水泥厂余热发电操作规程(DOC)

1、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 1 页共 10 页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. 江葛水泥有限责任公司 余热发电 DCS 总体设计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

2、产。4.2. 树立全局观念，与 窑操密切配合、互相 协调，三班操作员必 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.SP 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

3、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 检查并核对 SP 汽包、 AQC 汽包及闪蒸器 、凝汽器液位；5.10 打开 SP 锅炉过热器、汽包排汽阀；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 10 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

4、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 检查出口电动阀是否打至手动关闭位置 ;6.1.4 通知现场巡检人员将水泵排气阀打开进行排气;6.1.5 检查确认冷却塔水位在 2.5m 以上 ;6.1.6 启动冷却 水泵 ,缓慢将水泵出口电动阀打至全开;6.1.7 将水泵出口电动阀转为自动控制模式 ;6.1.8 检查一切正常后启动冷却塔风扇 ;6.1.9 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

5、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 设定好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

6、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 ;6.4.4 通知现场巡检人员检查泵一切正常后 , 启动锅炉给水泵6.4.5 将锅炉给水泵出口电动阀缓慢打开至全开位置 ;6.4.6 将锅炉给水泵出口电动阀转至自动位置 ;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；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 10 页6.5.2 选择锅炉汽包水位控制模式为单冲量控制 ;6.5.3 设定好锅炉汽包水位后将 AQC 锅炉汽包水位调节阀和 S

7、P 锅炉 汽 包水位调节阀打至自动位置 ;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 -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 ;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

8、确认 SP 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 -150mm 左 右 ;7.1.7 将泵出口电动阀打至自动位置 ;7.2 SP 锅炉辅机启动顺序SP 锅 炉 入窑系统拉 链机 SP 锅 炉星型 卸灰阀 SP 锅炉 本体拉 链 机 SP 锅炉振打装置7.3 SP 炉升温升

9、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 SP 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 ;7.3.5 将锅炉启动阀开启 20 以上 ;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 , 打开所有联箱排污阀及疏水阀,打开连续排污阀 ;7.3

10、.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 ;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 10 页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 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

11、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 ;7.3.12 确认汽包压力升至 0.7 MPa 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;7.3.13 当汽包压力升至 0.789Mpa 时 ,全开 SP 锅炉主蒸汽截止阀，关闭 锅炉起动阀 ;7.3.14 通知现场巡检人员将 SP 锅炉加药装置检查确认正常并打至中控 位置；汽包7.3.15 中控开启 SP 锅炉加药装置升压时间（小时）升压温度（饱和） 上限： 65/h 通常： 55/hSP 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

12、第 5 页共 10 页8. 汽轮机辅机系统启动8.1 通知现场巡检人员检查确认油箱液位在 0mm 以上 ;8.2 通知现场巡检人员将油雾风扇转换开关打至中控位置 ;8.3 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；8.4 通知现 场巡检人员确认泵进出口阀门的开关状态 ;8.5 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8.6 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 ;8.7 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；8.8 投入盘车 ;9. 主蒸汽管道暖管9.1

13、 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 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 ;9.3 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 ;9.4 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 ;9.5 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 ;10. 真空系统启动10.1

14、 通知现场巡检人员将真空泵转换开关打至远中控位置;10.2 通知现场巡检人员将汽封风扇换开关打至远中控位置;10.3 通知现场检查确认均压箱压力在 2.94Kpa 以上 ;10.4 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 ;10.5 关闭真空破坏阀 ;10.6 启动汽封风扇；10.7 通知现场巡检人员对泵检查一切正常后, 启动真空泵 ;11. 汽轮机启动前的检查和具备开机条件11.1 通知现场巡检人员检查确认 速送阀 、调节汽门、混汽调节阀动作是 否灵活（主蒸汽暖管前进行） ;11.2 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

15、轮机发电机各检测仪表显示值是否正常;11.4 检查确认 AST 、 OPC 电磁阀动作灵活 ;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 10 页11.5 检查确认手拍危急遮断器处于复位位置11.6 检查确认 DDV 伺服阀工作正常 ;11.7 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 ;12 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 速送阀 开至 100

16、%;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 0.80Mpa 以 上;12.4 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 500rpm ，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；12.5 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 ;12.6 通知现场巡检人员全面检查确认汽轮机 OPC 油压

17、、 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 ） ;12.7 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;12.8 关闭主蒸汽管道排污阀及主蒸汽导汽管疏水阀 ;12.9 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12.9.2 汽轮机振动值在规定范围内；12.9.3 凝汽器真空度在80kPa 以上；12.9.4 控制油压 0.65-1.3MPa之间 ,润滑油压在0.08-0.15MPa之间 ;12

18、.9.5 冷凝水温度不大于50;12.9.6 凝汽器水位不高于380mm;12.9.7 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；12.9.8 一切正常后，开始升速；13. 升速操作 , 见启动时间分配表启动时间分配表如下：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 10 页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500r/min2min检查并维持500r/min30min均匀升速至1200r/min10min检查并维持1200r/min40min均匀升速至2500r/min5min检查并维持250

19、0r/min20min均匀升速至3000r/min5min合计110min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/min2min检查并维持500r/min3min均匀升速至1200r/min5min检查并维持1200r/min3min均匀升速至2500r/min5min检查并维持2500r/min2min均匀升速至3000r/min5min合计25min13.1 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；13.2 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

20、，待处理正常后方可升速；13.3 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 ）。13.4 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；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 8 页共 10

21、页13.5 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。13.6 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 ;14. 并网14.1 并网前的准备工作14.1.1 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。14.1.2 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；14.1.3 汽轮机转速稳定在 3000r/min 5 分钟之后，按“ 同期投入” 按钮；14.1.4 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；14.1.5 检

22、查确认汽轮发电机组振动、油压在正常值范围内 ;14.1.6 通知现场巡检人员准备投励磁及并网操作。14.1.7 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；14.1.8 操作锅炉挡板带锅炉负荷缓慢升汽轮发电机负荷 ;14.1.9 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。15. AQC 锅炉起 动;15.1 确认窑系统正常运转 ;15.2 确认相关辅机设备已启动完毕15.3 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 ,

23、若有应立即通知中控停止升温升压, 并做处理10观察 10 分钟 ,15.4 按照锅炉升温升压曲线， 开启锅炉入口挡板挡板 止锅炉升温升压过快如汽包液位、压力及过热器出口温度无明显变化仍以10 相应开启，防15.5 将锅炉启动阀开启 20 以上15.6 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 ;15.7 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;15.8 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

24、 阀门压盖 ;15.9 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 10 页核对水位 ;15.10 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 ;15.11 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 ;15.12 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 ;15.13 中控开启 AQC 锅炉加药装置16. 混汽投入16.1 混汽投入前的准备16.1.1 检查确认省煤器出口温度是否已达到167 ；16.1.2 检查确认发电功率在机组额定功率30% 以上；16.1.3 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；16.1.4 开启混汽截止阀旁路阀进行闪蒸汽暖管；16.1.5 与现场核对闪蒸器液位与现场是否一致；16.2 混汽 投入16.2.1 检查确认闪蒸汽管道暖管是否16.2.2 检查发电负荷在机组额定功率16.2.3 打开混汽切断阀 ;16.2.4 在负荷控制操作界