余热发电管理篇

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 化学水水解决操作规程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少的一种重要环节。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，调节校验系统运营控制参数，为工程项目的投产运营发明条件，保证余热发电系统投产后的安全稳定运营。1.1联动调试的组织机构1.1.1 联动调试指挥部是整个调试工作的核心，她具有如下职能和权力：a.根据调试各阶段的具体状况指引和制定工作进度，并检查筹划的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，解决联动调试工作中所遇到的多种问题，做出适时、合理的决策，并给出最后的解决性意见。c.负责组织和安排临时专项小组，以解决联动调试工作中所遇到的一系列问题。d.负责整个联动调试工作过程中人力、物力的调配和安排。1.1.2 调试指挥部人员：指挥长：副指挥长： 各单位成员施工单位： 监理：生产单位： 设计院：1.2 联动试机前的准备工作1.2.1 发电系统所有的设备安装工作已所有完毕，并经单机试运营合格（发电机核相，安装单位）。1.2.2 各水位计和油位计已标好最高、最低和正常工作位置的标记。1.2.3 各转动机械加好符合规定的润滑油脂，油位正常。1.2.4 对设备巡视、工作平台楼梯、异常状况紧急解决等场合，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立妥当。1.2.5 防护用品、检修工具、照明用品等配备齐全，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。1.2.6 AQC、SP锅炉已进行煮炉，所有安全阀已经调节校验完毕，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。1.2.7 将所有仪表投入正常工作状态。1.2.8 将所有的电动阀门、水泵以及多种辅机设备的控制模式打至远程集控位置。1.2.9 参与人员：水系统、锅炉系统、汽轮机系统、电气系统。12.10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，将软水箱布满备用。如果软化水系统已经试机合格可以投入软化水自动控制系统。1.3.1.3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/L。1.3.2 锅炉给水系统（以真空除氧器为例）1.3.2.1 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。1.3.2.2 除氧器真空至0.08MPa以上时，检查除氧器进水调节阀及热水井补水阀处在关位置，启动软化水泵，把进水调节阀打到自动位置，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，且进水调节阀应能自动关闭，软化水泵应能自动停止。1.3.2.3 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节阀处在关闭状态,到窑尾的锅炉电动阀及调节阀处在关闭状态。1.3.2.4 启动除氧器真空引水泵，出口压力0.2MPa。1.3.2.5 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。1.3.2.6 开锅炉给水电动阀，把调节阀打到自动调节状态，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，除氧器给水调节阀应能自动打开，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。1.3.2.7 同环节5，调试其他锅炉给水泵。1.3.2.8 停下主用软化水泵。启动备用软化水泵，把进水调节阀打到自动位置，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，且进水调节阀应能自动关闭，软化水泵应能自动停止。1.3.2.9 待除氧器水位恢复到高限时，中控应有水位高报警发出，且进水调节阀应能自动关闭，软化水泵应能自动停止。1.3.2.10 待窑头锅炉汽包水位达到+75mm时，应有1级高水位报警发出，窑头给水调节阀应自动关小；这时把给水调节阀打到手动调节，打开阀门，让水位达到+100mm，应有2级高水位报警发出。1.3.2.11 打开汽包紧急放水阀，检查其与否能正常工作，观测汽包最后水位与否处在0mm附近。1.3.2.12 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；水位达到-100mm，应有2级低水位报警发出。把锅炉给水调节阀打到自动状态，其阀门开度应能自动打开。 1.3.2.13 打开窑尾锅炉汽包给水管道上的手动阀及电动阀，把窑尾给水调节阀打到自动状态，其应能自动打开，向窑尾锅炉汽包供水。1.3.2.14 待窑尾锅炉汽包水位达到+75mm时，应有1级高水位报警发出，窑尾给水调节阀应自动关小；这时把窑尾给水调节阀打到调节，打开给水调节阀，让水位继续达到+100mm，应有2级高水位报警发出。1.3.2.15 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后水位与否处在0mm附近。1.3.2.16 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；水位达到-100mm，应有2级低水位报警发出。把窑尾锅炉给水调节阀打到自动状态，其阀门开度应能自动打开。 1.3.3. 烟灰系统：1.3.3.1 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 按物料逆方向顺序启动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。1.3.4汽轮机汽水系统:1.3.4.1 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。打开需要启动的其中1台凝结水泵再循环阀及其进水手动阀，出水电动调节阀关闭。1.3.4.2 启动凝结水泵，把出口手动阀打开，打开热水井补给水阀，运营几分钟，让热水井水位在正常位置之间，将两台凝结水泵联锁投入，把正在运营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，如果使用备用凝结水泵则停下主运营泵。1.3.4.3 检查射水箱水位，在高下限范畴应能发出高下水位报警信号，打开真空破坏门，避免冷凝器抽真空，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达到设计值,检查轴封的漏气状况。1.3.5 循环水系统（如只有2台循环水泵时）:打开需要启动的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。1.3.6 汽轮机油系统:1.3.6.1 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，缓慢关闭高压油泵出口阀门，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。1.3.6.2 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出口阀，待油压降到3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。1.3.6.3 停下所有油泵，向油箱注油，油箱油位升到油箱顶部如下-100mm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。1.3.7电气系统：1.3.7.1 总降发电机联系柜断开时，电站侧总降联系线柜应合不上。1.3.7.2 低压柜、有电的状况下，当其中有一段低压母线段跳闸时，查明因素,排除故障后可以投入低压母联柜。1.3.7.3 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。1.3.7.4 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。1.3.7.5 站内由保安电源供电，把电站侧总降联系线柜断开，发电机中压柜处在实验合闸位置，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）。1.3.7.6 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。1.3.7.7 检查发电机隔离手车柜处在实验位置，将发电机并网中压柜处在实验位置合闸，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，升速至接近额定转速时，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 空负荷运营正常后，检查及调节如下参数与否正常：2.6.1主油泵进、出口油压及压差。2.6.2脉冲油压及与主油泵进口油压差。2.6.3轴承油温、瓦温及润滑油压。2.6.4电调装置与否输出对的。2.7 手拍危急遮断器检查主汽门、调节汽阀应能迅速关闭，然后重新启动主汽门并恢复至额定转速。2.8 按下紧急停机按钮检查主汽门、调节汽阀应能迅速关闭，然后重新启动主汽门并恢复至额定转速。2.9 主汽门、调节汽阀实验正常，且机组在额定转速下暖机12小时，等到机组有充足的热膨胀后再进行超速实验。2.10 先进行电调装置超速实验，投入“超速实验许可”，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，将主汽门启动阀手轮旋究竟，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实验，将转速提高至33003360r/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 危急遮断器动作实验应进行三次，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的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，一切正常后对发电机进行起励升压，将机端电压升到10KV左右，检查三相电压及定子、转子绕组的绝缘状况。2.14 用相序表仔细核对发电机和电站10KV母线所有PT二次侧的相序。2.15 相序核对对的后，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的80%以上后进行真空严密性实验，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于400Pa。2.18 进行甩负荷实验，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；之后把汽轮机调节到额定转速，重新并网；负荷升到75%时，重新进行甩负荷实验，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 实验结束后重新并网，带到最高负荷进入72小时试运营。2.20 第一次停机时做惰走实验，记录从主汽门关闭到汽轮机完全静止时的惰走时间。2.21 72小时试运营结后，视状况进行停机消缺一次，再进入24小时连继运营。3 余热发电试生产方案3.1设备性能：3.1.1 AQC、SP锅炉系统3.1.2 水解决系统3.1.3 汽轮机系统3.1.4 油路系统3.1.5 电气系统3.2试生产前的准备工作3.3试生产环节3.3.1 软化水系统制水3.3.2 锅炉给水系统启动3.3.3 锅炉启动升压3.3.4 暖管和并汽3.3.5 汽轮机辅机系统启动3.3.6 汽轮机冲转暖机3.3.7 发电机启动前的检查与实验(试生产前已完毕)3.3.8 发电机启动、升压、并列与接带负荷3.3.9 发电机励磁屏应进行的检查与操作3.3.10 发电机起励、升压时电站控制屏(1)应进行的检查与操作3.3.11 发电机自动方式并列时电站控制屏(2)的操作3.3.12 发电机手动方式并列时电站控制屏(2)的操作3.3.13 发电机并列后增长出力应注意事项3.3.14 发电系统的正常停机3.4 试生产紧急事故解决预案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、运营参数、操作要领、常用故障、注意事项，作为试生产时参照使用。3.1设备性能3.1.1AQC、SP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的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理发出电能。工艺流程简介：从锅炉给水泵来的45左右的给水进入AQC炉省煤器加热到大概174，省煤器（二组）出水分为二路，一路通过AQC炉的给水调节阀进入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（汽包内的水不断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轮机房主蒸汽母管。另一路通过SP炉给水调节阀，进入SP炉省煤器加热到188，省煤器出水进入SP炉汽包, SP炉汽包里的水通过下降管进入蒸发器,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（汽包内的水不断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。锅炉给水调节阀：自动或手动调节锅炉给水流量，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的压力下工作。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映生成沉淀物，避免锅炉受热管内壁结垢.计量泵：把药物按一定的量打入锅炉汽包中。输送机：把AQC沉降室内的积灰送到窑头电收尘下的拉链机中，SP积灰送入窑尾电收尘下的输送机中。金属单式轴向波纹管补偿器：补偿烟气管道的热胀冷缩。节流装置(流量计)：测量蒸汽或水的流量。持续排污阀：持续将汽包中含盐量高的炉水排除（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），送到相应的测量仪表。温度变送器：把温度转换为电信号（4-20mA），送到相应的测量仪表。3.1.2 水解决系统软化水装置：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，将水中的钙镁离子除去,生成硬度不不小于0.03mmol/l的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。除氧器液位调节阀：自动或手动调节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，为避免水泵内的水发热汽化，因此需先打开再循环阀，让水循环回除氧器中。除氧器：运用真空除去锅炉给水中溶解的氧气，避免管路腐蚀，真空循环水箱的水温应低于除氧器内的水温，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27，最高33,通过升压泵站的来水补充。冷却塔：通过冷却风机冷却汽轮机冷凝器的循环水，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，避免冷凝器的不锈钢管或铜管内壁结垢减少热互换效果。3.1.3 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的汽压一般低于主蒸汽母管内汽压0.05-0.1MPa，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，活塞下的油被泄掉，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。汽轮机进汽调节阀：油动机带动调节阀调节汽轮机进汽量，共有4个调节阀蝶，加负荷时依次启动。汽轮机前后汽封：开机时避免空气进入汽轮机汽缸内；正常运营时前汽封减少蒸汽泄漏，后汽封避免空气漏入汽轮机。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)。汽轮机疏水管：起动暖机过程将汽轮机内的疏水排走，打开时避免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，避免转子受热不均产生弯曲。冷凝器：将汽轮机作功后排出的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，避免空气进入汽轮机汽缸内；正常后启动自力式调节阀的进汽阀，关闭均压箱进汽手动阀，由自力式调节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、进汽调节阀阀杆的漏汽抽出并加热从凝结水泵过来的凝结水，汽封加热器出水通过热水井水位调节阀（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。热水井水位调节阀：通过冷凝器液位传感器（420mA）信号送到8000系统仪表，再由8000系统仪表将信号送到DCS系统，自动调节热水井正常水位。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圈，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：冷却发电机的循环空气，避免发电机定子、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营。3.1.4 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：当汽轮机接近额定转速时，主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的形成）提前启动盘车装置提高油位到25以上，机组冲转暖机油温必须达到25，升速油温不低于在30，正常运营时油温必须在35-45（最佳范畴是38-42）。交流高压油泵：汽轮机启动过程提供润滑油、保安油、调节油，当接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，来控制汽轮机调节系统。调节系统作用原理： 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，通过错油门控制油动机连杆上下移动，来带动调节汽阀，从而变化汽轮机的进汽量，调节汽轮机转速(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、油动机行程、转子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座，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。3.1.5 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，从励磁变压器来的电源经阳极刀闸进入三相全控整流桥，整流输出的直流电压经灭磁开关送到发电机的转子线圈；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节电压，并网后通过增磁或减磁来调节功率因数。微机继电保护装置：通过采集电压、电流互感器二次侧来的模拟信号，集中分析设备运营状况，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营。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的计算机柜并输出驱动信号，对所有电动阀、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的产业，和窑系统联系紧密，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。3.2.1 试生产前，员工已获得相应资格证书(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，现场优先的原则，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、调节各运营参数，还应懂得目前的屏幕生产状态与现场实际是如何相应，懂得运用屏幕所给的信息判断各设备运营状态，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。3.2.2 试生产前，已准备好锅炉运营规程、汽轮机运营规程、发电机运营规程、中控室运营规程，安全运营规程。3.2.3 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。3.2.4 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系统批示故障点、报警信号可靠。3.2.5 规定具有的条件：所有电气设备安装工作已所有完毕，并经验收合格；所有电气实验(静态)工作已完毕，并符合；继电保护、电气仪表及自动装置校验工作已完毕，经传动实验证明动作状况正常；锅炉、汽轮机部份等已具有开车条件。3.2.6 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，所有安全阀已经调节校验完毕，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。3.2.7 生产前，已获得供电部门的并网许可。3.3试生产环节：3.3.1 软化水系统制水：3.3.1.1 启动过滤器进出水阀向清水箱注满水。3.3.1.2 启动清水泵向软化水制取装置，将软水箱布满备用,供应除氧器和凝汽器热水井用水。3.3.1.3 试生产期间锅炉用水较大，需配两个人长驻化水车间。3.3.2 锅炉给水系统启动:3.3.2.1 启动软化水泵。3.3.2.2 打开凝汽器热水井补水门，补水至1/2-3/4处时关闭补水门。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，调节除氧器软化水进水调节门开度，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0.2MPa, 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 缓慢调节省煤器上水调节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 联系窑操作人员，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相应启动，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0.1MPa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0.3 MPa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0.3 MPa时，及时热紧重要管道上的阀门、法兰及阀门压盖。3.3.3.6 当确认汽包压力升至0.6 MPa时，冲洗水位计并核对水位。 3.3.3.7 当汽包压力升至0.9MPa时,全面检查锅炉系统，核对锅炉重要参数。3.3.3.8 窑头AQC锅炉启动并带一定的电负荷运营后，再启动窑尾SP锅炉。3.3.4.暖管和并汽：3.3.4.1 AQC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，边暖管边升压。3.3.4.2 SP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。3.3.4.3 SP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，打开出口电动阀。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的凝结水门，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 启动均压箱新蒸汽进汽阀，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营正常，油温油压、主蒸汽温度和压力、凝汽器真空在容许范畴内。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的旁通门。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 进入电调节器起动模式，选择“手动”或“自动”方式起动机组。手按电调节器操作面板上的“运营”键，机组即可按照编好的运营程序自动升速、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4045时，将冷油器投入运营，冷油器出口油温保持在3545。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，直至达到额定转速。3.3.6.11 升速过程中调节主蒸汽管路、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达到3000r/min，检查油压正常工作后停下高压电动油泵。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实验(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，风道应打扫干净，风道的墙面应刷一道油漆。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营确认正常。3.3.7.1.4 发电机的冷却系统试运营状况良好，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的，且各部位温度计已装接完毕。3.3.7.1.6 励磁回路的检查已完毕：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 自动调节励磁装置的检查实验与整定完毕。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的分、合闸实验，连动实验，分、合闸警报实验已完毕。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实验完毕，所有保护装置 的整定值应选择对的。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营规定（涉及发电机的灭火装置）3.3.7.1.10 电机定子绕组引出线与电网的相序应一致。3.3.7.1.11 电机定子机座应可靠接地。3.3.7.1.12 不需要在运营状态进行实验的发电机交接实验项目，应当实验完毕并且合格。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、刀闸、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，开关保护压板在相应的位置上。3.3.7.2 发电机启动前后做如下测量及实验：3.3.7.2.1 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实验。3.3.7.2.4 发电空载实验和短路实验（确认励磁电流和短路电流的相应关系）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，即可觉得发电机定子、转子回路已经带电，除实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的规定逐渐地提高转速，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，如发现应立即解决。3.3.8.3.3 旋转部件与静止部件间应无摩擦，发电机内部应无其她不正常声音。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的断路器手车处在分闸状态，将断路器手车推到实验位置。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，特别要注意检查同期端子、发电机励磁测量、发电机保护屏的多种二次熔断器的好坏。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、合闸并且批示状态灯批示对的。（发电机启动迈进行）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，观测励磁调节装置运营应正常。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批示灯亮（有刷）。3.3.9.5 注意事项：由于励磁操作的增磁、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），为了避免励磁操作时浮现反操作错误，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节操作在电气控制屏进行）3.3.9.6 有关励磁装置的自动运营状态和手动运营状态的注释：3.3.9.6.1 自动运营状态-是指励磁装置按照恒机端电压方式自动调节励磁的增长、减少，以达到发电机输出电压恒定的运营方式。3.3.9.6.2 手动运营状态-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电压，为了避免发电机浮现强励错误，励磁装置会自动切换到手动运营状态，即恒励磁电流运营状态，此时发电机的励磁增长、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、电站侧联系线柜的分、合闸控制开关应在“遥控”位置上。（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 确认励磁装置运营方式为“自动”后待发电机转速达到额定转速并者稳在3000 r/min时按值长命令做如下操作：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02 Ue时并且均匀上升的，即可觉得起励成功。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的上升，并且无任何跳动；发电机定子电压也应均匀的上升，并且无任何跳动。3.3.10.4.6 当发电机转子电压、电流的数值达到额定值时即可停止“增磁”操作，检查发电机定子电压也应达到额定电压水平，并且三相平衡，定子电流应当为零；否则应检查解决后方可继续操作。3.3.10.5 操作发电机转子绝缘检查开关，当正对地、负对地电压均为“零”和正对负电压为励磁电压时转子绝缘为良好；否则应检查解决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 报告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，使发电机频率和系统频率相似；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节信号从而对发电机的转速和电压进行调节，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自动运营状态。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 向值长报告发电机并列完毕。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 同步表持续运营不超过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，使发电机频率和系统频率相似；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 操作手动同期调节开关到“粗略同期”位置，同步表上的频率和电压指针即有批示。3.3.12.9 观测同步表的频率、电压指针与否指在黑线处，如果不在应调节发电机的转速、电压使同步表的频率、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 操作手动同期调节开关到“精确同期”位置，同步表即开始旋转。3.3.12.13 当同步表旋转正常且缓慢地接近黑线处即零位时，就可准备并列操作；此时应注意观测同步表的指针，当同步表的指针接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），此时合闸批示灯亮，分闸批示灯灭，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、同期调节开关、“手动/自动”同期选择开关。3.3.12.15 向值长报告发电机并列完毕。* 当选择电站侧联系柜作为同期对象时，必须把联系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3.13.1 发电机冷态和热态的定义： 3.13.1.1 当发电机的绕组、铁芯温度高于额定温度的50%时称为热态；3.13.1.2 当发电机的绕组、铁芯温度低于额定温度的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%的额定负荷，然后运营30min的时间，然后将发电机出力均匀的升到50%的额定负荷再运营30min的时间，最后可均匀的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，负荷的增长不受限制。3.3.13.5 为了电力系统的稳定运营，在调节无功负荷时，应注意不要使发电机进相运营。3.3.14 发电系统的正常停机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，联系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 随着负荷的减少，将均压箱改用备用汽源。3.3.14.4 调节主凝结水再循环管道上的阀门开度，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营，否则应手动起动油泵。 3.4 试生产紧急事故解决预案3.4.1 缺水事故3.4.1.1 现象3.4.1.1.1 锅炉水位低于批示最高水位，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 因素：3.4.1.2.1 运营人员疏忽对水位监视不严。3.4.1.2.2 设备有缺陷，如给水自动调节器失灵，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 解决：3.4.1.3.1 缺水事故发生后来，应冲洗水位计，并将所有水位计批示状况互相对照，判断对的性及缺水限度。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，法兰截门处向外冒汽。 3.4.2.2 因素。发生满水事故的因素一般是运营人员对水位监视不严，未能及时发现和解决而导致的，或者是由于给水自动调节器失灵， 给水压力过高或被假水位所困惑而导致的事故。3.4.2.3 解决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 如经解决无效，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 因素：3.4.3.1.1 锅炉含盐量大，汽包水表面浮现大量泡沫，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 解决措施：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 避免措施：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，加强给水解决，合适调节排污量，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 事故因素：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，压力表批示错误。3.4.4.1.3 运营人员操作不当。3.4.4.2 解决措施：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：炉管轻微爆破，如焊口泄漏等现象为破裂处有蒸汽喷出的嘶嘶声，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 因素：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 解决：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 锅内水击事故3.4.6.1 因素：