成“汽塞”，造成给水流

量减小或中断。

19.3锅炉缺水事故处理：

19.3.1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；

19.3.2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；

19.3.3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：

19.3.3.1若水位变送器故障，进行相应排汽排污操作；

19.3.3.2若给水自动调节失灵，相应处理；

19.3.3.3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；

19.3.3.4若排污阀泄漏或忘记关闭，相应处理；

19.3.3.5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；

19.3.4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。

20.锅炉满水时具体操作过程

20.1锅炉满水事故现象：

20.1.1水位高于最高安全水位。或者看不见水位；

20.1.2中控发出高报报警信号；

20.1.3过热蒸汽温度急剧下降；

20.1.4给水流量不正常地大于蒸汽流量；

20.1.5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。

20.2锅炉满水事故原因：

20.2.1给水调节系统（如汽包补水阀）发生故障或失灵;

20.2.2汽包水位变送器故障，虚假水位造成满水；

20.2.3锅炉负荷增加过快；

20.2.4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。

20.3锅炉满水事故处理：

20.3.1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；

20.3.2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；

20.3.3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；

20.3.4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；

20.3.5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。

21.SP和AQC汽包电导率高具体操作过程

21.1当两炉汽包电导率偏高，应保持锅炉低负荷运行；

21.2通知现场人员打开锅炉定期排污阀及开大连续排

污阀进行排污；

21.3加大锅炉给水量，保持锅炉低水位，以免引起系统

发生汽水共腾现象；

21.4通知现场人员加大对纯水装置管理力度，严格控制

纯水电导率在10us/cm以下；

21.5当电导率降至设定值以内时，通知现场人员冲洗两

炉汽包水位计，并核对水位；

21.6缓慢带SP和AQC锅炉负荷。

22.汽轮机动静部分摩擦及大轴弯曲

22.1事故原因

22.1.1动静部分发生摩擦的原因；

22.1.2动静间隙安装、检修调整不当；

22.1.3动静部套加热或冷却时，膨胀或冷却不均匀；

22.1.4受力部分机械变形超过允许值；

22.1.5推力轴承或主轴瓦损坏；

22.1.6机组强烈振动；

22.1.7转子装套部件松动有位移；

22.1.8通流部分的部件损坏或硬质杂物进入通流部分；

22.1.9在转子弯曲或汽缸严重变形的情况下强行盘车；

22.1.10引起大轴弯曲的主要原因；

22.1.11动静部分摩擦使转子局部过热；

22.1.12停机后在汽缸温度较高时，由于某种原因使冷

水进入汽缸，引起高温状态下的转子下侧接触到冷水，

局部骤然冷却，出现很大的上下温差而产生热变形，造

成大轴弯曲。据计算结果，当转子上下温差达到105〜

20CTC时，就会造成大轴弯曲。转子金属温度越高，越

容易造成大轴弯曲；

22.1.13转子的原材料存在过大的内应力，在较高的温

度下经过一段时间运转后，内应力逐渐得到释放，从而

使转子产生弯曲变形。

22.2事故现象

由于这种事故发生在汽缸内，无法直接观察，因而

只能根据事故的原因、现象进行判断。一般具有下列特

征：

22.2.1机组振动增大，甚至强烈振动；

22.2.2前后汽封处可能产生火花；

22.2.3汽缸内部有金属摩擦声音；

22.2.4有大轴挠度指示表计的机组，指示值将增大或超

限；

22.2.5若是推力轴承损坏，则推力瓦温度将升高，轴向

位移指示值可能超标并发出信号；

22.2.6上下汽缸温差可能急速增加。

22.3事故处理办法

通过各种特征，如机组振动增大、汽缸内有金属摩

擦声或汽封处产生火花等，结合有关表计指示值变化判

断是这种事故，应果断的故障停机，不要采取将负荷或

降转速继续暖机，以致延误了停机时间而扩大事故，加

剧设备的损坏。停机时要记录转子惰走时间，静止后进

行手动盘车。如果盘车不动，不要强行盘动，必须全面

分析研究，采取适当措施，直至揭缸检查。

23.汽轮机水击

汽轮机水击事故是一种恶性事故，如处理不及时，

易损坏汽轮机本体。汽轮机运行中突然发生水击，将使

高温下工作的蒸汽室、汽缸、转子等金属件骤然冷却，

而产生很大的热应力和热变形，导致汽缸发生拱背变

形，产生裂纹，并能使汽缸法栏结合面漏汽，胀差负值

增大，汽轮机动静部分发生碰摩损伤；转子发生大轴弯

曲，同样也使动静部分发生碰摩，这些都将引起机组发

生强烈振动。水击发生时，因蒸汽中携带大量水分，水

的速度比蒸汽的速度低，将形成水赛汽道现象，使叶轮

前后压差增大，导致轴向推力急剧增加，如果不及时紧

急停机，推力轴承将过载而被烧毁，从而使汽轮机发生

剧烈的动静碰摩而损坏。另外发生水击时，进入汽轮机

的水将对高速旋转的动叶片起着制动作用，特别是低压

级的长叶片，其叶顶线速度可高达300〜400m/s以上，

水滴对其打击力相当大，严重时将把叶片打弯或打断。

总之，水击将导致汽轮机严重损坏。

23.1水击发生的原因

23.1.1锅炉的蒸发量过大或蒸发不均引起汽水共腾；

23.1.2运行人员误操作或给水自动调节失灵造成锅炉

满水；

23.1.3汽轮机汽动过程中没有充分暖管或疏水排泄不

畅，主蒸汽管道或锅炉过热器疏水系统不完善，可能把

积水带入汽轮机内；

23.1.4机组停机时，降温降的过快，使汽温低于当时大

气压下的包和温度而成为带水的湿蒸汽；

23.1.5汽轮机启动时，汽封供汽系统暖管不充分或排水

不畅，使汽水混合物被送入汽封；

23.L6停机后，忽视对凝汽器水位的监督，发生凝汽器

满水，倒入汽缸。

23.2水击现象

23.2.1主蒸汽温度急速下降，主汽阀和调节汽阀的阀

杆、法兰、轴封处可能冒白汽；

23.2.2机组振动逐渐增大，直到剧烈振动；

23.2.3推力轴承乌金温度迅速上升，机组转动声音异

常；

23.2.4汽缸上下温差变大，下缸温度要降低很多。

23.3处理方法

汽轮机水击事故是汽轮机运行中最危险的事故之

一，运行人员必须迅速、准确的判断是否发生水击，一

般应以主蒸汽温度是否急剧下降作为依据，同时应检查

汽缸上下温差变化，因为汽轮机进水时，下缸温度必然

下降较大。待确认发生水击事故时，应立即破坏真空紧

急故障停机。

23.3.1破坏真空紧急故障停机；

23.3.2开启汽缸缸体和主蒸汽管道上的所有疏水阀门，

进行充分排水；

23.3.3正确记录转子惰走时间及真空数值；

23.3.4惰走中仔细倾听汽缸内声音；

23.3.5检查记录推力瓦乌金温度和轴向位移数值；

23.3.6注意惰走过程中机组转动声音和推力轴承工作

情况，如惰走时间正常，经过充分排出疏水，主蒸汽温

度恢复后，可以重新启动机组，但这时要特别小心仔细

倾听汽缸内是否有异音，并观察机组振动是否增大，如

果发生异常，应立即停止启动，揭缸检查。

24.汽轮机超速

24.1事故原因

24.1.1调节系统有缺陷不合格的调节系统，汽轮机一旦

甩掉全负荷后，机组不能维持转速在危急保安器动作转

速以下，转速飞升过高，其原因为：

24.1.1.1调速汽阀不能正常关闭或漏汽量过大；

24.1.1.2调节系统迟缓率过大，调节部件或传递机构卡

涩；

24.1.1.3调节系统的速度变动率过大；

24.1.1.4调节系统动态特性不良；

24.1.1.5调节系统调整不当。如同步器调整范围、配汽

机构膨胀间隙不符合要求等。

24.1.2汽轮机超速保护系统故障危机保安器动作过迟

或不动作，将会引起超速，原因如下：

24.1.2.1重锤或飞环导杆卡涩；

24.1.2.2弹簧受力后产生过大的径向变形，以至于孔壁

产生摩擦；

24.1.2.3脱扣间隙大，撞击子飞出后不能使危机保安器

滑阀动作；

另外危机保安器滑阀卡涩、自动主汽阀或调速汽阀卡

涩、蒸汽返入缸内，都能引起汽轮机超速。

24.1.3运行操作、调整不当

24.1.3.1由于油质管理不善，例如汽封漏汽大而蒸汽漏

入油内，引起超速和保安部套生锈卡涩；

24.1.3.2运行中同步器调整超过了范围，这是不但会造

成甩负荷后机组蜚声转速提高，还会使调节部套失去脉

动作用，从而造成卡涩；

24.L3.3主蒸汽品质不合格，含有盐分，机组又长期带

某一负荷运行，将会造成自动主汽阀和调速汽阀阀杆结

盐垢而卡涩；

24.1.3.4超速实验时操作不当，造成转速飞升猛增。

24.2事故现象

24.2.1功率表指示到零；

24.2.2转速或频率表指示值连续上升；

24.2.3机组声音异常，振动逐渐增大。

24.3事故处理方法

汽轮机机组严重超速是汽轮机恶性事故之一，如果

处理不当，会因转子转速过高使汽轮机与发电机转子上

的零件由于离心力过大而损坏，甚至甩出机内致使事故

扩大。

24.3.1如果危急保安汽未动作，转速超过额定值的

112%,应立即手打危急保安器，破坏真空故障停机；

24.3.2如果危急保安器动作而自动主汽阀、调速汽阀

卡住或关闭不严时，应设法关闭上述各汽阀或立即关闭

电动主汽阀；

24.3.3如果采取上述办法后机组转速仍然不降低，则应

迅速关闭一切与汽轮机相连的汽阀，以截断汽源；

24.3.4必要时可以要求运行人员将发电机励磁投入；

24.3.5机组投停下后，必须全面检修好调速与保安系统

的缺陷，重新启动后，在并列前，必须做危急保安器超

速试验，确认动作转速正常后方可投入正常运行。

25.汽轮发电机轴瓦乌金熔化或损坏

25.1事故原因

25.1.1由于发生水击或机组过负荷，引起推力轴瓦损

坏；

25.1.2轴承断油。一般由以下原因引起：①运行中油系

统切换时发生误操作；②启动或停机过程中润滑油泵工

作失常；③汽轮机启动、升速过程中，在停止高压电动

油泵时没注意监视油压，此时若主油泵失压，且电动润

滑油泵又没有联动起来便引起断油；④油箱油位过低，

空气进入输油管道使润滑油压下降或油系统中进入空

气；⑤油系统积存空气未能及时排除，往往会造成轴瓦

瞬间断油；⑥厂用电中断事故停机中，直流油泵因故没

能及时投入造成轴瓦断油；⑦油管道断裂或油系统发生

泄漏造成油压下降而使轴瓦供油中断；⑧轴瓦在运动中

移位，如轴瓦转动，造成进油孔堵塞而断油；⑨安装或

检修时油系统内留有棉纱、抹布等杂物造成油系统堵塞

而断油；

25.1.3机组强烈振动。由于机组强烈振动，会使轴瓦油

膜破坏而引起轴颈与乌金研磨损坏，也可能使轴瓦在振

动中发生位移，造成轴瓦工作失常或损坏；

25.1.4轴瓦本身缺陷。在轴瓦加工制造过程中，乌金浇

铸质量不良，如浇铸乌金前瓦胎没有清洗干净，没有挂

锡或挂锡质量不符合要求，在运行中发生轴瓦乌金脱落

或乌金龟裂等问题；

25.L5润滑油中夹带有机械杂质，损伤乌金面，引起轴

承损坏；

25.1.6油温控制不当，引起轴承油膜的形成与稳定，都

会