海昌余热发电操作规程.docx
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海昌余热发电操作规程
海昌余热发电操作规程
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.工艺流程
凝结水
原水箱→纯水装置→纯水箱→凝汽器→凝结水泵→锅炉给水泵→AQC省煤器
AQC炉汽包→AQC蒸发器
闪蒸汽
AQC炉过热器→→汽轮机→发电机
PH炉过热器
PH炉汽包→PH炉蒸发器
6.主机设备主要性能参数:
6.1.18MW主要设备参数：
发电机
永磁发电机
交流无刷励磁机
额定功率
18MW
105KW
额定电压
6.3KV
190V
234V
额定电流
2062A
15A
449A
额定容量
22.5MVA
2.85KVA
功率因数
0.8
0.9
励磁电流
355.2A
6.19A
励磁电压
44.9V
额定转数
3000r/min
3000r/min
3000r/min
频率
50HZ
400HZ
150HZ
6.2.18MW机组各泵,风扇和拉链机电机主要参数：
额定功率
额定电压
额定电流
额定转数
频率
冷却风扇
90KW
380V
167A
1480r/min
50HZ
冷却水泵
250KW
6000V
31.5A
990r/min
50hz
凝汽器补给水泵
7.5KW
380V
14.9A
2900r/min
50HZ
真空泵
37KW
380V
72A
980r/min
50HZ
凝结水泵
37KW
380V
67.9A
2950r/min
50HZ
锅炉给水泵
110KW
380V
194.6A
2980r/min
50HZ
PH拉链机
7.5KW
380V
15.6A
1440r/min
50HZ
PH强制循环泵
90KW
380V
166.9A
1485r/min
50HZ
高压油泵
55KW
380V
101A
2963r/min
50HZ
润滑油泵
5.5KW
380V
11.1A
2900r/min
50HZ
直流油泵
5.5KW
220V
0.66A
3000r/min
6.3.9MW机组各泵，风扇和拉链机电机主要参数：
型号
额定功率
额定电压
额定电流
额定转数
频率
冷却风扇
75KW
380V
140A
1480r/min
50HZ
冷却水泵
YP2-315M-4-W
132KW
380V
240A
50HZ
凝汽器补给水泵
射水泵
YP2-200L1-2
30KW
380V
55.4A
2950r/min
50HZ
凝结水泵
YP2-180M-2
22KW
380V
41A
2940r/min
50HZ
锅炉给水泵
YVF2-250M-2
55KW
380V
99.8A
50HZ
PH强制循环泵
YB2-280M-4W
90KW
380V
166.9A
1485r/min
50HZ
PH拉链机
Y2-132M-4
7.5KW
380V
15.6A
1440r/min
50HZ
高压油泵
YB2-250M-2
55KW
380V
99.7A
润滑油泵
YB2-132S1-2
55KW
380V
11.1A
直流油泵
I2-41
5.5KW
220V
30.3A
3000r/min
6.4.9MW主要设备参数：
发电机
永磁发电机
型号
QFW2-9-2
TFY2.85-3000C
额定功率
9MW
额定电压
6.3KV
190V
额定电流
1031A
15A
额定容量
11.25MVA
2.85kva
励磁电流
207A
功率因数
0.8
0.9
转数
3000r/min
3000r/min
额定频率
50HZ
400HZ
7.余热发电机组启动和停止过程：
7.1.系统启动过程：
起动准备→补给水系统→仪表用空气压缩机→纯水装置→冷却循环水系统→汽轮机辅机系统→冷凝系统→给水系统→PH锅炉粉尘输送系统→PH锅炉→真空系统→主蒸汽管道暖管→汽轮机起动→AQC锅炉粉尘输送系统→AQC锅炉→发电机并网→PH锅炉加药装置→AQC锅炉加药装置→混汽投入→起动完成。
7.2系统停止过程：
停止过程：
停止准备→混汽系统隔离→发电机解列、汽轮机停车→AQC锅炉→AQC锅炉粉尘输送系统→PH锅炉→PH锅炉粉尘输送系统→真空系统→给水系统→冷凝系统→汽轮机冷却→冷却水系统→纯水装置→仪表用空气压缩机→补给水系统→停止完成
8.纯水制备：
8.1纯水启动操作：
1、检查原水箱液位是否正常，启动原水泵；
2、调节原水泵出口流量在适当范围内；
3、检查过滤水箱液位是否正常；
4、将阴阳离子交换器控制柜上启动开关打至“ON”的位置；
5、确认阴阳离子交换器顶部压力表显示值是否在正常范围内；
6、确认制取出的纯水电导率是否在控制范围内。
8.2树脂再生操作：
1、检查小酸罐、小碱罐药品液位是否在正常范围内；
2、按下阴阳离子交换器控制柜上的再生按钮；
3、密切监视控制柜显示屏上的内容，注意再生时药品是否顺利加入；
4、再生过程完毕后，观察纯水电导率是否在正常范围内。
8.3多级砂过滤器反洗操作：
1、将原水出口阀流量计调整为正常制水时流量；
2、将多级砂过滤器顶部三通阀杆顺时针旋转至全闭状态，此时排水口出水，进入反洗工作状态；
3、将原水出口阀流量计调整至全开位置，以足够的水量将过滤器中的沉淀泥沙带出；
4、排污十五分钟后将原水出口阀流量计全闭后再迅速全开出口阀，这样反复2～3次彻底排净泥污；
5、最后逆时针旋转三通阀杆，观察排污管无水排出后将原水出口阀流量调整至正常制水流量即可.
系统常态化启动,并网，停止工作：
9.PH锅炉升温升压前的准备工作
9.1通知电气人员检查电力室开关柜并给相关辅机设备送电;
9.2通知现场人员检查气动阀门压缩空气压力是否达到0.5MPa；
9.3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;
9.4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;
9.5通知现场巡检人员检查安全阀是否投入正常运行状态;
9.6通知现场巡检人员将所有仪表投入正常工作状态;
9.7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;
9.8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,
9.9检查并核对PH汽包、AQC汽包及闪蒸器、凝汽器液位；
9.10打开PH锅炉过热器、汽包排汽阀。
10.辅机系统启动
10.1冷却水系统启动
10.1.1通知现场准备启动冷却水系统;
10.1.2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;
10.1.3检查出口电动阀是否打至手动关闭位置;
10.1.4通知现场巡检人员将水泵排气阀打开进行排气;
10.1.5检查确认冷却塔水位在2.5m以上;
10.1.6启动冷却水泵,缓慢将水泵出口电动阀打至全开;
10.1.7将水泵出口电动阀转为自动控制模式;
10.1.8检查一切正常后启动冷却塔风扇;
10.1.9检查冷却塔加药装置一切正常后开启;
10.2凝汽器补给水泵启动
10.2.1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;
10.2.2检查确认纯水箱液位在4m以上;
10.2.3将凝汽器液位调节阀打至手动关闭位置;
10.2.4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;
10.2.5设定好凝汽器液位后将凝汽器液位调节阀打至自动位置
10.3凝结水泵启动
10.3.1通知现场巡检人员将凝结水泵转换开关打至中控位置;
10.3.2检查确认凝汽器液位在0mm以上;
10.3.3将凝结水泵排气阀打开进行排气;
10.3.4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;
10.3.5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;
10.3.6启动给水pH值控制加药装置及给水除氧加药装置;
10.4锅炉给水泵启动
10.4.1通知现场巡检人员将锅炉给水泵转换开关打至中控位置;
10.4.2检查确认闪蒸器液位在0mm以上;
10.4.3将锅炉给水泵出口电动阀打至手动关闭位置;
10.4.4通知现场巡检人员检查泵一切正常后,启动锅炉给水泵;
10.4.5将锅炉给水泵出口电动阀缓慢打开至全开位置;
10.4.6将锅炉给水泵出口电动阀转至自动位置;
10.5锅炉补水
10.5.1通知现场人员打开汽包及省煤器、过热器排气阀；
10.5.2选择锅炉汽包水位控制模式为单冲量控制;
10.5.3设定好锅炉汽包水位后将AQC锅炉汽包水位调节阀和PH锅炉汽包水位调节阀打至自动位置;
10.5.4缓慢向锅炉补水;
10.5.5通知现场巡检人员检查确认室外汽水管线有无泄漏;
10.5.6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;
10.5.7当PH炉水位补至+300mm,AQC炉补至-100mm时停止向锅炉补水;
10.5.8通知现场巡检人员检查确认锅炉本体系统有无泄漏;
10.6.9观察汽包液位无明显变化;
11.PH锅炉升温升压
11.1PH锅炉强制循环泵启动
11.1.1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;
11.1.1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；
11.1.2检查确认PH汽包液位在+300mm以上;
11.1.3将泵出口电动阀打至手动关闭位置;
11.1.4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;
11.1.5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;
11.1.6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;
11.1.7将泵出口电动阀打至自动位置;
11.2PH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
11.3PH炉升温升压
11.3.1确认窑系统正常运转;
11.3.2确认相关辅机设备已启动完毕;
11.3.3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;
11.3.4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;
11.3.5将锅炉启动阀开启20％以上;
11.3.6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;
11.3.7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;
11.3.8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;
11.3.9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;
11.3.10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;
11.3.12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;
11.3.13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;
11.3.14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；
11.3.15中控开启PH锅炉加药装置
升压温度（饱和）
上限：
65℃/h
通常：
55℃/h
PH锅炉升温升压曲线
12.汽轮机辅机系统启动
12.1通知现场巡检人员检查确认油箱液位在0mm以上;
12.2通知现场巡检人员将油雾风扇转换开关打至中控位置;
12.3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；
12.4通知现场巡检人员确认泵进出口阀门的开关状态;
12.5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
12.6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;
12.7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；
12.8投入盘车;
13.主蒸汽管道暖管
13.1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;
13.2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;
13.3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;
13.4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;
13.5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;
14.真空系统启动
14.1通知现场巡检人员将射水泵转换开关打至远中控位置;
14.2通知现场巡检人员将汽封风扇换开关打至远中控位置;
14.3通知现场检查确认均压箱压力在2.94Kpa以上;
14.4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;
14.5关闭真空破坏阀;
14.6启动汽封风扇；
14.7通知现场巡检人员对泵检查一切正常后,启动射水泵;
15.汽轮机启动前的检查和具备开机条件
15.1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）;
15.2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;
15.4检查确认AST、OPC电磁阀动作灵活;
15.5检查确认手拍危急遮断器处于复位位置;
15.6检查确认DDV伺服阀工作正常;
15.7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;
16．暖机过程
16.1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;
16.2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%;
16.3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;
16.4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；
16.5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;
16.6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）;
16.7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;
16.8关闭主蒸汽管道排污阀及主蒸汽导汽管疏水阀;
16.9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
16.9.2汽轮机振动值在规定范围内；
16.9.3凝汽器真空度在-80kPa以上；
16.9.4控制油压0.65-1.3MPa之间,润滑油压在0.08-0.15MPa之间;
16.9.5冷凝水温度不大于50℃;
16.9.6凝汽器水位不高于380mm;
16.9.7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；
16.9.8一切正常后，开始升速；
17.升速操作,见启动时间分配表
启动时间分配表如下：
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
400r/min
2min
检查并维持
400r/min
8min
均匀升速至
1200r/min
10min
检查并维持
1200r/min
15min
均匀升速至
2500r/min
5min
检查并维持
2500r/min
10min
均匀升速至
3000r/min
10min
合计
60min
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
17.1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；
17.2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；
17.3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）。
17.4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；
17.5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。
17.6一切正常后，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;
18.并网
18.1并网前的准备工作
18.1.1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。
18.1.2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；
18.1.3汽轮机转速稳定在3000r/min5分钟之后，按“同期投入”按钮；
18.1.4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；
18.1.5检查确认汽轮发电机组振动、油压在正常值范围内;
18.1.6通知现场巡检人员准备投励磁及并网操作。
18.1.7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；
18.1.8操作锅炉挡板带锅炉负荷缓慢升汽轮发电机负荷;
18.1.9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。
19.AQC锅炉起动;
19.1确认窑系统正常运转;
19.2确认相关辅机设备已启动完毕;
19.3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;
19.4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;
19.5将锅炉启动阀开启20％以上;
19.6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;
19.7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;
19.8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;
19.9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;
19.10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;
19.11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;
19.12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;
19.13中控开启AQC锅炉加药装置
20.混汽投入
20.1混汽投入前的准备
20.1.1检查确认省煤器出口温度是否已达到167℃；
20.1.2检查确认发电功率在机组额定功率30%以上；
20.1.3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；
20.1.4开启混汽截止阀旁路阀进行闪蒸汽暖管；
20.1.5与现场核对闪蒸器液位与现场是否一致；
20.2混汽投入
20.2.1检查确认闪蒸汽管道暖管是否10分钟以上；
20.2.2检查发电负荷在机组额定功率30%以上；
20.2.3打开混汽切断阀;
20.2.4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；
20.2.5关闭混汽截止阀旁路阀。
21.发电系统正常停机程序
21.1调整锅炉负荷，退出混汽；
21.2当发电机功率降至1000kW后，通知现场巡检人员发电机解列;
21.3中控监控到52G发出分闸信号后，中控打闸停汽轮机;
21.4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;
21.5检查确认当转速降至0r/mim时,通知现场巡检人员投入盘车;
21.6打开AQC锅炉启动阀、PH锅炉启动阀、主蒸汽管道排污阀泄压;
21.7按照锅炉降温降压曲线,锅炉旁路挡板以20％逐
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