资源描述
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
本规程适用于新型干法水泥生产线配套纯低温余热发电系统现场操作。
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.《白马山水泥厂余热发电DCS总体设计》
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.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，以延长汽轮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闪蒸器出水汇合，然后通过锅炉给水泵打入AQC锅炉省煤器内进行预热，产生一定压力下的高温水，从省煤器出口分三路分别送到AQC锅炉汽包、PH锅炉汽包和闪蒸器，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。进入闪蒸器内的高温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，汽包工作压力为0.789MPa，过热蒸汽温度327℃/297℃，蒸发量为10.19t/h/27.1 t/h，锅炉入口风温为340℃/310℃，出口风温为184℃/193℃，废气流量为100000 Nm3/h /345000Nm3/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、六组蒸发器、一组过热器，汽包工作压力为0.789MPa，过热蒸汽温度337℃/343℃，蒸发量为7.73t/h/20.47 t/h，锅炉入口风温为360℃/360℃，出口风温
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
为87℃/93℃，废气流量为88200 N m3/h /234000N m3/h。
5.4 闪蒸器型式为竖直圆筒型，设计压力为0.294MPa ，器内压力为0.130MPa ，设计温度167℃，器内温度104.8℃，入口流量13.01t/h，闪蒸量为4.18t/h，出口流量为32.6t/h，内容积为12.5m3。
5.5 汽轮机采用南京汽轮机厂NZ12-0.689/0.129型、冲动式、多级混压、凝汽式汽轮机，汽轮机工作参数：蒸汽额定入口压力为0.689MPa，额定流量为65.49t/h，额定输出功率为12000kW，转速为3000r/min，工作级数为9级，排汽压力-95.6kPa。
5.6 发电机采用型号为QFW2-12-2，形式为横轴全封闭水冷热交换器式三相交流同步发电机，采用同轴交流无刷励磁方式，通过直联式联轴节与汽轮机连接，旋转方向：顺时针方向（从汽轮机向发电机方向看），绝缘种类：定子F级，转子F级，整机按B级考核。
5.7 工艺流程方框图：
补给水泵
纯水
凝汽器
闪蒸器
凝结水泵
PH锅炉
汽轮机
发电机
AQC锅炉
省煤器
锅炉给水泵
闪蒸器
6 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
型式：涡轮式离心泵
型号：IS80-65-160
流体种类：纯水
能力：50t/h
全扬程：0.32MPa
吸入压力：0.05MPa
出口压力：0.37MPa
汽蚀余量：2.5m
泵效率：73%
用途：用于向凝汽器补给纯水，以满足系统用水。
6.1.2 凝结水泵
型式：卧式单级离心泵
型号：4N6
流体介质：凝结水
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
流体温度：40℃
能力：90t/h
汽蚀余量：1.5m（吸入口中心）
泵效率：66%
全扬程：60m
6.1.3 锅炉给水泵
型号：DA1-100×11横轴轮切型多级离心泵
入口压力：0.05MPa
出口压力：1.6MPa
全压力：1.15MPa
全扬程：160m
流量温度：51.4℃
流量：100t/h
泵效率：72%
汽蚀余量：3.1m
级数：九级
最小流量：11.2m3/h
6.1.4 循环水泵
型号：CPR200-401
流体：锅炉水
流体温度：200℃（最大）；167℃（正常）
入口压力：0.8MPa(额定)
出口压力：1.2 MPa
流量：565.2 m3/h
最小流量：114 m3/h
扬程：35.8m
汽蚀余量：3.8m
泵效率：78.0%
6.2 补给水泵
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 检查确认所有仪表是否已投入使用；
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；
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
6.2.1.6 检查确认泵开机状态，是否处于中控位置。
6.2.2 运转中的维护与保养
6.2.2.1检查确认泵电机润滑是否正常；
6.2.2.2检查确认泵电机振动是否正常；
6.2.2.3检查确认泵进出口压力是否正常；
6.2.2.4检查确认泵与电机轴承温度是否正常。
6.3 凝结水泵
6.3.1 泵启动前的检查；
6.3.1.1检查确认泵电机轴承润滑是否正常；
6.3.1.2检查确认泵入口阀是否处于开启状态；
6.3.1.3检查确认所有仪表是否已投入使用；
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在0mm以上。
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；
6.3.2.2检查确认泵电机振动是否正常；
6.3.2.3检查确认泵进出口压力是否正常。
6.3.2.4检查确认泵与电机轴承温度是否正常。
6.4 锅炉给水泵
6.4.1 泵启动前的检查
6.4.1.1检查确认泵入口手动阀是否处于开启状态；
6.4.1.2检查确认泵电机轴承润滑是否正常；
6.4.1.3检查确认所有仪表是否已投入使用；
6.4.1.4检查确认泵电机地脚螺栓是否有松动现象；
6.4.1.5检查确认闪蒸器液位在0mm以上；
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泵电机振动是否正常；
6.4.2.2泵电机轴承润滑是否正常；
6.4.2.3泵进出口压力是否正常；
6.4.2.4泵电机电流是否正常。
6.4.2.5检查确认泵与电机轴承温度是否正常。
6.5 PH锅炉强制循环水泵
6.5.1 泵启动前的检查
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检查确认泵电机轴承润滑是否正常；
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5页共14页
6.5.1.3检查确认泵所有仪表是否已投入使用；
6.5.1.4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炉汽包液位在300mm以上；
6.5.1.6检查确认泵开机状态是否为中控位置；
6.5.1.7检查确认强制循环泵冷却水流量是否正常。
6.5.2 运转中的检查与维护
6.5.2.1泵电机振动是否正常；
6.5.2.2泵电机轴承润滑是否正常；
6.5.2.3泵出进出口压力是正常；
6.5.2.4泵电机电流是否正常。
6.5.2.5检查确认泵与电机轴承温度是否正常。
6.6 冷却水系统
6.6.1 冷却水泵启动前的检查
6.6.1.1检查确认泵入口手动阀是否处于开启状态；
6.6.1.2检查确认泵电机轴承润滑是否正常；
6.6.1.3检查确认泵所有仪表是否已投入使用；
6.6.1.4检查确认泵电机地脚螺栓是否有松动现象；
6.6.1.5检查确认冷却塔液位在2.5m以上；
6.6.1.6检查确认泵开机状态是否为中控位置。
6.6.2 运转中的检查与维护
6.6.2.1泵电机振动是否正常；
6.6.2.2泵轴承润滑是否正常；
6.6.2.3泵进出口压力是否正常；
6.6.2.4泵电机电流是否正常。
6.6.2.5检查确认泵与电机轴承温度是否正常。
6.6.4 冷却风扇启动前的检查
6.6.4.1检查确认传动轴有无异常；
6.6.4.2检查确认风扇电机润滑是否正常；
6.6.4.3检查确认电机与减速机底座螺栓是否有松动现象；
6.6.4.4检查确认风扇装配螺栓有无松动现象；
6.6.4.5检查确认传动轴安全导轨的安装螺栓有无松动现象；
6.6.4.6检查确认风扇的开机状况是否处于中控位置。
6.6.5 运转中的检查与维护
6.6.5.1检查确认电机、减速机与风扇振动是否正常；
6.6.5.2检查确认电机、减速机润滑是否正常；
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6页共14页
6.6.5.3检查确认电机轴承温度是否正常。
7．PH锅炉升温升压
7.1 检查所有阀门
7.1.1 给水系统：开启省煤器出口排气阀；
7.1.2 放水系统：关闭各联箱排污阀，事故放水阀；
7.1.3 开启汽包水位计的汽路阀、水路阀，关闭放水阀；
7.1.4 检查现场仪表是否已投入使用；
7.1.5 打开汽包排气阀、过热器排气阀等现场手动排气阀；
7.1.6 确认汽包与过热器安全阀处于正常工作状态。
7.1.7开启主蒸汽管道上各疏水阀前后手动阀；
7.2 检查确认相关辅助设备及挡板动作情况
7.2.1 检查振打装置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 检查锅炉本体拉链机至窑系统拉链机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 检查锅炉入口挡板及旁路档板润滑是否正常，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，人孔门是否关闭；
7.2.5 检查确认所有辅机转换开关是否处于中控位置；
7.2.6 通知中控准备启动PH炉。
7.3 PH炉升温升压
7.3.1 确认窑系统正常运转；
7.3.2 确认相关辅机设备已启动完毕；
7.3.3 检查有无阀门管道泄漏，发现应立即通知中控停止补水，另行处理；7.3.4 在补水过程中，省煤器出口排气阀出水后，关闭省煤器出口排气阀；
7.3.5 检查确认强制循环泵出口电动阀开度100%，与中控核对汽包水位，应为-150mm左右；
7.3.6 接到中控通知PH炉已开始升温升压，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；
7.3.7 检查确认汽包压力升至0.1MPa时关闭汽包排气阀、过热器排气阀，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，应立即查明情况及时处理；
7.3.9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；
7.3.10 当确认汽包压力升至0.5 MPa时，冲洗水位计并核对水位；
7.3.11 当汽包压力升至0.588MPa时，接中控通知，全面检查锅炉系统，
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
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；
7.3.12，接中控通知准备启动真空系统，并对真空系统作全面检查；
7.3.13打开PH锅炉汽包连续排污阀；
7.3.14检查确认PH锅炉加药装置正常后通知中控开启加药装置；
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正常；
7.4.3 检查确认真空泵补给水是否正常；
7.4.4 检查确认真空泵转换开关是否位于中控位置；
7.4.5 关闭真空破坏阀；
7.4.6 检查确认泵电机地脚螺栓是否有松动现象；
7.4.7 检查确认泵所有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是否正常；
7.5.2 检查确认泵轴承润滑是否正常；
7.5.3 检查确认泵进出口仪表显示值是否正常；
7.5.4检查确认泵与电机轴承温度是否正常
7.6 确认汽包压力升至0.789MPa、过热蒸汽250℃时,与中控操作员核对锅炉主要参数。
7.7 加药装置启动前的检查
7.7.1 检查确认药液的浓度是否按设计要求配置而成；
7.7.2 检查确认泵的行程是否能达到泵的排量；
7.7.3 检查确认泵的进出口阀门是否已全开；
7.7.4 检查确认泵的润滑是否正常；
7.7.5 检查确认泵与电机的地脚螺栓是否有松动现象；
7.7.6 检查确认开机状态是否是处于中控位置。
7.8 运转中的维护与保养
7.8.1 检查确认泵的润滑是否正常；
7.8.2 检查确认药箱液位低于搅拌机叶片以下时，应停止搅拌器以免振动加大或使轴偏摆；
7.8.3 关闭吸入阀，对过滤器的滤网进行清洗；
7.8.4检查确认泵与电机轴承温度是否正常。
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8页共14页
7.9 停机后的维护与保养
7.9.1 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；
7.9.2 对泵出口压力表进行校验；
7.9.3 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0.5～1.0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 当主蒸汽温度达到300℃压力达到0.689MPa，接中控通知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)高压电动油泵
型号100Y120BⅡ
型式：电机驱动离心泵
流体：ISO VG46汽轮机系统润滑油
吸入压力：0MPa
吐出压力：0.82MPa
汽蚀余量：4.5m
能力：86 m3/h
(2)交流润滑油泵
型号：65Y60B
型式：交流电机驱动离心泵
流体介质：ISO VG46汽轮机系统润滑油
入口压力：-0.01MPa
出口压力：0.34MPa
能力：24 m3/h
（3）直流油泵
型号：65Y60BⅡ
型式：直流电机驱动离心泵
流体介质：ISO VG46汽轮机系统润滑油
入口压力：-0.01MPa
出口压力：0.34MPa
能力：24 m3/h
用途：当汽轮机系统主油泵、电动高压油泵及直流油泵无法起动时，该泵起动向系统供油
(4) 高压电动油泵、交流润滑油泵启动前的检查
1.检查确认油箱油位是否在0mm以上；
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
2.检查确认泵进出口阀门是否处于开启状态
3.检查确认泵电机地脚螺栓是否有松动现象；
4.检查确认泵开机状态是否处于中控位置。
(5)直流油泵启动前的检查
1.检查确认油箱油位是否在0mm以上；
2.检查确认泵进出口阀门是否处于开启状态
3.检查确认泵电机地脚螺栓是否有松动现象；
4.检查确认泵开机状态是否处于中控位置；
（6）高压电动油泵、交流润滑油泵运行中的检查与维护
1. 检查确认泵电机振动是否正常；
2. 检查确认泵轴承润滑是否正常；
3.检查确认泵出口压力是否正常；
4.检查确认油箱液位是否正常。
5.检查确认泵与电机轴承温度是否正常
8.3.2 检查确认主汽门、调节汽门、混汽调节阀动作是否灵活（暖管前确认）；
8.3.3 检查确认汽轮机发电机各轴承润滑是否正常;
8.3.5 检查确认汽轮机发电机轴承座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中控启动相关辅助设备如油雾风扇；
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检查确认汽轮机入口温度和压力都达到暖机条件时，接中控通知准备暖机；
9.2现场关闭主蒸汽截止阀旁路阀，中控打开汽轮机入口主蒸汽截止阀；
9.3 现场人员首先复位汽轮机手拍危机遮断器，然后将汽轮机挂闸（手柄拔出），汽轮机主汽门自动开至100%;；
9.4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;
9.5当中控操作员启动汽轮机暖机后，检查确认盘车装置停止；
9.6 停机12小时以内，500rpm暖机为20分钟；停机12小时以上，400rpm暖机为40分钟；
9.7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）;
9.8暖机结束后，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;
9.9 通知中控操作员进行升速操作
1)升速前的检查与条件
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
①汽轮机振动值在规定范围内；
②凝汽器真空度在-80kPa以上；
③控制油压0.65-1.3MPa之间,润滑油压在0.08-0.15MPa之间;
④冷凝水温度不大于50℃;
⑤凝汽器水位不高于380mm;
⑥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；
⑦一切正常后，通知中控开始升速；
2）升速操作,见《中控操作规程》
①在升速过程中，现场巡检人员检查确认汽轮机振动有无异音，如有异音，应通知中控立即停止升速，查明原因，恢复正常后方可升速；
②在升速过程中，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，应通知中控立即停止升速，待处理正常后方可升速；
③在升速过程中，现场巡检人员检查确认汽轮机通过临界转速时振动在正常范围内；
④当转速达到3000r/min时，应监控主油泵出口压力是否达到正常值，如无异常检查确认电动高压油泵是否停止；
⑤当转速达到3000r/min时，升速结束，现场巡检人员对汽轮进行全面检查确认有无异常情况。
⑥一切正常后，汽轮机稳定3000r/min,运转5分钟以上，现场巡检人员准备并网。
10 并网
10.1并网前的准备工作
①与中控核对锅炉汽包水位、压力、温度是否在正常值左右；
②汽轮机转速稳定在3000r/min；
③检查确认发电机空冷器进出口温度在正常范围内；
④检查确认汽轮发电机组振动、油压在正常值范围内;
⑤检查确认发电机励磁屏下方四个空气开关除直流电源开关外，均应处于分断状态；
⑥检查确认转换开关：就地/主控转就地；方式选择转恒电压；通道选择转切除；手动/自动转自动；
⑦一切均正常后，现场人员准备投励磁。
10.2投励磁
①检查确认各转换开关的状态是否在上述说明的位置；
②将其余三只空气开关送上；
③检查确认控制器电源正常；
④检查确认汽轮机转速达3000r/m，永磁机的电压应有220V、400HZ
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
⑤将通道选择开关转通道A或通道B；
⑥发电机电压自动升到5.7kV左右后，通过增磁/减磁开关进行增磁升压，直至电压与系统电压保持一致；
⑦每个转换开关操作时不能连续进行，要有30S的时间间隔，以保证系统的稳定性。
10.3并网
①检查确认发电机励磁屏、保护柜各控制开关在工作位置，盘面没有故障指示。汽轮机转速达3000r/m，发电机励磁已投入，电压与系统电压保持一致；
②操作保护屏柜面转换开关：同期开关TK转投入，1QK转自准，2QK转精投，3QK转投入，4QK转调节同期；（此条用于宁国三线、建德）
操作保护屏柜面转换开关：同期开关1TK转投入，DTK转自准,1STK转精投，STK转闭锁投入；
③同期装置进入自动捕捉同期状态，同期装置自动发出升磁/减磁，升速/降速指令，调节频差、压差、相位差达到并网条件，同期装置输出合闸指令，自动并网，通知中控带发电机初负荷；
④并网结束后将同期开关TK转解除，将同期装置电源停掉。
⑤当发电机有功功率达总有功功率的30%时，无功功率应随有功功率的升高而升高，将转换开关由恒电压转为恒功率因数位置，正常运行时功率因数控制在0.9～0.92之间；
10.4并网后的检查
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；
⑤与中控操作员联系缓慢升发电机负荷；
⑥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；
11 汽轮机运转中的检查与维护
11.1检查确认汽轮机检测仪表显示值是否在正常值以内；
11.2检查确认汽轮发电机组轴承的润滑是否正常；
11.3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；
11.4每周对滤油器进行转换并检查和清洗过滤器；
11.5检查确认汽轮机运转中出现报警的原因并做相应的处理。
12 发电机运转中的检查与维护
12.1检查确认发电机检测仪表显示值是否在正常值以内，如有异常需严
密监视变化趋势；
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
12.2 检查确认三相定子温度是否正常；
12.3 检查确认各轴承润滑是否正常；
12.4检查确认运行记录参数有无异常变化；
12.5检查确认发电机测量炭刷是否正常。
13 AQC锅炉起动;
13.1 检查所有阀门
13.1.1 给水系统：开启省煤器出口排气阀；
13.1.2 放水系统：关闭各联箱排污阀，事故放水阀；
13.1.3 开启汽包水位计的汽路阀、水路阀，关闭放水阀；
13.1.4 开启现场仪表阀门,投入仪表；
13.1.5 打开汽包排汽阀、过热器排汽阀等现场手动排气阀；
13.1.6 确认汽包与过热器安全阀处于正常工作状态。
13.2 检查确认相关辅机设备及档板动作情况
13.2.1 检查锅炉本体拉链机至窑系统拉链机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；
13.2.2 检查锅炉入口挡板及旁路档板润滑是否正常，动作是否灵活，有无卡涩现象；
13.2.3 检查确认锅炉本体内部有无杂物，人孔门是否关闭；
13.2.4 检查确认所有辅机转换开关是否处于中控位置；
13.2.5 通知中控准备启动AQC炉。
13.3 AQC炉升温升压
13.3.1 确认窑系统正常运转；
13.3.2 确认相关辅机设备已启动完毕；
13.3.3 检查确认AQC锅炉汽包水位在－100mm左右；
13.3.4 通知中控AQC炉已开始升温升压，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；
13.3.5 检查确认汽包压力升至0.1MPa时关闭汽包排气阀、过热器排气阀，打开所有联箱排污阀及疏水阀；
13.3.6 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，应立即查明情况及时处理；
13.3.7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；
13.3.8 当确认汽包压力升至0.5 MPa时，冲洗水位计并核对水位；
13.3.9 当汽包压力升至0.588MPa时，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；
13.3.10确认AQC锅炉汽包压力升至0.7 MPa时,打开汽包连续排污阀；
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13页共14页
13.3.11检查确认AQC锅炉加药装置正常后通知中控开启加药装置；
14.汽轮发电机组正常停机程序
14.1接到中控发电机解列通知后，现场人员操作励磁屏增磁/减磁开关将励磁装置的无功功率调整至零；
14.2现场人员操作发电机保护屏分闸转换开关至分闸位置并确认52G开关处于分闸位置；
14.3现场人员将励磁屏通道转换开关转至切除位置确认发电机电压降至最低;
14.4现场人员分断励磁屏上除直流电源开关外的其它三只开关。
14.5现场巡检人员通知中控停汽轮机;
14.6现场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且润滑油压正常;
14.7检查确认当转速降至0r/mim时,现场巡检人员投入盘车装置;
15 汽轮机停机期间的保养
15.1汽轮机停机后，充分干燥汽轮机壳体的内部、紧急切断阀、调节阀等，严密地关闭蒸汽和排水管线上的所有阀门，以防进入水分；
15.2盘车装置连续运转48小时后，汽轮机上下缸壁温低于100℃时，停止盘车后停润滑油泵；
15.3根据停机时间每天开停一次润滑油泵及盘车装置，运行时间为30分钟左右。
16 发电机停机中的检查与维护
16.1 1～2天左右短时间停机
1）接通励磁机加热器的电源；
2）冷却水阀门待发电机停止后关上；
3）处理日常检查中发现的问题；
4）检查旋转整流装置外观上有无异常，紧固部位是否松脱，有无异常变形等；
5) 检查清扫励磁机底座及旋转整流器等附着的灰尘。
16.2 长期停机
1）接通励磁机加热器的电源进行除湿；
2）每隔一个星期转动一次防止轴颈部位生锈。
17 停炉前的准备
17.1 接到中控操作员的通知并得知停炉的具体时间；
17.2 在停炉前对锅炉进行一次全面检查，将所发现的情况记录在案，以便停炉时处理；
17.3 通知相关人员准备停炉。
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14页共14页
18 停炉后的维护与保养
18.1 停炉后与中控核对各仪表显示值是否准确，如有异常，待锅炉冷却后取下送检；
18.2 停炉后确认停炉时间为5天以内，采取余热烘干的方法对锅炉进行防腐，打开所有排泄阀及排空阀，排空锅炉内部的水及空气；
18.3 停炉后待锅炉缓慢冷却后，打开锅炉本体人孔门及汽包人孔门，对其内部进行检查，并将检查结果记录归档，以便根据腐蚀情况采取相应措施；
18.4 停炉后确认停炉时间为5天以上，采取氨（N2H4）液法对锅炉进行防腐，关闭所有阀门，以防氨液逸出；
18.5 停炉后待锅炉缓慢冷却后，打开锅炉本体人孔门对其锅炉本体表面进行积尘检查，并将检查结果记录归档；
18.6 停炉后待锅炉缓慢冷却后，对锅炉辅助装置的检查与保养，如振打杆的调整、振打轴承座更换润滑油等。
14
展开阅读全文
浙ICP备2021020529号-1 | 浙B2-20240490 
