余热发电工艺流程、主机设备工作原理简介(详细)

发电工艺流程、主机设备简介

纯低温水泥窑余热发电技术是直接利用窑头窑尾排放的中低温废气进行余热回收发电，无需消耗燃料，发电过程不产生任何污染，是一种经济效益可观、清洁环保、符合国家清洁节能产业政策的绿色发电技术，具有十分广阔的发展空间与前景。

一九九五年八月，日本新能源产业技术综合开发机构（NEDO）与中国国家计委、国家建材局签订了水泥余热发电设备示范事业基本协定书，由日方提供一套先进且成熟可靠的低温余热发电技术和设备用于中国现有水泥厂，通过科学论证和国内外专家的实地考察，日方提供的这套设备安装在宁国水泥厂4000t/d水泥生产线上，发电机装机容量为6480kW，设计年发电量为4087×104kWh，吨熟料发电能力为33. 88kWh/t。

工艺流程: 凝汽器)热水井内的凝结水经凝结水泵(150A/B)泵入闪蒸器出水集箱，与出水汇合,然后通过锅炉给水泵(230A/B)升压泵入AQC锅炉省煤器进行加热,经省煤器加热后的水(167℃)分三路分别送到AQC炉汽包,PH炉汽包和闪蒸器内。进入两炉汽包内的水在锅炉内循环受热,最终产生一定压力下的过热蒸汽作为主蒸汽送入汽轮机做功.进入闪蒸器内的高温水通过闪蒸技术产生一定压力下的饱和蒸汽送入汽轮机第八级后做功，做过功后的乏汽经过凝汽器冷凝后形成凝结水重新参与热力循环。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(凝汽器140)。

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我厂主机设备性能特点：

一、余热锅炉: AQC炉和PH炉

AQC锅炉的设计特点如下: 锅炉型式为立式,锅炉由二组省煤器、六组蒸发器、一组过热器、汽包及热力管道等构成。锅炉前设置一预除尘器（沉降室），降低入炉粉尘。废气流动方向为自上而下,换热管采用螺旋翅片管,以增大换热面积、减少粉尘磨损的作用。锅炉内不易积灰，由烟气带走，故未设置除灰装置，工质循环方式为自然循环方式。主要工艺参数为:最高使用压力:1.2MPa，额定蒸汽压力0.789额定蒸汽温度:345/344℃，额定蒸发量:18t/h，设计废气流量:193100/227600Nm3/h，设计入口废气温度360℃，设计出口废气温度:84.21℃。

过热器作用：将饱和蒸汽变成过热蒸汽的加热设备，通过对蒸汽的再加热，提高其过热度（温度之差），提高其单位工质的做功能力。

蒸发器作用：通过与烟气的热交换，产生饱和蒸汽。

省煤器作用：设置这样一组受热面，对锅炉给水进行预热，提高给水温度，避免给水进入汽包，冷热温差过大，产生过大热应力对汽包安全形成威胁，同时也避免汽包水位波动过大，造成自动控制困难。一方面最大限度地利用余热，降低排烟温度，另一方面，给水预热后形成高温高压水，作为闪蒸器产生饱和蒸汽的热源。

沉降室作用：利用重力除尘的原理将烟气中的大颗粒熟料粉尘收集，避免粉尘对锅炉受热面的冲刷、磨损。

PH 锅炉的设计特点如下: 锅炉型式为卧式,锅炉由四组蒸发器、

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一组过热器、汽包及热力管道构成，废气流动方向为水平流动,换热管采用蛇形光管,以防止积灰。因生料具有粘附性，故锅炉设置振打装置进行除灰,工质循环为采用循环泵进行强制循环方式。主要工艺参数为: 最高使用压力:1.2MPa，额定蒸汽压力0.789MPa，额定蒸汽温度:315/311℃，额定蒸发量:34.65/34.1t/h，设计废气流量:375000/380000Nm3/h，设计入口废气温度:340/335℃，出口废气温度:200℃。

锅炉用钢

二、汽轮机

针对水泥余热资源品位低、流量大的特点,在满足水泥工艺要求前提下,为充分利用余热热能，我厂采用多级冲动补汽凝汽式汽轮机。本机组由锅炉的新蒸汽经电动隔离阀进入汽缸前部的主汽联合汽门，从主汽联合汽门出来的新蒸汽经过主蒸汽管路，通过汽缸的下部分两路同时进入与高压内缸铸成一体的高压蒸汽室，经第一级至第七级做功后，与闪蒸器来的补气混合，经第八级至10级压力级做功后排入凝汽器凝结成水，由凝结水泵打出经过汽封加热器与闪蒸器出水汇合经电动给水泵加压后进入锅炉。汽轮机额定功率18000kW,排气压力-95.6kPa, 转速3000rpm，级数10级。

工作状态下额定蒸汽参数:

入口蒸汽压力主蒸汽混汽

0.689Mpa 0.13Mpa

入口蒸汽温度 319℃ 107

入口蒸汽流量 105.65t/h 2.39t/h 3

汽轮机的调节系统采用电、液（压）调节方式，感应机构为电磁式，执行机构为液压传动式。调节系统稳定可靠，保证了汽轮机在设计范围内的任何工况下稳定运行。

为保障汽轮机安全运行,我厂汽轮机设置保护有:1、汽轮机超速，2、轴向位移大3、润滑油压低保护；4、轴瓦温度高保护；5、回油温度高保护；6凝汽器真空低保护；7、仪表用气压力低保护；8、发变组故障保护；9主蒸汽截止电动阀保护；10、推力瓦温度高保护11、推力瓦回油温度高保护；12冷却水泵保护。

汽轮机油系统组成有:油箱、油雾排气扇、油净化器、油冷却器、润滑油过滤器、调节油过滤器、主油泵、高压电动油泵、交流润滑油泵、紧急油泵、润滑油压调节阀及相应的管道等。润滑油主要作用是为保证各轴承部位的润滑、冷却、清洗及防止氧化等，另外,汽轮机的调节、保护系统均采用油作为工质。我厂汽轮机使用的是L-TSA46汽轮机油。

主油泵作用：是汽轮机正常运行时，向汽轮机发电系统供油。为离心式泵，转速3000rpm，能力3000L/min。

辅助油泵作用：汽轮机组启动与停止时向汽轮机系统供油。为电机驱动离心泵，能力86m3/h，电机额定功率55kW。

紧急油泵作用：当辅助油泵无法启动时，该泵启动向系统供油。为直流电机驱动离心泵，能力24m3/h，电机功率5.5kW。

盘车装置：在机组升温启动与机组停车降温时带动转子，使汽机转子均匀受热。型式：手动啮合电机驱动自动分离式。

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凝汽设备是凝汽式汽轮机设备的一个重要组成部分，其工作的好坏直接影响整个设备运行的经济性和可靠性。凝汽设备一般由凝汽器、冷却水泵、真空泵和凝结水泵等主要部件以及它们之间的连接管道和附件组成。主要作用是，汽轮机的排汽进入凝汽器，冷却水泵不断地把冷却水送入凝汽器，吸收蒸汽凝结放出的热量，蒸汽被冷却并凝结成水，凝结水被凝结水泵从凝汽器底部抽出，通过锅炉给水泵送往锅炉作为锅炉给水。

由此可知，凝汽设备作用有两个：1、在汽轮机排气口建立并维持一定的真空；2、回收洁净的凝结水作为锅炉给水的一部分。

真空泵作用：将凝汽器内的不凝结气体抽出以保持较高的真空度，使做过功的蒸汽能充分冷凝，设计真空-95.6kPa。

汽封蒸汽凝汽器：使汽封部蒸汽凝结成水重新参加系统循环，并回收蒸汽所携带热能。冷却水为凝结水，热交换加热。

凝结水泵：将凝汽器内的冷凝水重新泵送至系统内循环再利用；真空泵：将凝汽器内漏入的空气及不凝结气体抽出以使其内部保持较高的真空度，使做过攻的蒸汽能充分冷却。

锅炉给水泵：向锅炉连续不断的供水，维持锅炉的正常运转；

强制循环泵：对PH锅炉蒸发器内的锅炉水增加压头进行强制流动；

补给水泵：向热力系统中补充除盐水，维持凝结器正常水位；

冷却水泵将冷却水送至设备需冷却的部位维持冷却水闭路循环。

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三、发电机

余热发电所用汽轮发电机为三相交流同步发电机，型式为卧式，无刷无环励磁全封闭式。通风冷却,全封闭水冷热交换器型,通过安装在转子的冷却风机,采用空气冷却方式。发电机装备有空气冷却器,可使内部空气循环。发电机额定参数:发电机功率18000KW，额定电压:10.5KV，额定电流:1237A，额定频率:50HZ，极数2，功率因数:80%滞后，励磁方式:同轴交流无刷励磁方式，绝缘等级:F级，润滑方式:强制润滑。

四、闪蒸器

所谓闪蒸，是指高温高压水经节流突然进入一个压力较低的空间，由于该压力低于该热水温度相对应的饱和压力，部分热水迅速汽化，因为汽化反应几乎是在瞬间完成，形象地称之为“闪蒸”。闪蒸器就是这样一个完成闪蒸功能的设备。它的作用是使锅炉给水保持一定温度,并回收热水所附带的热量产生蒸汽做功；其次,它还起到闪蒸除氧作用。

闪蒸器型式为竖直圆筒型,设计压力为0.3MPa,器压力为0.13MPa,设计温度167℃,器内温度107℃, ,闪蒸量为 2.39t/h,入口流量21.08 t/h出口流量为18.7t/h,器内容积为12.5m3。

五、冷却水系统

冷却水系统的作用主要是为凝汽器及其他冷却设备提供冷却循环用水。包括两台冷却水泵和一套强制通风冷却塔及相应的冷却水管

道等。两台冷却水泵日常一台备用，采用强制通风冷却塔在场地受到限制的情况下可以大大减少占地面积，另外还可以减少初期投资；但因采用风扇强制通风，故厂用电量增加，同时增加了日常维护工作量。

组成主要有冷却水泵、冷却风扇、集水槽、散水嘴、散水管、填料、分离器和相应的连接管道等。

冷却风扇：对冷却塔内进行强制通风，对冷却水进行强制换热。

散水嘴与散水管：将循环冷却水呈水滴状均匀地洒向填料层。

填料：将散水嘴喷射出的水滴在填料的表面形成水膜，增大冷却面积。

分离器：防止散水嘴喷射出的水滴因强制通风造成飞沫损失，从而降低循环冷却水损失。

六、水处理系统

㈠纯水装置

纯水装置主要是通过阴阳离子交换树脂来置换出原水中的阴阳离子形成软化除盐水，作为发电系统的补充水，达到减少热力系统结垢与腐蚀的目的。运行中失效的阳离子树脂和阴离子树脂分别通过盐酸HCL和烧碱NaOH作为再生剂进行再生，以恢复树脂交换能力。工艺流程为：

㈡炉内水处理

为了防止锅炉内腐蚀结垢,主要采用化学方法处理。

通过加药泵向锅炉内加磷酸三钠Na3PO4药品,使进入炉水中的钙

离子、镁离子等形成不粘附的水渣,通过连续、定期排污排掉.

给水加药装置所加药品为吗啉和联氨。吗啉作用是调节给水的

PH值.联氨作用是除去水中溶解的氧气.

1．天然水中有哪些杂质？它们对电厂运行会造成哪些危害？我

厂各采用什么方法去除？

答：天然水中杂质主要分为：

一、悬浮物和胶体

悬浮物：1、可沉物：砂石、粘土等无机物；2、漂浮物：动植物

代谢和腐败产物的有机化合物。

胶体：1、无机胶体：铁、铝和硅的化合物；2、有机胶体：由

动植物腐烂和分解生成，主要是腐殖质。

二、溶解物质

（一）呈离子状态的杂质：1、钙离子；2、镁离子；3、钠离子

和钾离子；4、重碳酸根；5、氯离子；6、硫酸根等。

（二）溶解气体：1、氧；2、二氧化碳等；

含有悬浮物、胶体和有机物的水直接进入交换器进行离子交换，

会污染离子交换剂，降低离子交换剂的工作交换容量，严重时导致水

质变坏；含铁、铝等胶体的水进入锅炉会引起结垢，有机物和胶硅进

入锅炉导致炉水起沫、含硅量上升，蒸汽质量恶化。

水中呈离子状态的杂质如不经处理，会沉积在热力系统设备管道

内壁，影响设备的换热效率，降低设备使用寿命。从安全上来说会导

致爆管、鼓包等事故。水中溶解气体如氧、二氧化碳会直接导致热力

系统氧化腐蚀，缩短热力设备的使用寿命，腐蚀产物污染锅炉给水，

还会引起锅炉结垢和腐蚀，危及热力设备的安全运行。

我厂对天然水采用如下方法进行处理：

1.天然水中的悬浮物和大部分的胶体、有机物几乎在自来水厂利

用沉淀、过滤等方法被清除掉，发电系统的水预处理主要采用多级砂

过滤器过滤水中的残存悬浮物。

2.经过预处理后的水，采用离子交换处理法去除水中溶解的离

子。

3.经深度处理后的水（去除离子的水）中的溶解气体主要在锅炉给水这一环节进行处理，主要采用向水中加联氨（N2H4）去除水中的氧。

2．离子交换装置的工作原理

离子交换是指在树脂上的可交换离子与溶液中的同符号离子间的离子交换。扩散层中的离子，受固定层上异电荷离子的引力较小，在溶液中能够自由游动，较易进行离子交换，但离子交换并不局限在扩散层，在固定层也会进行离子交换。因树脂是网状结构，网眼内有大量的可交换离子，所以离子交换大部分是在网孔内进行的。

我厂离子交换装置其再生工艺分为反洗、再生、正洗、交换这几个步骤。水的深度处理为生水经过强酸性阳离子交换器，水中的阳离子被阳树脂吸着，树脂上H＋被置换到水中，之后水再进入强碱性OH型离子交换器，阴离子被阴树脂吸着，树脂上OH—被置换下来与进水中的H＋生成水。

树脂的再生

再生是将一定体积和浓度的再生液，连续流过离子交换器的树脂层，使树脂恢复离子交换能力的过程。

我厂的阳床树脂所用再生液为35%HCL（盐酸）；阴床树脂所用再生液为48%NaOH（烧碱）。

锅炉的给水处理：

1、凝汽器的真空除氧。凝汽器运行时，凝结水的温度为凝汽器工作压力下的沸点。补给水通往热井的上部及在凝汽器汽侧顶部装设的喷淋管，分散成细流或水滴喷淋于热水井凝结水中，使水中氧可逸出，溢出的氧在凝汽器空冷区被真空泵直接抽走。

2、化学方法处理。①除氧：采用联氨，因N2H4在碱性水溶液中是一种很强的还原剂。它与水中的O2反应生成N2和水。②给水的PH值调节：给水的PH值控制主要依靠向锅炉给水中添加吗啉来提高水的PH值。

3、炉内水处理：向锅炉内加Na3PO4处理，使进入炉水中的Ca2+、Mg2+等形成不粘附的水渣，通过排污排掉。

拉链机运行注意事项

1、在正常工作之前空车启动1-3分钟，在稳定运转后逐渐加大喂

料量，直至满负荷运转。

2、如无特殊情况，不得负载停车。一般应在停止加料后，待机槽

内物料基本卸空时再停车。如满载运输时发生紧急停车后的启动，必须先点动几次或适量排除机槽内的物料。

3、若有数台输送机组成一条流水线，起动时应按逆时方向，而且

逐台往前开，停车顺序应与起动顺序相反。

4、操作人员应经常检查机器各部件，特别是刮板链条和驱动装置

应保证完好无损状态。一旦发现有残缺损伤的机件（刮板严重变形或脱落、链条的销钉脱落等），应及时修复或更换。

5、运行过程中应严防铁件、大块硬物、杂物等混入机槽内，以免

损伤或造成其他事故。

6、注意保持所有轴承和驱动部分良好润滑，但应注意刮板链条、

支撑导轨及头轮、导轮等部件不得涂润滑油。

头部和尾部轴承加钠基或锂基润滑脂，减速机加油时不能超过最高油位，也不能低于最低油位。一般加油到最高油位稍下即可。巡回检查制度

1、巡回检查是保证安全生产的关键措施，值班人员必须按规定认真执行。

2、巡回检查原则要求：

（1）接班检查：

（2）交班检查

（3）正常检查

（4）非正常重点检查：设备有缺陷、重点部位增加检查次数。

3、值班人员按规定对设备进行检查，及时发现设备隐患和异常现象，防止事故的发生和扩大。

4、检查时应带好所需工具，做到手摸、眼看、耳听、鼻闻，

全面检查，掌握设备运行情况，做到心中有数。

5、巡回检查中发现的设备缺损要征得值班长的同意方可处理（直接危及人身及设备安全者除外）。

6若检查不周，发现不及时发生问题，检查人员应负一定的责任。

7、巡回检查中应注意以下几点：

（1）新投入运行和刚检修过的设备。

（2）频繁操作经常开庭的设备。

（3）发生过异常的同类型或类似的设备。

（4）带缺陷运行的设备。

（5）系统发生事故受到影响的设备。

（6）运行方式，负荷较大或满负荷的设备。

（7）长期失修的设备。

（8）天气骤然变化（大风、大雨、雷电、大雾等）对设备的影响及设备的反应。

（9）检查时应注意设备的声音、温度、振动、颜色、气味及泄漏情况。

8、值班期间巡回检查为每小时一次，发现问题立即汇报值班长。

9、巡回检查应遵守规定的时间及路线。

设备维护保养制度

1、运行人员要以高度的责任心，做到正确使用设备，精心维护保养设备。

2、运行人员严格按操作规程进行设备的启、停。

3、保持设备清洁，消除跑、冒、滴、漏现象，做好设备的润滑工作。

4、若发生设备异常，应立即查明原因，在危及人身、设备安全的情况下。可采取果断措施或立即停车，报告值班长及有关领导，不弄清原因，不排除故障不得盲目开车。

5、运行人员对备用设备负责定期检查维护，注意防尘、防潮、防腐蚀、防锈，对于转动设备应定期盘车和切换，使备用设备处于良好状态。

6、若设备存在缺陷应填写到设备缺陷记录本上。

余热发电重要危险源及防范措施登记表

余热发电系统开机注意事项

一、锅炉升温升压注意事项

1）辅机系统启动并运行正常，两台锅炉汽包水位显示正常并与现场核对水位；

2）检查锅炉阀门开闭是否正常，所有人孔门是否泄漏；

3）锅炉辅机系统运行正常，仪表投入运行；

4）当窑系统正常运转，通知现场锅炉升温升压，打开汽包排气阀及过热器排气阀；

5）当汽包压力升至0.1MPa时，通知现场关闭汽包排气阀及过热器排气阀；打开所有联箱排污阀及疏水阀，打开定期排污和连续排污阀，启动阀14161V开启20%以上；

6）当汽包压力升至0.3MPa时，及时热紧主要管道上的阀门、法兰及阀门压盖；

7）当汽包压力升至0.5MPa时，通知现场巡检人员冲洗水位计，压力升至0.588MPa时，现场人员全面检查锅炉系统，系统正常，主蒸气管道暖管；

二、汽轮机启动注意事项：

1）主蒸气暖管要充分，冷态一般不少于2小时，12小时以内一般为0.5~1.0小时，包括主蒸气管道旁路；

2）真空系统建立，运行正常；

3）油系统运行正常，各油压建立正常，轴承回油正常，润滑油温不应低于30度，当进油温度达45℃时，投入冷油器，使其出油温度

为35～45℃.

4、升速过程中，机组振动不得超过0.03mm,一旦超过该数值，则应降低转速直至振动消除，维持此转速30min,再升速，如振动仍未消除，需再次降速运转120min,再升速，如振动仍未消除，则必须停机检查。

5、运转正常后进行全面检查，一切正常后，即准备并网和接带负荷。

6、并网后立即带1MW电负荷，停留10min,再以0.5MW/min的速度增负荷至6MW时进行暖机，停8min,再以1MW/min的速度增负荷至12MW，停留8min，仍以1MW/min的速度增负荷至18MW. 主蒸汽管道暖管

1、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）；

2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；

3 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；

4 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；

1汽轮机启动前的检查准备和具备开机的条件

检查确认汽轮机发电机各轴承润滑是否正常;

检查确认汽轮机发电机轴承座螺栓是否有松动现象；

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；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；检查确认润滑油压达到0.08Mpa以上时,投入盘车装置。

1检查确认汽机入口温度和压力都达到暖机条件时，中控通知准备暖机；

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；

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%；

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；

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；

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；

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）；

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 通知中控操作员进行升速操作

1)升速前的检查与条件

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

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。

并网

.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。

注意：自动模式与手动模式的相互切换均要等30S～1min，通道之间的转换需检查电压给定值UGR、励磁电流给定值IFR、触发角ARF，如以上三个量不一致，要继续等到跟踪正确30S～1min后再进行通道切换。

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

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9.3kV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。

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操作保护屏柜面手动同期转换开关；手动同期开关转投入，对象选1转投入，检查压板有没有投入；

③转换SK1把手至合闸位罝时松手；

④并网结束后将智能同期开关SK1转主控位置，手动同期转切除，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。

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。

汽轮机运转中的检查与维护

1检查确认汽轮机检测仪表显示值是否在正常值以内；

2检查确认汽轮发电机组轴承的润滑是否正常；

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；

4每周对滤油器进行转换并检查和清洗过滤器；

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。6、运行中应特别注意以下参数：

（1）控制油压0.65～1.3 Mpa，润滑油压0.08～0.15Mpa。（2）轴承进口油温35～45℃，轴承最高回油温度65℃，轴

承最高瓦温100℃.

（3）均压箱压力2.94～29.4KPa

（4）后汽缸排汽温度带负荷时＜65℃，空负荷时＜100℃.

7、经常监视各表计的指示，并定时做记录，在有异常情况时应做详细记录。

发电机运转中的检查与维护

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；

2 检查确认三相定子温度是否正常；

3 检查确认各轴承润滑是否正常；

4检查确认记录参数有无异常变化；

5检查确认发电机测量炭刷是否正常。

汽轮机在下列情况下应紧急停机：

1、机组突然发生强烈振动或金属撞击声。

2、汽轮机转速升高至3360r/min，而危急遮断装置不起作用。

3、汽轮机进水或发生严重水冲击时。

4、轴封汽封冒火花或冒水。

5、任何一个轴承断油或轴承回油温度急剧升高。

6、轴承回油温度升高超过75℃、瓦温超过110℃或轴承内冒烟。

7、油系统失火且不能很快扑灭。

8、油箱内油位突然下降到最低油位时。

9、润滑油压降至0.0196Mpa

10、转子轴向位移超过1.3mm.

11、主蒸汽管道或混汽管道破裂。

12、发电机冒烟。

13、后汽缸排气门动作。