水泥厂余热发电操作规程完整.docx
《水泥厂余热发电操作规程完整.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《水泥厂余热发电操作规程完整.docx（15页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
水泥厂余热发电操作规程完整
余热发电系统中控操作规程
修改记录
批准人
受控号
版次
日期
修改单
修改人
实施日期
第1页共10页
1目的
本规程旨在统一操作思想，树立安全第一的观点，力求达到稳产高产的目的。
2范围
本规程适用于新型干法水泥生产线纯低温余热发电系统中控操作
3引用标准
3.1.《干法熟料生产线纯低温余热发电操作规程汇编》
3.2.《江葛水泥有限责任公司余热发电DCS总体设计》
4指导思想
4.1.树立安全第一、以稳为主的观念，精心操作，不断地摸索总结，在实践中充分利用计量监测仪表和先进的DCS自动控制系统等技术手段，整定出系统最佳运行参数，以保证系统能够长期安全、稳定、高效运转和文明生产。
4.2.树立全局观念，与窑操密切配合、互相协调，三班操作员必须经常交流操作思想，做到统一操作、协调一致，达到三班都能正常运转为目的。
4.3.为保证整个系统热力设备的稳定运转，中控操作员必须本着全局兼顾，全面平衡的原则，灵活地调节锅炉用风量。
4.4.努力维护和保养好各辅助设备，以延长发电机组的安全运行周期。
5.SP锅炉升温升压前的准备工作
5.1通知电气人员检查电力室开关柜并给相关辅机设备送电;
5.2通知现场人员检查气动阀门压缩空气压力是否达到0.5MPa；
5.3检查所有电动和气动阀门并经开关试验正常后处于关闭状态;
5.4通知现场巡检人员对现场手动阀门进行检查并置于相应的开关状态;
5.5通知现场巡检人员检查安全阀是否投入正常运行状态;
5.6通知现场巡检人员将所有仪表投入正常工作状态;
5.7检查PH锅炉入口及旁路挡板动作是否灵活并提前做好“三对应”工作;
5.8通知现场巡检人员对锅炉本体和灰斗人孔门进行检查是否关闭严密,
5.9检查并核对SP汽包、AQC汽包及闪蒸器、凝汽器液位；
5.10打开SP锅炉过热器、汽包排汽阀；
6．辅机系统启动
余热发电系统中控操作规程
修改记录
批准人
受控号
版次
日期
修改单
修改人
实施日期
第2页共10页
6.1冷却水系统启动
6.1.1通知现场准备启动冷却水系统;
6.1.2通知现场巡检人员将冷却水泵和冷却塔风扇转换开关打至中控位
置;
6.1.3检查出口电动阀是否打至手动关闭位置;
6.1.4通知现场巡检人员将水泵排气阀打开进行排气;
6.1.5检查确认冷却塔水位在2.5m以上;
6.1.6启动冷却水泵,缓慢将水泵出口电动阀打至全开;
6.1.7将水泵出口电动阀转为自动控制模式;
6.1.8检查一切正常后启动冷却塔风扇;
6.1.9检查冷却塔加药装置一切正常后开启;
6.2凝汽器补给水泵启动
6.2.1通知现场巡检人员将凝汽器补给水泵转换开关打至中控位置;
6.2.2检查确认纯水箱液位在4m以上;
6.2.3将凝汽器液位调节阀打至手动关闭位置;
6.2.4通知现场巡检人员检查泵一切正常后,启动凝汽器补给水泵;
6.2.5设定好凝汽器液位后将凝汽器液位调节阀打至自动位置
6.3凝结水泵启动
6.3.1通知现场巡检人员将凝结水泵转换开关打至中控位置;
6.3.2检查确认凝汽器液位在0mm以上;
6.3.3将凝结水泵排气阀打开进行排气;
6.3.4通知现场巡检人员检查泵一切正常后,启动凝结水泵向闪蒸器补水;
6.3.5通知现场巡检人员将给水pH值控制加药装置及给水除氧加药装置
检查确认正常并打至中控位置;
6.3.6启动给水pH值控制加药装置及给水除氧加药装置;
6.4锅炉给水泵启动
6.4.1通知现场巡检人员将锅炉给水泵转换开关打至中控位置;
6.4.2检查确认闪蒸器液位在0mm以上;
6.4.3将锅炉给水泵出口电动阀打至手动关闭位置;
6.4.4通知现场巡检人员检查泵一切正常后,启动锅炉给水泵;
6.4.5将锅炉给水泵出口电动阀缓慢打开至全开位置;
6.4.6将锅炉给水泵出口电动阀转至自动位置;
6.5锅炉补水
6.5.1通知现场人员打开汽包及省煤器、过热器排气阀；
余热发电系统中控操作规程
修改记录
批准人
受控号
版次
日期
修改单
修改人
实施日期
第3页共10页
6.5.2选择锅炉汽包水位控制模式为单冲量控制;
6.5.3设定好锅炉汽包水位后将AQC锅炉汽包水位调节阀和SP锅炉汽包水位调节阀打至自动位置;
6.5.4缓慢向锅炉补水;
6.5.5通知现场巡检人员检查确认室外汽水管线有无泄漏;
6.5.6通知现场巡检人员当省煤器出口排气阀冒水后,关闭排气阀;
6.5.7当PH炉水位补至+300mm,AQC炉补至-100mm时停止向锅炉补水;
6.5.8通知现场巡检人员检查确认锅炉本体系统有无泄漏;
6.6.9观察汽包液位无明显变化;
7.PH锅炉升温升压
7.1PH锅炉强制循环泵启动
7.1.1通知现场巡检人员将强制循环水泵转换开关打至中控位置;
7.1.1通知现场巡检人员检查强制循环水泵冷却水流量是否正常；
7.1.2检查确认SP汽包液位在+300mm以上;
7.1.3将泵出口电动阀打至手动关闭位置;
7.1.4通知现场巡检人员检查确认泵一切正常后,启动强制循环水泵;
7.1.5将泵出口电动阀首先开启5％,观察汽包液位5分钟,若汽包无明显变化,将阀门开至10％,观察5分钟同上;
7.1.6以5%的速度缓慢将强制循环泵出口电动阀开至100％,保持汽包水位在-150mm左右;
7.1.7将泵出口电动阀打至自动位置;
7.2SP锅炉辅机启动顺序
SP锅炉入窑系统拉链机～SP锅炉星型卸灰阀～SP锅炉本体拉链机～SP锅炉振打装置
7.3SP炉升温升压
7.3.1确认窑系统正常运转;
7.3.2确认相关辅机设备已启动完毕;
7.3.3通知现场巡检人员SP炉准备升温升压,现场检查确认所有人孔门、阀门有无泄漏,若有应立即通知中控停止升温升压,并做处理;
7.3.4按照锅炉升温升压曲线，开启锅炉入口挡板挡板10％观察10分钟,如汽包液位、压力及过热器出口温度无明显变化仍以10％相应开启，防止锅炉升温升压过快;
7.3.5将锅炉启动阀开启20％以上;
7.3.6检查确认汽包压力升至0.1MPa时,通知现场巡检人员关闭汽包排汽阀、过热器排汽阀,打开所有联箱排污阀及疏水阀,打开连续排污阀;
7.3.7在升压过程中,通知现场巡检人员检查确认各承压部件的受热膨胀情况,如有异常,应立即查明情况及时处理;
余热发电系统中控操作规程
修改记录
批准人
受控号
版次
日期
修改单
修改人
实施日期
第4页共10页
7.3.8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;
7.3.9当确认汽包压力升至0.5MPa时,通知现场巡检人员冲洗水位计并核对水位;
7.3.10当汽包压力升至0.588MPa时,温度250℃通知现场巡检人员全面检查锅炉系统,如发现有不正常情况,应立即停止升压,待故障消除后继续升压;
7.3.11将主蒸汽截止阀打至手动并开启10％以上,主蒸汽管道排污阀打至手动并开启25％以上;
7.3.12确认汽包压力升至0.7MPa时,通知现场巡检人员准备启动真空系统,并对真空系统作全面检查;
7.3.13当汽包压力升至0.789Mpa时,全开SP锅炉主蒸汽截止阀，关闭锅炉起动阀;
7.3.14通知现场巡检人员将SP锅炉加药装置检查确认正常并打至中控位置；
7.3.15中控开启SP锅炉加药装置
升压温度（饱和）
上限：
65℃/h
通常：
55℃/h
SP锅炉升温升压曲线
余热发电系统中控操作规程
修改记录
批准人
受控号
版次
日期
修改单
修改人
实施日期
第5页共10页
8.汽轮机辅机系统启动
8.1通知现场巡检人员检查确认油箱液位在0mm以上;
8.2通知现场巡检人员将油雾风扇转换开关打至中控位置;
8.3通知现场巡检人员将高压电动油泵、交流润滑油泵和直流油泵转换开关打至中控位置，投入连锁；
8.4通知现场巡检人员确认泵进出口阀门的开关状态;
8.5检查一切正常后启动交流润滑油泵，油压稳定后启动高压电动油泵
8.6通知现场巡检人员检查确认润滑油压达到0.1Mpa以上，回油孔内回油顺畅;
8.7合理控制油冷却器冷却水流量使润滑油温度稳定在30℃以上；
8.8投入盘车;
9.主蒸汽管道暖管
9.1确认汽包压力升至0.588Mpa,过热蒸汽250℃时,通知现场巡检人员准备暖管;
9.2通知现场巡检人员打开主蒸汽截至电动阀旁路阀及管道所有排泄阀;
9.3暖管停机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;
9.4在暖管过程中时刻与现场保持联系,检查管道的热膨胀点是否有泄
漏,管道支架是否有变形、脱落现象，核对汽包水位、压力、主蒸汽温度与中控保持一致;
9.5当汽轮机入口温度达到300℃以上,压力达到0.689Mpa以上，通知现场暖管结束,对汽轮机进行全面检查;
10.真空系统启动
10.1通知现场巡检人员将真空泵转换开关打至远中控位置;
10.2通知现场巡检人员将汽封风扇换开关打至远中控位置;
10.3通知现场检查确认均压箱压力在2.94Kpa以上;
10.4通知现场巡检人员检查确认射水箱液位正常，水温在30℃以下;
10.5关闭真空破坏阀;
10.6启动汽封风扇；
10.7通知现场巡检人员对泵检查一切正常后,启动真空泵;
11.汽轮机启动前的检查和具备开机条件
11.1通知现场巡检人员检查确认速送阀、调节汽门、混汽调节阀动作是否灵活（主蒸汽暖管前进行）;
11.2检查确认汽轮机危急遮断保护、轴向位移保护等ETS保护功能是否投入;
11.3检查确认汽轮机发电机各检测仪表显示值是否正常;
11.4检查确认AST、OPC电磁阀动作灵活;
余热发电系统中控操作规程
修改记录
批准人
受控号
版次
日期
修改单
修改人
实施日期
第6页共10页
11.5检查确认手拍危急遮断器处于复位位置;
11.6检查确认DDV伺服阀工作正常;
11.7检查确认汽轮机入口温度和压力都达到暖机条件时,启动汽轮机;
12．暖机过程
12.1通知现场人员暖机开始，中控操作员打开汽轮机入口主蒸汽截止阀,通知现场关闭其旁路阀;
12.2通知现场人员首先复位汽轮机手拍危机遮断器，然后在转速控制操
作画面上点击“挂闸”按钮，汽轮机速送阀开至100%;
12.3通知现场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0.80Mpa以上;
12.4操作员在模式选择下点击“高调门手动启动”，接着点击“进入转速设定”，若是冷态起动，输入暖机转速500rpm，升速率设定为100；若是热态起动，输入暖机转速500rpm，升速率设定为200，点击确认，接着点击进行，汽轮机调节汽门自动开启，汽轮机启动冲转；
12.5汽轮机停机12小时以内,暖机为20分钟;停机12小时以上,暖机为40分钟;
12.6通知现场巡检人员全面检查确认汽轮机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）;
12.7通知现场巡检人员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;
12.8关闭主蒸汽管道排污阀及主蒸汽导汽管疏水阀;
12.9通知现场巡检人员中控开始升速操作;
12.9.1升速前的全面检查
12.9.2汽轮机振动值在规定范围内；
12.9.3凝汽器真空度在-80kPa以上；
12.9.4控制油压0.65-1.3MPa之间,润滑油压在0.08-0.15MPa之间;
12.9.5冷凝水温度不大于50℃;
12.9.6凝汽器水位不高于380mm;
12.9.7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；
12.9.8一切正常后，开始升速；
13.升速操作,见启动时间分配表
启动时间分配表如下：
余热发电系统中控操作规程
修改记录
批准人
受控号
版次
日期
修改单
修改人
实施日期
第7页共10页
汽轮机冷态启动时间分配如下：
启动
转速
时间
冲转后升速至
500r/min
2min
检查并维持
500r/min
30min
均匀升速至
1200r/min
10min
检查并维持
1200r/min
40min
均匀升速至
2500r/min
5min
检查并维持
2500r/min
20min
均匀升速至
3000r/min
5min
合计
110min
汽轮机热态启动时间分配如下：
启动
转速
时间
冲转后升速至
500r/min
2min
检查并维持
500r/min
3min
均匀升速至
1200r/min
5min
检查并维持
1200r/min
3min
均匀升速至
2500r/min
5min
检查并维持
2500r/min
2min
均匀升速至
3000r/min
5min
合计
25min
13.1在升速过程中，通知现场巡检人员检查确认汽轮机振动有无异音，
如有异音，应立即停止升速，查明原因，恢复正常后方可升速；
13.2在升速过程中，通知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，应立即停止升速，待处理正常后方可升速；
13.3升速过程中，机组振动不得超过0.03mm，一旦超过该数值，则应降低转速至振动消除，维持此转速运转30分钟，再升速，如振动仍未消除，需再次降速运转120分钟，再升速，如振动仍未消除，则必须停机检查（过临界转速时振动不得超过0.1mm）。
13.4在机组升速至额定转速后、停用高压油泵时，要先缓慢关出口阀并注意监视润滑油压的变化，出口阀全关后中控手动停高压油泵。
然后再打开高压油泵出口阀恢复备用，开启出口阀时也应注意监视润滑油压的变化；
13.5当转速达到3000r/min时，升速结束，通知现场巡检人员对汽轮
进行全面检查确认有无异常情况。
13.6一切正常后，汽轮机稳定3000r/min,运转5分钟以上方可通知现场巡检人员准备并网;
余热发电系统中控操作规程
修改记录
批准人
受控号
版次
日期
修改单
修改人
实施日期
第8页共10页
14.并网
14.1并网前的准备工作
14.1.1通知总降值班人员发电系统具备并网条件，并等待总降值班人员答复。
14.1.2通知现场巡检人员核对锅炉汽包水位、压力、温度是否在正常值左右；
14.1.3汽轮机转速稳定在3000r/min5分钟之后，按“同期投入”按钮；
14.1.4通知现场巡检人员检查确认发电机空冷器进出口温度在正常范围内；
14.1.5检查确认汽轮发电机组振动、油压在正常值范围内;
14.1.6通知现场巡检人员准备投励磁及并网操作。
14.1.7中控操作员监控52G开关合闸信号显示后，确认发电机自动带初负荷；
14.1.8操作锅炉挡板带锅炉负荷缓慢升汽轮发电机负荷;
14.1.9根据主蒸汽压力在压力控制界面下合理调整主汽压力设定值，将汽轮机控制模式由功率控制转为压力控制，转换过程中防止发电机负荷出现太大波动。
15.AQC锅炉起动;
15.1确认窑系统正常运转;
15.2确认相关辅机设备已启动完毕;
15.3通知现场巡检人员AQC炉准备升温升压,现场检查确认所有人孔门、阀门有无泄漏,若有应立即通知中控停止升温升压,并做处理;
15.4按照锅炉升温升压曲线，开启锅炉入口挡板挡板10％观察10分钟,如汽包液位、压力及过热器出口温度无明显变化仍以10％相应开启，防止锅炉升温升压过快;
15.5将锅炉启动阀开启20％以上;
15.6检查确认汽包压力升至0.1MPa时,通知现场巡检人员关闭汽包排汽阀、过热器排汽阀,打开所有联箱排污阀及疏水阀,打开连续排污阀;
15.7在升压过程中,通知现场巡检人员检查确认各承压部件的受热膨胀情况,如有异常,应立即查明情况及时处理;
15.8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;
15.9当确认汽包压力升至0.5MPa时,通知现场巡检人员冲洗水位计并核对水位;
余热发电系统中控操作规程
修改记录
批准人
受控号
版次
日期
修改单
修改人
实施日期
第9页共10页
15.10当汽包压力升至0.588MPa时,温度250℃通知现场巡检人员全面检查锅炉系统,如发现有不正常情况,应立即停止升压,待故障消除后继续升压;
15.11将主蒸汽截止阀打至手动并开启10％以上,主蒸汽管道排污阀打至手动并开启25％以上;
15.12当AQC锅炉主蒸汽压力升至0.689Mpa以上，温度升至300℃时,全开AQC锅炉主蒸汽截止阀，关闭锅炉起动阀;
15.13中控开启AQC锅炉加药装置
16.混汽投入
16.1混汽投入前的准备
16.1.1检查确认省煤器出口温度是否已达到167℃；
16.1.2检查确认发电功率在机组额定功率30%以上；
16.1.3检查确认混汽管道及旁路上所有疏水阀前后手动阀是否已打开；
16.1.4开启混汽截止阀旁路阀进行闪蒸汽暖管；
16.1.5与现场核对闪蒸器液位与现场是否一致；
16.2混汽投入
16.2.1检查确认闪蒸汽管道暖管是否10分钟以上；
16.2.2检查发电负荷在机组额定功率30%以上；
16.2.3打开混汽切断阀;
16.2.4在负荷控制操作界面上点击“补汽控制”，进入补汽控制画面，点击“打开补汽快关阀”，补汽油动快关阀得电，点击“补汽手动控制”，根据闪蒸器压力手动调整混汽调节阀适当开度；
16.2.5关闭混汽截止阀旁路阀。
17.发电系统正常停机程序
17.1调整锅炉负荷，退出混汽；
17.2当发电机功率降至1000kW后，通知现场巡检人员发电机解列;
17.3中控监控到52G发出分闸信号后，中控打闸停汽轮机;
17.4检查确认当主油泵出口压力降至1.0MPa时,主油泵自动转换至高压电动油泵运行,控制油压及润滑油压正常;
17.5检查确认当转速降至0r/min时,通知现场巡检人员投入盘车;
17.6打开AQC锅炉启动阀、SP锅炉启动阀、主蒸汽管道排污阀泄压;
17.7按照锅炉降温降压曲线,锅炉旁路挡板以20％逐渐开启,入口挡板以20％逐渐关闭;
17.8通知现场巡检人员检查确认当均压箱压力低于2.94kpa停真空泵;
17.9当锅炉压力降至0.1Mpa时两炉已退出系统运行,停两炉辅机设备;
余热发电系统中控操作规程
修改记录
批准人
受控号
版次
日期
修改单
修改人
实施日期
第10页共10页
17.10PH锅炉辅助设备停止顺序:
SP锅炉振打装置～SP锅炉本体拉链机～SP锅炉行星型卸灰阀～SP锅炉入窑系统拉链机。
AQC锅炉辅助设备停止顺序：
沉降室星型卸灰阀～AQC锅炉沉降室拉链机～AQC锅炉入窑系统拉链机;
17.11关闭锅炉给水泵出口电动阀,停锅炉给水泵;
17.12停凝结水泵;
17.13将所有气动阀打至手动关闭;
17.14当汽轮发电机轴承温度降至45℃以下时停冷却水系统;
17.15当汽轮发电机组连续慢转48小时，汽轮机上下缸壁温低于100℃后，停止盘车；
17.16当轴承温度降至30℃以下时停油系统;
升级会员 