宣城海螺余热发电系统中控操作规程.docx
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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.《余热发电DCS总体设计》
3.3《此规程根据余热发电设备相关技术文本编制》
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，四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.PH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打开PH锅炉过热器、汽包排汽阀；
5.10打开PH锅炉联箱排空阀；
6．辅机系统启动
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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通知现场打开凝汽器本体排空阀和排污阀；
6.1.4检查水泵出口电动阀是否打至手动关闭位置;
6.1.5通知现场巡检人员将水泵排气阀打开进行排气;
6.1.6检查确认冷却塔水位在2.5m以上，确认冷却塔回水蝶阀至少有一个打开并回水正常;
6.1.7启动冷却水泵,缓慢将水泵出口电动阀打至全开;
6.1.8待排空阀和排污阀出水后，及时关闭；
6.1.9将水泵出口电动阀转为自动控制模式;
6.1.11现场检查一切正常后启动冷却塔风扇;
6.1.12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现场与中控核对凝汽器液位，检查确认凝汽器液位在0mm以上;
6.3.3确认闪蒸器水位调节阀和凝汽器回水蝶阀处于手动关闭位置；
6.3.3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;
6.3.4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
检查确认正常后开启;
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现场与中控核对水位，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，将给水泵最小流量回水阀打开;
6.4.4打开泵出口排空阀，进行排气；
6.4.5通知现场巡检人员检查泵一切正常后,启动锅炉给水泵;
6.4.6将锅炉给水泵出口电动阀缓慢打开至全开位置;
6.4.7将锅炉给水泵出口电动阀转至自动位置;
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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；
6.5.2选择锅炉汽包水位控制模式为单冲量控制;
6.5.3将AQC锅炉汽包水位调节阀和PH锅炉汽包水位调节阀打至手动位置;
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-200mm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;
6.6汽轮机辅机系统启动
6.6.1通知现场巡检人员检查确认油箱液位在0mm以上;
6.6.2通知现场巡检人员将油雾风扇转换开关打至中控位置，现场检查正常后中控开启;
6.6.3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；
6.6.4通知现场巡检人员确认泵进出口阀门的开关状态;
6.6.5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，停交流润滑油泵，油泵手动启动后再打至自动；
6.6.6通知现场巡检人员检查确认润滑油压达到0.1～0.15MPa以上，回油孔内回油顺畅;
6.6.7合理控制油冷却器冷却水流量使润滑油温度稳定在35～45℃之间，冲转前油温偏低控制；
6.6.8投入盘车，带动汽轮机进入慢转状态;
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PH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-200mm左右;
7.1.7待联箱排污阀和排汽阀出水后，及时关闭；
7.1.8将泵出口电动阀打至自动位置;
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7.2PH锅炉辅机启动顺序
PH锅炉入窑系统拉链机～PH锅炉星型卸灰阀～PH锅炉本体拉链机～PH锅炉振打装置
7.3PH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PH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，应严格按锅炉升温曲线进行操作;
7.3.5将锅炉启动阀开启5～20％之间;
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,缓慢打开连续排污阀;
7.3.7在升温升压过程中,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;
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打开主蒸汽暧管阀开度5～20％，打开主蒸汽管道所有疏水器前后手动阀及旁路阀，打开排空阀；
7.3.11打开AQC锅炉主蒸汽暧管阀5～20％；
7.3.12根据锅炉主蒸汽压力和温度，以2％的速度缓慢打开主蒸汽截止阀，每动作一次主蒸汽截止阀，都要严密监视汽包水位，压力等参数有无明显变化;
7.3.13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;
7.3.14当汽包压力升至0.588MPa时,通知现场巡检人员检查真空系统，准备启动真空泵；
7.3.15确认汽包压力升至0.7MPa时,向均压箱供汽，开轴封风机，启动真空泵，（均压箱蒸汽温度控制在150～200℃之间）;
7.3.16当汽包压力升至0.789MPa时,全开PH锅炉主蒸汽截止阀，关闭锅炉起动阀;
7.3.17通知现场巡检人员将PH锅炉加药装置检查确认正常并打至中控位置；
7.3.18中控开启PH锅炉加药装置
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升压温度（饱和）
上限：
65℃/h
通常：
55℃/h
PH锅炉升温升压曲线
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8.真空系统启动
8.1通知现场巡检人员将真空泵转换开关打至远中控位置，入口阀打至手动关闭位置;
8.2通知现场巡检人员将汽封风扇转换开关打至远中控位置;
8.3通知现场检查确认均压箱压力在30Kpa以上;
8.5关闭真空破坏阀;
8.6启动汽封风扇；
8.7通知现场巡检人员对泵检查一切正常后,启动真空泵，再将其入口阀打开，待真空建立在-80KPa以上且泵运转正常后，将真空泵和其入口阀都打至自动状态;
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；按要求打开主蒸汽截止阀旁路，11116和厂房内所有疏水阀进行母管暖管；
9.2暖管停机12小时后,冷态暖管时间一般在4～6小时;12小时内为热态,暖管时间2～4小时;
9.3在暖管过程中随时与现场保持联系,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；
9.4当汽轮机入口温度达到250℃以上,压力达到0.588MPa以上，通知现场暖管结束,对汽轮机进行全面检查；
10.汽轮机启动前的检查和具备开机条件
10.1通知现场巡检人员检查确认自动主汽门、调节汽门、混汽调节阀动作是否灵活（主蒸汽暖管前进行）;
10.2检查确认汽轮机危急遮断保护、轴向位移保护等ETS保护功能是否全部投入;
10.3检查确认汽轮机发电机各检测仪表显示值是否正常;
10.4检查确认AST、OPC电磁阀动作灵活;
10.5检查确认手拍危急遮断器是否处于复位位置;
10.6检查确认DDV伺服阀工作正常;
10.7检查确认压力油是否在0.8MPa以上，润滑油油压是否在0.1～0.15MPa之间；
10.8检查确认真空度是否在-80kPa以上；
10.9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;
10.10检查确认下汽缸疏水阀为打开状态；
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11．暖机过程
11.1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;
11.2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，汽轮机主汽门自动开至100%;
11.3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0.65MPa以上;
11.4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400rpm，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；
11.5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;
11.6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;
11.7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至1200rpm;
11.8关闭主蒸汽管道排污阀及主蒸汽导汽管疏水阀;
11.9通知现场巡检人员开始升速操作;
11.9.1升速前的全面检查
11.9.2汽轮机振动值在规定范围内；
11.9.3凝汽器真空度在-80kPa以上；
11.9.4控制油压0.65-1.3MPa之间,润滑油压在0.08-0.15MPa之间;
11.9.5冷凝水温度不大于50℃;
11.9.6凝汽器水位不高于380mm;
11.9.7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；
11.9.8润滑油油温在35～45℃之间；
11.9.9上下缸温差不大于50℃，上、下缸温分别达到150℃和100℃以上；
11.9.10绝对膨胀在1.0mm以上，轴向位移在-0.7～1.3mm之间；
11.9.11一切正常后，开始升速；
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12.升速操作,见趋势图
12.1汽轮机启动曲线:
3360rpm机械超速跳闸
3300rpm电气超速跳闸
3090rpmOPC超速跳闸
3050rpm转速调整上限3000rpm
3000rpm额定转速
2950rpm转速调整下限
2500rpm
危险转速（升速率480rpm）
1200rpm
400rpm
（升速率100rpm）
1
冷态起动:
40分钟8分钟4小时左右（大约）10分钟5分钟5分钟5分钟
热态起动:
20分（升速率200rpm）
12.2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；
12.3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；
12.4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），严禁在振动超标的情况下强行升速。
12.5在机组升速至额定转速后主油泵运转正常时停用高压油泵时，应注意油压的变化；
12.6当转速达到3000r/min时，升速结束，通知现场巡检人员对汽轮机进行全面检查确认有无异常情况。
12.7一切正常后，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;
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13.并网
13.1并网前的准备工作
13.1.1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，确认总将母线电压；
13.1.2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；
13.1.3汽轮机转速稳定在3000r/min5分钟之后，中控按“同期投入”按钮；
13.1.4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；
13.1.5检查确认汽轮发电机组振动、油压在正常值范围内;
13.1.6通知现场巡检人员准备投励磁及并网操作；
13.1.7将升负荷控制打至阀位闭环控制；
13.1.8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,同步输入机组额定负荷的3％负荷；
13.1.9操作锅炉挡板带锅炉负荷缓慢升汽轮发电机负荷;
13.1.10汽轮发电机升负荷过程中，以额定负荷的1％，升速率以0.5控制;
13.1.11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阀位控制转为压力控制，转换过程中防止发电机负荷出现太大波动。
14.AQC锅炉起动;
14.1确认窑系统正常运转;
14.2确认相关辅机设备已启动完毕;
14.3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;
14.4按照锅炉升温升压曲线，开启锅炉入口挡板挡板5％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5％相应开启，防止锅炉升温升压过快;
14.5将锅炉启动阀开启5～20％以上;
14.6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,缓慢打开连续排污阀;
14.7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;
14.8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;
14.9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；
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14.10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;
14.11待主蒸汽截止阀前后管都暖管结束，将主蒸汽截止阀打至手动以2％的速度缓慢打开，严密监视汽包水位和无主蒸汽温度是否有下降趋势，如下降趋势应立即停止打开或关闭主蒸汽电动阀；
14.12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;
14.13中控开启AQC锅炉加药装置。
15.混汽投入
15.1混汽投入前的准备
15.1.1检查确认省煤器出口温度是否已达到167℃；
15.1.2检查确认发电功率在机组额定功率30%以上；
15.1.3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；
15.1.4开启混汽截止阀和排汽阀门10～15％进行闪蒸器暖管；
15.1.5与现场核对闪蒸器液位与现场是否一致；
15.2混汽投入
15.2.1检查确认闪蒸汽管道暖管是否20分钟以上；
15.2.2检查发电负荷在机组额定功率30%以上；
15.2.3打开混汽切断阀;
15.2.4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；
15.2.5以1%的速度缓慢开启补汽阀门，缓慢关闭排污阀。
16.发电系统正常停机程序
16.1调整锅炉负荷，退出混汽；
16.2当发电机功率降至1000kW后，通知现场巡检人员发电机解列；
16.3中控监控到52G发出分闸信号后，中控打闸停汽轮机；
16.4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；
16.5当转速降至500r/mim以下时，停真空泵或射水泵，破坏真空，通知现场人员打开真空破坏阀（防止上下缸温差过大，使大轴弯曲）；
16.6检查确认当转速降至0r/mim时,通知现场巡检人员投入盘车；
16.7打开AQC锅炉启动阀、PH锅炉启动阀、主蒸汽管道排污阀泄压；
16.8在机组将负荷的同时按照锅炉降温降压曲线,锅炉旁路挡板以10％逐渐开启,入口挡板以10％逐渐关闭；
16.8.AQC锅炉
16.8.1.1AQC锅炉降温降压时间控制：
监控主蒸汽温度、压力和锅炉废气入口温度参数，按照锅炉降（升）温降（升）压曲线，合理操作废气挡板，使其自然冷却，整个过程一般需要3～5个小时，其中锅炉降负荷
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时间约1小时，降压（压力降至0.1MPa）时间约为2个小时；
16.8.1.2在甩炉过程中逐渐减少主蒸汽截止阀开度至10%，直至主蒸汽压力降至0.588MPa，真空退出时，主蒸汽截止阀全关；
16.8.1.3主蒸汽启动阀10%使汽包压力降至0.588MPa后，逐级开大至50%。
起始阶段不能开过大，以免压力下降速度过快；
16.8.1.4AQC锅炉加药泵停止；
16.8.1.5在降温降压过程中，AQC锅炉保持较高汽包水位：
+200mm，在压力降至0.1MPa后，打开现场汽包、过热器排气阀，实行自然冷却；
16.8.1.6当锅炉入口废气温度降至100℃以下，汽包压力降至0.1MPa，窑头风机538停机后，通知现场开启锅炉本体人孔门、沉降室人孔门；
16.8.1.7冷风挡板在停炉过程中，不要求开，除非抢修或特殊情况外。
16.8.2PH锅炉
16.8.2.1降温降压时间控制：
监控主蒸汽温度、压力和锅炉废气入口温度参数，按照锅炉降（升）温降（升）压曲线，合理操作废气挡板，使其自然冷却，整个过程一般需要4～6个小时;
16.8.2.2在甩炉过程中逐渐渐少主蒸汽截止阀开度至10%，直至压力降至0.588MPa，真空退出时，主蒸汽截止阀全关;
16.8.2.3PH锅炉汽包压力下降到0.588MPa附近时，汽包水位会剧烈波动，要注意补水，保持汽包水位：
+400mm，必要时可将强制循环泵打至手动关小，防止强制循环泵跳停。
16.8.2.3PH锅炉加药泵停止。
16.8.2.4锅炉启动阀开10%使汽包压力降至0.588MPa后，逐级开大至50%。
起始阶段不能开过大，以免压力下降速度过快;
16.8.2.5当锅炉入口废气温度降至100℃以下，汽包压力降至0.1MPa后，通知现场开启锅炉本体人孔门，打开现场汽包、过热器排气阀，实行自然冷却。
16.8.3停炉后的维护与保养
16.8.3.1停炉后与中控核对各仪表显示值是否准确，如有异常，待锅炉冷却后取下送检；
16.8.3.2停炉后确认停炉时间为5天以内，采取余热烘干的方法对锅炉进行防腐，打开所有排泄阀及排空阀，排空锅炉内部的
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