余热发电站中控运行规程

1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：———————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2目录1目的……………………………………………………………………………32范围……………………………………………………………………………33引用标准………………………………………………………………………34余热锅炉升温升压前的准备工作……………………………………………35软化水泵启动…………………………………………………………………36除氧系统启动…………………………………………………………………37锅炉给水泵启动………………………………………………………………48锅炉补水………………………………………………………………………49余热炉升温升压…………………………………………………………………410主蒸汽管道暖管………………………………………………………………511汽轮机辅机系统启动…………………………………………………………512循环冷却水系统…………………………………………………………………513凝结水泵启动……………………………………………………………………614抽真空系统启动…………………………………………………………………615汽轮机启动前的检查和具备开机条件…………………………………………616暖机过程…………………………………………………………………………617升速………………………………………………………………………………718并网………………………………………………………………………………719发电系统正常停机程序…………………………………………………………820热态启动…………………………………………………………………………821紧急停机…………………………………………………………………………93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。46.3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；59.7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；612.3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；7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8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950℃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7