余热发电站中控运行规程.docx

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余热发电站中控运行规程

余热发电站中控运行规程

文件编号：

第A版

受控号：

编制：

文件编制小组

审核：

批准：

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颁布日期：

2015年02月日实施日期：

2015年02月日

XX水泥有限责任公司

1目的……………………………………………………………………………3

2范围……………………………………………………………………………3

3引用标准………………………………………………………………………3

4余热锅炉升温升压前的准备工作……………………………………………3

5软化水泵启动…………………………………………………………………3

6除氧系统启动…………………………………………………………………3

7锅炉给水泵启动………………………………………………………………4

8锅炉补水………………………………………………………………………4

9余热炉升温升压…………………………………………………………………4

10主蒸汽管道暖管………………………………………………………………5

11汽轮机辅机系统启动…………………………………………………………5

12循环冷却水系统…………………………………………………………………5

13凝结水泵启动……………………………………………………………………6

14抽真空系统启动…………………………………………………………………6

15汽轮机启动前的检查和具备开机条件…………………………………………6

16暖机过程…………………………………………………………………………6

17升速………………………………………………………………………………7

18并网………………………………………………………………………………7

19发电系统正常停机程序…………………………………………………………8

20热态启动…………………………………………………………………………8

21紧急停机…………………………………………………………………………9

余热发电站中控操作规程

1目的

加强运行操作管理，使操作达到标准化、规范化、程序化的要求

2范围

本规程适用于余热发电系统现场操作

3引用标准

《纯低温余热发电操作规程汇编》

4余热锅炉升温升压前的准备工作

4.1通知电气人员给相关设备送电；

4.2检查所有电动阀门并经开关试验正常后处于备用状态；

4.3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；

4.4通知现场巡检人员将所有仪表投入正常工作状态；

4.5检查烟气挡板动作是否灵活；

4.6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；

4.7检查SP汽包、AQC汽包、除氧器、疏水箱、软水箱、凝汽器热水井、冷却塔循环水池、液位；

4.8过热器汽包排汽阀打开。

5软化水泵启动

5.1通知现场巡检人员将软化泵控制模式打至远程位置；

5.2检查确认软化水箱液位在3/4-4/5以上；

5.3通知现场巡检人员检查泵一切正常后，启动软化水泵；

5.4通知现场巡检人员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；

5.5通知现场巡检人员打开疏水箱补水门，补水至3/4-4/5处时关闭补水门。

6除氧系统启动

6.1通知现场巡检人员检查除氧器水位在2/3位置。

6.2通知现场巡检人员检查各表计是否正常，就地水位计与中控核对相符。

6.3将各电动调节阀控制模式打至远程位置。

6.4给除氧器送汽后检查对空排汽门开度。

7锅炉给水泵启动

7.1通知现场巡检人员将锅炉给水泵、出口电动门控制模式打至远程位置；

7.2检查确认除氧器水位、疏水箱、水位正常；

7.3通知现场巡检人员打开给水泵再循环手动阀；

7.4启动锅炉给水泵，通知现场巡检人员检查泵一切正常后，开启出口电动门；

7.5通知现场巡检人员缓慢关闭再循环手动阀。

8锅炉补水

8.1检查锅炉烟气进出口烟气阀是否在远程位置；

8.2将汽包液位控制打至远程位置；

8.3缓慢调整省煤器上水调节门向锅炉补水；

8.4通知现场巡检人员检查确认系统有无泄漏；

8.5通知现场巡检人员当省煤器入出口空气阀冒水后,关闭空气阀；

8.6当锅炉水位补至-75mm时停止向锅炉补水；

8.7通知现场巡检人员检查确认系统有无泄漏；

8.8观察汽包液位无明显变化。

9余热炉升温升压

9.1确认水泥窑正常运转；

9.2确认相关辅机设备已启动完毕；

9.3通知现场巡检人员准备升温升压，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；

9.4联系窑操作人员，全开出口烟气阀，开启进口烟气阀20％，观察3分钟，如汽包液位无明显变化仍以20％相应开启，全开后，逐渐关闭烟气旁路阀；

9.5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空气阀、过热器空气阀，打开疏水阀，打开定期排污和连续排污阀一次门；

9.6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；

9.7确认汽包压力升至0.3MPa时，依次对过热器及各蒸发器放水阀放水，注意汽包水位变化；

9.8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；

9.9当确认汽包压力升至0.6MPa时，通知现场巡检人员冲洗水位计并核对水位；

9.10当汽包压力升至2.29MPa时,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；

9.11确认汽包压力升至2.29MPa时，通知现场巡检人员准备启动汽机系统。

10主蒸汽管道暖管

10.1主蒸汽管道与轴封、抽汽蒸汽管道同时暖管，通知现场巡检人员打开主蒸汽管道所有疏水阀，稍开隔离阀旁路阀，使管内压力维持在0.25MPa左右加热管道，温升速度5-10℃/min。

10.2管内壁温度达130-140℃，以0.25MPa/min速度提升管内压力额定压力，全开隔离汽阀，关闭旁路阀。

10.3开始暖管时，疏水门尽量开大，随着管壁温度和管内压力的升高，逐渐关小疏水阀门。

10.4在暖管过程中时刻与现场人员保持联系，检查管道的热膨胀点是否有泄漏，核对汽包水位、压力。

11汽轮机辅机系统启动

11.1通知现场巡检人员检查确认油箱液位正常；

11.2通知现场巡检人员将电动高压油泵、交直流事故油泵打至远程位置；

11.3启动高压油泵，通知现场巡检人员检查无异常；

11.4投入盘车装置；

11.5投入轴向位移、油压、推力瓦块温度、轴承回油温度及超速保护等联锁装置。

12循环冷却水系统

12.1通知现场准备启动循环冷却水系统；

12.2通知现场巡检人员将循环水泵和冷却风机控制模式打至远程位置；

12.3检查出口电动阀是否打至远程位置；

12.4通知现场巡检人员将水泵排空阀打开；

12.5检查确认冷却水位在2.5m以上；

12.6启动循环水泵，缓慢打开出口电动阀；

12.7通知现场巡检人员关闭水泵排空阀；

12.8启动冷却风机；

12.9通知现场巡检人员检查冷却塔布水情况。

13凝结水泵启动

13.1通知现场巡检人员将凝结水泵控制模式打至远程位置；

13.2检查确认凝汽器液位在1/2-3/4之间；

13.3通知现场巡检人员检查泵一切正常后,启动凝结水泵；

13.4用凝结水再循环调节阀控制凝结水位。

14抽真空系统启动

14.1通知现场巡检人员将射水泵控制模式打至远程位置

14.2检查确认射水箱水位在4/5以上。

14.3检查射水泵一切正常后，启动射水泵。

14.4开启射水器水侧入口门，再开启气侧空气门，检查凝汽器真空应上升；

14.2通知现场巡检人员开启轴封进汽门，根据汽封冒汽量调整进汽门开度；

15汽轮机启动前的检查和具备开机条件

15.1机组各轴承回油正常,冷油器出口油温:

35-40℃,调节油压：

≧0.85MPa,

润滑油压：

0.08--0.12MPa；

15.2主蒸汽温度达320℃以上，蒸汽压力在1.8MPa以上，真空度达450-500mm汞柱以上；

16暖机过程

16.1现场扣上危机遮断器油门，开启速关阀；

16.2用WOODWARD505缓慢给定600r/min，用调速汽门冲动汽轮机进行低速暖机，保持20-30分钟。

16.3退出盘车，转子冲动后，检查机组振动情况、本体膨胀、油温、后汽缸排汽温度，仔细测听检查通流部分、轴封、主油泵等处应无不正常的响声；冲转后发现异常应立即打闸停机，检查原因并设法消除。

16.4检查确认汽轮机振动有无异常,汽轮机内部有无异常声音,如无异常可继续进行升速操作。

17升速

17.1当机组运转正常后，200r/min速度升速。

转速接近临界转速时（2083r/min）时加速平稳通过；

17.2用调速器控制调节汽阀，将转速升至额定值。

17.3检查运行是否正常，真空是否达到额定值，及时调整冷油器水量保持油温在35-40℃。

17.4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；

17.5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、油温值的变化，如有异常，应立即停止升速，待处理正常后方可升速；

17.6在升速过程中，通知现场巡检人员检查确认汽轮机通过临界转速时有无太大振动（临界转速范围为2083r/min）；

17.7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。

17.8停止电动高压油泵，检查油压情况。

17.9一切正常后，汽轮机稳定3000r/min，通知现场巡检人员准备并网;

18并网

18.1并网前的准备工作

1与中控核对余热炉汽包水位、压力、温度是否在正常值左右；

2汽轮机转速稳定在3000r/min；

3检查确认发电机冷却水流量充足；

4发电机保护柜、发电机励磁柜、仪表电调盘等保护正常；

5检查一切均正常后，通知中控操作员准备并网。

18.2并网

1投励磁；

2检查确认发电机侧与网上电压、频率是否一致，如不一致，调整励磁及发电机转速；

3正常后投同期，检查确认同期后，合上发电机出口开关并网；

4并网后，使发电机带初负荷180kW；并网后以100kW/min左右的速度增至额定负荷。

19发电系统正常停机程序

19.1以100kW/min的速度逐渐减电负荷。

19.2全开凝结水再循环门，维持凝汽器热水井水位在1/2～3/4间。

19.3用新蒸汽调整轴封冒汽管冒汽量。

19.4电负荷减至零，将机组解列。

19.5发电机解列后，手击危急遮断油门关闭速关阀停机，注意检查主汽门和调节气阀应立即关闭，开始记录惰走时间。

19.6停机降速过程中，监视润滑油压低于0.08MPa时，辅助油泵应自动开启，否则手动开启，确保轴承供油。

19.7转速至临界转速后，关闭轴封送汽门。

19.8打开汽缸和主蒸汽管疏水阀门。

19.9.汽机停止后，投入连续盘车，停抽汽器。

19.10.停凝结水泵。

19.11轴承回油温度低于45℃时，停止向冷油器送水。

19.12后汽缸温度降至50℃试，停止循环水供水

19.13停机后连续盘车6小时后，当蒸汽室内温度≤100℃后，可改为每隔1小时盘数分钟，注意盘车前后转子应翻转180。

；当温度降至60℃时，改为每2小时盘转一次，停机3天内每天盘转一次，以后每月1次。

20热态启动

20.1汽轮机热态启动

汽轮机停机时间短，汽缸和转子处于较高温度时的启动称为热态启动，复速级处上汽缸壁温在150℃以上，停机三小时以内，汽轮机再启动，视为热态启动。

20.2热态启动应特别注意下列事项：

1自动主汽门前蒸汽温度高于复速级上汽缸壁温50-100℃，且蒸汽至少有50℃过热度。

一般冲转前主蒸汽参数应达到额定值。

2冲转前汽轮机至少连续盘车2小时。

3先向轴封供汽后抽真空。

冲转前机组真空在-09MPa（表）以上。

4.检查合格后，即可较快速度升至额定速度。

5在额定转速下检查无异常现象即可并网逐渐带至额定负荷。

20.3温态启动

1.汽轮机停机时间在3小时以上8小时以内的启动称为温态启动。

2.按暖机要求暖机，暖机时间可以缩短。

3.其余操作同热态操作。

21紧急停机

21.1在下列情况下应立即破坏真空紧急停机：

1机组突然发生强烈振动或清楚地听到内部有金属声音；

2机组有不正常响声或燃焦味，轴端汽封冒火花；

3转速转速上升到3360r/min而危急遮断器不动作；。

4机组任何一个轴承断油或冒烟；

5转子轴向位移超过0.7mm，而位移监视装置不动作；

6任一轴承回油温度超过75℃而未自动停机；

7油系统着火且不能很快扑灭时，严重威胁机组安全运行；

8油箱油位突然下降到最低油位以下，漏油原因不明；

9润滑油压下降到0.02MPa（表）；

10汽轮机发生水冲击；

11主蒸汽管或给水管道破裂，危机机组安全时；

12厂用电中断；

21.2故障停机操作：

1迅速降负荷为零，解列发电机；

2.手击危急遮断油门紧急停机，确认速关阀、调速汽阀、补汽门、抽汽速关阀迅速关闭，必要时关闭隔离汽门；

3通知厂调、总降紧急停机；

4随时注意润滑油油温、油压、真空度及电动直流事故油泵启动情况；

5完成停机的其他操作；

6紧急故障停机后，应先破坏真空，停止抽汽器运行；

7若全厂停电或电动盘车故障，应记住初始位置，每隔15分钟手动盘车转子1800。

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