12MW余热电站汽轮机运行规程
1、总则222222222222222222222222错误！未定义书签。
2、设备概述2222222222222222222222错误！未定义书签。
3.汽轮机的启动22222222222222222222错误！未定义书签。
3.1启动前的准备工作22222222222222222错误！未定义书签。
3.2检查主蒸汽系统及其疏水系统222222222222错误！未定义书签。
3.3汽轮机启动前的工作2222222222222222错误！未定义书签。
3.4正常启动222222222222222222222错误！未定义书签。
3.5汽轮机的热态起动22222222222222222错误！未定义书签。
3.6运行与维护22222222222222222222错误！未定义书签。
3.7汽轮机组的正常维护与检查2222222222222错误！未定义书签。
3.8正常停机222222222222222222222错误！未定义书签。
4.事故预防及处理2222222222222222222错误！未定义书签。
4.1事故处理原则2222222222222222222错误！未定义书签。
4.2故障停机条件2222222222222222222错误！未定义书签。
4.3故障停机222222222222222222222错误！未定义书签。
4.4典型事故的处理222222222222222222错误！未定义书签。
5.汽轮机辅助设备的起动与停用2222222222222错误！未定义书签。
5.1循环水泵、射水泵、凝结水泵的起动与停用：22222错误！未定义书签。
6.汽轮机附属设备的运行2222222222222222错误！未定义书签。
6.1供热设备的运行222222222222222222错误！未定义书签。
6.2电动机运行相关知识2222222222222222错误！未定义书签。
1、总则
1.1运行人员必须经过技术培训，经考试合格后，方能上岗独立值班。
1.2值班人员应熟知：
1.2.1运行规程、电业安全作业规程、事故处理规程、岗位责任制、厂内有关制度。
1.2.2汽轮机及辅助设备的构造与性能、工作原理及管道系统。
1.2.3各仪表信号装置的用途、工作性能及使用方法。
1.2.4各动力设备的经济调配方法及厂用电系统。
1.2.5相关专业主要设备容量、蒸汽及给水系统。
1.2.6触电、烫伤、中暑等的急救方法及各消防器材如灭火器、水龙带的使用与维
护方法。
1.2.7“两票三制”的具体内容及要求，并认真执行。两票指：操作票、工作票；
三制指：交接班制、巡回检查制、设备定期试验轮换制。
1.2.8由于值班人员不执行命令或违反规程、规章制度而发生的人身伤害、设备损
坏事故，视情节轻重负行政责任或法律责任。
1.3重要操作的规定
1.3.1下列操作必须由专业工程师到场进行监护。
1.3.1.1大小修后汽轮机的启动。
1.3.1.2危急遮断器的定期超速试验。
1.3.1.3调速系统的调整和试验。
1.3.1.4速关阀、调速汽门的严密性试验。
1.3.1.5设备经过重大改进后的启动和有关新技术的首次试运。
1.4汽轮机安全操作规程
1.4.1上岗人员必须正确穿戴好劳动保护用品，静止带病或酒后上岗。
1.4.2上岗人员应熟悉设备的工作原理及工艺流程，操作规程及运行参数。
1.4.3汽轮机油系统启动后在确认各位置油压建立的情况下，且通过各观察孔确认
各润滑油有流量后，投入盘车装置运行带动汽轮机进入盘车状态。
1.4.4在锅炉启动各参数达到要求后，进行蒸汽管道的暖管。同时需将各蒸汽管道
上的疏水阀打开排水。以上工作需与中控室保持密切联系，汽轮机辅机启动均正常运转后，再冲转汽轮机，严格按照升速要求进行升速。升速时需密切注意汽轮
发电机的振动，严禁在振动超标的情况下强行升速。
1.4.5汽轮机升速完成并保持稳定后，即可与中控室和各专业人员联系准备发电机
并网，发电机并网过程中应严格监视汽轮机及各辅机的运行状况。并网后的升负荷操作需匀速进行，避免急剧的负荷升降造成整个系统工况的失调。
1.4.6汽轮机运行正常后，蒸汽管道所附属的疏水器要投入使用，排放管道内的积
水。防止管道内的积水进入汽轮机，对汽轮机造成冲击，严重时将会导致机组发生重大事故。
1.4.7汽轮机正常运行过程中，应定时、定位、定量对汽轮机及其辅机进行巡检，
检查各部位的温度、压力、振幅、热膨胀、各润滑部位润滑油流量以及是否有异常声响，异常振动和异常气味等。发现异常情况时应立即与中控室联系确认并及时向上级领导汇报。汇报时需详细描述出现异常情况时伴随的现象以便为查找问题根源提供依据。
1.4.8保证汽轮机油系统正常运行，杜绝“跑，冒，滴，漏”等现象，停机检修时
需对各油系统过滤器进行清洗，运行时应对油管道进行检查运行时油路出现微量渗漏时。要及时向技术人员报告，并确认无危害情况发生，并采取相应措施予以解决后方可保持汽轮机正常运行，润滑油过滤器，保安调速油用过滤器在运行过程中切换时，应先打开两单元之间的平衡管，并排空完毕后方可进行切换操作。
1.4.9汽轮机出现紧急异常情况时操作手动停机，其后确认辅助油泵启动，并严密
监视转子惰走情况，及时投入盘车装置。中控室要严格保证凝汽器的真空度和热井水位，防止汽轮机进水等严重事故。
1.4.10运行过程中应防止负荷的急剧升降，正常停机时应缓慢地将负荷下调，发电
机解列后重复第1.4.9项操作。如停机时间较长，根据盘车规定进行盘车，盘车装置一定要在油系统正常运行态下投入。
2、设备概述
2.1汽轮机的技术规范及结构说明
型号：BN12-2.35/0.5
型式：补汽凝气式汽轮机
额定功率：12MW
汽机额定转速：3000r/min
汽机一阶临界转速：～1734r/min
转向：顺汽流方向看为顺时针
主汽压力：2.35（2.15～2.55）MPa
主汽温度：420（405～430）℃
主汽流量：47.5t/h
补汽压力：0.5MPa
补汽温度：200℃
补汽流量：6t/h
补汽级号：第4级后
冷凝压力：0.0053 MPa（a）
调节方式：喷嘴调节
级数：12级
主蒸汽汽耗：3.95kg/kw.h
循环冷却水温：正常27℃，最高33℃
2.2汽轮机本体
转子重：7400Kg
安装时最大吊重量：40t
检修时最大吊装重量：～20.8t
本体外形尺寸（长3宽3高）：64763489033600 mm 吊钩高度：5200mm（工作平台起）
2.3调节保安系统
调节系统油压：1.1MPa
油泵进口油压：0.1 MPa
脉冲油压：0.55 MPa
润滑油压：0.08 MPa-0.12 MPa
速度不等率：～4.5%(3%-6%可调)
危急遮断器动作转速：3330～3360 r/min
2.5油路系统
调节油压：（工作平台上测点）0.85 MPa 润滑油压：（总管）：0.25 MPa
2.6供油装置
油箱容积：12m3
双联冷油器型号：LY42
冷却面积：2342m2
冷却水量：80t/h
润滑油滤油器
滤油精度：25μm
流量：630L/min
控制油滤油器
滤油精度：25μm
流量：250L/min
电动油泵（辅助油泵）
型号：65LY-105
型式：离心、立式
流量：93m3/h
扬程：105m
配电机型号：Y250M-2
转速：2970r/min
电压：380V
电流：102A
功率：55KW
2.7齿轮油泵
型号：50LY12-40A
流量：39.5m3/h
扬程：38m
配电机型号（交流事故油泵）
电机型号：Y160M1-2
转速：2930 r/min
电压：380V
电流：21.8A
功率：11KW
配电机型号（直流事故油泵）
电机型号：Z2-51
转速：3000 r/min
电压： 220VDC
电流：53.8A
功率：10KW
2.8汽水系统
冷凝器型号：N-1350-1
冷却面积：1350 m2
冷却水量：3880t/h
水阻：4.8m
水流程数：2道
冷却水压：0.45 MPa
无水重：33t
射水抽气器
设计吸入压力：0.004 MPa（绝对压力）工作水压：0.44 MPa
抽干空气量：12.5Kg/h
工作水流量：0.041m3/s
工作水温度：20℃
2.9调节保安润滑系统：
2.10整定值
2.11.1 发电机技术规范：
2.11.2励磁装置
2.12机组结构及布置说明：
本系列汽轮机为冲动式中压、单缸、单轴补汽凝汽式汽轮机，本体主要由转子部份和静子部份组成。汽轮机的通流部分由一个双列调节级和十个压力级组成。转子部份包括主轴、叶轮叶片、主油泵、联轴器等；静子部份包括汽缸、蒸汽室、喷嘴组、隔板、转向导叶环、汽封、轴承、轴承座、调节汽阀等。
2.12.1转子：
采用套装式柔性转子。叶轮、汽封套筒及联轴器“红套”于主轴上，各级叶轮由汽封套筒隔开。通过钢性联轴器与发电机转子联接，汽轮机端半联轴器上带有盘车齿轮。转子前端装有主油泵，主油泵体上装有危急遮断器。转子在制造厂内进行严格的动平衡。
2.12.2汽轮机汽缸
汽缸由前汽缸、中汽缸、后汽缸三部分组成，并用垂直法兰相互联接。在后汽缸内装有发电机前轴承、盘车装置、联轴器护罩和胀差监视保护仪等。
蒸汽室与前汽缸铸为一体。新蒸汽由前汽缸蒸汽室左侧的进汽管进入汽缸，
下半汽缸设有工业用汽抽汽口，后汽缸排汽口与凝汽器采用刚性联接。前汽缸与前轴承座采用“下猫爪”结构联接，前轴承座与前座架间有纵向滑销。后汽缸由两侧的侧支撑脚支撑在后座架上，撑脚与后座架间有横向滑销。横向滑销与纵向滑销中心线的交点为汽缸热膨胀“死点”。汽缸受热膨胀时，推动前轴承座向前滑动。
在前汽缸双列调节级后的汽缸筒体上设有压力测孔，用于检测汽缸内蒸汽的压力。
2.12.3喷嘴组、隔板
喷嘴组和隔板是完成蒸汽热能向动能转换的部套，具有工作温度高、前后压差大。与转子间隙小的特点。高压级隔板为围带焊接式，低压级隔板为铸造隔板。
2.12.4轴承座
前轴承座上装有调速器、推力轴承前轴承、主油泵、转速传感器、振动传感器、转速表、温度计等。前轴承座安放在前座架上，其接合面上有纵向滑键，前轴承座可沿轴向滑动。热膨胀指示器装在轴承座的右侧下部，可显示汽缸热膨胀数值。
后轴承座下半与后汽缸铸为一体。装有汽轮机后轴承、发电机前轴承、盘车装置、振动传感器、温度计等。后轴承座下部左、右两侧分设有润滑油进、回油口。
汽轮机前轴承和推力轴承组成球面联合轴承。前、后径向轴承为椭圆轴承。主推力瓦块及径向轴承下轴瓦上装有铂热电阻。导线由导线槽引出。
2.12.5汽封
汽封分为：通流部分汽封、隔板汽封以及前、后汽封。
通流部分汽封包括：动叶围带处的径向、轴向汽封和动叶根部处的轴向汽封。
隔板汽封环装在每级隔板的内圆上，每圈汽封环由四个弧块组成。每个弧块上装有压紧弹簧片，装在上半隔板内圆中的弧块由压板固定，以防掉落。
前、后汽封与隔板汽封结构相同。转子上装有带凹槽的汽封套筒，与汽封齿构成迷宫式汽封。前、后汽封分为多级段，维持排汽室真空。
2.12.6速关组合装置及速关阀：
速关组合装置是汽轮机保安系统和控制系统的集合。能实现汽轮机正常启动
与停机、电动与手动紧急停机、速关阀开启和关闭。
速关阀是新蒸汽管网和汽轮机之间的主要关闭机构，在运行中当出现事故时，它能在最短时间内切断进入汽轮机的蒸汽。
建立启动油压：启动阀是两位阀，在停机状态时，启动阀处于启动油路和回油接通的位置，启动油不能建立。启动时，顺时针旋转启动阀手轮，启动阀在弹簧力的作用下将滑阀向上移动到另一位时，这时高压油经启动阀输出启动油通向速关阀活塞上腔，将速关阀活塞压向活塞盘。
建立速关油压：速关阀是两位阀，在停机状态时，关闭阀处于速关油路与回油接通位置，速关油不能建立。当启动油压建立后，逆时针旋转关闭阀手轮，滑阀随之在弹簧力的作用下向上移动到另一位。此时速关油路与G2油路接通，速关油建立，速关油通入速关阀活塞盘下腔。
开启速关阀：速关油建立后，再逆时针缓慢旋转启动阀手轮，使启动油与回油接通，启动油经可调节流孔回至油箱，启动油压下降，速关阀缓慢开启，调整可调节孔开度，可调节开启时间。
停机：顺时针旋转关闭阀手轮，使速关阀与回油接通，速关油压下降，速关阀在弹簧力的作用下自动关闭。关闭阀恢复到停机状态，与此同时，启动阀也处在停机状态中，启动阀停机状态与运行状态一致。
2.12.7调节汽阀及连杆：
调节汽阀为群阀提板式结构，型线阀碟，装于汽缸上部，属喷嘴调节。负荷变动时，各阀碟按一定顺序开启。阀碟行程出厂时已调整好。
2.12.8盘车装置
盘车装置装于后轴承座上，当需要盘车时，旋转盘车装置上电机后的手柄，使小齿轮与盘车大齿轮啮合。同时，接通润滑油路，启动盘车装置。当汽轮机启动后，主轴转速大于盘车转速时，盘车小齿轮从啮合位置自动脱开，并切断润滑油路，盘车装置停用。
本机组的盘车装置结构主要是采用传统的涡轮蜗杆减速机构和摆动齿轮离合机构，盘车投入时靠人工操作手柄投入，当汽轮机转子冲转超过盘车转速时盘车装置自动脱离啮合状态。本机组采用低速盘车装置，盘车转速约为10r/min。
盘车投入的注意事项：
投入盘车前，应先开启辅助油泵，以减少摩擦力保护轴承。停机后也应立即投入盘车，连续盘车到调节级处下半内壁金属温度降低到200℃时，可以改为间歇盘车，降到150℃时才能够停止盘车。停机时，必须等到转子转速降到零转速时，才能投入，否则会对设备造成严重损坏。
2.12.9主油泵
主油泵为离心式油泵，在额定转速或者接近额定转速时，它提供给汽轮发电机组所需的润滑油和保安系统用油。主油泵的进油由低压注油器供给。机组启停过程中，注油器的压力油由辅助油泵提供。当转速接近额定转速时，主油泵已经正常工作，可逐渐关小辅助油泵出口门，油压达到正常值时，才可以停止辅助油泵，辅助油泵停止后再全开启辅助油泵出口油门。如主油泵工作不正常，不能停止启动油泵，否则将造成汽轮机断油事故。
2.12.10油箱
油箱容积12m3，材质为碳钢，轴承座的回油设有过滤网，所有回油均回到该油箱。油箱侧部安装就地液位计，同时配备远传液位计，配有监视保护仪，油箱中的油温不允许低于10℃，否则不允许启动辅助油泵。
2.12.11排烟系统
排烟机安装在油箱上面，运行时可抽出油箱中的烟气，排汽管道通向大气，排烟机运行时使油箱、轴承座和回油管道中产生微小负压，带走烟气的同时有利于回油。
2.12.12事故油泵
辅助油泵：即高压交流电动油泵，在机组启、停时，提供轴承用润滑油和调速系统用动力油，机组达到额定转速正常运行时，停运此泵。
交流事故油泵：为事故状态下或其它状态下机组提供润滑油。
直流事故油泵：由电厂蓄能电池供电驱动，以备失交流电后仍能供油。
2.13调节及保安系统：
本系列机组采用的是数字电一液调节系统（DEH）。主要由Woodward数字式调节器、电液转换器、液压伺服机构、调节汽阀等组成。机组的保安系统采用冗余保护。除了传统的机械一液压式保安装置外，增加了电调装置、仪表监测系统的电气保护。保安系统由危急遮断器油门、轴向位移遮断器、电磁阀、速关阀、电
调节器的超速保护等组成。
2.1
3.1调节系统概述：
2.1
3.1.1 Woodward数字式调节器：该调节器是以微处理器为核心的模块化计算机控制装置，根据用户运行参数、条件进行编程组态，通过输入输出接口，接收、输出模拟量、开关量信号进行控制。（该调节器是以微处理器为核心的模块化计算机控制装置，根据用户运行参数，条件进行编程组态，通过输入塑出接口，接收，输出模拟量，开关量信号进行控制。）
2.1
3.1.2电液转换器CPC:电液转换器接受数字式调节器输出的标准电信号，输出与
输入的电流信号相对应的调节信号油压。
2.1
3.1.3液压伺服机构：由电压变换器、错油门、油动机、启动阀等组成。调节信
号油压经液压伺服机构放大，控制油动机活塞移动，再通过调节杠杆，改变调节汽门的开度，进而调节汽轮机的进汽量。
2.1
3.1.4调节汽阀：汽轮机的进汽量的调节，是通过改变调节汽阀的开度实现的。
根据电负荷的需要，调节油动机带动配汽机构，改变横梁位置，装在横梁上的阀碟，按配汽升程曲线顺序开启开关，从而改变汽轮机的进汽量，满足负荷要求。
各阀碟的升程，出厂已调好，不应随意改动。
2.1
3.1.5调节系统动作过程：机组正常运行时，调节保安系统由汽轮机主油泵供油。
启动过程中，系统由辅助油泵供油。接到开机信号后，缓慢开启速关阀，直到速关阀全部打开。手按电调节器操作面板上的“运行”键。机组即可按照预先编好的运行程序，自动升转、暖机、跨越临界转速、直至额定转速。随汽轮机转速升高，主油泵出口油压逐渐升高。当主油泵出口油压高于辅助油泵出口油压时，手动切换至主油泵供油。
2.1
3.1.6调节性能
汽轮机调速系统性能应符号下列要求：
a. 当汽温，汽压，真空正常，速关阀完全开启时，调速系统应能维持机组空转运行；
b. 当汽轮机突然甩去全部负荷时，调速系统应能控制汽轮机转速在危急保安器的动
作转速下，最大升速不超过额定转速的8%。（3240r/min）
c. 调速系统上的各活动连接装置没有卡涩和、松动现象，当负荷改变时，调速汽门
竿应均匀平稳地移动，当系统稳定时，负荷不应摆动很小。
d. 转速摆动值＜15r/min.
e. 转速不等率4～5%
f. 调速系统的迟缓率＜0.5%。
2.1
3.2供油系统概述
汽轮机的供油系统，(采用L-TSA46＃号汽轮机油)。
供油系统主要由注油器，辅助油泵，交流事故油泵，直流事故油泵，油箱，冷油器，滤油器，抽油烟机等的组成。
2.1
3.3保安系统概述：
保安系统包括机械液压保安系统和电气保安系统两部分组成。
机械液压保安系统装置：主要由速关阀、危急遮断器、速关装置等组成。
电气保安系统：由转速表、电调节器的超速保护、电磁阀、TSI汽轮机安全监测保护装置等组成。
2.1
3.3.1保护的组成
a. 危急遮断器，为飞锤式结构，当机组超速到3270～3330 r/min时，飞锤击出，使危急遮断油门脱钩动作。其复位转速为3000r/min以下。
b. 危急遮断油门，与危急遮断器一起组成对机组超速的保护，当其动作或手动脱钩时，通过速关油路将速关阀，调节起汽门迅主汽闭。
c. 轴向位移遮断器，该装置在汽轮机转子轴向位移超过允许值时保警几及停机，当转子轴向位移大于0.4mm所配的电接点压力表发出报警信号，大于0.6mm时，发出停机信号。停机信号，使电电磁阀通电时，其油阀动作，通过速关油路使速关阀和调速迅主汽闭。
2.1
3.3.2保护的动作
a. 超速保护；数子式转速表兼显示和保护功能，机组超速达3090r/min时报警，达3300r/min时，停机。
b. 轴向位移保护本机另装有轴向位移传感器，当汽轮机转子位移0.4mm警，当位移
0.6mm停机。
c. 低真空保护凝汽器真空低于0.07MPa时停机
d. 润滑油压低报警，当润滑油压降至0.13MPa时报警，降至0.08MPa时启交流事故油泵自投，降至0.07MPa直流事故油泵自投，降至0.08MPa时停机，降至0.02MPa
时停盘车。
e. 轴承回油温度保护，当任一轴承回油温度升至65℃是值报警。
f. 轴瓦金属温度保护，当轴瓦及任一推力瓦金属温度升高至90℃时保警，升高到
105℃时停机。
g. 发电机主保护动作，停机。
2.14辅机系统
辅机系统：主要包括凝结水系统、循环水系统，疏水系统、汽封系统、真空系统等组成。
凝结水系统主要包括凝汽器，热井，凝结水泵，疏水膨胀箱等。
循环水系统主要包括循环水泵，凝汽器，吸水井，凉水塔，滤网等。
汽封系统主要包括汽封管道、阀门等。
真空系统主要包括射水泵，射水箱，射水抽汽器等。
3.汽轮机的启动
3.1启动前的准备工作
3.1.1班长接到上级开机命令后，应立即通知司机及其他岗位值班员，说明本机即将启动，并布置各岗位任务。司机应填好开机操作票，请班长、工程师审核，做好启动前的准备工作。
3.1.2确认已无检修工作，各辅助转动设备和运行现场已清扫干净，带电设备周围不允许闲杂人员逗留或走动，更不允许任何非工作人员去接触和操作。
3.1.3对新安设备和曾经检修过的地方要求重点检查，发现疑点要及时报告班长和主管领导，尽量赶在准备工作期间内处理完毕，不影响准时开机，如发现有一时处理不完，要影响到开机时，运行司机应向班长和工程师详细汇报，以便正确决定准时的开机时间、安排好其他有关工作.
3.1.4将所有的电气设备的操作和联动开关断开，通知电气送上电源。
3.1. 5试验电气指挥信号应正常。
3.1.6联系电气值班员，对电气设备测试绝缘、送电。
3.1.7联系电气值班员给信号及仪表送电并投入全部热工仪表及保护装置，电动阀等自控设置应处于合格待用状态。
3.1.8联系化水人员作好提供合格纯水的准备，同时对油箱内汽轮机油取样化验，并往
主油箱补足合格的汽轮机油。
3.1.9对检修后的油系统要进行油循环，过滤油并通知检修人员清洗好滤网。
3.1.10准备好转速表、测振表、阀门搬手、听针、手电筒及其它必要的工具和各类记录、运行日志、报表等。
3.2检查主蒸汽系统及其疏水系统
3.2. 1主蒸汽管路上的手动闸阀、电动闸阀等阀门应先进行手动或电动的开、关试验和检查；
3.2.2主蒸汽系统上的来汽门及旁路门、电动主汽门及旁路门、主汽速关阀等均应关闭，其电源送上，绿灯亮；
3.2. 3主蒸汽管道上所有至疏水箱的疏水门应开启，汽缸本体直接疏水门开启，疏水扩容器疏水门、疏汽门均全开;
3.2. 4汽封漏汽通向疏水扩容器阀门开启，疏水阀门开启；汽封漏汽排空门关闭；
3.2.5联系统锅炉检查除氧器系统、给水系统。
3.2.6检查各转动设备冷却水管水流是否畅通；各冷油器、空冷器等水侧阀门是否开启，是否有足够的冷却水通过；
3.2.7检查调速、保安系统
3.2.7.1危急遮断器在脱扣位置（弹出）；主汽速关阀、调速汽门关闭；
3.2.7.2调速汽门各连杆销轴应完好灵活；
3.2.7.3各保护装置开关、联锁正常完好；热工保护退出，各表计齐全完好；
3.2.7.4热工保护完好、可靠，控制盘热工信号完好；
3.2.7.5盘车投入，红灯亮，联锁投入；
3.2.7.6发电机滑环及励磁机整流子电刷完好。
3.2.8检查油系统
3.2.8.1油系统各设备良好，无漏油现象；
3.2.8.2油箱油位指示正常，各轴承温度计完好；
3.2.8.3油箱事故放油门关闭并上锁；
3.2.8.4滤油器通油正常，切换手柄位置正常，运行侧放尽空气后，阀门关闭；
3.2.8.5交流事故油泵开关于分开位置，电源送上，绿灯亮，全开其出油门；
3.2.8.6直流事故油泵开关于分开位置，电源送上，绿灯亮，全开其出油门；
3.2.8.7全开运行冷油器油门，放尽油侧空气后，全开其出油门及三通逆止门后润滑进油管路总门；
3.2.8.8油系统检查完毕后，试开交流事故油泵，检查泵出口及润滑油压，待系统充满油后停用该油泵。
3.3汽轮机启动前的工作
3.3.1起动前的操作
3.3.1.1暖管至电动主汽门前。
A.与锅炉联系送汽、锅炉送汽后，缓慢开启来汽门的旁路门（逐渐全开），保持汽压在
0.2～0.3Mpa暖管30分钟，同时全开至疏水箱的疏水门；
B.以每分钟0.1～0.15Mpa的速度提升汽压至2.35Mpa,逐渐全开来汽门，关闭其旁路门；
C.当电动主汽门前汽温达到340℃时，适当关小各有关疏水门；
D.暖管时注意法兰应无大量漏汽，管道无振动和水击声，并注意电动主汽门后无压力；
E.司机对机组全面检查一次，肯定各阀门位置全部正常，准备工作已做好，适当开启电动主汽门旁路门，维持门后汽压0.2～0.3Mpa 15～20分钟，注意汽温上升情况；
F.以0.1～0.15Mpa/min的升压速度和3～4℃/min的温升速度逐渐升至2.35Mpa的汽压和340℃以上的汽温；
G.暖管时同时起动辅助油泵，检查电流，信号正常，润滑油压0.12～0.28Mpa，油箱油位、轴承油流均正常；
H.事故电动油泵自起动校验：将联锁投入，停辅助油泵，润滑油压低至0.0329Mpa时，交流事故油泵自启动，合上开关，检查正常后退出联锁，停泵：
I.投入盘车装置：拔动离合器手柄至投入位置，打开盘车齿轮润滑油考克，投入盘车联锁，起动盘车电机，检查转子转动，机组内部应无异常声音。
3.3.2启动油系统
3.3.2.1当汽轮油泵暖管结束后，启动或汽轮油泵运行，开启出油门作油循环，检查各轴承回油正常，流油畅通，油系统无漏油，并进行提升油温；
3.3.2.2作汽机静止试验
a.作手击危急保安器试验，检查主汽门、调速汽门关闭应正常；
b.作手按“紧急停机”按钮试验，检查紧急停机装置是否灵敏可靠；
c.根据情况作轴向位移动作试验；
d.根据情况作电磁阀联动装置试验；
3.3.3按1.1方法暖管至主汽速关阀前，暖管结束时电动主汽门应关闭，一、二次傍路门全开。
3.4正常启动
3.4.1起动时的冲转与升速
3.4.1.1起动的条件：
A.主汽压力＞1.6Mpa，主汽温度＞260℃；
B.油压、油温与轴承回油正常，冷油器出口不低于25℃；
3.4.1.2关小主汽速关阀前疏水门，手抬危急遮断油门复位；
3.4.1.3旋转电液转换器旁的电磁阀90°建立启动油压，当启动油压建立且速关阀全部开启后，反向旋转电磁阀90°，建立速关油压；速关油压建立后，启动油压降为0。3.4.1.4冲转时，主汽速关阀后应无压力，若压力超过0.2Mpa，仍未冲动时，应关闭旁路门，查明原因并设发消除后方可再次冲转；
3.4.1.5冲转后，应检查机组运转声音正常后，在505控制器上给定转速600r/min并保持该转速暖机30分钟；
3.4.1.6转子转动后，应仔细听汽缸内部、轴承、主油泵、汽封等声音应正常；
3.4.1.7正确记录操作细节，填写好操作票。
3.4.2准备升速至额定转速
3.4.2.1低速暖机时的调整与检查：
A.检查机组振动、声音、汽缸膨胀及轴向位移油压应正常；
B.各轴承温度回油情况及各油压应正常；
3.4.2.2升速前轴承进油温度不得低于30℃，推力瓦及各道轴承回油温度正常，根据油温变化调节冷油器出水门，维持油温于35℃～45℃之间（最好是40℃±2℃），若油温过低可适当延长中速暖机时间；
3.4.2.3调节空冷器出水总门维持发电机进风温度于25℃～40℃；
3.4.2.4励磁机吸排风正常；
3.4.2.5一切正常后，在505控制器上给定转速1200r/min并保持该转速暖机20分钟；
3.4.2.6汽轮机在1200r/min时暖机结束后，在505控制器上给定转速2600r/min并保持该转速暖机10分钟，观察汽轮机升速是否迅速、平稳，不得停留，最大振动不得超
过0.15mm；
3.4.2.7在汽轮机均匀迅速地通过临界转速的过程中测量各轴承振动值；
3.4.2.8升速过程中，若机组发生振动应降低转速至1200r/min，延长暖机时间，直至振动正常，均匀升速至2600r/min（注：此方法不得重复三次，如果振动仍未消除，应考虑停机检查）；
3.4.2.9在505控制器上给定转速3000r/min升速至额定转速；
3.4.2.10升速过程中应注意：
a.凝汽器真空逐渐提高，应防止升速过快。调节主蒸汽管路、抽汽管路、汽缸本体疏
水阀门，无疏水排出后，关闭疏水阀门。
b.当机组出现不正常的响声或振动时，应降低转速检查、或停机。
c.当油系统出现不正常的现象时，（油温过高或油压过低等），应停止升速，查明原因。
d.当汽轮机膨胀出现显著变化时，应停止升速，进行检查。
e.当机组转速达到3000r/min，切换辅助油泵至主油泵工作。
f.严格控制金属温升速度及汽缸金属温差。
g.排汽缸温度上升很快，可将凝汽器热井放入部分化学水，如果排汽缸温度超过
120℃，则应打闸将机组停止下来。
暖机结束后，机组膨胀正常，可逐渐开大隔离阀，关闭旁通门。
3.4.2.11汽轮机在额定转速工作稳定后，手动缓慢均匀地关闭辅助油泵出口阀门，同时注意观察高压油管上的压力应无明显的波动，全关该阀门且主油泵工作稳定后，停止辅助油泵运行，同时均匀迅速全开辅助油泵出口阀门；
3.4.2.12主油泵投入正常工作后，注意检查汽轮机调速系统和保安系统各油压是否稳定在规定值；
3.4.2.13开足电动主汽门
a.按下电动主汽门控制箱“开”的开关，注意阀杆缓慢上升开启（阀体此时不可手动）。
b.注意上限动作，电机停转，红灯亮，绿灯灭；
c.关闭电动主汽门的旁路，此时应根据汽温汽压调节疏水门。
3.4.2.14全面检查各参数及机组运行情况，汇报班长；
3.4.2.15调节冷油器油温、空冷器风温；
3.4.2.16空负荷运行正常后，检查及调整：
a. 主油泵进、出口油压。
b. 脉冲油压。
c. 轴承油温、瓦温及润滑油压。
d. 电调装置是否输出正确。
e. 使各保安装置分别动作，检查速关阀、调节汽阀是否迅主汽闭。
3.4.2.17汽轮机第一次启动、大修后、停机一个月后，应进行危急遮断器动作试验，试验步骤如下：
a. 先进行电超速试验，投入“超速试验许可”，将转速提升至 3270r/min ，此时，危急遮断器应动作，否则立即手击危急遮断油门，停机调整危急遮断器动作转速。（TSI 在3360r/min 自动停机）。
b. 危急遮断器动作后，将速关阀操纵座手轮和启动阀手轮旋到底，等转速降至3000r/min 后，按程序重新启动。
c. 汽轮机第一次启动或大修后，危急遮断器动作试验应进行三次，第一、二次转速差不应超过
18r/min,第三次和前二次动作转速的平均值之差不应30r/min 。 d. 试验之前，应先手打闸检查速关阀、调节汽阀的关闭情况。
e. 冷态启动的机组，应在额定转速下暖机1～2小时，等到机组有充分的膨胀进行试验。
f. 已经运行了2000小时以上的机组，也应进行甩负荷危急遮断器动作试验。 3.4.2.18对机组进行全面检查，汇报值班长，汽轮机已定速，通知电气可并列。 3.4.3并网与接带负荷
3.4.3.1机组并网前应符合下列条件：
3.4.3.2轴向位移、热膨胀批示均正常，机组声音、振动正常； 3.4.3.3各轴承回油良好，回油温度正常。辅助设备运行良好； 3.4.3.4电气合闸并网后检查机组，初带负荷为0.5MW ； 3.4.3.5关闭主汽管路上各疏水门；
3.4.3.6从0.5MW 负荷以每分钟0.5MW 的速度升至5MW ，暖机15分钟，再以每分钟0.2MW
的速度增至额定负荷；
3.4.3.7增负荷的注意事项：
a.注意调速系统运行情况，调节级压力，调速汽门开度应与负荷、主汽流量对应；
b.机组振动及声音正常，同时测量轴承三向振动；
c.发电机、励磁机正常，根据风温调节空冷器出水总门；
d.轴向位移、瓦温应正常，汽缸膨胀正常，膨胀值到位；
e.各轴承油压、油流、油温正常，根据油温调节冷油器出水总门；
f.主汽参数、汽缸膨胀均正常；
3.4.3.8以上操作应详细记录于运行日志上。
3.5汽轮机的热态起动
3.5.1凡停机在12小时以内再起动，或者前汽缸复速级处上缸壁温度在300℃，下缸壁温度在250℃左右，则作为热态方式起动，其他方式均按冷态起动。
3.5.2对热态起动应特别注意以下几点：
主蒸汽压力应在正常范围内（1.8～2.35Mpa），进汽轮机的新蒸汽温度应高于汽缸金属温度，一般不应低于360℃，油温35～45℃之间；在冲动转子两小时前，将盘车方式改为连续盘车（轴挠曲度较小的情况下），并仔细倾听汽封有无磨擦声；在暖机及提升转速时，一定要严格监视机组振动声音，相对膨胀及轴向位移等，如发生振动比往常显著增加，则应停机或降低转速延长暖机时间；转子冲动后，无异常现象应及时升速，不应长时间在低转速下停留，如出现热膨胀值减少（即相对膨胀为负值），应及时升速或加负荷；接负荷的速度要根据具体情况，如停机前的负荷值，膨胀值，运行等情况决定，尽可能快地将负荷带到汽缸内部零件现有的温度水平上，以避免在低负荷暖机时间长而出现冷却汽轮机的现象；
3.5.3汽轮机热态起动（盘车已连续运行2小时）时间分配表：
1 设备技术规范与热工定值 1.1锅炉设备特性 1.1.1北京巴·威有限公司为耒阳电厂二期工程生产的二台B﹠WB-1025/17.2-M锅炉为单汽包、 单炉膛平衡通风、中间一次再热、固态排渣、“w”火焰燃烧方式、露天戴帽布置、亚 临界压力、自然循环燃煤锅炉； 1.1.2锅炉为双拱炉膛，炉膛宽度为21m，上炉膛深度为8.4m，下炉膛深度为15.6m，炉高为 45.12m(由水冷壁下集箱到顶棚)，水冷壁下集箱标高为7.6m，汽包中心线标高为56.99m， 炉拱标高为25.37m，.前后拱上各布置8支浓缩型EI-XCL双调风旋流燃烧器，下射式喷 射，火焰呈“W”形。每台燃烧器配备火焰检测器和点火器，火检配备二台探头冷却风 机，点火器由高能点火装置和点火油枪组成，其推进机构采用气动驱动方式。油枪采用 机械雾化，燃用轻柴油，16支油枪可带负荷30％MCR以上。在前后墙上各布置一个分 隔风箱，在下炉膛前后墙布置了分级风，二次风调节系统采用推拉式轴向调风结构。水 冷壁为膜式水冷壁，在热负荷较高的区域布置内螺纹管。有4根集中下降管； 1.1.3过热器由顶棚、包墙、一级过热器、屏式过热器及二级过热器组成。顶棚管处于炉膛和水 平烟道上部；包墙管为膜式结构；一级过热器位于后竖井烟道；屏式过热器位于炉膛上 部；二级过热器位于折焰角上方；一级喷水减温器布置在一级过热器出口集箱到屏式过 热器进口集箱的连接管上，二级喷水减温器布置在屏式过热器出口集箱到二级过热器进 口集箱的导管上，一二级减温器均采用文丘里式； 1.1.4再热器分低温、高温两部分：低温部分布置在竖井前部，由四个水平管组形成，高温部 分布置在水平烟道内；低温再热器进口处有事故喷水，正常调温由烟气挡板调节； 1.1.5省煤器位于尾部竖井后烟道下部的低温区，由与烟气成逆流布置的水平管组和悬吊一级 过热器水平管组的引出管组成。给水从锅炉左侧引入省煤器下集箱。省煤器前后上集箱 通过90度弯头和T形管接头连到一起，给水经由左右两根导管引入锅筒； 1.1.6配备正压直吹式制粉系统，离心式一次风机和密封风机各二台，四台瑞典SVEDALA双进 双出磨煤机，八台沈阳STOCK称重给煤机； 1.1.7风烟系统配两台动叶可调轴流式引、送风机、离心式一次风机，二台三分仓回转式空预 器； 1.1.8五台ATLAS生产的20Nm3/min无油空压机供两台机组仪用和厂用共用； 1.1.9二台BE型电除尘器，设计效率为99.68％，除灰渣系统采用就地集中控制，包括:炉底渣 灰系统，省煤器水力输送系统，溢流水系统； 1.1.10炉膛、水平烟道及尾部受热面配有蒸汽吹灰器； 1.1.11锅炉可带基本负荷和带负荷调峰；锅炉能以滑压和定压模式运行；滑压运行范围为 30-90％BMCR。
一、工程概况及特点 1、工程概况 神华亿利能源有限责任公司电厂（4×200MW）煤矸石电厂工程位于内蒙古鄂尔多斯市达拉特旗树林召镇。厂址建于亿利化学工业有限公司工业园区内。总装机容量4×200MW，一次全部建成。本工程采用循环流化床锅炉、直接空冷凝汽式汽轮机、发电机采用空冷式。 神华亿利能源有限责任公司电厂4×200MW工程采用EPC总承包形式，由山东电力工程咨询院总承包； #1-#4机组主厂房土建及安装由内蒙古电建二公司承建；化学系统、循环水泵房由东北电建二公司承建；空冷系统由中国十五冶承建。 锅炉制造厂：上海锅炉有限公司 型号：SG-690/13.7-M451 型式：超高压再热参数、单汽包自然循环、岛式布置、全钢架支吊结合的循环流化床锅炉。锅炉采用高温绝热旋风分离器进行气固分离，运转层标高为10m。 锅炉采用岛式紧身封闭布置、全钢结构、炉顶设置轻型钢屋盖。锅炉采用支吊结合的固定方式，锅炉运转层标高为10m。锅炉采用单锅筒自然循环、集中下降管、平衡通风、绝热式旋风气固分离器、循环流化床燃烧方式、滚筒冷渣器，后烟井内布置对流受热面，过热器采用两级喷水调节蒸汽温度，再热器采用以烟气挡板调节蒸汽温度为主、事故喷水装置调温为辅。 锅炉采用平衡通风，炉膛的压力零点设置在旋风分离器进口烟道内。循环流化床内物料的循环是由送风机（包括一、二次风机）和引风机启动和维持的。从一次风机出来的燃烧空气先后经由暖风器、一次风空气预热器加热后一路进入炉膛底部一次风室，通过布风板上的风帽使床料流化，并形成向上通过炉膛的固体循环； 6台给煤机布置在炉前，连接炉前大煤斗和落煤管，根据锅炉负荷要求的燃料量将破碎后的燃煤输送到落煤管进口。锅炉共设置四台水冷滚筒式冷渣器，分布于炉膛下部，布置在零米层，采用以水冷为主、风冷为辅的双冷却形式。 2、编制依据 1.神华亿利能源有限责任公司电厂#4机组A级检修锅炉标段招标文件 2.《发电企业设备检修导则》 DL/T838-2003 3.《火力发电厂焊接技术规程》DL/T 869-2004 4.《火力发电厂异种钢焊接技术规程》DL/T 752-2001 5.《焊接工艺评定规程》DL/T 868-2004 6.《电力建设施工及验收技术规范》（2004年版） 7.《钢熔化焊对接接头射线照相和质量分级》 UDA 621.791.65.05GB 3323—87
火力发电厂烟气余热介绍 一、烟气流程 经过电除尘、引风机，温度不 图1 锅炉排烟工艺流程以及参数（近似额定负荷状况，1000MW）图1是在1000MW工况下某发电厂锅炉的烟气工艺流程以及参数，从图中可以看出，烟气排到烟囱之前要经过脱硝、空预器加热、电除尘等环节，经过空预器换热之后，烟气温度大大降低。研究资料表明，为使烟温达到最佳脱硫效率状态，减少脱硫塔的冷却水耗量，脱硫塔（FGD）入口烟温降低到85℃左右较佳。 在938MW工况下，某发电厂的烟囱烟气流量为2006km3/h（体积流量）。 二、目前火电行业烟气排放现状 火力发电厂消耗我国煤炭总产量的50%，其排烟热损失是电站锅炉各项热损失中最大的一项，一般在5%～8%，占锅炉总热损失的80%或更高。排烟热损失的主要影响因素是锅炉排烟温度，一般情况下，排烟温度每升高10℃，排烟热损失增加0.6%～1.0%，发电煤耗增加2g/kWh左右。我国现役火电机组中，锅炉排烟温度普遍维持在125～150℃左右水平，褐煤锅炉为170℃为左右，排烟温度高是一个普遍现象，由此造成巨大的能量损失。 对于已经投运的锅炉，经过燃烧优化来降低排烟温度的幅度非常
有限，省煤器和空气预热器的改造因受到空间的限制，降低排烟温度的幅度也很小，同时尾部受热面的低温腐蚀也限制了排烟温度的大幅降低。因此，独立于原有锅炉系统之外的排烟余热回收系统成为节能降耗的首选。 三、火电厂烟气回收技术 1、技术原理 电站锅炉排烟余热深度回收利用系统安装在除尘器之后、脱硫塔之前的烟道中，可以最大程度地降低烟气温度，使烟气温度再降低40～50℃。在一些采用湿烟囱或烟塔合一等最新烟气排放技术的电厂，脱硫塔入口烟温可降低到85℃左右，使烟温达到最佳脱硫效率状态，大大减少脱硫塔的冷却水耗。 排烟余热回收系统所吸收的能量可以用来加热凝结水，或通过暖风器加热空气提高送风温度，从而减少低压加热器或者暖风器的抽汽量，增加汽轮机做功，提高机组效率。 2、关键技术 （1）烟余热回收装置即烟气冷却器的设计 （2）排烟余热回收装置即烟气冷却器的防腐 （3）排烟余热利用系统即低压给水加热器或者暖风器的设计 （4）热力系统优化设计和控制 3、工艺流程 工艺流程见图2，循环介质（水）在循环水泵5的作用下，通过入口集箱3进入烟气冷却器2，吸收尾部烟道1中的烟气余热后温度升高，经出口集箱4流出。当环境温度较高时（例如在夏季），导向阀13切换到加热给水状态，空气加热器闸阀8全关，给水加热器闸阀6全开。经出口集箱4流出的高温循环介质（水）进入给水加热器14，把在烟气冷却器2中吸收的热量释放给低压给水后开始下一个循环。凝结水经过分水调节阀10、11、12进入给水加热器14，吸收循环介质（水）
第一篇总则 第一章总则 1.本规程为检修锅炉机组标准检修项目的检修质量和工艺要点，特殊项目的检修可参照执行。 2.本规程是参考《火力发电厂锅炉机组检修导则（DL/T748—2001）》和各设备制造厂家技术文件编制而成。 第二章检修前的准备 第一节检修前必须进行的工作 1.制定施工组织措施、安全措施和技术措施，以上所有措施必须通过上级主管部门审批。 2.落实物资(材料、备品配件、用品、安全用具、施工机具等)和检修施工场地。 3.根据本规程制定检修工艺卡、检修文件包，准备好技术记录。 4.确定需要测绘和校核的备品配件图，并做好有关设计、试验和技术鉴定工作。 5.制定实施大修计划的网络图或施工进度表。 6.组织检修人员学习本检修规程，掌握检修计划、项目、进度、措施及质量要求，特殊工艺要进行专门培训。做好特殊工种和--------------------------------------------------------------
劳动力的安排，确定检修项目施工、验收负责人。 7.锅炉机组检修开工前，应对锅炉机组进行有关试验、分析、诊断，确定影响机组运行的问题，并在检修中解决。 8.设备检修必须建立完善的质量保证体系和质量监督体系。 第二节检修施工 1.检修施工过程中，应按现场工艺要求和质量标准进行检修工作。 2.检修应严格执行拟定的技术措施。安全措施应符合《电业安全 工作规程》（热力和机械部分）的相关规定。 3.检修过程中，应做好技术资料记录、整理、归类等文档工作。 第三节检修质量要求 1.检修工作应严格执行检修规程和设备技术资料中的设备质量要 求。 2.主要材料及备品备件应进行实验，达到技术标准规定后方可使 用。 3.设备解体后应进行全面检查和必要的测量工作，与以前的技术 记录和技术资料进行对照比较，掌握设备的技术状况。 4.根据本检修规程规定对设备进行检修，经检修符合标准的机件 方可回装。 5.质量检查、验收和分部试运。 ①质量检查、验收与分部试运应根据本检修规程规定执行； ②质量检验要实行检修人员的自检和验收人员的检查相结 合。 ③对设备检修的质量应实行三级验收制度。（工人自检，班 组检查，车间检查） ④锅炉机组检修质量的验收应包括：转动设备试运行，水压 --------------------------------------------------------------
2007年年度发电部锅炉专业总结 2007年即将过去，这一年里在公司、安生部、发电部的领导下，按照公司年初制定的生产目标和任务，做为发电部锅炉运行专责工程师能够严格执行并认真落实，保证了本专业的安全、经济运行，完成了本年度的安全生产任务,特别是在保“元旦”、“春节”、“五一”、“十一”节日用电,在保“两会”及党的“十七”政治用电期间,制定了详细的措施,未出现了任何异常情况,确保了用电的安全,在年内凡大的操作如:开停机、主要设备的试验、大小修后的设备验收等工作,都是亲自到现场指导监督,在日常运行中加强了运行人员的技术培训工作,提高了运行人员技术水平,积极参加并认真落实了集团公司安评复查整改工作和集团公司运行规程审核修订的工作,能够协调好与维护部、安生部及运行各值的工作关系,具体主要体现在如下几个方面： 一、安全运行方面 1.针对#6、#7炉在冬季、夏季大负荷期间，炉内结焦问题，在总工、 安生部的领导下，组织了本专业的燃烧调整工作，统计了相关数据并进行了分析研究，制定了相关运行措施，根据公司来煤煤种的不同，逐渐摸索出合理的配烧方式和最佳的运行模式，使今年掉焦情况明显低于去年,特别是对准格尔、张家口煤的配烧，在本着确保安全的前提下，降低了公司运营的成本。 2.针对往年运行中出现喷燃器烧损问题，今年加强了这方面的工作， 分析、研究、总结了以往的现象、原因、措施，分别从煤质方面、一次风风速、一次风风温和喷燃器构造等方面着手，采取了相应
的措施，确保了今年未出现喷燃器烧损现象的发生。 3.针对#6、#7炉捞渣机因运行年头长，设备老化，容易出现故障而 影响机组运行的情况，采取了由除灰班长与零米值班工共同加强对捞渣机的巡检工作，发现问题及时联系检修处理，避免了事故的扩大,在今年未因捞渣机故障造成机组降负荷甚至被迫停炉的事故的发生. 4.针对脱水仓经常出现溢流问题，组织了除灰专业进行了分析，通 过零米与回水泵两岗位之间反复调试，在目前设备状况下（灰管路积灰,流通面积变窄），在保证除灰、除渣系统正常的情况下，在保证捞渣机、渣泵正常运行的前提下，控制额外用水量，多用回水,减少溢流情况的发生. 5.天然气调压站系统、油站系统泄漏检查 做为防火重点的天然气升压站，检漏工作非常重要，尤其在系统有泄漏点后，从新制定巡检路线和巡检次数，并建立了检漏记录。 在油站运行中除正常巡检外，配备了油气浓度检测仪，建立了检漏记录，尤其在汽车卸油过程中,加强了油气浓度的测检工作,确保了安全卸油工作,强化了油站出入登记制度和防火制度. 二、经济运行方面 1.按照公司的月度指标计划，认真执行并加以落实，首先确保每月 发电量任务的完成，没有因锅炉专业问题造成机组出力受阻,如因#6炉屏过第一点温度测点指示偏高问题，影响#6炉指标，经过认真分析、观察,在对照其材质查阅了相关资料后,并报总工批准进行
配电房电气设备维护保养规程 一、干式变压器的维护保养规程 处于运行或停运的变压器每年例行维护一次，停止运行的变压器在投入使用前增加维护一次。 维护步骤： 1.断开待维护变压器的压侧断路器，并悬挂相应标示牌。 2.断开变压器高压侧的负荷开关，确认在断开位置后合上接地开关，并悬挂相应标示牌。 3.进入变压器室，首先应用高压验电器确认该台变压器是否在停电状态，然后检查外壳，瓷瓶及引线有无变形现象，有破损应及时更换。 4.重新紧固引线端子，销子，接地螺丝，进入线螺丝，如有松动，应拆下螺丝用细平锉轻锉接触面，用手触摸无任何凹凸不平的感觉后，用干净的布条擦去灰尘，抹上凡士林，换上新的弹簧垫圈，紧固螺丝。 5.检查变压器周边照明，散热，除尘设备是否完好，并用干净的布擦去变压器身及瓷瓶上的灰尘。 6.检查变压器高压侧负荷开关，确保操作灵活，接触良好，促动部分作用润滑处理。 7.用2500V的摇表测量变压器高低压线线圈绝缘阻值（对地和相间）确认符合要求（在室温30摄氏度时，10KV变压器高压侧大于20M欧姆，低压侧大于13M欧姆）。在测试前接好接地线，测定完毕后，应进行放电。 8.检查变压器室及变压器有无遗留工具后，撤离现场，将维护结果详细记录备案。 二、 低压配电柜的维护，每半年一次。 1.维护前的准备：低压配电柜维护的前一天，应通知各回路用户拟停电的起止时间。将维护所需的实用工具和安全工具准备好，确定维护负责人和参加人员。 2.先停掉待维护配电柜供电母线的全部负荷，断开该母线变压器高压侧负荷开关，检查确认无电后，用25平方毫米的导线通过电阻诸葛吧电容柜的电容器对地放电后，挂上接地线和标识牌。 3.检查母线接头有无变形，有无放电的痕迹，紧固链接螺丝确保链接紧密，母线接头处有脏物时应清除，螺母有修饰现象应更换。 4.检查配电柜中各种开关，取下灭弧罩，检查触头表面，若有麻点，可用平锉擦平平接触面并保持触头原有形状。若烧伤面积超过1平方毫米，则应更换触头。紧固进出线螺丝，用高压空气清洁柜内尘土，试验操动机构的分合闸情况。 5.检查电流互感器和各种仪表的接线，并逐个接好。 6.检查熔断器的容体和插座是否接触良好。有无烧损。 7.检查柜内有无遗留工具后，合上抽屉柜门。
******技术发展有限公司 ******热电厂循环水利用方案 （溴化锂吸收式热泵） 联系人： 手机： 联系电话： 传真： 信箱： 2013年8月18日
目录 1 项目简介 (3) 1.1 吸收式热泵方案 (3) 1.2 吸收式热泵供暖工艺流程设计 (3) 1.3 蒸汽型吸收式热泵主机选型（31.7℃→25℃） (4) 1.4 节能运行计算 (4) 1.5 初投资与回报期计算 (5) 2 热泵机组简介 (6) 2.1 吸收式热泵供暖机组 (6) 2.2 溴化锂吸收式热泵采暖技术特点 (7) 2.3 标志性案例介绍 (7)
1 项目简介 ********热电厂，采暖季有温度为26.3~19.6℃的循环冷却水2800m3/h，需要通过降低汽轮机组凝汽器真空或提高汽轮机背压，使得冷却循环水的温度提升到到31.7℃，然后利用溴化锂吸收式热泵机组提取凝汽器冷却循环水中的热量，将循环冷却水温度降低到25℃，可以制备供水温度为74.7/55℃热网水2400 m3/h，对建筑物进行供暖，供暖期为152天。提高汽轮机背压大约2KPa左右，汽轮机的轴向推力几乎不变，对发电量影响不大。 1.1 吸收式热泵方案 采用蒸汽型吸收式热泵机组，通过0.49MPa的饱和蒸汽作为驱动热源，在冬季采暖期，将2800m3/h的循环冷却水从31.7℃降低到25℃，可以从循环冷却水中提取21.82MW的热量用于建筑物采暖。 1.2 吸收式热泵供暖工艺流程设计 使用吸收式热泵加热，供暖系统流程原理图如下： 由上图可以看出，实际应用流程非常简单，只是把工艺循环水引到热泵机房，把原来通过冷却塔排放到环境中的冷凝废热，通过溴化锂吸收式热泵机组将热量传递给供暖回水。此系统改造不影响循环水原系统的稳定性，节省大量的蒸汽，同时带来了大量的经济效益。
( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 300MW火力发电厂岗位规范／机组维修／锅炉本体班长岗位规Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process
300MW火力发电厂岗位规范／机组维修／锅炉本体班长岗位规范(通用版) 1范围 本规范规定了锅炉本体班长（高级工）岗位的岗位职责、上岗标准、任职资格。 本规范适用于锅炉本体班长（高级工）工作岗位。 2岗位职责 2．1职能范围与工作内容 2．1．1职能范围与工作内容 2．1．2主持本班全面工作，负责锅炉受热面、过热器、再热器、省煤器、水冷壁、落灰斗、锅炉捞渣机、火嘴、二次风及锅炉长短吹灰枪的检修与维护。 2．1．3坚持“安全第一、预防为主”的方针，落实安全责任制，
做好安全措施的制定、布置、落实和检修工作。定期召开班安全活动会，对不安全现象进行检查、分析和解决。 2．1．4组织班员对本专业设备进行检修和消除缺陷，组织好设备大、小修。 2．1．5深入现场及时掌握工作进度，把好质量关。 2．1．6每日班前要到现场巡逻视所管辖设备运行情况，并及时安排消除缺陷工作。 2．1．7对本班员工的劳动纪律、工作态度等负责检查督促。 2．1．8对本班行政、技术、政治思想、安全、文明生产和优质检查维护工作负责，组织和指挥全班的各项工作。 2．1．9负责全班人员经济责任制的落实和考核，并定期向部门主任汇报。 2．1．10组织和领导全班人员学习班治、技术，开展常规培训，不断提高全班人员政治业务素质，搞好班组建设。 2．2技术管理要求 2．2．1积极组织全班人员开展技术革新、合理化建议和QC小
锅炉运行规程 （二00七年三月修订） 江苏省淮海盐化有限公司热电分厂 二00七年三月 前言 一、本规程根据《电力工业技术管理法规》、部颁《锅炉运行规程》和制造厂锅炉使用 说明书，并吸取了同类型锅炉机组的有关规定及经验，结合本厂实际情况编订，现予颁发。 二、本规程经分厂，生产技术部审核后予以颁布。 三、下列人员必须熟悉本规程： 1.锅炉运行班长及锅炉运行人员； 2.运行管理人员 3.其它相关人员 本规程审批程序 编写 初审 复审 审批 总目录 第一篇运行管理制度 第一章总则 第二章岗位责任制度 第一节班长岗位责任制 第二节司炉岗位责任制 第三节副司炉岗位责任制 第三章交接班制度 第四章培训制度 第五章巡回检查制度 第六章运行监护操作制度 第七章设备定期维护制度 第八章运行分析制度 第九章设备清洁管理及文明卫生制度 第二篇锅炉机组的运行 第一章设备及燃料的简要特性 第二章锅炉检修后检查和验收 第一节锅炉设备的验收 第二节锅炉检修后的检查 第三节锅炉进水 第四节水压试验 第五节过热器反冲洗 第六节转动机械的试运行及联锁试验 第七节漏风试验 第三章锅炉机组的启动
第一节启动前的检查 第二节启动前的准备 第三节锅炉烘炉 第四节锅炉点火 第五节锅炉升压 第六节汽包水位计冲洗操作 第七节安全阀的校验 第八节主蒸汽管暖管操作 第九节锅炉并汽 第四章锅炉运行中的监视和调整第一节锅炉运行调整任务 第二节锅炉水位的调整 第三节锅炉燃烧调整 第四节蒸汽压力的调整 第五节蒸汽温度的调整 第六节锅炉排污 第七节除尘器的运行 第八节转动机械的运行 第九节锅炉除渣与打焦 第十节锅炉设备的运行和维护第五章锅炉机组的停止 第一节停炉前的准备 第二节正常停炉 第三节检修停炉 第四节停炉后的防腐保养 第五节停炉后的防冻 第六章锅炉机组的事故及故障处理第一节事故处理总则 第二节事故停炉 第三节故障停炉 第四节锅炉满水 第五节锅炉缺水 第六节汽包水位计损坏 第七节汽水共腾 第八节锅炉排管、水冷壁管损坏 第九节省煤器损坏 第十节过热器管损坏 第十一节减温器损坏 第十二节蒸汽及给水管道的损坏 第十三节锅炉及管道的水冲击 第十四节烟道二次燃烧 第十五节锅炉结焦 第十六节负荷骤减（甩负荷）
电力设备设施维修保养制度 一、目的 为加强医院电力系统运行管理工作，确保电力设备设施安全、正常运行，防范各类事故发生，特制定本制度。 二、维护保养规程 （一）配电室及附属设施 1、环境卫生：清洁、无杂物，保养周期为：1次/天； 2、门窗及防小动物设施：门窗开启灵活，无>10mm缝隙，通风网无>10mm小孔、无严重锈蚀，保养周期为：1次/月； 3、通风照明设施：无故障、保证通风照明正常，保养周期为：1次/月； 4、灭火器：正常有效。 （二）低压配电盘、柜 1、配电盘、柜外观清洁，保养周期为：1次/月； 2、电器仪表应外表清洁，显示正常，固定可靠，保养周期为：1次/月； 3、继电器、交流接触器、断路器、闸刀开关应外表清洁，触点完好，无过热现象，无噪音，保养周期为：1次/月； 4、控制回路应压接良好、标号清晰，绝缘无变色老化，保养周期为：1次/月；
5、指示灯、按钮、转换开关应外表清洁，标志清晰，牢固可靠，转动灵活，保养周期为：1次/月； 6、各绝缘件有无破损、受潮，保养周期为：1次/月； 7、隔离开关应触头正常、开合正常，保养周期为：1次/半年； 8、操作机构应灵活好用，保养周期为：1次/半年； 9、母线排应清洁，有无松动，压接良好，色标清晰，绝缘良好，保养周期为：1次/年； 10、各进出线是否有老化现象，清除导线接头及接线端子表面污物和氧化层，保养周期为：1次/年； 11、配电盘、柜对地测试应接地良好，保养周期为：1次/年； 12、更换失效或有缺陷的电气元件，保养周期为：1次/年。 （三）高压配电柜 1、必须定时巡视、查看柜内连接螺栓是否松动，保养周期为：1次/日； 2、清理柜内外积尘污物，紧固导体连接螺栓，对断路器等操动机构加注润滑油，保养周期为：1次/年； 3、高压预防性试验，周期为：1次/年。 （四）变压器 1、维护保养的重要性、检查周期 （1）变压器表面污秽物大量堆积，会构成电流通路，造成表面过热，损坏变压器。应该定期清理变压器表面污秽。
燃气蒸汽锅炉检修规程修 改版 The final edition was revised on December 14th, 2020.
燃气锅炉检修规程 1、检修内容 、小修内容 1)、修理燃烧器电器控制及机械部分的接触不良及润滑不良。 2)、检查给水泵电机底座的紧固情况。 3)、不动高压部分，处理炉子外部设备的跑、冒、滴、漏等不正常现象。 4)、检修锅炉给水泵及清理水处理器。 、中修内容 1)、检查处理锅炉汽包、加热管、联接法兰、接头、焊缝、阀门的泄漏等不正常现象。 2)、检查绝热层、加强内衬层的完好状况并给予处理。 3)、检修锅炉附件，使其运行正常。 、大修内容 1)、包含中小修的所有项目。 2)、检查处理管道、汽缸表面裂纹、褶迭、局部腐蚀、碰伤变形、局部过热等故障。 3)、清洗(化学或手工)锅炉内积垢。 4)、测定锅炉重要部分壁厚。 5)、拆解燃烧器重要部件，更换重要备件。 6)、拆解锅炉本体及省煤器、冷凝器。 2、检修质量
采用观察、敲打、加压试机验收方式进行。 1)、各泄漏点完好无缺、加压到设计压力的倍后，20分钟无泄漏。 2)、绝热层、加强内衬层的完好无缺。 3)、汽、加热管无明显振动，支架稳定，紧固可靠。 4）、锅炉附件完好率应达98%以上。 5)、汽缸、加热管应无表面裂纹、褶迭、局部过热变形等情况。 3、验收 中小修由操作工、维修工共同检修。小修由操作工、维修工自行验收，中修由生产部有关人员验收，大修由生产部联系相关的专门部门检修和验收。 4、交付使用 验收合格后交付车间使用。操作人员应严格按燃气锅炉专门的操作规程进行使用和维护。 风机检修规程 一、检修前的注意事项 1.检修人员必须穿戴好劳动保护用品。 2.停机后必须将操作转换开关打至零位并拉开事故开关，挂好安全警示牌，与相关人员取得沟通,实行谁挂牌谁摘牌的原则。 3.检修中所使用的工具(特别是起重工具，设备)必须进行全面核查，确认符合安全要求，方可使用。 二、检修内容 1.小修项目 1)检查紧固各部位联接螺栓。
3＃循环流化床锅炉运行规程 （试用行） 编写： 审核： 批准： 延安热电厂锅炉分场
目录 第一篇锅炉机组的运行 第一章锅炉设备规范和燃料特性 (4) 第一节锅炉设备规范 (4) 第二节燃料及石灰石特性 (13) 第二章锅炉机组启动或检修后的检查与试验 (14) 第一节启动前的检查与试验 (16) 第二节水压试验 (16) 第三节冲洗过热器 (17) 第四节漏风实验 (18) 第五节布风板的均匀性实验 (18) 第六节锅炉的烘炉与煮炉 (18) 第三章锅炉机组的启动 (19) 第一节启动前的准备 (19) 第一节锅炉点火 (20) 第二节锅炉的升压 (21) 第三节锅炉机组启动要求及注意事项 (22) 第四节锅炉的并列 (23) 第四章运行中的监视和调整 (23) 第一节运行调整的任务和目的 (23) 第二节水位的调节 (23) 第三节汽温和汽压调节 (24) 第四节燃烧的调节 (24) 第五节锅炉压火与热启动 (25) 第六节锅炉的排污 (25) 第七节锅炉的吹灰 (26) 第八节锅炉的排渣 (27) 第九节自动装置的运行 (27) 第十节转动机械运行 (27) 第五章锅炉机组的停止 (28) 第一节锅炉的停止 (28) 第二节锅炉的停炉后的冷却 (28)
第三节锅炉停炉检查项目 (28) 第四节锅炉的防冻 (29) 第五节锅炉停炉保护 (29) 第二篇锅炉机组事故处理 第一节故障停炉 (30) 第二节锅炉缺水 (30) 第三节锅炉满水 (31) 第四节汽水供腾 (32) 第五节汽包水位计损坏 (33) 第六节给水管道水冲击 (33) 第七节蒸汽管道水冲击 (34) 第八节水冷壁管损坏 (34) 第九节主蒸汽管道爆破 (35) 第十节省煤器损坏 (35) 第十一节过热器管损坏 (36) 第十二节减温器损坏 (37) 第十三节烟道可燃物再燃烧 (37) 第十四节锅炉灭火 (38) 第十五节炉床超温及结焦 (38) 第十六节返料器结焦 (39) 第十七节负荷骤减 (39) 第十八节厂用电中断 (40) 第十九节风机故障 (41) 第三篇电除尘器运行规程 第一章电除尘器的结构 (42) 第一节结构形式及规范 (42) 第二节主要技术特性 (42) 第二章设备的安全规程 (43) 第一节人身安全 (43) 第二节进入电除尘内部的安全注意事项 (43) 第三章电除尘器的运行 (43) 第一节电除尘器的运行前的检查 (43) 第二节电除尘器的运行、停止 (44) 第四章电除尘器辅助设备的运行 (45) 第一节电除尘器辅助设备的规范特性 (45) 第二节除灰系统运行注意事项 (45) 第三节除尘系统的运行 (45) 附录一：循环流化床锅炉的调整
最新整理供配电设备设施xx规程 1.0目的 规范供配电设备设施维修保养工作，确保供配电设备设施性能良好。 2.0适用范围 适用于管理处供配电设备设施的xx。 3.0职责 3.1管理处主任、公司职能部门负责审核《供配电设备设施维修保养年度计划》并检查计划的执行情况。 3.2工程部主管负责组织制定《供配电设备设施维修保养年度计划》并组织、监督、实施该计划。 3.3维修技术员负责对供配电设备设施进行维修保养。 4.0工作程序 4.1《供配电设备设施维修保养年度计划》的制定。 4.1.1每年的12月15日前工程部主管，运行、维修技术员一起研究制定《供配电设备设施维修保养年度计划》，并上报管理处主任、公司审批。 4.1.2《供配电设备设施年度维修保养计划》制定的原则 a)供配电设备设施使用的频度； b)供配电设备设施运行状况（故障隐患）； c)合理时间（避开节假日、特殊活动日）； 4.1.3《供配电设备设施维修保养年度计划》应包括如下内容：a)维修保养项目及内容； b)备品、备件计划；
c)具体实施xx的时间； d)预计费用。 4.2对供配电设备设施维修保养时，应严格遵守《供配电设备设施安全操作规程》,按《供配电设备设施维修保养年度计划》进行。 4.3高压开关柜、变压器的主要维修保养项目外委完成，外部清洁及部分外部附件的维修保养和低压配电柜运行、维修技术员负责。 4.4变压器xx 4.4.1外委维修保养：每年的11月份委托供电局对小区内所有变压器进行测试、试验等项目的维修保养，此项工作运行技术员负责监督进行，并将结果记录在《供配电设备维修保养记录表》内。 4.4.2外部维修保养：每年的4月份、10月份对小区内所有变压器外部进行一次清洁、保养。 a)清扫变压器； b)拧紧变压器引出线的接头，如发现接头烧伤或过热痕迹，应进行整形处理并重新接好； c)检查变压器的接地线是否良好，地线是否被腐蚀，腐蚀严重时应更换地线。 4.5高压开关柜维修保养。每年12月份委托供电局对小区内所有高压开关柜进行一次维修保养，此项工作运行技术员监督进行并记录在《供配电设备设施维修保养记录表》内。 4.6低压配电柜维修保养：每年的4月、10月份对小区内的所有低压配电柜内外进行一次清洁，先用压缩空气进行吹污、吹尘，然后用干的干净抹布擦拭。 4.6.1刀开关xx a)检查安装螺栓是否紧固，如松驰则拧紧；
低温余热资源的利用方式和技术 随着节能工作的不断深入，低温余热资源的利用日益成为节能工作的一个热点和难点，本文分析了低品味余热资源的特点，总结了目前的利用方式和技术进展。 1、余热资源等级划分 工业余热主要指工业企业热能转换设备及用能设备在生产过程中排放的废热、废水、废气等低品位能源。利用余热回收技术将这些低品位能源加以回收利用，是节能的重要手段之一。按照余热资源载体的温度高低，可把余热资源按品味进行划分，温度高则代表余热资源的可做功能力高，即是所谓“高品位余热资源”。温度低，则代表该余热资源品味较低。 2、低品位余热资源的来源及利用难点 余热资源的主要来源为：①烟气的余热；②高温产品和炉渣的余热；③冷却介质的余热；④可燃废气、废液和废料的余热；⑤废汽、废水余热；⑥化学反应余热。 比较典型的低品位余热资源有：①锅炉（加热炉）等排放的烟气，一般在140~180℃；②高炉渣、炼钢渣的冲渣水，温度在60~9 0℃；③循环冷却水，大部分在30~50℃；油田采出水，在30~60℃。 低品位余热资源的利用难点在于：①大部分低品位余热资源含有腐蚀性的物质，对设备长期安全运行构成不小的影响；②有的低品位余热资源具有间歇性的特点，难于连续运行；③由于品味较低，难以在现场附近寻找到合适的供热（冷）负荷；④用于发电，效率较低，技术还有待成熟，经济效益偏低。 3、低品位余热资源的利用方式探讨 低品位余热资源的利用可以分为直接热利用、制冷制热和热功转换三种方式。 3.1直接热利用 热交换技术设备对低温余热的利用是通过换热设备将余热能量直接传给自身工艺的耗能过程，是余热回收直接高效的方法之一。由于低温余热资源温度较低，需要找到合适的利用场合，还要考虑输送过程中的损耗因素。
浅谈热电厂余热回收利用 发表时间：2014-12-15T09:51:33.980Z 来源：《工程管理前沿》2014年第12期供稿作者：杜庆军 [导读] 火电厂余热的综合利用技术的推广和应用，不仅可以获得良好的经济和环境效益，同时能够提高火电厂的节能减排能力 杜庆军 东南大学建筑设计研究院有限公司江苏南京 210096 摘要：面对能源和水资源紧缺、环境日益恶化以及因原煤价格上涨而引起的发电亏损现状，作为能耗和排放大户的火力发电厂，如何合理地利用烟气余热，成为火电厂提高机组效率、减少煤耗而达到节能降耗的主要举措之一。基于此，文章介绍了通过加大对锅炉连排水和烟气余热进行综合利用的节能技术，并通过应用实例对该节能技术的经济、环保效益进行了分析。 关键词：火电厂；烟气；余热；综合利用；节能 1 火电厂低温余热利用技术 1.1 汽水系统余热利用技术 目前在锅炉汽水系统的余热回收利用上主要有两个方面：一是将连排水直接引入到加热器中用于加热锅炉给水，这种方式为常规的余热利用方式，利用效率较低；二是利用火电厂锅炉连排水中剩余的高品位热能进行做功，再驱动发电机生产电能，输出的水汽混合物再送至热水站，用于生产供居民使用的热水或供暖，这种方式能够使余热得到充分回收利用。这里的发电装置是利用连排水余热加热螺杆膨胀动力机，再通过联轴器带动发电机发电的热能利用系统。螺杆膨胀动力机构造及工作原理如图1所示： 做功完后排出的高温水汽混合物首先进入机内阴阳螺杆齿槽A，使螺杆发生转动，随着螺杆的转动，齿槽A逐渐旋转至B、C、D位置，在此过程中由螺杆封闭的容积逐渐增大，热水得以降压、降温而膨胀做功，最后从后端齿槽E排出，而做功产生的旋转动力由阳螺杆通过联轴器输出给发电机，带动发电机发电。 1.2 锅炉排烟系统的余热利用技术 我国正在运行的火电厂中，锅炉排烟温度一般都在125℃～150℃之间，排烟温度偏高而导致的热能损失已经成为火电厂面临的困境之一。而目前对这部分余热的回收大多采用的是在排烟系统中安装烟气冷却器，通过空气或水等导热介质将余热传输至锅炉给水系统或进气系统，对助燃空气、冷凝水进行加热而达到节能的目的。但是由于烟气冷却之后会使烟气中的部分SO2等酸性腐蚀性气体结露而对管壁等造成腐蚀，因而在实际应用中仍有很多问题需要解决。经过该冷却器的高温烟气和其内部翅片管束中的冷水进行热置换，使水得到加热。该冷却器主要分为高低温设置于除尘器的前后，具体布置如图2所示。这种将冷却器按照高、低温段分开布置，并将高温段布置在除尘器之前，将低温段布置在除尘器之后的方式，能够通过布置于除尘器之前的高温段冷却器将烟气温度降至120℃左右，从而提高其后面除尘器的效率，使其除尘效果更好、能耗更低，并且对使用布袋式除尘器的装置而言，由于进入的烟气温度降低可以延长其使用寿命；而位于除尘器之后的冷却器则可以对烟气进行深度冷却，并将余热充分利用。 1.锅炉； 2.暖风机； 3.空气预热器； 4.烟气冷却器； 5.静电除尘器； 6.烟气冷却器； 7.脱硫塔； 8.耐酸泵； 9.湿烟囱 图2 分高低温布置在除尘器前后的冷却器示意图 采用这种冷却器布置策略的余热回收装置主要使用于以下三种情况：一是除尘器采用布袋式除尘器而对烟气温度较敏感的新建工程中；二是除尘器进气温度在130℃～150℃之间或更高，而且增压风机有400Pa上下裕量的改造工程中；三是烟气温度在130℃上下，在除尘器后方安装高低温一体型冷却器空间不够，且增压风机有400Pa上下裕量的改造工程中。 2 余热利用技术应用实例分析 2.1 汽水系统的余热利用实例 以某火电厂2×200MW机组为例，其额定蒸发量为670t/h，2台锅炉的设计连排流量为12t/h，实际运行流量为8～10t/h。对其采用螺杆膨胀动力发电装置改造之后，初期运行一台锅炉，并利用汽包排污阀来控制连排流量，使其达到装置设计要求，这样发电装置发电功率达到200kW。通过运行测试确定该装置的投入未对汽轮机发电机组造成不良影响，且机组运行安全可靠，实现了无人值守。应用效果得到验证后对另一台锅炉开展改造，投运后2台锅炉正常运行时，发电装置发电功率可达300kW的满负荷额定容量运行。 应用效果分析：在2台锅炉正常运行情况下按发电功率为300kW计算，刨去发电装置自损耗1.1kW，按锅炉全年运行6500h，上网电价按0.35元/（kW·h）的情况下，采用该系统可以增加发电量（300-1.1）×6500=194.285万度，可获收益68.0万元，而且同时还向社会提供了大量的热水。这样按机组的发电煤耗率为3209/（kW·h）计算，年可节省标煤621.71t。若按每吨煤燃烧要排放CO21.98t计算，每年可以
济二电厂锅炉运行规程 编制： 审核： 批准： 2009年6月15日发布 2009年6月 20 日实施
前言
目录 1锅炉机组运行规程 (6) 1.1设备及燃料的简要特性 (6) 1.1.1设备简要特性 (6) 1.1.2燃料特性 (13) 1.2锅炉机组检修后的检查与试验 (13) 1.2.1检修后的检查 (13) 1.2.2水压试验 (17) 1.2.3冲洗过热器 (19) 1.2.4转动机械的试运转 (20) 1.2.5漏风试验 (21) 1.2.6冷态试验 (21) 1.2.7烘炉 (23) 1.2.8煮炉 (25) 1.3锅炉机组的启动 (26) 1.3.1启动前的检查 (26) 1.3.3点火启动 (28) 1.3.4锅炉升压 (30) 1.3.5锅炉并汽 (33) 1.4锅炉运行中的控制与调整 (34) 1.4.1锅炉运行中的调整任务及参数控制范围 (34) 1.4.2水位调整 (34) 1.4.3汽压、汽温的调整 (36) 1.4.4锅炉燃烧的调整 (37) 1.4.5锅炉的排污 (38) 1.5流化床燃烧中几种异常情况 (40) 1.5.1流化床节涌故障 (40)
1.5.2流化床局部穿孔现象 (40) 1.5.3流化床分层故障 (41) 1.5.4流化床气泡故障 (42) 1.5.5沸腾结焦 (42) 1.5.6沸腾灭火 (43) 1.5.7流化床风帽坏 (44) 1.6锅炉的热备用、压火与启动 (45) 1.6.1热备用压火 (45) 1.6.2热备用启动 (46) 1.7锅炉机组的正常停炉与保养 (47) 1.7.1停炉前的准备 (47) 1.7.2停炉程序 (47) 1.7.3停炉后的冷却 (48) 1.7.4停炉后的防腐保养 (49) 1.7.5停炉后的防冻 (49) 1.8风机、液力偶合器的使用与维护 (50) 1.8.1风机的启动与运行 (50) 1.8.2液力偶合器的使用与维护 (52) 1.9电动机的运行 (55) 1.9.1电动机规范 (55) 1.9.2电动机的运行方式 (55) 1.9.3电动机的正常运行及维护 (57) 1.9.4电动机的不正常运行及事故处理 (59) 2事故处理规程 (62) 2.1处理总则 (62) 2.2故障停炉 (64) 2.2.1紧急停炉 (64) 2.2.2请求停炉 (64)
供配电设备设施维修保 养规程 集团公司文件内部编码：（TTT-UUTT-MMYB-URTTY-ITTLTY-
供配电设备设施维修保养规程1.0目的 规范供配电设备设施维修保养工作，确保供配电设备设施性能良好。 2.0适用范围 适用于管理处供配电设备设施的维修保养。 3.0职责 3.1管理处主任、公司职能部门负责审核《供配电设备设施维修保养年度计划》并检查计划的执行情况。 3.2工程部主管负责组织制定《供配电设备设施维修保养年度计划》并组织、监督、实施该计划。 3.3维修技术员负责对供配电设备设施进行维修保养。 4.0工作程序
4.1《供配电设备设施维修保养年度计划》的制定。 4.1.1每年的12月15日前由工程部主管，运行、维修技术员一起研究制定《供配电设备设施维修保养年度计划》，并上报管理处主任、公司审批。 4.1.2《供配电设备设施年度维修保养计划》制定的原则 a)供配电设备设施使用的频度； b)供配电设备设施运行状况（故障隐患）； c)合理时间（避开节假日、特殊活动日）； 4.1.3《供配电设备设施维修保养年度计划》应包括如下内容： a)维修保养项目及内容； b)备品、备件计划；
c)具体实施维修保养的时间； d)预计费用。 4.2对供配电设备设施维修保养时，应严格遵守《供配电设备设施安全操作规程》,按《供配电设备设施维修保养年度计划》进行。 4.3高压开关柜、变压器的主要维修保养项目由外委完成，外部清洁及部分外部附件的维修保养和低压配电柜由运行、维修技术员负责。 4.4变压器维修保养 4.4.1外委维修保养：每年的11月份委托供电局对小区内所有变压器进行测试、试验等项目的维修保养，此项工作由运行技术员负责监督进行，并将结果记录在《供配电设备维修保养记录表》内。 4.4.2外部维修保养：每年的4月份、10月份对小区内所有变压器外部进行一次清洁、保养。 a)清扫变压器；
大型集群电炉低温烟气余热资源综合利用能效电厂工程 初步技术方案 天津水泥工业设计研究院有限公司 中材节能发展有限公司 2008 年5 月
天津水泥工业设计研究院有限公司总经理 中材节能发展有限公司总经理 常务副总经理 ?J总工程 师 设计经理于兴敏 何新平张富董兰起李随
报告编、审人员
1项目建设单位情况 1.1项目概况 鄂尔多斯冶金有限责任公司根据本公司余热资源的具体情况，在对国家及内蒙古自治区资源综合利用的产业政策进行认真的学习和研究的基础上，对国内现有的资源综合利用电站的系统和技术进行了综合调研，为了实施可持续发展战略和执行资源综合利用政策，针对企业现有生产规模、技术条件，并综合考虑现有余热资源及场地布置等因素，拟利用硅铁电炉生产过程中产生的废气余热，通过设置余热锅炉产生的低压过热蒸汽余热资源，配套建设低参数余热电站。以达到充分利用废热资源，降低生产成本，提高企业经济效益之目的。 1?2项目建设单位情况简介 鄂尔多斯冶金有限责任公司隶属于鄂尔多斯控股集团，座落于京包银兰经济带的工业重镇中国内蒙古鄂尔多斯棋盘井工业园区，占地面积15平方公里。依托丰富的矿产资源和超凡的创业胆识，借助鄂尔多斯控股集团年产660万吨煤炭和装机容量93万千瓦的电力等配套产业优势，大胆探索高载能循环经济模式，实现了资源、能源和高附加值产品的快速转化。投巨资建设了64台矿热电炉，总容量118万KVA，铁合金系列产品的生产能力达100多万吨，成为世界上总容量最大，炉台数最多，产能最高的铁合金生产基地，不但是中国铁合金产品生产和出口的特大型支柱企业，在全世界铁合金生产领域中产销量均名列前茅。产品有普通硅铁、特种硅铁、硅锰合金、电石等，远销中东、欧美、日韩、东南亚、非洲等20多个国家、地区和中国30多个省市自治区。 到2015年，凭借年5000万吨的煤炭产能和291万千瓦的发电能力，依托具有自主产权并可开采数百年的金属矿产资源以及109国道、110 国道和东乌铁路等便利的交通运输条件，鄂尔多斯冶集团将涉足铬铁、硅钙、氧化铝、电解铝、水泥熟料、稀贵金属铁合金等领域，产能总量将达到500多万吨，其中普通硅铁70万吨、特种硅铁5万吨、工业硅20 万吨、硅锰15万吨、碳化硅1万吨、硅微粉10万吨、电石100万吨、氧化铝80万吨、电解铝40万吨、水泥熟料155万吨。 鄂尔多斯冶金有限责任公司以“鄂尔多斯”品牌为创业灵魂，以“质