余热电站集控运行规程.doc

霍煤鸿骏铝电公司自备电厂企业标准QJ/HLD-10-01-2012 2×9MW机组集控运行规程2012-10-01发布 2012-10-01试行 霍煤鸿骏铝电有限责任公司自备电厂 发布前 言一、本标准为霍煤鸿骏铝电有限责任公司自备电厂2×9MW机组的主机及辅机设备运行规程，适用于设备的启动、停止、运行维护、定期试验、事故处理等。二、制定本标准的目的是为了保证机组安全运行，确保碳素厂供电，使机组运行和维护操作达到程序化、规范化。三、引用标准及文献：1本规程根据中华人民共和国电力行业标准：电业安全工作规程；电力系统运行标准；电力系统试验标准；火力发电厂技术标准汇编；电力设备典型消防规程；电力生产事故调查暂行规定；防止电力生产重大事故的二十五项重点要求；依据GB/T10354-2002工业锅炉运行规程；DL504795电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）；GB/T12145-2008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准；依据国电发1999579号汽轮发电机运行规程；电力变压器运行规程；电力工程直流系统设计技术规程；电网运行准则；高压断路器运行规程；电力电缆运行规程；架空送电线路运行规程；继电保护及安全自动装置运行管理规程。 2设计单位及厂家提供的相关资料等。3. 电科院在调试过程中相关数据批准：林岩审核：辛建春初审：高云龙编制：组长：李延东组员：张振文 吴亚军 刘庆本规程解释权归霍煤鸿骏铝电有限责任公司自备电厂。目 录一、主机系统运行规程- 1 -1.机组设备概述- 1 -1.1锅炉设备概述- 1 -1.2汽轮机设备概述- 2 -1.3电气系统概述- 3 -2.设备运行规范- 3 -2.1锅炉设备规范- 3 -2.1.1锅炉本体规范- 3 -2.2汽轮机主机设备规范- 6 -2.3发电机设备规范- 7 -3.机组启动- 8 -3.1机组检修后的验收- 8 -3.2机组启动前准备- 8 -3.4机组启动前试验- 10 -3.5机组冷态启动操作- 11 -4.机组正常运行及维护- 22 -4.1机组正常运行时运行参数限制值- 22 -4.2锅炉运行调整的主要任务- 24 -4.3 水位的调整- 25 -4.4蒸汽压力的调整- 25 -4.5蒸汽温度的调整- 26 -4.6锅炉的排污- 26 -4.7发电机允许温度温升的规定- 27 -4.8发电机允许运行方式和规定- 27 -4.9发电机正常维护检查- 28 -5.设备定期工作- 29 -5.1机组定期工作注意事项- 29 -5.2设备定期轮换及定期试验项目- 29 -6.机组停止运行- 30 -6.1机组停运方式- 30 -6.2机组停运方式选择原则- 30 -6.3停机前的准备- 31 -6.4滑参数停机- 31 -6.5额定参数停机- 33 -6.6机组停运注意事项- 33 -6.7机组停运后的维护、保养及防冻- 34 -7.机组试验- 35 -7.1低油压保护试验- 36 -7.2 串轴保护试验- 36 -7.3自动主汽门活动试验- 37 -7.4自动主汽门、调速汽门严密性试验- 37 -7.5超速试验- 38 -7.6喷油压出试验- 40 -7.7真空严密性试验- 40 -7.8除氧器水位保护试验- 41 -7.9各泵的试验- 41 -7.10锅炉水压试验- 42 -7.11 安全门整定校验- 43 -7.12锅炉MFT动作试验- 44 -7.13发电机短路试验- 45 -7.14发电机假同期试验- 45 -7.15发电机空载试验- 46 -7.16发电机大修后，检修人员应交待的内容- 47 -7.17新投运或大修后的发电机，按方案配合检修人员做如下试验- 47 -8.事故处理- 48 -8.1事故处理总的原则- 48 -8.2事故停机条件- 49 -8.3紧急停机的操作- 51 -8.4机组各类事故处理- 52 -二、辅助系统运行规程- 74 -1.辅助系统设备规范- 74 -2.电气系统运行方式- 92 -3.电气系统操作- 94 -4.电气系统正常维护- 113 -4.1 干式变压器的运行维护与检查- 113 -4.2 母线、刀闸的正常运行维护与检查- 115 -4.3互感器的正常运行维护与检查- 116 -4.4 避雷器、电力电缆、电抗器正常运行维护与检查- 116 -4.5 开关的运行维护与检查- 118 -4.6 直流系统的运行维护与检查- 120 -5 电气系统异常处理- 121 -5.1 10KV线路跳闸- 121 -5.2 10KV母线短路- 121 -5.3 线路刀闸及电缆头过热- 122 -5.5 10KV母线电压互感器一次保险熔断或二次开关跳闸- 123 -5.7 电流互感器二次回路断线- 124 -5.8 10kV、380V电压互感器控制回路电源消失- 124 -5.9 10kV系统接地- 125 -5.10 查找10KV系统接地注意事项- 125 -5.11 10KV母线PT消谐装置故障时发生10kV母线PT铁磁谐振- 125 -5.12 电缆发生下列事故应立即拉开电源- 126 -5.13电缆发生下列情况可联系处理，不需切断电源- 126 -5.14 380V开关拒绝合闸- 126 -5.15 380V开关拒绝跳闸- 127 -5.16 真空开关拒绝合闸- 127 -5.17 真空开关拒绝分闸- 127 -5.19 变压器开关跳闸处理- 128 -5.20电压互感器异常处理- 128 -5.21查找直流接地注意事项- 128 -5.22 直流系统接地现象及处理- 129 -5.23 直流母线短路- 129 -6.电动机运行及维护- 129 -7.锅炉侧辅机系统- 135 -7.1 引风机- 135 -7.2 汽包水位计- 136 -7.3 吹灰器- 138 -7.4 电动卷扬机- 140 -7.5 锅炉辅机故障处理- 141 -7.6 锅炉水位计损坏- 142 -7.7 仪表损坏的处理- 142 -8.汽机侧辅机系统- 142 -8.1 循环水系统- 142 -8.2 凝结水系统的运行- 144 -8.3 轴封系统的运行- 146 -8.4 润滑油及盘车装置的运行- 148 -8.5 除氧器- 151 -8.6 给水泵- 152 -8.7 直接空冷系统- 153 -8.8 真空泵系统的运行- 157 -8.9 热网系统- 159 -8.10 减温减压系统- 163 -三、附录：压力/温度对照表及相关机组曲线- 166 -一、主机系统运行规程1.机组设备概述1.1锅炉设备概述霍煤鸿骏铝电有限责任公司自备电厂2×9MW机组采用的锅炉是江苏太湖锅炉股份有限公司生产的，Q90/1050-41-3.82/450型锅炉，锅炉整体采用单汽包、垂直布置、自然循环形式。本体主要是膜式水冷壁组成的烟道，内部悬吊过热器、蒸发器及下部的省煤器组成。从碳素回转窑沉降室出来的烟气温度大约950-1150，通过钢烟道从上端进入余热锅炉。在入口段，烟气流转过90°，改为向下流动，首先将热量传递到辐射冷却室的受热面。锅炉的水冷壁设计成为蒸发器的受热面，以极大的限度吸收烟气流经布置于烟气流中的对流过热器，直至蒸发器为止的辐射热。随后烟气进而流过垂直布置的省煤器，它们吸收烟气剩余的热量来提高给水温度。烟温达到大约160左右，经由尾部烟道排出锅炉。最后由引风机排入烟囱。汽水系统方面，经过除盐和除氧的给水，在给水泵的压送下首先进入省煤器，在省煤器中加热后进入汽包，经集中下降管进入锅炉水冷壁下联箱及蒸发器下联箱，并在由膜式壁组成的辐射冷却炉膛及对流受热面里吸热，自然循环换热，产生的汽水混合物经汽包内部装置进行汽水分离，饱和蒸汽引入过热器加热至要求的汽温。为保证满足出口蒸汽温度的要求，在高低温过热器之间装有喷水减温器作为调温手段。本锅炉装有监视水位的石英玻璃水位计和可用于远外传水位记录、报警的水位平衡容器，锅炉上的紧急放水放空均采用电动阀，以适应远距离控制。锅炉本体范围内的一次阀门，仪表及配管由本厂负责提供，配套辅机如给水泵，引风机等。汽包筒身圆柱形，两端为椭球形封头，封头的中心装有供检查人员进出的人孔。水通过汽包底部的2个集中下降管流出，汽水混合物则通过布置于汽包前后的管座进入汽包。在汽包底部，汽水混合物受到挡板阻隔折流以利于水位的稳定并使汽水进行第一次的分离。蒸汽由位于汽包顶上中部的一个单独的管座引出汽包，为了最大程度上获得干燥的饱和蒸汽，在出口管座前的蒸汽空间装有二次汽水分离器，以分离蒸汽中剩余的水分。给水通过四个管座进入汽包的水空间。汽包底部的其他管座分别与排污管和紧急放水管相连。压力表和安全阀的管座布置在汽包顶部。在汽空间和水空间还分别装有6对横向排列的管座，用于测控水位。总共3级蒸发器管束设计为悬吊式受热面，通过吊挂管悬吊于锅炉顶部。工质从蒸发器底部流向顶部，与烟气逆向流动。受热面管子为光管蛇形布置。与蒸发器相同，过热器管束也是向上沿竖直方向弯成蛇形管形状，工质流向也与烟气相反，与相互独立的3级蒸发器不同的是，两级过热器为一完整的组件。工质从低温过热器流向另一高温过热器，中间装置了喷水减温器。锅炉的水冷壁组成了过热器和蒸发器的烟道，水冷壁上分别布置有集合联箱和分配联箱。在锅炉烟气入口部位，前水冷壁向上倾斜至后墙，形成凝渣管，而后墙则向上倾斜至烟气入口，形成炉顶。两级独立的省煤器布置在锅炉尾部，省煤器管束为鳍片管，管箱结构，上级省煤器吊挂，下级省煤器支撑在尾部的钢架上。2级省煤器管束串联运行，给水连续通过。1.2汽轮机设备概述2×9MW汽轮机型号为C9-3.43/0.294是青岛捷能汽轮机厂生产的单缸直接空冷抽汽凝汽式汽轮机。本体结构：本体主要由转子部分和静子部分组成。转子部分包括主轴、叶轮、叶片、联轴器、主油泵叶轮等；静子部分包括汽缸、蒸汽室、喷嘴组、隔板、汽封、轴承、轴承座、调节汽阀等。汽轮机汽缸为单缸结构，由前、后两部分组成。前缸采用合金铸钢，后缸采用钢板焊接式结构，通过垂直中分面连接成一体。主汽门、高压调节汽阀与汽缸为一体，新蒸汽从两侧主汽门直接进入高压调节汽阀蒸气室内。低压蒸汽室（喷嘴室）上、下半蒸汽室由螺栓连接在一起。蒸汽室由两侧的猫爪支持在下半气缸上，底部有定位键。蒸汽室上装有喷嘴组，本机有两个喷嘴组，高压和低压两个喷嘴组，分别装在前汽缸、低压蒸汽室上。高压喷嘴组为装配式焊接结构，铣制喷嘴块直接嵌入到喷嘴组板体上，由螺栓固定在前汽缸上，低压喷嘴组为围带焊式结构。转子采用套装形式，叶轮及联轴器“红套”在转子上。共有11级动叶，其中1级双列调节级、1级单列调节级、9级压力级（其中包括1级扭叶级）。转子通过刚性联轴器与发电机转子连接，转子前端装有主油泵。隔板由悬挂销支持在汽缸内，底部有定位键，上下半隔板中分面处有密封键和定位键。共有9级隔板，1-6级为围带焊接式隔板，7-9级为铸造式隔板。滑销系统：汽轮机在启停和运行时，由于温度的变化，会产生热膨胀。为了使机组的动、静部分能够按照预定的方向膨胀，保证机组安全运行，设计了合理的滑销系统。滑销系统由纵销、横销、立销组成。纵销时沿汽轮机中心线设置在前端轴承座与前底板之间；横销设置在猫爪和后缸两侧底角法兰下面；立销设置在前后轴承座与汽缸之间。横销与纵销中心的交点为机组的死点，当汽缸受热膨胀时，由前猫爪推动前轴承座向前滑动。在前轴承座滑动面上设有润滑油槽，运行时应定时注润滑油。前汽缸由两个猫爪支撑在前轴承座上，前轴承座放置在前底板上，可以沿轴向滑动，后汽缸采用底角法兰形式座在后底板上。汽轮机轴承：汽轮机前轴承和推力轴承成一体，组成联合轴承，推力轴承为可倾瓦式。前后径向轴承及发电机前轴承为椭圆轴承。盘车装置：为了保证机组转子的均匀预热和冷却，防止转子发生热弯曲，设置了盘车装置，本机采用涡轮齿轮机械盘车装置。1.3电气系统概述本厂装有两台四川东风电机厂生产的QF2-9-2Z型9MW汽轮发电机,发电机出口电压为10.5kV ，发电机采用密闭空气自通风循环冷却方式，两台发电机经过碳素10KV配电中心并至三期铝厂动力变10KV侧。发电机的励磁方式：采用机端自并励静态励磁系统，励磁电源由机端励磁变提供给静止可控硅整流，励磁控制系统采用PWL型微机励磁调节器控制系统，为南京合凯电气生产。2.设备运行规范2.1锅炉设备规范2.1.1锅炉本体规范名 称设计数据锅炉型号Q90/1050-41-3.82/450锅炉循环方式汽水系统自然循环，烟气系统强制循环炉进烟气温度入口烟气温度950-1150，平均烟气温度1050， 最大工况1150。炉进烟气流量89756Nm3/h炉进口烟气压力-400pa给水温度105过热蒸汽压力3.82Mpa过热蒸汽温度450额定蒸发量41t/h排污率2%减温水流量03.5t/h凝结水温度255排烟温度157烟气阻力850pa余热利用率80%；84%本体漏风系数0.3%外表面温度50汽包到过热器出口的压降0.39Mpa省煤器进口到汽包之间的压降（包括静压差）0.35Mpa过热器在BMCR时的减温水量3.5t/h锅炉水循环倍率2022锅炉烟气侧压降850pa锅炉水容积（正常运行/全部）30m3烟气量89756Nm3/h烟气温度1050烟气成分（容积百分比）CO26.9%H209.88%O28.4%N274.67%SO20.15%含尘2g/Nm32.1.2 锅炉基本尺寸项 目标 高上汽包中心标高24260mm锅炉最高点标高（饱和蒸汽引出管）25660mm锅炉钢架左右两柱中心线间距离（最外两柱）8532mm锅炉钢架前后两柱中心线间距离（最外两柱）8548mm锅炉最大宽度12650mm锅炉最大深度（含进口烟道）12800mm2.1.3锅炉水质要求补给水项 目指 标说 明 硬 度0mmol/L 二氧化硅20mg/L 电导率(250C)0.3ms/cm给 水硬 度2.0mmol/L启动时5mmol/L溶 氧7mg/L启动时40mg/L铁30mg/L启动时100mg/L铜5mg/LPH(250C)9.09.5联 氨1050mg/L油0.3mg/L炉 水磷酸根210mg/L含盐量100mg/L电导率(250C)(经氢离子交换)150ms/cm二氧化硅2.0mg/L磷酸盐处理PH(25)910.5蒸 汽钠10mg/kg启动时20mg/kg二氧化硅20mg/kg启动时60mg/kg铁20mg/kg启动时50mg/kg电导率(250C)(经氢离子交换)0.3ms/cm启动时1ms/cm铜5mg/kg启动时15mg/kg锅炉的水汽损失应满足如下要求锅炉排污损失 锅炉额定蒸发量的2%厂内正常水汽损失锅炉最大连续蒸发量的3%2.2汽轮机主机设备规范名 称参 数汽轮机型号C93.43/0.294汽轮机型式单缸直联冷凝式额定功率9000kw额定进汽压力3.43Mpa额定进汽温度435额定排汽压力0.0158Mpa（绝对）额定进汽量53.9t/h(纯凝43.4 t/h )一段抽汽压力0.294Mpa一段抽汽温度198一段抽汽流量22t/h汽耗率额定工况5.98/kw.h纯凝工况4.82/kw.h热耗率额定工况10993kj/kw.h纯凝工况13825kj/kw.h额定转速3000r/min临界转速1404r/min转子旋转方向顺汽流方向看为顺时针通流级数11级盘车转速8r/min给水温度104给水回热级数1CY+1DJ汽轮机本体重量70t汽轮机外形尺寸6.6×4.2×2.9（m）汽轮机制造厂青岛捷能汽轮机股份有限公司2.3发电机设备规范项 目机 组1号2号型 号QF2-9-2ZQF2-9-2Z额定容量（KVA）1125011250额定有功 （MW）99定子电压（V）1050010500定子电流（A）618.6618.6额定功率因数0.8(滞后)0.8(滞后)空载励磁电压（V）3737空载励磁电流（A）8383相 数33额定励磁电流（A）240240额定励磁电压（V）165165额定转速（r/min）30003000极 数22额定频率（Hz）5050满载效率（%）9797定子出线数66定子接线方式YY冷 却 方 式空冷空冷励 磁 方 式自并励静止励磁自并励静止励磁发电机进口风温()20-4020-40发电机出口风温()7575工作水压力MPa0.2940.294定子绕组及铁心()绝 缘发电机采用F级绝缘，实际使用温度限值按照B级发电机采用F级绝缘，实际使用温度限值按照B级温 度120120转子绕组()绝 缘发电机采用F级绝缘，实际使用温度限值按照B级发电机采用F级绝缘，实际使用温度限值按照B级温 度110110生 产 厂 家四川东风电机厂3.机组启动3.1机组检修后的验收3.1.1 机组大、小修后，工作票全部收回；为检修工作而采取的临时设施拆除，现场整洁，各通道畅通无阻，栏杆完整，照明良好，保温齐全，各支吊架完整牢固。3.1.2 机组所有汽、水、油、气管路均符合电力工业技术管理法规所规定的漆色及流向标志规定。3.1.3 各辅助系统、设备完整，管道阀门连接良好，阀门开、关灵活，手轮完整，标示牌齐全。3.1.4 集控室控制盘、就地控制盘、柜等齐全完整，各指示灯指示正确,声光报警装置完好,各操作盘上的仪表、键盘、操作手柄、按钮等完整好用,CRT显示器清晰，室内有可靠的事故照明。3.1.5 发电机一、二次回路、励磁系统各部接线完善、正确、牢固，发电机绝缘电阻合格。3.1.6 发电机出口开关和灭磁开关拉合闸正常，DCS内开关状态正确。3.1.7 发电机保护及信号系统传动试验合格。3.2机组启动前准备3.2.1 联系热工人员将主控所有热工仪表、信号、保护装置及调整门送电；投入DCS、DEH、TSI、FSSS系统；检查CRT上各参数指示正确。3.2.2 所有液位计明亮清洁，各有关压力表、流量表、取样、加药及保护仪表信号一次门全部开启。3.2.3 检查各转动设备轴承油位正常，油质合格；联系化学化验汽轮机油质合格。3.2.4 确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电，并做电动门开关试验合格。3.3.5 主、辅设备各联锁保护试验完成，根据规定投入。3.2.6 检查锅炉各部件能自由膨胀，膨胀指示器应完整，并记录原始值。3.3.7电气系统各部接线良好，无松动。3.2.8 机组启动专用工具、仪器、仪表及各种记录表纸、启动用操作票等已准备齐全，人员已安排好。3.3.9 启动前16小时至8小时对发电机各部及10kV有关负荷测绝缘；启动前8小时至冲转前进行一，二次回路检查，发电机有关试验合格。3.3.10 定子线圈在干燥后，接近运行温度时，其对地及相间的绝缘电阻值，用2500V摇表测定时不小于R=UN/1000+SN/100式中：R-绝缘电阻（M）UN-额定电压（V）SN额定容量（KVA）3.3.11 定子线圈在10-30时的吸收比R60/R151.3；转子线圈的绝缘电阻在冷状态下，用500V摇表测定时，应不小于1 M；励磁机端轴承绝缘的绝缘电阻在冷状态下，用1000V摇表测定时，应不小于1M。3.3.12 投入一抽母管。3.3.13 投入除盐水系统；前池补水，补至启动水位。3.3.14 按检查卡检查下系统具备投入条件3.3.14.1 凝结水系统及各减温水系统。3.3.14.2 循环水系统。3.3.14.4 润滑油系统、盘车装置。3.3.14.5 轴封系统。3.3.14.6 抽真空系统。3.3.14.7 给水系统。3.3.14.8 空冷凝汽器系统。3.4机组启动前试验3.4.1试验总则3.4.1.1 机组大小修后，必须先进行主辅设备的保护、联锁试验，试验合格后才允许设备试转和投入运行。3.4.1.2 进行各项试验时，要根据试验措施要求，严格按规定执行。3.4.1.3 设备系统检修、保护和联锁的元件及回路检修时 ，必须进行相应的试验且合格，其它保护联锁只进行投停检查。3.4.1.4 有近控、远控的电动门、伺服机构，远控、近控都要试验，并记录开、关时间。对已投入运行的系统及承受压力的电动门、调节门不可试验。3.4.1.5 设备试验方法分静态、动态两种：静态试验时，10KV辅机仅送试验电源，400V低压电源均送上动力电源；动态试验时，操作、动力电源均送上。动态试验必需在静态试验合格后方可进行。3.4.1.6 机组、设备联锁保护试验前，热工人员需强制满足有关条件。进行设备联锁试验前，应先进行就地及集控室手动启停试验并确认合格。试验后应恢复强制条件，并可靠投入相应的保护联锁，不得随意改动，否则应经过规定的审批手续。3.4.1.7 各联锁、保护试验动作及声光报警应正常，各灯光指示、画面状态显示正确。3.4.1.8 运行中设备的试验，应做好局部隔离措施，不得影响运行设备的安全。对于试验中可能造成的后果，应做好事故预想。3.4.1.9 试验结束，做好系统及设备的恢复工作，校核保护值正确，分析试验结果，做好详细记录。试验结束后，各设备应停动力电源。不停电应做好防误启措施，需启动的设备开关应切至“远方”位置。3.4.2机组启动前试验项目3.4.2.1 手动停机试验(就地/远方)。3.4.2.2 调节系统静态试验、汽轮机主保护试验。3.4.2.3 各转动机械启、停和事故按钮试验、联锁试验。3.4.2.4 开关、阀门、挡板传动试验及联锁试验。3.4.2.5 转动设备静态、动态试验。3.4.2.6 发电机出口开关、灭磁开关的拉合闸及联跳试验，发电机主保护动作联跳汽轮机和汽轮机跳闸联跳发电机试验。3.4.2.7 锅炉联锁试验。3.4.2.8 MFT试验。3.5机组冷态启动操作3.5.1 机组启动方式选择3.5.1.1 调节级后汽缸内壁温度高于150为热态，低于150为冷态。热态启动又根据停机时间长短或汽缸内壁金属温度高低分为热态启动和温态启动。停机24小时以内或汽缸内壁金属温度在300以上为热态启动；停机48小时以内或汽缸内壁金属温度在150以上为温态启动。3.5.2机组发生下列情况之一时,禁止启动。3.5.2.1 影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和未收回，设备现场不符合电业安全工作规程的有关规定。3.5.2.2 机组任一安全保护装置失灵或机组任一保护动作值不符合规定。3.5.2.3 机组主蒸汽管道及汽缸保温不完整。3.5.2.4 调速系统不能维持空负荷运行或机组甩负荷后不能控制汽轮机转速在危急遮断器动作转速以内。3.5.2.5 主汽门、调速汽门关闭不严、卡涩或动作失灵。3.5.2.6 转子弯曲度超过0.06mm。3.5.2.7 盘车时汽缸内有明显的金属摩擦声，盘车电流明显增大或大幅度摆动。3.5.2.8汽缸上下壁温差50。3.5.2.9 主油箱油位低、油质不合格，油温低于规定值。3.5.2.10 调速油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵任一油泵故障；润滑油系统、盘车装置失常。3.5.2.11 汽水品质不符合要求。3.5.2.12 主要仪表缺少或不正常且无其它监视手段(如：主蒸汽压力表、温度表、流量计、汽包水位计、给水流量表、炉膛负压表、排烟温度表等)。3.5.2.13 发电机绝缘不合格。3.5.3锅炉通烟气前操作3.5.3.1 启动一台循环水泵，投入备用循环水泵联锁开关，排净发电机空冷器及其它所有冷却器水侧的空气。 3.5.3.2 启动一台主油箱排烟风机，启动交流润滑油泵，检查并记录主油箱油位，全面检查各轴承油流应畅通，油系统应无漏油现象，投入直流油泵联锁；投入低油压保护。3.5.3.3 投入汽轮机盘车运行。a.确认润滑油母管压力0.080.12Mpa，润滑油温在30以上。b.检查盘车电流正常，转子转向正确，各轴瓦金属温度正常，倾听机组动静部分应无金属摩擦声。3.5.3.4 凝结水系统的启动a.检查凝结水系统各阀门状态正确，投入低加水侧，关闭1、2号除氧器上水门，启动一台凝结水泵，检查系统无漏泄，通过启动放水门排放冲洗直至水质合格，将另一台凝结水泵投备用。b.进行除氧器（开启除氧器放水门）补水冲洗，水质合格后关闭除氧器放水门。3.5.3.5除氧器上水及投加热a.凝结水系统及除氧器冲洗水质合格后，除氧器上水至启动水位1000mm。b.检查一抽母管暖管结束，压力、温度正常后，开启除氧器底部加热门，投除氧器加热，保持除氧器压力0.12Mpa，温度104(或炉要求的温度)，要防止除氧器振动。3.5.3.6 对轴封系统进行暖管至均压箱前。3.5.3.7 合上发电机保护装置电源，检查保护装置运行正常。3.5.3.8 检查发电机各保护投入正确。3.5.3.9 投入发电机励磁系统各电源开关，检查调节器及风扇运行正常。3.5.3.10 合上励磁系统启励电源。3.5.3.11 检查励磁调节器控制方式在为“自动”、“远方”控制。3.5.3.12 检查发电机出口1YH、2YH、3YH一次熔断器投入良好，将1YH、2YH、3YH小车摇至工作位，投入二次插件，合上二次开关。3.5.3.13 合上发电机出口开关控制直流，检查DCS内开关状态正确。3.5.3.14 投入汽包各水位计，投入水位计电视监视系统。3.5.3.15锅炉上水a.锅炉上水要求1)锅炉启动前的检查结束后，可进行锅炉上水工作，联系化学准备足够的除盐水、除氧水，水质合格，水温不超过90，上水温度与汽包壁的温差不大于40。2)上水时间为夏季不少于2小时、冬季不少于4小时，若上水温度与汽包壁温接近时，可适当加快上水速度 。3)上水前、后分别检查和记录锅炉的各部膨胀指示器数值。4)上水完毕后应经常监视汽包水位的变化，如水位下降，应查明原因，予以消除。为满足锅炉上水温度的要求，可以投入除氧器底部加热提高水温。5)汽包上下壁平均温差应40。b.锅炉上水方法1）给水管道充水排空后，启动给水泵上水，应注意检查机侧给水系统。开启给水旁路门，通过调整旁路门开度控制上水速度。2）检查确认锅炉具备上水条件。3）关闭定排系统各阀门，关闭事故放水门，关闭给水管道放水门，关闭省煤器入口联箱放水门，关闭省煤器再循环门，开启汽包空气门。4）检查锅炉给水系统、主蒸汽系统所有疏水阀、空气门均开启。5）检查所有汽包水位计均投入正常。6）检查除氧器水位正常，水温合适、水质合格，给水泵及其管道进行注水排气，确认给水泵启动条件满足，启动一台给水泵，检查电流、压力正常，开启给水泵出口门，通过给水旁路门向锅炉上水，通过调整旁路门开度控制上水速度。7）汽包上水至150mm水位，做汽包水位保护试验并确认合格。8）确认锅炉水循环系统正常，将汽包水位放至0mm。9）如果锅炉需要水压试验可继续进行上水工作，直到各空气门大量跑水后关闭空气门，停止上水。3.5.3.15锅炉通烟气前的准备a.碳素回转窑点火前通知脱硫值班员锅炉准备启动，做好脱硫投入的准备。b.碳素回转窑点火前开启取样、加药一次门，投入锅炉连排近路，通知化学进行炉水监督。c.减温水系统具备投运条件，减温水电动阀关闭严密。d.碳素回转窑点火前投入锅炉联锁及保护。3.5.3.16锅炉通烟气后操作a.碳素回转窑点火成功，燃烧稳定，窑尾温度升到120后，单元长接调度通知，锅炉可以通烟气。b.主值班员接到单元长通知锅炉通烟气后，应通知化学、脱硫值班员，组织本机组人员对锅炉进行通烟气升温升压工作。c.锅炉升温升压前开启省煤器再循环门、过热器疏水门、空气门、加药、取样、各仪表一次门。d.开启脱硫旁路门，启动引风机，缓慢开启高温烟道入口挡板，通知碳素中控室调整引风机变频，维持锅炉入口负压在-50pa。e.锅炉升温每分钟不超过1；如温升过快应联系碳素回转窑调整烟气温度。f.锅炉升压每分钟不超0.01Mpa；如温升过快应联系碳素回转窑调整烟气温度。g.锅炉过热器温度、压力应平稳上升，开启过热器各疏水门，对空排汽门，使过热器得到足够冷却，严禁关小过热器各疏水门和对空排汽门赶火升压，以免过热器管壁温度急骤升高。h.视汽包水位情况，启动给水泵，维持汽包正常水位。锅炉上水时关闭省煤器再循环门，停止上水时将其开启。I.当汽包压力升至0.10.2Mpa时，冲洗汽包水位计，并校对水位计指示的准确性。当汽压升至0.14Mpa左右，应关闭锅炉各空气门。J.当大窑投入重油后，锅炉应定期检查受热面积灰情况，定期用压缩空气进行吹灰。K.当汽包压力升到0.20.3Mpa时，通知热工人员冲洗仪表导管。L.当汽包压力0.3Mpa时应通知检修人员热紧法兰，人孔及手孔等处的螺丝，o.此时应保持气压稳定。锅炉向外供汽前，应检查炉水、蒸汽品质，根据化学要求时行排污，直至蒸汽品质合格。锅炉开始供汽后，根据汽温的上升情况投入减温器。M.当汽包压力升至0.4Mpa时，开启电动主汽门，开启电动主汽门前疏水排大气门及防腐汽门进行暖管。N.当汽包压力升至0.4Mpa1.0Mpa时，可依次关闭所有疏水门，根据压力调整对空排汽门。O.当汽包压力升至1.0 Mpa以上时，应对锅炉机组进行全面检查，如发现异常现象，应停止升压，待处理正常后继续升压，并将整个起炉过程中的主要操作，时间及发现的问题记录在交接班记录薄内。P.锅炉主汽压力达到1.0 Mpa时，通知碳素中控室保持稳定，汽机准备冲转。3.5.3.17机组抽真空a.检查汽机本体及管道疏水阀开启，关闭真空破坏门。b.检查真空泵汽水分离器水位正常，检查真空泵符合启动条件，依次启动两台真空泵运行，待真空达75Kpa可保持一台真空泵运行。3.5.3.18轴封送汽c.冲转前15分钟送轴封供汽，检查轴抽风机入口门开启，启动一台轴抽风机运行，检查一切正常后开启另一台轴抽风机入口门，投轴抽风机联锁。逐个开启高、低压轴封回汽门及轴封进汽门。调整均压箱压力在0.050.1MPa。3.5.3.19 启动调速油泵，逐渐开启出口门，待油压正常后，停止交流润滑油泵,调整润滑油温度在3842范围内。3.5.3.20 冲转条件满足后汇报单元长，记录冲转前参数。3.5.3.21汽机冲转a.汽轮机冷态冲动条件1)润滑油温3545，润滑油油压0.080.12Mpa，保安油压>2.0Mpa，脉冲油压1.0 Mpa。2)主蒸汽压力1.5Mpa，主蒸汽温度250300。3）大轴弯曲度不超过0.06mm。4）汽缸上下壁温差不超过50。5)真空6070kpa。6)盘车装置连续运行1小时以上。7)投入轴向位移保护、胀差保护、振动保护、及超速保护。除低真空保护及发电机跳闸保护b.主蒸汽压力1.5Mpa，主蒸汽温度250300时，点击DEH“电调主控”画面，阀门控制选择为“单阀方式”。点击 “挂闸” 及“运行”按钮，开启自动主汽门进行二次暖管。若因调速汽门不严转子被冲动，应直接进行冲动工作。c.设定目标转速500r/min，升速率为每分钟100r/min，调速汽门开启冲动转子。d.转子冲动后，盘车装置应自动脱开，否则应打闸停机。e.转子冲动后，开启20列进汽隔离阀向空冷凝汽器进汽。f.转速升至500rpm暖机25min，对机组全面检查。3.5.3.22 汽轮机冲转时加强汽包水位的调整。 3.5.3.23 当机组转速大于盘车转速时，检查盘车装置应自动跳闸，盘车电机自动停止，否则手动停止盘车装置。若手动停止盘车无效时，应打闸停机，检查故障原因，故障排除后方可重新冲转。3.5.3.24 机组转速达600rpm，进行远方打闸试验，按汽轮机停机按钮，检查高、中压主汽门、调速汽门关闭，转速应下降，在转速400rpm时，进行“摩检”听音，主要检查动静部分是否有摩擦。3.5.3.25 检查完毕后，机组重新挂闸，转速升至500rpm并保持，对机组进行全面检查a.检查上下缸温差、轴承金属温度、回油温度、轴承振动、轴向位移、胀差、绝对膨胀等都在正常范围内。在400600rpm之间应记录最终偏心值。b.注意排汽装置、除氧器水位投入自动并调节正常。c.注意润滑油压、油温、油箱油位、检查轴承油流的变化情况。d.以上参数若超限或接近超限值有上升趋势时，应立即汇报，同时禁止升速，查找原因。3.5.3.26 汽轮机低速暖机结束，确认一切正常后，以100r/min的升速率提升转速至1100r/min。在此转速下