余热电站集控运行规程范文Word文件下载.docx
《余热电站集控运行规程范文Word文件下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《余热电站集控运行规程范文Word文件下载.docx（171页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
1.1锅炉设备概述
霍煤鸿骏铝电有限责任公司自备电厂2×
9MW机组采用的锅炉是江苏太湖锅炉股份有限公司生产的，Q90/1050-41-3.82/450型锅炉，锅炉整体采用单汽包、垂直布置、自然循环形式。
本体主要是膜式水冷壁组成的烟道，内部悬吊过热器、蒸发器及下部的省煤器组成。
从碳素回转窑沉降室出来的烟气温度大约950-1150℃，通过钢烟道从上端进入余热锅炉。
在入口段，烟气流转过90°
，改为向下流动，首先将热量传递到辐射冷却室的受热面。
锅炉的水冷壁设计成为蒸发器的受热面，以极大的限度吸收烟气流经布置于烟气流中的对流过热器，直至蒸发器为止的辐射热。
随后烟气进而流过垂直布置的省煤器，它们吸收烟气剩余的热量来提高给水温度。
烟温达到大约160℃左右，经由尾部烟道排出锅炉。
最后由引风机排入烟囱。
汽水系统方面，经过除盐和除氧的给水，在给水泵的压送下首先进入省煤器，在省煤器中加热后进入汽包，经集中下降管进入锅炉水冷壁下联箱及蒸发器下联箱，并在由膜式壁组成的辐射冷却炉膛及对流受热面里吸热，自然循环换热，产生的汽水混合物经汽包内部装置进行汽水分离，饱和蒸汽引入过热器加热至要求的汽温。
为保证满足出口蒸汽温度的要求，在高低温过热器之间装有喷水减温器作为调温手段。
本锅炉装有监视水位的石英玻璃水位计和可用于远外传水位记录、报警的水位平衡容器，锅炉上的紧急放水放空均采用电动阀，以适应远距离控制。
锅炉本体范围内的一次阀门，仪表及配管由本厂负责提供，配套辅机如给水泵，引风机等。
汽包筒身圆柱形，两端为椭球形封头，封头的中心装有供检查人员进出的人孔。
水通过汽包底部的2个集中下降管流出，汽水混合物则通过布置于汽包前后的管座进入汽包。
在汽包底部，汽水混合物受到挡板阻隔折流以利于水位的稳定并使汽水进行第一次的分离。
蒸汽由位于汽包顶上中部的一个单独的管座引出汽包，为了最大程度上获得干燥的饱和蒸汽，在出口管座前的蒸汽空间装有二次汽水分离器，以分离蒸汽中剩余的水分。
给水通过四个管座进入汽包的水空间。
汽包底部的其他管座分别与排污管和紧急放水管相连。
压力表和安全阀的管座布置在汽包顶部。
在汽空间和水空间还分别装有6对横向排列的管座，用于测控水位。
总共3级蒸发器管束设计为悬吊式受热面，通过吊挂管悬吊于锅炉顶部。
工质从蒸发器底部流向顶部，与烟气逆向流动。
受热面管子为光管蛇形布置。
与蒸发器相同，过热器管束也是向上沿竖直方向弯成蛇形管形状，工质流向也与烟气相反，与相互独立的3级蒸发器不同的是，两级过热器为一完整的组件。
工质从低温过热器流向另一高温过热器，中间装置了喷水减温器。
锅炉的水冷壁组成了过热器和蒸发器的烟道，水冷壁上分别布置有集合联箱和分配联箱。
在锅炉烟气入口部位，前水冷壁向上倾斜至后墙，形成凝渣管，而后墙则向上倾斜至烟气入口，形成炉顶。
两级独立的省煤器布置在锅炉尾部，省煤器管束为鳍片管，管箱结构，上级省煤器吊挂，下级省煤器支撑在尾部的钢架上。
2级省煤器管束串联运行，给水连续通过。
1.2汽轮机设备概述
9MW汽轮机型号为C9-3.43/0.294是青岛捷能汽轮机厂生产的单缸直接空冷抽汽凝汽式汽轮机。
本体结构：
本体主要由转子部分和静子部分组成。
转子部分包括主轴、叶轮、叶片、联轴器、主油泵叶轮等；
静子部分包括汽缸、蒸汽室、喷嘴组、隔板、汽封、轴承、轴承座、调节汽阀等。
汽轮机汽缸为单缸结构，由前、后两部分组成。
前缸采用合金铸钢，后缸采用钢板焊接式结构，通过垂直中分面连接成一体。
主汽门、高压调节汽阀与汽缸为一体，新蒸汽从两侧主汽门直接进入高压调节汽阀蒸气室内。
低压蒸汽室（喷嘴室）上、下半蒸汽室由螺栓连接在一起。
蒸汽室由两侧的猫爪支持在下半气缸上，底部有定位键。
蒸汽室上装有喷嘴组，本机有两个喷嘴组，高压和低压两个喷嘴组，分别装在前汽缸、低压蒸汽室上。
高压喷嘴组为装配式焊接结构，铣制喷嘴块直接嵌入到喷嘴组板体上，由螺栓固定在前汽缸上，低压喷嘴组为围带焊式结构。
转子采用套装形式，叶轮及联轴器“红套”在转子上。
共有11级动叶，其中1级双列调节级、1级单列调节级、9级压力级（其中包括1级扭叶级）。
转子通过刚性联轴器与发电机转子连接，转子前端装有主油泵。
隔板由悬挂销支持在汽缸内，底部有定位键，上下半隔板中分面处有密封键和定位键。
共有9级隔板，1-6级为围带焊接式隔板，7-9级为铸造式隔板。
滑销系统：
汽轮机在启停和运行时，由于温度的变化，会产生热膨胀。
为了使机组的动、静部分能够按照预定的方向膨胀，保证机组安全运行，设计了合理的滑销系统。
滑销系统由纵销、横销、立销组成。
纵销时沿汽轮机中心线设置在前端轴承座与前底板之间；
横销设置在猫爪和后缸两侧底角法兰下面；
立销设置在前后轴承座与汽缸之间。
横销与纵销中心的交点为机组的死点，当汽缸受热膨胀时，由前猫爪推动前轴承座向前滑动。
在前轴承座滑动面上设有润滑油槽，运行时应定时注润滑油。
前汽缸由两个猫爪支撑在前轴承座上，前轴承座放置在前底板上，可以沿轴向滑动，后汽缸采用底角法兰形式座在后底板上。
汽轮机轴承：
汽轮机前轴承和推力轴承成一体，组成联合轴承，推力轴承为可倾瓦式。
前后径向轴承及发电机前轴承为椭圆轴承。
盘车装置：
为了保证机组转子的均匀预热和冷却，防止转子发生热弯曲，设置了盘车装置，本机采用涡轮—齿轮机械盘车装置。
1.3电气系统概述
本厂装有两台四川东风电机厂生产的QF2-9-2Z型9MW汽轮发电机,发电机出口电压为10.5kV，发电机采用密闭空气自通风循环冷却方式，两台发电机经过碳素10KV配电中心并至三期铝厂动力变10KV侧。
发电机的励磁方式：
采用机端自并励静态励磁系统，励磁电源由机端励磁变提供给静止
可控硅整流，励磁控制系统采用PWL型微机励磁调节器控制系统，为南京合凯电气生产。
2.设备运行规范
2.1锅炉设备规范
2.1.1锅炉本体规范
名称
设计数据
锅炉型号
Q90/1050-41-3.82/450
锅炉循环方式
汽水系统自然循环，烟气系统强制循环
炉进烟气温度
入口烟气温度950-1150℃，平均烟气温度1050℃，最大工况1150℃。
炉进烟气流量
89756Nm3/h
炉进口烟气压力
-400pa
给水温度
105℃
过热蒸汽压力
3.82Mpa
过热蒸汽温度
450℃
额定蒸发量
41t/h
排污率
2%
减温水流量
0～3.5t/h
凝结水温度
255℃
排烟温度
157℃
烟气阻力
≤850pa
余热利用率
≥80%；
～84%
本体漏风系数
0.3%
外表面温度
≤50℃
汽包到过热器出口的压降
0.39Mpa
省煤器进口到汽包之间的压降（包括静压差）
0.35Mpa
过热器在BMCR时的减温水量
3.5t/h
锅炉水循环倍率
20～22
锅炉烟气侧压降
锅炉水容积（正常运行/全部）
30m3
烟气量
烟气温度
1050℃
烟气成分（容积百分比）
CO2
6.9%
H20
9.88%
O2
8.4%
N2
74.67%
SO2
0.15%
含尘
2g/Nm3
2.1.2锅炉基本尺寸
项目
标高
上汽包中心标高
24260mm
锅炉最高点标高（饱和蒸汽引出管）
25660mm
锅炉钢架左右两柱中心线间距离（最外两柱）
8532mm
锅炉钢架前后两柱中心线间距离（最外两柱）
8548mm
锅炉最大宽度
12650mm
锅炉最大深度（含进口烟道）
12800mm
2.1.3锅炉水质要求
补给水
指标
说明
硬度
≈0μmol/L
二氧化硅
≤20μg/L
电导率（250C）
≤0.3μs/cm
给水
硬度
≤2.0μmol/L
启动时≤5μmol/L
溶氧
≤7μg/L
启动时≤40μg/L
铁
≤30μg/L
启动时≤100μg/L
铜
≤5μg/L
PH（250C）
9.0～9.5
联氨
10～50μg/L
油
≤0.3μg/L
炉水
磷酸根
2～10mg/L
含盐量
≤100mg/L
电导率（250C）（经氢离子交换）
≤150μs/cm
二氧化硅
≤2.0mg/L
磷酸盐处理
PH（25℃）
9～10.5
蒸汽
钠
≤10μg/kg
启动时≤20μg/kg
≤20μg/kg
启动时≤60μg/kg
启动时≤50μg/kg
启动时≤1μs/cm
≤5μg/kg
启动时≤15μg/kg
锅炉的水汽损失应满足如下要求
锅炉排污损失
≤锅炉额定蒸发量的2%
厂内正常水汽损失
≤锅炉最大连续蒸发量的3%
2.2汽轮机主机设备规范
参数
汽轮机型号
C9－3.43/0.294
汽轮机型式
单缸直联冷凝式
额定功率
9000kw
额定进汽压力
3.43Mpa
额定进汽温度
435℃
额定排汽压力
0.0158Mpa（绝对）
额定进汽量
～53.9t/h（纯凝43.4t/h）
一段抽汽压力
0.294Mpa
一段抽汽温度
～198℃
一段抽汽流量
22t/h
汽耗率
额定工况
5.98㎏/kw.h
纯凝工况
4.82㎏/kw.h
热耗率
10993kj/kw.h
13825kj/kw.h
额定转速
3000r/min
临界转速
1404r/min
转子旋转方向
顺汽流方向看为顺时针
通流级数
11级
盘车转速
～8r/min
～104℃
给水回热级数
1CY+1DJ
汽轮机本体重量
～70t
汽轮机外形尺寸
6.6×
4.2×
2.9（m）
汽轮机制造厂
青岛捷能汽轮机股份有限公司
2.3发电机设备规范
机组
1号
2号
型号
QF2-9-2Z
额定容量（KVA）
11250
额定有功（MW）
9
定子电压（V）
10500
定子电流（A）
618.6
额定功率因数
0.8（滞后）
空载励磁电压（V）
37
空载励磁电流（A）
83
相数
3
额定励磁电流（A）
240
额定励磁电压（V）
165
额定转速（r/min）
3000
极数
2
额定频率（Hz）
50
满载效率（%）
97
定子出线数
6
定子接线方式
Y
冷却方式
空冷
励磁方式
自并励静止励磁
发电机进口风温（℃）
20-40
发电机出口风温（℃）
≤75
工作水压力MPa
0.294
定子绕组及铁心（℃）
绝缘
发电机采用F级绝缘，实际使用温度限值按照B级
温度
120
转子绕组（℃）
110
生产厂家
四川东风电机厂
3.机组启动
3.1机组检修后的验收
3.1.1机组大、小修后，工作票全部收回；
为检修工作而采取的临时设施拆除，现场整洁，各通道畅通无阻，栏杆完整，照明良好，保温齐全，各支吊架完整牢固。
3.1.2机组所有汽、水、油、气管路均符合《电力工业技术管理法规》所规定的漆色及流向标志规定。
3.1.3各辅助系统、设备完整，管道阀门连接良好，阀门开、关灵活，手轮完整，标示牌齐全。
3.1.4集控室控制盘、就地控制盘、柜等齐全完整，各指示灯指示正确,声光报警装置完好,各操作盘上的仪表、键盘、操作手柄、按钮等完整好用,CRT显示器清晰，室内有可靠的事故照明。
3.1.5发电机一、二次回路、励磁系统各部接线完善、正确、牢固，发电机绝缘电阻合格。
3.1.6发电机出口开关和灭磁开关拉合闸正常，DCS内开关状态正确。
3.1.7发电机保护及信号系统传动试验合格。
3.2机组启动前准备
3.2.1联系热工人员将主控所有热工仪表、信号、保护装置及调整门送电；
投入DCS、DEH、TSI、FSSS系统；
检查CRT上各参数指示正确。
3.2.2所有液位计明亮清洁，各有关压力表、流量表、取样、加药及保护仪表信号一次门全部开启。
3.2.3检查各转动设备轴承油位正常，油质合格；
联系化学化验汽轮机油质合格。
3.2.4确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电，并做电动门开关试验合格。
3.3.5主、辅设备各联锁保护试验完成，根据规定投入。
3.2.6检查锅炉各部件能自由膨胀，膨胀指示器应完整，并记录原始值。
3.3.7电气系统各部接线良好，无松动。
3.2.8机组启动专用工具、仪器、仪表及各种记录表纸、启动用操作票等已准备齐全，人员已安排好。
3.3.9启动前16小时至8小时对发电机各部及10kV有关负荷测绝缘；
启动前8小时至冲转前进行一，二次回路检查，发电机有关试验合格。
3.3.10定子线圈在干燥后，接近运行温度时，其对地及相间的绝缘电阻值，用2500V摇表测定时不小于
R=UN/1000+SN/100
式中：
R--绝缘电阻（MΩ）
UN--额定电压（V）
SN—额定容量（KVA）
3.3.11定子线圈在10℃--30℃时的吸收比R60/R15≥1.3；
转子线圈的绝缘电阻在冷状态下，用500V摇表测定时，应不小于1MΩ；
励磁机端轴承绝缘的绝缘电阻在冷状态下，用1000V摇表测定时，应不小于1MΩ。
3.3.12投入一抽母管。
3.3.13投入除盐水系统；
前池补水，补至启动水位。
3.3.14按检查卡检查下系统具备投入条件
3.3.14.1凝结水系统及各减温水系统。
3.3.14.2循环水系统。
3.3.14.4润滑油系统、盘车装置。
3.3.14.5轴封系统。
3.3.14.6抽真空系统。
3.3.14.7给水系统。
3.3.14.8空冷凝汽器系统。
3.4机组启动前试验
3.4.1试验总则
3.4.1.1机组大小修后，必须先进行主辅设备的保护、联锁试验，试验合格后才允许设备试转和投入运行。
3.4.1.2进行各项试验时，要根据试验措施要求，严格按规定执行。
3.4.1.3设备系统检修、保护和联锁的元件及回路检修时，必须进行相应的试验且合格，其它保护联锁只进行投停检查。
3.4.1.4有近控、远控的电动门、伺服机构，远控、近控都要试验，并记录开、关时间。
对已投入运行的系统及承受压力的电动门、调节门不可试验。
3.4.1.5设备试验方法分静态、动态两种：
静态试验时，10KV辅机仅送试验电源，400V低压电源均送上动力电源；
动态试验时，操作、动力电源均送上。
动态试验必需在静态试验合格后方可进行。
3.4.1.6机组、设备联锁保护试验前，热工人员需强制满足有关条件。
进行设备联锁试验前，应先进行就地及集控室手动启停试验并确认合格。
试验后应恢复强制条件，并可靠投入相应的保护联锁，不得随意改动，否则应经过规定的审批手续。
3.4.1.7各联锁、保护试验动作及声光报警应正常，各灯光指示、画面状态显示正确。
3.4.1.8运行中设备的试验，应做好局部隔离措施，不得影响运行设备的安全。
对于试验中可能造成的后果，应做好事故预想。
3.4.1.9试验结束，做好系统及设备的恢复工作，校核保护值正确，分析试验结果，做好详细记录。
试验结束后，各设备应停动力电源。
不停电应做好防误启措施，需启动的设备开关应切至“远方”位置。
3.4.2机组启动前试验项目
3.4.2.1手动停机试验（就地/远方）。
3.4.2.2调节系统静态试验、汽轮机主保护试验。
3.4.2.3各转动机械启、停和事故按钮试验、联锁试验。
3.4.2.4开关、阀门、挡板传动试验及联锁试验。
3.4.2.5转动设备静态、动态试验。
3.4.2.6发电机出口开关、灭磁开关的拉合闸及联跳试验，发电机主保护动作联跳汽轮机和汽轮机跳闸联跳发电机试验。
3.4.2.7锅炉联锁试验。
3.4.2.8MFT试验。
3.5机组冷态启动操作
3.5.1机组启动方式选择
3.5.1.1调节级后汽缸内壁温度高于150℃为热态，低于150℃为冷态。
热态启动又根据停机时间长短或汽缸内壁金属温度高低分为热态启动和温态启动。
停机24小时以内或汽缸内壁金属温度在300℃以上为热态启动；
停机48小时以内或汽缸内壁金属温度在150℃以上为温态启动。
3.5.2机组发生下列情况之一时,禁止启动。
3.5.2.1影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和未收回，设备现场不符合《电业安全工作规程》的有关规定。
3.5.2.2机组任一安全保护装置失灵或机组任一保护动作值不符合规定。
3.5.2.3机组主蒸汽管道及汽缸保温不完整。
3.5.2.4调速系统不能维持空负荷运行或机组甩负荷后不能控制汽轮机转速在危急遮断器动作转速以内。
3.5.2.5主汽门、调速汽门关闭不严、卡涩或动作失灵。
3.5.2.6转子弯曲度超过0.06mm。
3.5.2.7盘车时汽缸内有明显的金属摩擦声，盘车电流明显增大或大幅度摆动。
3.5.2.8汽缸上下壁温差≥50℃。
3.5.2.9主油箱油位低、油质不合格，油温低于规定值。
3.5.2.10调速油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵任一油泵故障；
润滑油系统、盘车装置失常。
3.5.2.11汽水品质不符合要求。
3.5.2.12主要仪表缺少或不正常且无其它监视手段（如：
主蒸汽压力表、温度表、流量计、汽包水位计、给水流量表、炉膛负压表、排烟温度表等）。
3.5.2.13发电机绝缘不合格。
3.5.3锅炉通烟气前操作
3.5.3.1启动一台循环水泵，投入备用循环水泵联锁开关，排净发电机空冷器及其它所有冷却器水侧的空气。
3.5.3.2启动一台主油箱排烟风机，启动交流润滑油泵，检查并记录主油箱油位，全面检查各轴承油流应畅通，油系统应无漏油现象，投入直流油泵联锁；
投入低油压保护。
3.5.3.3投入汽轮机盘车运行。
a.确认润滑油母管压力0.08～0.12Mpa，润滑油温在30℃以上。
b.检查盘车电流正常，转子转向正确，各轴瓦金属温度正常，倾听机组动静部分应无金属摩擦声。
3.5.3.4凝结水系统的启动
a.检查凝结水系统各阀门状态正确，投入低加水侧，关闭1、2号除氧器上水门，启动一台凝结水泵，检查系统无漏泄，通过启动放水门排放冲洗直至水质合格，将另一台凝结水泵投备用。
b.进行除氧器（开启除氧器放水门）补水冲洗，水质合格后关闭除氧器放水门。
3.5.3.5除氧器上水及投加热
a.凝结水系统及除氧器冲洗水质合格后，除氧器上水至启动水位1000mm。
b.检查一抽母管暖管结束，压力、温度正常后，开启除氧器底部加热门，投除氧器加热，保持除氧器压力0.12Mpa，温度104℃（或炉要求的温度），要防止除氧器振动。
3.5.3.6对轴封系统进行暖管至均压箱前。
3.5.3.7合上发电机保护装置电源，检查保护装置运行正常。
3.5.3.8检查发电机各保护投入正确。
3.5.3.9投入发电机励磁系统各电源开关，检查调节器及风扇运行正常。
3.5.3.10合上励磁系统启励电源。
3.5.3.11检查励磁调节器控制方式在为“自动”、“远方”控制。
3.5.3.12检查发电机出口1YH、2YH、3YH一次熔断器投入良好，将1YH、2YH、3YH小车摇至工作位，投入二次插件，合上二次开关。
3.5.3.13合上发电机出口开关控制直流，检查DCS内开关状态正确。
3.5.3.14投入汽包各水位计，投入水位计电视监视系统。
3.5.3.15锅炉上水
a.锅炉上水要求
1）锅炉启动前的检查结束后，可进行锅炉上水工作，联系化学准备足够的除盐水、除氧水，水质合格，水温不超过90℃，上水温度与汽包壁的温差不大于40℃。
2）上水时间为夏季不少于2小时、冬季不少于4小时，若上水温度与汽包壁温接近时，可适当加快上水速度。
3）上水前、后分别检查和记录锅炉的各部膨胀指示器数值。
4）上水完毕后应经常监视汽包水位的变化，如水位下降，应查明原因，予以消除。
为满足锅炉上水温度的要求，可以投入除氧器底部加热提高水温。
5）汽包上下壁平均温差应＜40℃。
b.锅炉上水方法
1）给水管道充水排空后，启动给水泵上水，应注意检查机侧给水系统。
开启给水旁路门，通过调整旁路门开度控制上水速度。
2）检查确认锅炉具备上水条件。
3）关闭定排系统各阀门，关闭事故放水门，关闭给水管道放水门，关闭省煤器入口联箱放水门，关闭省煤器再循环门，开启汽包空气门。
4）检查锅炉给水系统、主蒸汽系统所有疏水阀、空气门均开启。
5）检查所有汽包水位计均投入正常。
6）检查除氧器水位正常，水温合适、水质合格，给水泵及其管道进行注水排气，确认给水泵启动条件满足，启动一台给水泵，检查电流、压力正常，开启给水泵出口门，通过给水旁路门向锅炉上水，通过调整旁路门开度控制上水速度。
7）汽包上水至＋150mm水位，做汽包水位保护试验并确认合格。
8）确认锅炉水循环系统正常，将汽包水位放至0mm。
9）如果锅炉需要水压试验可继续进行上水工作，直到各空
升级会员 