余热发电系统中控操作规程.docx

1、余热发电系统中控操作规程 余热发电中控操作规程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

2、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

3、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检查并核对PH汽包、AQC汽包及闪蒸器、凝汽器液位；5.10打开PH锅炉过热器、汽包排汽阀；5.11打开PH锅炉联箱排空阀；6辅机系统启动余热发电系统中控操作规程修改记录批准人受控号版 次日 期修改单修改人实施日期第2页共25页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检查出口电动阀

4、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;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

5、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检查确认凝汽器液位在0mm以上;6.3.3将凝结水泵排气阀打开进行排气;6.3.4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;6.3.5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;6.3.6启动给水pH值控制加药装置及给水除氧加药装置;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;6.4

6、.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;余热发电系统中控操作规程修改记录批准人受控号版 次日 期修改单修改人实施日期第3页共25页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

7、后,关闭排气阀;6.5.7当PH炉水位补至+300mm,AQC炉补至-100mm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;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6.6.6通知现场巡检人员检查确认润滑油压达到0.10.

8、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3545之间；6.6.8投入盘车;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

9、口电动阀开至100,保持汽包水位在-200mm左右;7.1.7待联箱排空阀和排汽阀出水后，及时关闭；7.1.8将泵出口电动阀打至自动位置;7.2PH锅炉辅机启动顺序余热发电系统中控操作规程修改记录批准人受控号版 次日 期修改单修改人实施日期第4页共25页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7.3 PH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、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520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0.3 MPa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520，打开主

11、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520；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;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0.7 MPa时,向均压箱供汽，启动真空泵，开轴封风机（均压箱蒸汽温度控制在150200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

12、，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锅炉加药装置余热发电系统中控操作规程修改记录批准人受控号版 次日 期修改单修改人实施日期第5页共25页升压温度（饱和）上限：65/h通常：55/hPH锅炉升温升压曲线余热发电系统中控操作规程修改记录批准人受控号版 次日 期修改单修改人实施日期第6页共25页8.真空系统启动8.1通知现场巡检人员将真空泵或射水泵转换开关打至远中控位置;8.2通知现场巡检人员将汽封风扇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2.94Kpa以上;8.4通知现场巡检人员检查确认射水箱或分离

13、箱液位正常，水温在30以下;8.5关闭真空破坏阀;8.6启动轴封风扇；8.7通知现场巡检人员对泵检查一切正常后,启动真空泵或射水泵;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;9.2暖管停机12小时后,冷态暖管时间一般在46小时;12小时内为热态,暖管时间24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

14、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0.10.15MPa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

15、疏水阀为打开状态；11暖机过程12.1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; 12.2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%;余热发电系统中控操作规程修改记录批准人受控号版 次日 期修改单修改人实施日期第7页共25页12.3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

16、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（OPC油压、AST油压、保安油压0.65-1.3MPa,润滑油压0.1-0.15MPa）;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.

17、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3545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-0.71.3mm之间；11.9.11一切正常后，开始升速；余热发电系统中控操作规程

18、修改记录批准人受控号版 次日 期修改单修改人实施日期第8页共25页12.升速操作,见趋势图12.1汽轮机启动曲线: 3365 rpm机械超速跳闸3300rpm 电气超速跳闸3090rpm OPC超速跳闸 3050rpm 转速调整上限 3000rpm 3000rpm 额定转速 2950rpm 转速调整下限 2500 rpm 危险转速(升速率480rpm) 1200 rpm 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200 rpm) 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

19、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）。12.5在机组升速至额定转速后停用高压油泵时，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进行全面检查确认有无异常情况。12.7一切正常后

20、，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;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；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；余热发电系统中控操作规程修改记录批准人受控号版 次日 期修改单修改人实施日期第9页共25页13.1.3汽轮机转速稳定在3000r/min5分钟之后，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

21、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。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,

22、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520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0.3 MPa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

23、；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将主蒸汽截止阀打至手动以2的速度缓慢打开，严密监视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；余热发电系统中控操作规程修改记录批准人受控号版 次日 期修改单修改人实施日期第10页共25页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

24、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1015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10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

25、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按

26、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；16.8.1AQC锅炉16.8.1.1 AQC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35个小时，其中锅炉降负荷时间约1小时，降压（压力降至0.1 MPa）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

27、降速度过快；余热发电系统中控操作规程修改记录批准人受控号版 次日 期修改单修改人实施日期第11页共25页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0.1 MPa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0.1 MPa，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。16.8.2 PH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，

28、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46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。16.8.2.3 PH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10

29、0以下，汽包压力降至0.1 MPa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，排空锅炉内部的水及空气；16.8.3.3 停炉后待锅炉缓慢冷却后，打开锅炉本体人孔门及汽包人孔门，对其内部进行检查，并将检查结果记录归档，以便根据腐蚀情况采取相应措施；16.8.3.4停炉后确认停炉时间为5天以上，采取氨（N2H4）液法对锅炉进行防腐，关闭所有阀门，以防氨液逸出；16.8.3.5 停炉后待锅炉缓慢冷却后，打开锅炉本体人孔门对其锅炉本体表面进行积尘检查，并将检查结果记录归档；16.8.3.6 待锅炉缓慢冷却后，对锅炉辅助设备进行检查与保养，如振打杆的调整、振打轴承座更换润滑油等。16.9通知现场巡检人员检查确认当均压