供热运行规程青岛华电
QB
供热运行规程
Q/113-105.14-2009
目 录
前 言.................................................................................II
1 范围....................................................................................1
2 规范性引用文件..........................................................................1
3 设备编号原则............................................................................1
4 热网首站主要设备规范....................................................................1
4.1 热网首站1A加热器、1B加热器...........................................................1
4.2 热网首站2A加热器、2B加热器...........................................................2
4.3 液力耦合器............................................................................2
4.4 自动冲洗排污过滤器....................................................................2
4.5 热网首站水泵及其电机铭牌表：..........................................................2
4.6 热网首站疏水罐铭牌表：................................................................3
4.7 热网首站系统安全阀铭牌：..............................................................3
5 供热系统用户及正常运行方式..............................................................4
5.1 供热系统用户分类......................................................................4
5.2 热网系统运行方式......................................................................4
5.3 热网首站运行方式......................................................................4
6 机组抽汽供热投入........................................................................5
6.1 #3、#4机抽汽供热投入..................................................................5
6.2 #1、2机抽汽供热投入...................................................................6
7 抽汽供热的停止..........................................................................8
7.1 #3、#4机抽汽供热停止..................................................................8
7.2 #1、2机抽汽供热停止...................................................................8
8 热网首站的运行..........................................................................8
8.1 首站加热器的运行......................................................................8
8.2 热网循环泵运行.......................................................................10
8.3 热网疏水泵的运行.....................................................................11
8.4 首站水质标准.........................................................................12
9 供热系统运行注意事项...................................................................12
10 事故处理..............................................................................13
10.1 供热系统事故处理的原则..............................................................13
10.2 紧急情况下供热切除顺序..............................................................13
10.3 热网系统事故处理....................................................................14
10.4 供热有关的联锁保护..................................................................18
附录A #1、2机额定抽汽压力工况图（绝对压力）.............................................23
附录B #3、4机额定抽汽压力工况图（绝对压力）.............................................24
附录C #3、4机最高抽汽压力工况图（绝对压力）.............................................25
I
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前 言
我公司供热系统目前主要通过#1、2、3、4机组向热网南线、热网北线、热网东线、联创公司、渤海植物油厂等用户供蒸汽，通过热网首站向华电热力公司供热水。为保障供热机组及供热系统设备安全、稳定、经济合理的运行，正确指导运行人员操作，防止运行中发生事故和正确处理事故，特制定本标准。
本标准由公司标准委员会提出。
本标准由生技部负责归口。
本标准由运行车间负责起草。
本标准的附录A、附录B、附录C为规范性附录。
本标准主要起草人：于 超
审 核：张红炬 姜维军 王兰花 高 正 杜宁宁
审 定：李 建
审 批：刘国华
本标准自2009年11月10日首次发布并实施。
本标准由生技部负责解释。
II 石德静 王洪磊 潘富春
Q/113-105.14-2009
供热运行规程
1 范围
本规程规定了我公司供热系统运行方式、设备启动、停止的操作和正常运行及事故处理。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
原电力部颁部颁《电力工业技术管理法规》
原电力部颁《电业安全工作规程》
原电力部颁《发电厂厂用电动机运行规程》
原电力部颁DL/T 609－1996《300MW级汽机运行导则》
原电力部颁DL/T 611－1996《300MW级锅炉运行导则》
原国家电力公司《汽轮发电机运行规程》1999年版
原国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
CJJ34-2002 城市热力网设计规范
3 设备编号原则
3.1 参照由北向南、自西向东、从固定端向扩建端的编号顺序，同时结合加热器汽侧、水侧介质流向的实际情况，采用单元制编号的原则。
3.2 热网首站加热器命名为：#1A加热器、#1B加热器；#2A加热器、#2B加热器；#3A加热器、#3B加热器、#4A加热器、#4B加热器；
3.3 热网首站循环水泵命名为：#1热网循环水泵、#2热网循环水泵、#3热网循环水泵、#4热网循环水泵、#5热网循环水泵、#6热网循环水泵; 热网首站疏水罐采取与各加热器对应的编号原则，分别命名为：#1疏水罐、#2疏水罐、#3疏水罐、#4疏水罐；
3.4 热网首站疏水泵采取与各疏水罐对应的编号原则，分别命名为：#1A疏水泵、#1B疏水泵、#1C疏水泵、#2A疏水泵、#2B疏水泵、#3A疏水泵、#3B疏水泵；#4A疏水泵、#4B疏水泵；热网首站补水泵命名为：#1热网补水泵、#2热网补水泵、#3热网补水泵、#4热网补水泵。
4 热网首站主要设备规范
4.1 热网首站1A加热器、1B加热器
厂家： 山东北辰集团有限公司
型号： RJBW-1010-1.6-2
型式： 卧式、管壳式,不锈钢加热管
工作压力（管程/壳程）： 1.37/1.0Mpa
设计压力（管程/壳程）： 1.6/1.2Mpa
工作温度（管程/壳程）： 135/350℃
设计温度（管程/壳程）： 150/350℃
进汽温度： 300/350℃
进汽压力： 0.685/0.981Mpa
进出水温度： 65/115℃，总流量：6000t/h
1
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疏水温度： ＜145℃
4.2 热网首站2A加热器、2B加热器
厂家： 山东北辰集团有限公司
型号： RJBW-687-1.6-1
型式： 卧式、管壳式,不锈钢加热管
工作压力（管程/壳程）： 1.37/1.0Mpa
设计压力（管程/壳程）： 1.6/1.2Mpa
工作温度（管程/壳程）： 135/350℃
设计温度（管程/壳程）： 150/350℃
进汽温度： 300/350℃
进汽压力： 0.685/0.981Mpa
进出水温度：115/135℃, 总流量：6000t/h
疏水温度：＜145℃
4.3 液力耦合器
型号: 750SVTLs21.2-6.3
最大输出轴功率： 654KW
调速范围： 4:1
4.4 自动冲洗排污过滤器
型号: JCG-Ⅰ-1200
压力: 1.6MPa
使用温度: ≤225℃
4.5 热网首站水泵及其电机铭牌表： 设备 规范
型号
扬程m
流量m3/h
转速r/min
功率Kw
泵 汽蚀余量m
出厂编号
生产日期
生产厂家
电
机 型号 频率Hz 功率Kw
功率因数
定子电压V
额定电流A
2 循环水泵 97 1818(叶轮切削后) 1480 800 4.8 S4100 177－180 2005年7月 上海凯泉泵业 有限公司 Y450－7－4 50 800 0.88 6000 91.6 疏水泵 118 318 2900 160 2.0 A41083 11－15 2005年7月 上海凯泉泵业 有限公司 Y2－315L－2 50 160 380 292 补水泵 W150－400 50 200 1480 45 50325 11－12 2005年3月 上海连成 有限公司 Y2－225M－4 50 45 0.87 380 84.7 定压水泵 W125－250 80 160 2950 55 052513 2005年3月 上海连成 有限公司 Y2-250M－2 50 55 0.90 380 101 N400－M6/620（T） KQWR-G100/315-160/2
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接法
防护等级
冷却方式
环境温度℃
绝缘等级
转速r/min
质量kg
轴承型号
轴伸端
标准编号
出品编号
出厂日期
生产厂家 Y IP23 1001 40 F 1485 3300 NU228E/C3 6226/C3 JB/T7593-1994 5030 01－04 2005年3月 西安西玛电机
有限公司 △ IP54 F 2980 6316/Cm JB/T10391-2002 41200 1-5 2004年12月 西安西玛电机 有限公司 △ IP55 F 1475 330 JB/T8680-1-1998 2005年7月 江苏清江电机 股份有限公司 △ IP55 F 2965 389 JB/T8680-1-1998 59 2005年7月 江苏清江电机 股份有限公司
4.6 热网首站疏水罐铭牌表： 型号及规格
设计压力
热网首站
加热器
#1疏水罐 最高工作压力 耐压试验压力 设计温度
介质
制造日期
生产厂家
型号及规格
设计压力
热网首站
加热器
#2疏水罐 最高工作压力 耐压试验压力 设计温度
介质
制造日期
生产厂家
4.7 热网首站系统安全阀铭牌：
3 SSG-8-1.6w 1.1Mpa 1.0Mpa 1.75Mpa 350℃ 凝结水 2005年3月 SSG－5－1.6I 1.1Mpa 1.0Mpa 1.75Mpa 350℃ 凝结水 2005年3月 产品编号 容器类别 产品标准 容器净重 容积 许可证编号 山东北辰集团有限公司 产品编号 容器类别
产品标准 容器净重 容积 许可证编号 山东北辰集团有限公司 2411419 一 GB150－1998 2950Kg 8 m3 TS2210037-2008 2411418 一 GB150－1998 1748Kg 5m3 TS2210037-2008
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回座压力
开启高度
适用温度
排量系数
出厂日期
生产厂家
5 供热系统用户及正常运行方式
5.1 供热系统用户分类
供热系统按用户可分为采暖用户、工业用户、厂内用户三类。
5.1.1 采暖用户包括：热电集团热力分公司（热网南线）、华电热力公司（热网首站）、鲁青热力公司（热网东线）。
5.1.2 工业用户包括：热电集团热力分公司（热网南线）、渤海植物油厂、联创公司（热网南线）、新型建材公司（热网北线）、鲁能加汽公司（热网南线）、洁神公司。
5.1.3 厂内用户：脱硫、老厂食堂澡堂、新厂食堂澡堂、新办公楼空调、职工文化活动中心。
5.2 热网系统运行方式
5.2.1 正常供热方式：#1、2机组额定供热流量为300t/h，设计供热压力为0.79Mpa(a)，#1、#2机组供汽至热网首站，经换热后向华电热力公司供热水；＃3、4机组额定供热流量为400t/h，最大供热流量为430t/h，设计供热压力为0.981(a)MPa，#3机组供B热网母管，#4机组供A热网母管。
5.2.2 特殊情况下，#1、#2机组可以向热网母管提供备用汽源。最后，#2机可由热再经减温减压供热网母管150 t/h汽作为紧急备用。
5.2.3 A热网母管和B热网母管并列运行，共带以下热负荷：热网首站、热网＃1、2减温器、热网＃3减温器、脱硫用汽、热网北线、渤海植物油厂。
5.2.4 热网＃1、2减温器后共分三路：第一路对接于热网＃3减温器后，作为热网南线A、B管联络；第二路供老厂生活用汽、联创公司、鲁能加汽公司、职工文化活动中心以及热网东线一路备用；第三路供热网南线A管。
5.2.5 热网＃3减温器后共分四路：第一路对接于热网＃1、2减温器后，做为热网南线A、B管联络；第二路是供渤海植物油厂；第三路供热网南线B管；第四路供热网东线。
5.2.6 热网北线供新型建材公司，接自A热网母管和B热网母管，同时#2机组热再经减温减压来汽通过该路为整个热网系统提供紧急备用。
5.2.7 热网南线供热电集团热力分公司，分为热网南线A管和热网南线B管两路，A、B管分别设主管流量计和支管流量计，根据供汽量大小进行切换运行。
5.2.8 热网东线供鲁青热力公司，一路接自热网南线B管流量计前，另一路由热网南线A管至联创公司管上加装一路备用汽源。
5.2.9 渤海植物油厂供汽有两路，正常由A热网母管或B热网母管供，热网＃3减温器后供植物油厂作为备用。
5.2.10 联创公司、鲁能加汽公司、职工文化中心及老厂生活用汽正常由热网南线A管供汽，事故时也可由热网南线B管供汽。
5.2.11 老厂生活用汽还有一路接至职工文化活动中心的临时管路。
5.2.12 洁神用汽从老厂澡堂处接出。
5.2.13 脱硫用汽接自A热网母管和B热网母管，同时从二期辅汽母管接一路备用汽源。
5.3 热网首站运行方式
4 1.564Mpa ≥16.25mm ≤300℃ 0.75 06年7月 1.422Mpa ≥8mm ≤350℃ 0.75 05年3月 1.422Mpa ≥12.5mm ≤350℃ 0.75 05年3月 0.945Mpa ≥25mm ≤350℃ 0.75 05年3月 中 国 永 一 阀 门 有 限 公 司
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5.3.1 热网首站汽侧正常由#1、2机组提供汽源，并由A热网母管和B热网母管提供备用汽源，1A1B加热器疏水（即#1疏水罐疏水）正常回收至#2机除氧器，2A2B加热器疏水（即#2疏水罐疏水）正常回收至#1机除氧器。
5.3.2 根据热网负荷大小，热网首站水侧可采用以下方式运行：
供热回水母管→除污过滤器→循环水泵→1A(或1B或2A或2B或3A或3B或4A或4B)加热器→供热出水母管；
5.3.3 热网首站主要运行参数见表1 表1 热网首站主要运行参数
序号
1
2
3
4
5
6
6 机组抽汽供热投入
6.1 #3、#4机抽汽供热投入
（以#3机为例，#4机操作相同）
6.1.1 抽汽供热投入前的准备工作
6.1.1.1 抽汽供热投入应遵循附录额定抽汽压力工况图所要求的低压缸最小排气量Q＞90t⁄h、附录最高抽汽压力工况图所要求的最高抽汽压力≯1.13MPa(a)（LEV全开，EGV调节），具体数据详见附录图。
6.1.1.2 检查供热逆止门、供热电动门、供热调门LEV、供热蝶阀EGV动作灵活可靠。
6.1.1.3 检查低压缸喷水装置能够正常投入和切除。
6.1.1.4 检查供热逆止门、供热电动门、供热调门LEV、供热蝶阀EGV联锁动作正常。
6.1.1.5 当供热逆止门、供热电动门、供热调门LEV、供热蝶阀EGV动作不灵活、卡涩，低压缸喷水装置不能正常投入时禁止投入抽汽供热。
6.1.1.6 直埋蒸汽管道覆土层应无塌陷，疏水井、检查井内应无积水、杂物，井盖应完好。排潮管应畅通。管道支吊架应完整无变形。
6.1.1.7 供热投入需同时满足以下条件
6.1.1.7.1 DEH在自动方式
6.1.1.7.2 机组负荷大于100MW
6.1.1.7.3 按下“供热投入”按钮
6.1.2 抽汽供热投入操作步骤
6.1.2.1 打开＃3机供热电动门、供热调门LEV及供热逆止门前后疏水。
6.1.2.2 打开＃3机供热电动门、供热逆止门，在DEH上使用操作员手动方式微开＃3机供热调门LEV 5~10%，对供热管路进行充分暖管。
6.1.2.3 当供热管道内起压后开#3机厂房外供热管道自动疏水器旁路门（以防影响真空），维持暖管压力0.15-0.2MPa，进行带压疏水。
6.1.2.4 暖管过程中，发现疏水系统堵塞，发生“汽水冲击”，固定支座和设备、设施损坏，停止暖管，处理后重新暖管。若排潮管排汽带压且有响声，稳定24小时后仍未改善时，停止暖管，检查处理。
6.1.2.5 当疏水门只排蒸汽且排潮管不排汽后，关闭厂房内供热管道疏水门，关闭厂房外供热管道自动疏水器旁路门，打开自动疏水器前后截门。
5 参数名称 供回水温度 热网循环水量 热网工作压力 供回水压力 补充水流量 静压线 参数额定值 135/70℃ 5972 t/h 1.5MPa (＜1.6MPa) 1.35/0.3MPa 正常59.72 t/h，事故238.88 t/h 0.74MPa
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6.1.2.6 暖管结束后，全面检查供热管道是否存在漏汽现象。
6.1.2.6.1 在DEH上使用操作员手动方式缓慢开大LEV，对供热母管进行升压，LEV全开后，继续手动升高压力，此时EGV开始关小，当升至所要求压力后可投入操作员自动方式。
6.1.2.7 注意事项
6.1.2.7.1 中压排汽压力>1.2MPa或中压排汽温度>400℃ 时，EGV全开，此时靠LEV控制压力。
6.1.2.7.2 当低压缸进汽压力低于0.17MPa（设计低压缸进汽处压力0.129 MPa，现根据压力开关位置修正为0.17MPa）时，禁止EGV继续关闭。
6.1.2.7.3 当蒸发量大于700吨/小时，允许投抽汽控制。供热后蒸发量不得低于700吨/小时（额定抽汽压力）。
6.1.2.7.4 DEH内部指令>25%后，LEV全开，靠EGV控制压力。
6.1.2.7.5 EGV最低只能关至10％（机械限位）。
6.1.2.7.6 注意暖管后手动关闭抽汽逆止门前后疏水。
6.1.2.7.7 防止除氧器超压运行（应小于1.02 MPa）。
6.1.2.7.8 EGV控制投入后，首先在手动控制方式。
6.1.2.7.9 监视汽轮机低压缸排汽温度不得高于50℃，否则应及时减少供热量，甚至停止供热。
6.1.2.7.10 供热后注意加强机组补水。
6.1.2.7.11 应特别注意监视汽轮机差胀、轴温、中压缸排汽压力、中压缸排汽温度、低压缸进汽压力、低压缸排汽温度、各级抽汽压力以及机组负荷变化情况。
6.1.2.7.12 注意辅汽母管压力，可关小四抽供辅汽电动门，防止超压。
6.1.2.7.13 升压过程中保证机组和热网的正常运行。
6.1.2.7.14 注意供热参数不得超限，温度高时及时投入减温水。
6.1.2.7.15 在抽汽供热投入时应保持汽温、汽压的稳定。
6.1.2.7.16 在主蒸汽流量满足要求的情况下，机组可同时满足热、电负荷的要求，若主蒸汽流量已达100%BMCR时,机组应在以热定电方式运行。
6.1.2.7.17 在供热抽汽压力投入后，应注意调节系统工作是否稳定，EGV及其油动机动作是否灵活可靠。
6.1.2.7.18 热、电负荷出现大幅摆动，应立即将抽汽压力“自动”解除。
6.1.2.7.19 如果出现影响＃3机组安全运行的情况，应立即退出供热，全开EGV，关闭LEV、供热电动门及供热逆止门。
6.1.2.7.20 在机组遇到紧急情况下，可直接切除供热，则EGV全开，LEV全关。
6.2 #1、2机抽汽供热投入
（以#2机为例，#1机操作相同）
6.2.1 抽汽供热投入前的准备工作
6.2.1.1 抽汽供热投入应遵循附录额定抽汽压力工况图所要求的低压缸最小排汽量Q＞100t⁄h、说明书所要求的最高抽汽压力≯0. 99MPa(a)（供热调门LEV全开，供热蝶阀EGV调节），具体数据详见附录图。
6.2.1.2 检查供热逆止门、供热快关门、供热调门LEV、供热蝶阀EGV动作灵活可靠。
6.2.1.3 检查低压缸喷水装置能够正常投入和切除。
6.2.1.4 检查供热逆止门、供热快关门、供热调门LEV、供热蝶阀EGV联锁动作正常。
6.2.1.5 供热调压系统静态试验合格。
6.2.1.6 当供热逆止门、供热电动门、供热调门LEV、供热蝶阀EGV动作不灵活、卡涩，低压缸喷水装置不能正常投入时禁止投入抽汽供热。
6.2.1.7 直埋蒸汽管道覆土层应无塌陷，疏水井、检查井内应无积水、杂物，井盖应完好。排潮管应畅通。管道支吊架应完整无变形。
6.2.2 抽汽供热投入操作步骤
6
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6.2.2.1 在DEH中将供热调门LEV、供热蝶阀EGV置“手动”控制。
6.2.2.2 打开#2机组厂房内供热管道疏水门。
6.2.2.3 打开#2机供热逆止门。
6.2.2.4 打开#2机供热快关门。
6.2.2.5 微开＃2机供热调门LEV开度6%（反馈要求大于5%），按“抽汽投入”按钮投入抽汽供热。
6.2.2.6 对＃2机组厂房外供热管道进行暖管。当供热管道内起压后开#2机厂房外供热管道自动疏水器旁路门（以防影响真空）。维持暖管压力0.15-0.2MPa，进行带压疏水。
6.2.2.7 暖管过程中，发现疏水系统堵塞，发生“汽水冲击”，固定支座和设备、设施损坏，停止暖管，处理后重新暖管。若排潮管排汽带压且有响声，稳定24小时后仍未改善时，停止暖管，检查处理。
6.2.2.8 当疏水门只排蒸汽且排潮管不排汽后，关闭厂房内供热管道疏水门，关闭厂房外供热管道自动疏水器旁路门，打开自动疏水器前后截门。
6.2.2.9 根据供热要求逐渐开大供热调门LEV，关小EGV至50%以下，提高#2机组供热压力至0.55 Mpa，注意各抽汽段压力、轴向位移、相对膨胀、高低加出口水温、除氧器压力的变化。
6.2.2.10 在热网供热温度达到要求时，在DEH中将供热蝶阀EGV置“自动”控制，将供热“抽汽压力回路”投入，DEH将调整供热蝶阀EGV开度维持给定的抽汽压力。
6.2.3 注意事项：
6.2.3.1 当机组蒸发量>563吨/小时，允许投抽汽控制，供热后蒸发量不得低于563吨/小时(额定抽汽压力）。
6.2.3.2 中压末级叶片保护：中压缸排汽压力≤ 0.49 MPa，EGV不得继续开大。
6.2.3.3 为保证低压缸进汽流量不小于100吨/小时，当低压缸进汽压力低于0.129 MPa，禁止EGV继续关闭。EGV最低只能关至10％。
6.2.3.4 中压排汽温度>388℃ 时，EGV将逐步凯达，直到中压排汽温度不高于388℃ 为止。
6.2.3.5 中压排汽压力>0.95MPa供热将自动切除。
6.2.3.6 供热压力自动方式：供热抽汽投入时，供热调门LEV自动全开；供热抽汽退出时，供热调门LEV自动关闭。
6.2.3.7 防止除氧器超压运行（应小于1.02 MPa）。
6.2.3.8 监视汽轮机低压缸排汽温度不得高于50℃，否则应及时减少供热量，甚至停止供热。
6.2.3.9 若供热投入，监盘人员应注意锅炉蒸发量任何时间不能高于额定蒸发量（1025T/H）。
6.2.3.10 供热后注意加强机组凝汽器补水。
6.2.3.11 应特别注意监视汽轮机差胀、轴温、中压缸排汽压力、中压缸排汽温度、低压缸进汽压力、低压缸排汽温度、各级抽汽压力以及机组负荷变化情况。
6.2.3.12 注意辅汽母管压力，若超压可关闭本机四抽供辅汽电动门，开辅汽母管供本机联络门。
6.2.3.13 运行中注意监视凝汽器水位，除氧器水位，汽包水位及小机转速。
6.2.3.14 在抽汽供热投入时应保持汽温、汽压的稳定。
6.2.3.15 在供热抽汽压力投入后，应注意调节系统工作是否稳定，供热蝶阀EGV及其油动机动作是否灵活可靠。
6.2.3.16 在热网首站加热器疏水倒至除氧器后应注意给水含氧变化。
6.2.3.17 供热投入后，应密切监视首站加热器疏水以及机组水质的变化情况，以便监测加热器是否泄漏。
6.2.3.18 在主蒸汽流量满足要求的情况下，机组可同时满足热、电负荷的要求，若主蒸汽流量已达100%BMCR时，机组应在以热定电方式运行。
6.2.3.19 热、电负荷出现大幅摆动，应立即将“抽汽压力回路”解除。
6.2.3.20 在机组遇到紧急情况下，可直接切除“抽汽控制”，则EGV全开，LEV全关。
6.2.3.21 供汽压力升压过程中，应及时通知其它机组，保证机组和热网的正常运行。
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6.2.3.22 如果出现影响＃2机组安全运行的情况，应立即退出供热，全开EGV，关闭LEV、供热快关门及供热逆止门。
6.2.3.23 从#1、2机动作过程来看，若供热切除，抽汽逆止门、快关门、LEV立即关到0，EGV指令也很快开满（但由于油动机很大，实际反馈跟踪较慢），当EGV逐步开大时，此时电负荷会大幅增长，因逻辑中未将热负荷同步增加到电负荷指令上，导致电负荷反馈大于设定值，若CCS在投，则自动调节系统快速关小高调门、降低投自动的给粉机转速至下限，供热量越大则扰动越大，同时小机因#4抽压力突变，水位不好控制，几个扰动因素同时出现很可能造成跳机。要统筹处理。
7 抽汽供热的停止
7.1 #3、#4机抽汽供热停止
7.1.1
7.1.2
7.1.3
7.1.4 将供热抽汽压力“自动”解除，将EGV、LEV置手动。 手动将EGV逐渐开启，热负荷逐渐减少，当EGV全开后，将LEV逐渐关小，直至全关。 在DEH中将抽汽供热切除，此时供热逆止门关闭，供热快关门关闭。 机组在供热工况下停机，则必须将供热切除后，再按正常停机步骤进行。
7.2 #1、2机抽汽供热停止
7.2.1 将供热“抽汽压力回路”解除，将供热蝶阀EGV、供热调门LEV置手动。
7.2.2 手动将供热蝶阀EGV逐渐开启，热负荷逐渐减少，同时将LEV关小，保持中压缸排汽压力不低于0.49 MPa，当供热蝶阀EGV全开后，逐渐将LEV全关。
7.2.3 关闭供热逆止门、供热快关门，切除抽汽供热。
7.2.4 机组在供热工况下停机，则必须将供热切除后，再按正常停机步骤进行。
8 热网首站的运行
8.1 首站加热器的运行
8.1.1 首站加热器投运前的检查和准备
8.1.1.1 首站加热器安全门已按规定整定合格。
8.1.1.2 首站加热器水位指示正常，且联锁保护试验动作正常。
8.1.1.3 首站调节系统静态试验合格。
8.1.1.4 热网系统相关表计均投入且指示正常。
8.1.1.5 首站加热器投运时先投水侧，后投汽侧。
8.1.1.6 热网循环泵已正常投入，检查系统无异常且化验水质合格。
8.1.1.7 检查加热器水室放空气门全开，放水门关。各法兰、人孔门螺栓全部上好。
8.1.1.8 检查热网疏水泵密封水、冷却水、轴承油位正常，热网疏水泵正常备用，热网疏水调节门试验正常，疏水至除氧器凝结水母管门关。检查关闭加热器水侧、汽侧放水门。
8.1.2 首站加热器的投入(以#2机供汽、投入1A加热器为例)
8.1.2.1 联系各有关岗位，准备投入首站加热器。
8.1.2.2 确认1A加热器水侧放水门关闭。
8.1.2.3 就地点动微开1A加热器进水电动门，进行注水，空气排净后，关放空气门。
8.1.2.4 加热器注水过程中，注意检查加热器水位变化。如水位变化较大，停止注水，通知化学化验汽侧水质，判断加热器是否泄漏。若泄漏，停止投运并隔离此加热器。
8.1.2.5 开1A加热器出水门，全开1A加热器进水门，关闭加热器水侧旁路门，检查1A加热器水侧压力、温度正常。
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8.1.2.6 开启#2机组至热网首站电动门。
8.1.2.7 开启1A1B加热器供汽总门（先开其旁路门进行暖管）。
8.1.2.8 开1A1B加热器供汽总门后疏水门、1A加热器进汽电动门后疏水门、1A加热器进汽调门前后疏水门进行疏水。
8.1.2.9 缓慢开启1A加热器进汽电动门直至全开。
8.1.2.10 开1A加热器危急疏水电动门。
8.1.2.11 缓慢开启1A加热器进汽调节门。
8.1.2.12 暖管30分钟后关1A1B加热器供汽总门后疏水门、1A加热器进汽电动门后疏水门、1A加热器进汽调门前后疏水门。
8.1.2.13 根据热负荷需要适当调整加热器进汽量，联系化学对首站加热器疏水水质进行连续化验。
8.1.2.14 1A加热器疏水水质合格后，开1A加热器正常疏水手动门，关闭1A加热器危急疏水门，开1A加热器正常疏水电动门。当疏水水位正常后，开一级疏水至#2机除氧器手动门，开启热网疏水泵，将疏水回收至#2机除氧器，控制热网循环水温升在规定范围内，逐渐开大1A加热器进汽调门，直至内外网投入正常，温度符合外网要求。
8.1.2.15 加热器水位正常后投入疏水自动调节装置，禁止加热器长期高水位或无水位运行(1A1B加热器水位应在480-720mm之间，2A2B加热器水位应在400-600mm之间)。
8.1.2.16 缓慢开启1A加热器汽侧经节流孔板放空气门。
8.1.2.17 出口水温达到外网要求后及时投入1A加热器温度自动调节。
8.1.2.18 根据需要逐步投入其它首站加热器。
8.1.2.19 首站水网充满水后第一次升温应控制供水温升率不大于10℃/小时，以保证管网安全。
8.1.3 首站加热器的并列(以1A加热器运行，并入1B加热器为例)
8.1.3.1 联系各有关岗位，准备投入1B加热器。
8.1.3.2 确认1B加热器水侧放水门关闭。
8.1.3.3 就地点动微开1B加热器进水电动门，进行注水，空气排净后，关放空气门。
8.1.3.4 加热器注水过程中，注意检查加热器水位变化。如水位变化较大，停止注水，通知化学化验汽侧水质，判断加热器是否泄漏。若泄漏，停止投运并隔离此加热器。
8.1.3.5 开1B加热器出水门，全开1B加热器进水门，检查1B加热器水侧压力、温度正常。
8.1.3.6 开1B加热器进汽电动门后疏水门、1B加热器进汽调门前后疏水门进行疏水。
8.1.3.7 缓慢开启1B加热器进汽电动门直至全开。
8.1.3.8 开1B加热器危急疏水门。
8.1.3.9 开1A加热器汽平衡门。
8.1.3.10 开1B加热器汽平衡门。
8.1.3.11 微开1B加热器进汽调门进行暖管。
8.1.3.12 关1B加热器进汽电动门后疏水门、1B加热器进汽调门前后疏水门。
8.1.3.13 根据情况可以适当降低1A加热器汽侧压力，便于1B加热器并列。
8.1.3.14 联系化学对1B加热器疏水水质进行连续化验, 1B加热器疏水水质合格后，开1B加热器正常疏水手动门，关1B加热器危急疏水门。开大1B加热器进汽调门，当1B加热器出现水位后，开1B加热器正常疏水门，注意调整疏水泵转速和疏水调节门，保持水位在正常范围内。
8.1.3.15 调整1B加热器进汽调门，逐渐将1A和1B加热器汽侧压力调整到一致。
8.1.3.16 加热器水位正常后投入疏水自动调节装置，禁止加热器长期高水位或无水位运行(1A1B加热器水位应在480-720mm之间，2A2B加热器水位应在400-600mm之间)
8.1.3.17 缓慢开启1B加热器汽侧经节流孔板放空气门。
8.1.3.18 出口水温达到外网要求后及时投入1B加热器温度自动调节。
8.1.4 首站加热器的运行维护
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8.1.4.1 运行人员要定期进行设备检查、试验、记录各种表单。发现异常，查明原因，采取措施。
8.1.4.2 热网运行期间，要每小时对设备进行巡视、检查一次，特别注意热网汽水系统的严密性。
8.1.4.3 各运行泵电机电流、出口压力、电机风温、轴承振动、所有转动机械的温升、运行声音正常。要特别注意观察掌握各泵启动电流大小，启动电流返回时间，以便及时发现异常情况，防止设备损坏。
8.1.4.4 运行中经常检查加热器水位及疏水调整门工作是否正常，如果水位过高而调整门开大，疏水泵电流增大时，应降低加热器负荷立即化验疏水水质，如果水质异常则判断为加热器泄漏，立即停止加热器运行，进行查漏。
8.1.4.5 经常分析加热器各水温、汽温、端差，保证加热器稳定经济运行。
8.1.4.6 热网水温调节时，应逐渐而匀速地进行。
8.1.4.7 备用首站加热器应充满水，一旦需要投入，立即投入运行。
8.1.5 首站加热器的停运
8.1.5.1 接值长令后做好首站加热器的停运准备工作。
8.1.5.2 首站加热器停运时先停汽侧，后停水侧。
8.1.5.3 首站加热器温度调整器改为手动调整，逐渐关小加热器进汽调门，注意热网水温变化在规定范围内。
8.1.5.4 将疏水由除氧器倒至排污井，停止热网疏水泵。
8.1.5.5 根据热网水侧流量变小情况适当停止一台热网循环泵。
8.1.5.6 首站加热器进汽调门关闭后，关闭进汽电动门，打开进汽管道疏水门。
8.1.5.7 当首站加热器热备用时，空气门不应关闭。
8.1.5.8 关闭加热器进水门、出水门，进行加热器充水保护。
8.1.5.9 若系统已全停，要求放水消压，停止全部运行设备，关闭首站加热器进、出口门，开放水门、放空气门，放尽首站加热器存水。
8.1.5.10 首站加热器的热负荷及出口水温变化速度应控制在规定范围内，注意对首站加热器水位监视、调整。
8.1.5.11 首站加热器长期停用时应对首站加热器汽、水侧进行充氮保护。
8.2 热网循环泵运行
8.2.1 热网循环泵启动前的准备
安装或大修后第一次启动，断开液力偶合器对轮，盘动转子灵活，空载试电机方向正确，电机重新连接对轮。
8.2.1.1 检查热网系统已注满水且热网供回水总门已打开，热网系统各放水、放空气门均已关闭。
8.2.1.2 至少有一组加热器打开水侧进、出口门。
8.2.1.3 检查泵、电机轴承的油位、油质正常，润滑油充足，轴承无漏油、渗油现象。
8.2.1.4 检查液力偶合器油位正常，油质良好，勺管放至最低位，工作冷油器通水。
8.2.1.5 检查所有仪表和保护电源投入。
8.2.1.6 检查泵入口滤网放水已关闭，开启泵体放空气门，稍开泵入口门，放空气门见水后关闭放空气门，全开入口门。
8.2.1.7 各保护已试验正常。
8.2.1.8 电机测绝缘合格，电机送电。
8.2.1.9 活动勺管检查就地、远控开度一致，位置正确。
8.2.1.10 电机风扇及风道均正常、无杂物堵塞。
8.2.1.11 开启密封冷却水出口、入口水门，检查密封冷却水正常。
8.2.2 热网循环泵启动
8.2.2.1 泵出口电动阀送电，泵联锁解除，退出电机电加热器。
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8.2.2.2 启动热网循环泵。
8.2.2.3 检查电流返回时间正常，空负荷电流、振动、声音、出口压力正常。
8.2.2.4 检查偶合器出口油压正常。
8.2.2.5 检查一切正常后开启电动出口阀，将勺管开度调整到与负荷相适应的开度，视具体运行情况投入勺管自动。
8.2.2.6 开启偶合器冷油器入口水门，向冷油器内充水排气，排气正常后关闭放空气门，用冷油器出口水门调整油温40～43℃，不可大于50℃。
8.2.2.7 升至额定出力过程中注意检查各轴承振动、声音、温度在正常范围内。
8.2.2.8 投入热网循环泵联锁。
8.2.3 热网循环泵的运行及维护
8.2.3.1 定时检查泵及电机各轴承温度、声音、振动、油位正常，泵电流、出口水压正常，冷却水畅通。
8.2.3.2 检查电机定子线圈温度在正常范围内，如果发现异常应立即检查冷却器入口水温、水压、流量是否正常，经处理后仍不能恢复正常，应适当降低泵出力维持定子线圈温度在正常范围内。
8.2.3.3 备用泵应在良好备用状态，联锁试验应正常，联锁开关放在“联动”位置。
8.2.3.4 按设备定期切换试验制度的规定，做好热网循环泵的定期切换试验工作，保证各泵的良好运行状态。
8.2.3.5 检查液力偶合器油温、油位正常。
1) 偶合器垂直振动要求不大于0.04mm，热网循环泵轴垂直振动不大于0.05mm。
2) 偶合器箱体油位应符合下列要求。
a) 热网循环泵停运时，箱体油位在油窗“最高静止油位”处，否则应加油。
b) 热网循环泵运行时，箱体油位应高于油窗“最低运转油位”处。
3）偶合器冷油器出口油温应控制在40～43℃。
8.2.4 热网循环泵的停止
8.2.4.1 当接到值长停止热网循环泵命令后,将勺管投入手动位置,调整减小勺管开度,降低热网循环泵转速。
8.2.4.2 关闭热网循环泵出口门，停止热网循环泵运行。
8.2.4.3 关闭润滑油冷却水出口、入口水门。
8.2.4.4 当整个热网水侧准备全部停运时，配合热网系统降温,保持一台调速循环泵运行，联锁开关放“切除”位置。
8.2.4.5 当最后一台运行热网循环泵准备停止时，应确认#1机至2A2B加热器供汽电动门、#2机至1A1B加热器供汽电动门、A热网母管至1A1B加热器供汽电动门、B热网母管至2A2B加热器供汽电动门、1A1B加热器供汽总门及旁路门、2A2B加热器供汽总门及旁路门均已关闭，首站加热器汽侧已全部停止运行后才能停止该泵。
8.2.5 热网循环泵的备用
8.2.5.1 关闭热网循环泵出口门,停止热网循环泵运行。
8.2.5.2 就地观察热网循环泵的惰走情况,并注意转轴应静止,不应倒转。 根据情况将勺管开度置于适当位置。
8.2.5.4 联锁应投入,无启动闭锁信号。
8.3 热网疏水泵的运行
8.3.1 启动前的检查
8.3.1.1 检查确定所有热网设备、系统已达到可投入运行的条件。
8.3.1.2 电机测绝缘合格，电机送电，事故按钮位置正常，电动门试验开、关正常。
8.3.1.3 检查泵的所有仪表和保护电源投入，联锁保护试验正常。
8.3.1.4 检查泵、电机轴承的油位正常、油质合格，润滑油充足，轴承无漏油、渗油现象。
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8.3.1.5 开启泵体放空气门，稍开泵入口门，放空气见水后关闭放空气门，全开入口门。
8.3.1.6 电机风扇及风道均正常、无杂物堵塞。
8.3.1.7 开启轴承冷却水门，检查轴承冷却水正常。
8.3.1.8 开启密封冷却水出、入口水门，检查密封冷却水正常。
8.3.2 启动热网疏水泵
8.3.2.1 泵出口电动阀送电，泵联锁放“切除”位。
8.3.2.2 启动热网疏水泵。
8.3.2.3 检查电流返回时间正常。
8.3.2.4 开启疏水泵出口门,检查疏水泵的电流、振动、声音、出口压力正常。
8.3.2.5 低水位时,调整疏水泵出口管至疏水罐再循环门的开度,检查首站加热器及疏水罐的水位正常。
8.3.2.6 当疏水量较大，一台疏水泵不能满足要求时，投入另一台疏水泵的运行。
8.3.2.7 投入热网疏水泵联锁开关，疏水泵做联动备用。
8.3.3 热网疏水泵的运行及维护
8.3.3.1 定时检查泵及电机各轴承温度、声音、振动、油位正常，泵电流、出口水压正常，冷却水畅通。
8.3.3.2 备用泵应在良好备用状态，联锁试验正常，联锁开关放在“联动”位置。
8.3.3.3 按设备定期倒换试验制度的规定，做好热网疏水泵的定期倒换试验工作，保证各泵的良好运行状态。
8.3.4 热网疏水泵的停止
8.3.4.1 根据热网系统的情况,停止一台疏水泵运行，将被停运泵的联锁放“切除”位置。
8.3.4.2 关闭热网疏水泵出口门，停止热网疏水泵。
8.3.4.3 就地观察泵的惰走情况，注意转轴应静止。
8.3.4.4 关闭密封冷却水出口、入口水门。
8.3.4.5 关闭轴承冷却水出口、入口水门。
8.3.5 热网疏水泵的备用
8.3.5.1 关闭出口门,停止热网疏水泵。
8.3.5.2 就地观察热网疏水泵的惰走情况,并注意转轴应静止,不应倒转。
8.3.5.3 联锁投入,无启动闭锁信号。
8.4 首站水质标准
8.4.1 根据《CJJ34-2002城市热力网设计规范》要求，以热电厂和区域锅炉房为热源的热水热力网补给水水质应符合下列规定：
8.4.1.1 悬浮物小于或等于5mg/L
8.4.1.2 总硬度小于或等于0.6mmol/L
8.4.1.3 溶解氧小于或等于0.1mg/L
8.4.1.4 含油量小于或等于2mg/L
8.4.1.5 PH(25℃) 7~12
--供热介质中Cl含量不宜高于25ppm，或不锈8.4.1.6 当供热系统有不锈钢设备时应考虑 Cl 腐蚀问题，
钢设备采取防腐措施。
8.4.1.7 事故补水时软化水量不足可补充工业水。
9 供热系统运行注意事项
9.1 机组供热时要做好供热突然退出的事故预想，供热切除后，将导致中压缸排汽压力瞬间升高，影响小机转速，监盘人员做好燃烧和汽包水位调整。
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9.2 应特别注意监视汽轮机差胀、轴温、中压缸排汽压力、中压缸排汽温度，低压缸排汽温度、各级抽汽压力以及机组负荷变化情况。
9.3 供热压力温度要相对稳定，加强调整与监视。
9.4 #1机和#4机各增加一台公用凝输泵（带变频器），出口接至公用凝汽器补水母管，另外#3机凝输泵出口也有一路接至公用凝汽器补水母管，公用凝汽器补水母管至#1、2、3、4机凝汽器都有对应的手动门。
9.5 供热期间，#1机和#4机公用凝输泵出、入口手动门以及至公用凝汽器补水母管的隔离门应打开，使公用凝汽器补水母管保持备用，一期和二期之间的凝汽器补水联络门应开启，公用凝汽器补水母管至各机组的手动门保持关闭。正常补水通过本机组凝输泵补水维持凝汽器水位。当某台机组凝汽器水位低补水困难时，可以将公用凝汽器补水母管至本机组的手动门打开，向本机凝汽器补水。
9.6 若#1或2机凝汽器水位低时经采取措施水位仍有下降趋势，水位低至630mm时，应立即汇报值长，降低#1或2机供热流量（注意中压缸排汽压力不得低于0.49 MPa，必要时节流LEV），若水位低至500mm，关闭#1或2机组供热网电动门，将热网首站切至热网母管供。
9.7 运行中若首站加热器危急疏水开启，将导致对应疏水回收机组除氧器、凝汽器水位急剧下降，要迅速进行调整。
9.8 机组正常运行中应保持凝汽器水位高一些。
9.9 因供热系统相互关联，相关操作时一、二期集控一定要密切联系。
9.10 热网首站汽侧进行切换（例如由A热网母管切换至# 2机、由# 2机切换至A热网母管等）时，由于一期和二期供热压力相差较大，操作时应缓慢一些。
9.11 由于供热系统大部分管道埋在地下，要求暖管时必须带压疏水，暖管压力要求0.15-0.2 MPa，暖管时间要求至少4小时以上且排潮管不再冒汽为止。
9.12 在首站加热器疏水倒至除氧器后应注意给水含氧变化。
9.13 热网首站巡检路线：进水母管、回水母管关口表→回水除污器→热网循环泵→1A、1B加热器正常疏水及危急疏水→#1疏水罐→疏水泵→热网MCC室→补水泵及定压泵→1A、1B加热器→#2疏水罐→2A、2B加热器正常疏水及危急疏水→2A、2B加热器→除氧器层。
9.14 汽网巡检路线：A、B热网母管→#3减温器→#1、2减温器→植物油厂关口表→南线B管→南线B管关口表→东线关口表→联创、加汽砖等关口表→南线A管关口表→南线A管→新型建材（热网北线）→脱硫供汽。
10 事故处理
10.1 供热系统事故处理的原则
10.1.1 迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁。
10.1.2 用一切可能的方法保持对热负荷用户的正常供热。
10.1.3 调整供热系统的运行方式，尽快恢复对用户的正常供热。
10.1.4 供热机组事故处理中如影响供热时，值班值长应及时通知热负荷用户进行调整或采取相应措施，尽可能降低对用户的影响。
10.1.5 供热机组、供热管道发生事故，值长应及时切换或投入其备用供热汽源，并将有关情况通知汇报有关领导，通知各有关热用户。如无备用供热汽源，应立即将供热中断的情况通知相关热用户，并告知事故后恢复大约时间。
10.1.6 当热负荷用户的系统设备故障可能危及供热机组的安全运行时，值班值长应采取果断措施，切断故障用户与供热机组的联系，保证供热机组的安全运行和对其它用户的正常供热。
10.1.7 督促检修车间抓紧处理设备缺陷，力争在最短时间内恢复供热。
10.2 紧急情况下供热切除顺序
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10.2.1 紧急情况下需降低供热出力时，值长应按如下顺序通知相关热用户降低供热参数：华电热力（热网首站）降供热参数运行－联系热电集团热力分公司切除非重要供热用户并降参数运行—鲁青热力公司降参数运行。
10.2.2 供热出力继续降低或全部供热中断时，值长通知相关热用户，根据下列顺序逐步切除供热负荷，尽量维持供热参数，直到切除全部供热用户：厂区用汽—脱硫用汽—华电热力（热网首站）—热电集团热力分公司－鲁青热力公司—渤海植物油厂—鲁能加汽公司—新型建材公司－联创公司。
10.2.3 待供热恢复后，按以下顺序逐步投入供热用户：联创公司—鲁青热力—热电集团热力分公司—华电热力—渤海植物油厂—鲁能加汽公司—新型建材公司—脱硫用汽—厂区用汽。
10.3 热网系统事故处理
10.3.1 #3、4供热机组事故
10.3.1.1 #3、4供热机组同时或单台发生事故，致使供热出力下降，则迅速通知热网用户，并按9.2.1条和9.2.2条规定顺序降低供热参数，直至切除热负荷，尽量维持供热参数。
10.3.1.2 #3、4供热机组同时发生事故，致使供热中断，关闭#3、4机组供热抽汽门。迅速通知热网用户，并按9.2.2条规定顺序切除热负荷，整个热网降参数运行；同时应：
10.3.1.2.1 仅#2机供首站方式：开启A热网母管至1A1B加热器供汽电动门、#1、2加热器供汽联络门、2A2B加热器供汽总门，B热网母管至2A2B加热器供汽电动门，由#2机组代供A热网母管和B热网母管，尽可能维持对联创公司供汽。严密监视#2机组供热运行工况，维持机组稳定。
10.3.1.2.2 仅#1机供首站方式：开启B热网母管至2A2B加热器供汽电动门、#1、2加热器供汽联络门、A热网母管至1A1B加热器供汽电动门、2A2B加热器供汽总门，由#1机组代供A热网母管和B热网母管，尽可能维持对联创公司供汽。严密监视#1机组供热运行工况，维持机组稳定。
10.3.1.2.3 #1、2机同时供首站方式：开启A热网母管至1A1B加热器供汽电动门，由#2机组代供A热网母管；根据需要开启B热网母管至2A2B加热器供汽电动门,由#1机组代供B热网母管，尽可能维持对联创公司供汽。严密监视#1、2机组供热运行工况，维持机组稳定。
10.3.1.2.4 非采暖季：
1) 投入#1机供热，开启#1机至2A2B加热器供汽电动门，开启B热网母管至2A2B加热器供汽电动门, 由#1机组代供B热网母管。
2) 或者投入#2机供热，开启#2机至1A1B加热器供汽电动门，开启A热网母管至1A1B加热器供汽电动门, 由#2机组代供A热网母管）。
3) 若无法投入#1机或#2机供热，则投入#2机组热再备用汽源。
4) 由于热网首站水侧已经停运，注意密切监视热网首站各压力温度是否正常。
10.3.1.3 通知检修及有关部门，汇报各级领导，尽快排除故障，恢复#3、4机组正常供热。
10.3.2 #1、2供热机组事故
10.3.2.1 通知华电热力公司首站降参数运行。缓慢开启A热网母管至1A1B加热器供汽电动门或B热网母管至2A2B加热器供汽电动门。
10.3.2.2 如果热网参数无法维持，则并按9.2.1条和9.2.2条规定顺序限制热负荷，尽可能维持供热参数。 10.3.2.3 通知检修及有关部门，汇报各级领导，尽快排除故障，恢复#1、2机组正常供热。
10.3.3 A热网母管（或B热网母管）泄漏
10.3.3.1 立即通知热网用户降参数运行，如供热参数不能维持，则按9.2.1条和9.2.2条规定顺序限制热负荷。
10.3.3.2 确认全部热负荷已调A热网母管（或B热网母管）运行，立即停止#4机组（或#3机组）供热，全开机组供热EGV，关闭供热LEV。
10.3.3.3 全面隔离A热网母管（或B热网母管）。
10.3.3.4 组织检修抢修，尽快恢复。
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10.3.3.5 汇报有关领导。
10.3.4 热网＃1（或#2）减温器故障泄漏
10.3.4.1 通知联系热电集团热力分公司、联创公司、鲁能加汽公司、鲁青热力公司降参数运行。 10.3.4.2 关闭A热网母管（B热网母管）供＃1（或#2）减温器手动隔离门及其旁路门。
10.3.4.3 关闭＃1（或#2）减温器电动前截门。
10.3.4.4 开启南线A、B管联络门。
10.3.4.5 组织检修抢修，尽快恢复。
10.3.4.6 汇报有关领导。
10.3.5 热网＃3减温器故障泄漏
10.3.5.1 通知联系热电集团热力分公司、联创公司、鲁能加汽公司限汽、降参数运行。
10.3.5.2 开南线A管至东线联络门。
10.3.5.3 关闭南线B管至东线流量计手动门。
10.3.5.4 关闭南线至联创、职工文化活动中心等用户手动一次门。
10.3.5.5 关闭A热网母管供热网＃3减温器电动门、B热网母管供热网＃3减温器电动门。
10.3.5.6 关闭热网南线B管主管、支管流量计后截门。
10.3.5.7 检查热网南线A、B管联络门关闭。
10.3.5.8 检查热网南线B管至渤海植物油厂手动门关闭。
10.3.5.9 组织检修抢修，尽快恢复。
10.3.5.10 汇报有关领导。
10.3.6 首站加热器水侧泄漏
10.3.6.1 现象
10.3.6.1.1 首站加热器水位升高。
10.3.6.1.2 热网疏水泵电流增大。
10.3.6.1.3 疏水调整门开度增大。
10.3.6.1.4 热网疏水流量增大。
10.3.6.1.5 热网疏水导电度增大。
10.3.6.2 原因
10.3.6.2.1 加热器钢管断裂。
10.3.6.2.2 加热器钢管焊口开焊。
10.3.6.2.3 加热器端部胀口泄漏。
10.3.6.3 处理
10.3.6.3.1 立即通知化学人员化验热网疏水水质,如果水质不合格应马上将热网疏水倒至排污冷却井,立即停止该加热器运行,并进行水侧隔绝查漏。
10.3.6.3.2 在未证实该加热器泄漏之前，应维持加热器水位正常，增开疏水泵或降低加热器负荷。 10.3.7 首站加热器满水
10.3.7.1 现象
10.3.7.1.1 加热器水位高报警。
10.3.7.1.2 对应机组四段抽汽压力升高。
10.3.7.1.3 加热器出口水温降低。
10.3.7.1.4 加热器振动或有明显的撞击声。
10.3.7.2 原因
10.3.7.2.1 热网疏水泵跳闸或出力不足。
10.3.7.2.2 热网疏水调节门工作不正常。
10.3.7.2.3 热负荷过大。
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10.3.7.2.4 加热器水侧泄漏。
10.3.7.2.5 备用疏水泵逆止门不严。
10.3.7.2.6 疏水泵再循环门未关、漏流大。
10.3.7.3 处理
10.3.7.3.1 运行泵跳闸或不打水时立即开启备用疏水泵。
10.3.7.3.2 热负荷过大时，降低热负荷在额定范围之内。
10.3.7.3.3 加热器水侧泄漏按9.3.6条处理。
10.3.7.3.4 发现备用疏水泵逆止门不严时，应关闭该泵出口门，联系检修处理。
10.3.7.3.5 疏水泵再循环门漏流大时，应手动关严并联系检修处理。
10.3.8 热网循环泵的事故处理
10.3.8.1 热网循环泵紧急停运条件
10.3.8.1.1 发生危及人身及设备安全情况时。
10.3.8.1.2 泵及电机发生剧烈振动或清楚地听到设备内部有金属摩擦声时。
10.3.8.1.3 轴承温度急剧上升超过规定值时,轴承温度超过100℃时。
10.3.8.1.4 电动机冒烟或着火。
10.3.8.1.5 电动机扫膛。
10.3.8.1.6 电流大幅度升高，转速大幅度下降，声音不正常。
10.3.8.1.7 泵出现严重汽化时。
10.3.8.2 现象
10.3.8.2.1 电动机发生剧烈振动。
10.3.8.2.2 运行中电动机声音突然变化,电流表指示上升或降至零。
10.3.8.2.3 泵出现严重汽化时，出口压力、电流偏低、指示摆动大,水泵内部发出刺耳的噪声。 10.3.8.2.4 轴承温度过高。
10.3.8.3 处理
10.3.8.3.1 电动机发生剧烈振动，运行中电动机声音突然变化,电流表指示上升或降至零，轴承温度过高，应采取紧急停泵，倒换备用泵运行。
10.3.8.3.2 泵出现严重汽化时，出口压力、电流偏低、指示摆动大，水泵内部发出刺耳的噪声： 10.3.8.3.3 检查循环泵出、入口门误关时，应及时调整开启至正常开度。
10.3.8.3.4 闸板脱落时，倒备用泵运行。
10.3.8.3.5 热网供、回水母管管路破裂泄压，补水泵、定压泵补水无效，压力大幅降低时，应降低热网循环泵流量，厂内及外网进行查漏工作，隔绝泄漏点，在值长的统一指挥下，进行协调处理。
10.3.8.3.6 全部热网循环泵事故停止时应立即启动定压泵,维持热网系统压力。
10.3.9 热网疏水泵的事故处理
10.3.9.1 热网疏水泵的紧急停运条件
10.3.9.1.1 发生危及人身及设备安全情况时。
10.3.9.1.2 泵及电机发生剧烈振动或清楚地听到设备内部有金属摩擦声时。
10.3.9.1.3 轴承温度急剧上升超过规定值时,轴承温度超过100℃时。
10.3.9.1.4 电动机冒烟或着火。
10.3.9.1.5 电流大幅度升高，转速大幅度下降，声音不正常。
10.3.9.1.6 泵出现严重汽化时。
10.3.9.2 现象
10.3.9.2.1 电动机发生剧烈振动。
10.3.9.2.2 运行中电动机声音突然变化,电流表指示上升或降至零。
10.3.9.2.3 泵出现严重汽化时，出口压力、电流偏低、指示摆动大,水泵内部发出刺耳的噪声。 16
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10.3.9.2.4 轴承温度过高。 10.3.9.3 处理
10.3.9.3.1 当疏水泵出现严重汽化时，出口压力、流量降低、电流偏低、指示摆动大,水泵内部发出刺耳的噪声、电动机发生剧烈振动，运行中电动机声音突然变化,电流表指示上升或降至零，轴承温度过高，应采取紧急停泵，倒换备用泵运行。
10.3.9.3.2 检查疏水泵出、入口门误关时，应及时调整开启。 10.3.9.3.3 疏水泵出口门闸板脱落时，倒备用泵运行。
10.3.9.3.4 疏水泵出口自动调整门失灵，无法控制疏水罐水位，立即改手动调整。 10.3.9.3.5 上述措施无效时，投入备用疏水泵，停止故障的疏水泵并进行检查。 10.3.10 热网首站回水压力升高 10.3.10.1 原因：
10.3.10.1.1 补水过多，调节器失灵。 10.3.10.1.2 热网循环泵跳闸或不上水。 10.3.10.1.3 供回水温度升高膨胀。 10.3.10.1.4 误开热网补水泵或定压泵。 10.3.10.1.5 外网停止用水。
10.3.10.1.6 开源站循环水泵工作异常。 10.3.10.2 处理：
10.3.10.2.1 调整机构失灵，改为手动，进行调整。 10.3.10.2.2 停止一台热网循环泵，注意调整供水温度。
10.3.10.2.3 热网泵跳闸或不上水，应启动备用泵。停止故障泵，关闭出口电动门。 10.3.10.2.4 在允许范围内降低供回水温度。
10.3.10.2.5 联系华电热力公司检查开源站循环水泵运行情况，查找外网原因。
10.3.10.2.6 当回水超压时，应及时打开循环水管道上的放水阀，维持循环水回水压力在正常范围。 10.3.11 回水压力下降 10.3.11.1 原因：
10.3.11.2 补水量减少或中断，调整器失灵。
10.3.11.3 管路、首站加热器有泄漏处，或误开除污器放水门，安全门误动。 10.3.11.4 供回水温度降低过多。 10.3.11.5 内网系统是否泄漏。 10.3.11.6 外网调整不当。
10.3.11.7 外网开源站循环水泵工作异常。 10.3.11.8 处理：
10.3.11.9 联系化学值班员，增大补水量。将运行补水泵手动提高转速，
10.3.11.10 必要时启动备用补水泵增大补水量，直至循环水回水压力满足要求。 10.3.11.11 若补水量超过128吨/小时，将补水水源由除盐水切至工业水。
10.3.11.12 若补水泵流量不够，切换定压泵进行补水，注意定压泵不要超电流。 10.3.11.13 若补水泵及定压泵均跳闸，开工业水补水旁通门进行补水。 10.3.11.14 查找厂内设备有无泄漏，各阀门位置是否正常。
10.3.11.15 联系华电热力检查开源站循环水泵工作情况，查找外网原因。
10.3.11.16 若回水压力降至0.2MPa，关小热网循环泵出口阀门，限制供水量，必要时停止一台热网循环泵。
10.3.11.17 当热网管道内的压力低于或接近于管道内热水最高温度所对应的饱和压力，重新启动循环泵前，应先启动定压水泵，将热网内压力提高并维持在0.5MPa。
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10.3.11.18 若大量补水仍不能维持回水压力，而全厂机组正常运行时，联系华电热力，迅速切断加热器进汽。
10.3.12 首站加热器冲击或振动 10.3.12.1 原因
10.3.12.1.1 冷态启动暖管不够，疏水不充分，启动过快。 10.3.12.1.2 首站加热器水位过高。
10.3.12.1.3 首站加热器水侧空气排不出去。 10.3.12.2 处理
10.3.12.2.1 投入前必须充分暖管，开汽水阀时不要过快。
10.3.12.2.2 检查水位、疏水泵运行情况，水位高时可采取降低水位的措施。 10.4 供热有关的联锁保护
10.4.1 #3、#4机主机与供热有关的保护 10.4.1.1 供热投入需同时满足以下条件 10.4.1.1.1 DEH在自动方式
10.4.1.1.2 机组负荷大于100MW 10.4.1.1.3 按下“供热投入”按钮
10.4.1.2 供热切除条件（满足任一条件即可） 10.4.1.2.1 中压缸排汽压力信号故障 10.4.1.2.2 汽机跳闸 10.4.1.2.3 OPC动作 10.4.1.2.4 机组脱网 10.4.1.2.5 RB动作
10.4.1.2.6 RB进行且锅炉蒸发量
10.4.2 #1、2机主机与供热有关的保护 10.4.2.1 基本保护
10.4.2.1.1 供热抽汽投入时，供热快关门、供热逆止门、供热调节门LEV任一阀门关闭，发光字牌报警，联开EGV。
10.4.2.1.2 供热抽汽压力高0.89MPa，则闭锁汽机调门增。发光字牌报警。 10.4.2.1.3 EGV阀门开度低于10%，则闭锁该阀门关。
10.4.2.1.4 抽汽压力超极限高（0.95MPa） 则退出抽汽，供热快关门、供热逆止门、供热调节门LEV关闭，EGV开启。
10.4.2.1.5 EGV阀指令与反馈偏差大于5%，闭锁EGV阀指令，阀门退到慢开慢关状态。 10.4.2.2 特殊保护
10.4.2.2.1 汽机跳闸时，供热快关门、供热逆止门、供热调节门LEV、EGV全部关闭。
10.4.2.2.2 在抽汽供热投入的情况下突然解列，OPC动作时先关闭EGV，退出供热抽汽状态。
10.4.2.2.3 在抽汽供热投入的情况下， EGV突然关闭且抽汽压力>0.97MPa则触发RB信号送DCS，运行人员根据实际工况进行事故处理。
10.4.2.2.4 中压缸排汽温度高于388°C，EGV开大直至中压缸排汽温度不高于388°C为止。 10.4.2.2.5 RB发生时，抽汽压力回路自动退出，运行人员根据实际工况进行事故处理。 10.4.2.3 供热系统联锁保护
10.4.2.3.1 供热逆止门联锁关条件
1) opc超速动作
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2) 主汽门关（汽机脱扣） 3) 抽汽退出
10.4.2.3.2 供热快关门联锁关条件
1) 供热逆止门关到位。 2) opc超速动作
3) 主汽门关（汽机脱扣） 4) 抽汽退出 10.4.3 首站联锁保护
10.4.3.1 热网循环水泵联锁启条件（B、C泵互为备用；A、D泵互为备用） 10.4.3.1.1 热网循环水泵投备用后，运行泵跳闸，联锁启动备用泵。 10.4.3.2 热网循环水泵保护跳闸条件（仅B、C泵有） 10.4.3.2.1 热网循环水泵润滑油压
10.4.3.2.2 热网循环水泵工作油冷油器出口油温>110℃。 10.4.3.3 热网循环水泵联锁跳闸条件
10.4.3.3.1 热网循环泵启动后，循环水泵出口门未开，延时30秒。 10.4.3.4 热网循环水泵出口电动门联锁关条件 10.4.3.4.1 热网循环水泵停运。
10.4.3.5 热网循环水泵出口电动门联锁开条件 10.4.3.5.1 热网循环水泵合闸。
10.4.3.6 热网循环水泵再循环电动门联锁开条件 10.4.3.6.1 所有热网循环水泵停运。
10.4.3.7 热网循环水泵再循环电动门联锁关条件 10.4.3.7.1 任一热网循环水泵运行。 10.4.3.8 热网疏水泵联锁启动条件 10.4.3.8.1 运行泵跳闸，备用泵联启。 10.4.3.9 热网疏水泵出口电动门联锁开条件 10.4.3.9.1 疏水泵运行。
10.4.3.10 热网补水泵联锁启动条件
10.4.3.10.1 当定压点压力低Ⅰ值(0.72MPa)时，开A热网补水泵。 10.4.3.10.2 当定压点压力低Ⅱ值(0.7MPa)时，开B热网补水泵。
10.4.3.10.3 设定压力自动变频调节范围为30%-100%，当A、B补水泵均跳闸时，启动定压泵。 10.4.3.10.4 热网运行补水泵跳闸，备用泵联启。 10.4.3.11 热网补水泵联锁停条件
10.4.3.11.1 当定压点压力高Ⅰ值(0.76MPa)时，停备用补水泵。 10.4.3.11.2 当定压点压力高Ⅱ值（0.78MPa)时，停运行补水泵。 10.4.3.12 1A1B加热器保护
10.4.3.12.1 1A1B加热器水位自动调节为1B疏水泵变频器或调节阀控制时，水位高Ⅰ值时，报警，并启动一级热网疏水泵中1号备用泵（即1A疏水泵）
10.4.3.12.2 1A1B加热器水位自动调节为1B疏水泵变频器或调节阀控制时，水位高Ⅱ值时，打开1A1B加热器危急疏水门，并关进汽隔离蝶阀、汽平衡联络门及疏水电动门。
10.4.3.12.3 当危急疏水门开到位后且水位恢复到正常，自动关闭危急疏水门。 10.4.3.12.4 1A1B加热器水位低Ⅰ值时，报警，停一级热网疏水泵中1号备用泵。 10.4.3.13 2A2B加热器保护
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10.4.3.13.1 2A2B加热器水位自动调节为2A疏水泵变频器或调节阀控制时，2A2B加热器水位高Ⅰ值时，报警；
10.4.3.13.2 2A2B加热器水位自动调节为2A疏水泵变频器或调节阀控制时，加热器水位高Ⅱ值时，打开2A2B加热器危急疏水门，关进汽隔离门、汽平衡联络门及疏水电动门。
10.4.3.13.3 当危急疏水门开到位后且水位恢复到正常，自动关闭危急疏水门。 10.4.3.13.4 2A2B加热器水位低Ⅰ值时，报警。 10.4.3.14 加热器其他保护
10.4.3.14.1 变频泵或调节阀控制加热器水位自动调节，二者手动切换，原则优先选择变频器调节，由人工任选一加热器的水位来作为调节依据。设定水位自动变频调节范围为30%-100%；调节阀控制开度调节范围为20%-100%；变频泵跳闸自动切换到调节阀控制加热器水位。
10.4.3.14.2 若需将1A、1B加热器疏水回收至#4机除氧器，打开疏水母管联络门，疏水回#4机除氧器；在类似这种复杂运行工况下，加热器水位自动调节应选变频器调节。
10.4.3.14.3 1A1B加热器供汽总门、2A2B加热器供汽总门均全开时，#1、2加热器供汽联络门和疏水母管联络门自动联关。
10.4.3.14.4 若需将2A、2B加热器疏水回收至#3机除氧器，打开疏水母管联络门，疏水回#3机除氧器；在类似这种复杂运行工况下，加热器水位自动调节应选变频器调节。 10.4.4 热网首站保护定值：
序号
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17.
名 称
1A加热器凝结水位高Ⅰ 1A加热器凝结水位高Ⅱ 1B加热器凝结水位高Ⅰ 1B加热器凝结水位高Ⅱ 2A加热器凝结水位高Ⅰ 2A加热器凝结水位高Ⅱ 2B加热器凝结水位高Ⅰ 2B加热器凝结水位高Ⅱ 1A加热器凝结水位低Ⅰ 1A加热器凝结水位低Ⅱ 1B加热器凝结水位低Ⅰ 1B加热器凝结水位低Ⅱ 2A加热器凝结水位低Ⅰ 2A加热器凝结水位低Ⅱ 2B加热器凝结水位低Ⅰ 2B加热器凝结水位低Ⅱ 1A加热器疏水温度高
定 值
720 mm 1200 mm 720 mm 1200 mm 600 mm 1000 mm 600 mm 1000 mm 480 mm 240 mm 480 mm 240 mm 400 mm 200 mm 400 mm 200 mm 150℃
20
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18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 25. 26. 27. 28. 29. 30. 31. 32. 33. 34. 35. 36. 37. 38. 39. 40. 41. 42. 43. 44. 45. 46.
1B加热器疏水温度高 2A加热器疏水温度高 2B加热器疏水温度高 1A加热器出水温度高Ⅰ 1A加热器出水温度高Ⅱ 1B加热器出水温度高Ⅰ 1B加热器出水温度高Ⅱ 2A加热器出水温度高Ⅰ 2A加热器出水温度高Ⅱ 2B加热器出水温度高Ⅰ 2B加热器出水温度高Ⅱ 热网供水温度高Ⅰ 热网供水温度高Ⅱ 热网回水温度高Ⅰ 热网回水温度高Ⅱ 热网供水压力高 热网供水压力低 热网回水压力高 热网回水压力低 热网定压点压力高Ⅰ 热网定压点压力高Ⅱ 热网定压点压力低Ⅰ 热网定压点压力低Ⅱ 热网回水除污器前后差压高 #1热网循环泵入口滤水器前后差压高 #2热网循环泵入口滤水器前后差压高 #3热网循环泵入口滤水器前后差压高 #4热网循环泵入口滤水器前后差压高
补水流量高
150℃ 150℃ 150℃ 120℃ 125℃ 120℃ 125℃ 140℃ 145℃ 140℃ 145℃ 140℃ 145℃ 75℃ 80℃ 1.4 MPa 1.3 MPa 0.33 MPa 0.27 MPa 0.76 MPa 0.78 MPa 0.72 MPa 0.7 MPa 0.03 MPa ＞0.02 MPa ＞0.02 MPa ＞0.02 MPa ＞0.02 MPa ＞60t/h
21
Q/113-105.14-2009
47. 48. 49. 50. 51. 52. 53. 54. 55. 56. 57. 58. 59. 60. 61. 62. 63. 64.
#2循环泵冷油器入口油温高 #3循环泵冷油器入口油温高 #2循环泵冷油器出口油温高 #3循环泵冷油器出口油温高 #2循环泵液力耦合器工作油温度高Ⅰ值 #2循环泵液力耦合器工作油温度高Ⅱ值 #3循环泵液力耦合器工作油温度高Ⅰ值 #3循环泵液力耦合器工作油温度高Ⅱ值 #2循环泵液力耦合器润滑油压低Ⅰ值 #2循环泵液力耦合器润滑油压低Ⅱ值 #3循环泵液力耦合器润滑油压低Ⅰ值 #3循环泵液力耦合器润滑油压低Ⅱ值 #2循环泵润滑油过滤器前后差压高值 #3循环泵润滑油过滤器前后差压高值 #2循环泵液力耦合器油箱油位高 #2循环泵液力耦合器油箱油位低 #3循环泵液力耦合器油箱油位高 #3循环泵液力耦合器油箱油位低
95℃ 95℃ 76℃ 76℃ ＞100℃ ＞110℃ ＞100℃ ＞110℃ ＜0.8bar ＜0.6bar ＜0.8bar ＜0.6bar ＞0.6bar ＞0.6bar ＞油箱高油位15mm ＜油箱低油位15mm ＞油箱高油位15mm ＜油箱低油位15mm
注 : 本规程中压力单位后带（a）的数值均为绝对压力，未注明者为表压。
22
Q/113-105.14-2009
附录A
（规范性附录）
#1
、2机额定抽汽压力工况图（绝对压力）
23
Q/113-105.14-2009
附录B
（规范性附录）
#3
、
4
机额定抽汽压力工况图（绝对压力）
24
Q/113-105.14-2009
附录C
（规范性附录）
#3、4机最高抽汽压力工况图（绝对压力）
25