1、水泥厂余热发电操作规程DOC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、
2、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，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
3、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通知现场巡
4、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置 ;6.2.4通知现场巡检
5、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通知现场巡检人员将锅炉给水泵转换开关打至中控位置6.4.2检查
6、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 SP 锅炉 汽 包水位调节阀打至自动位置 ;6.5.4缓慢
7、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检查确认 SP 汽包液位在 +300mm 以上 ;7.1.3将泵出口电动阀打
8、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 ;7.2SP 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7.3SP 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.
9、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 ;7.3.7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 ,
10、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
11、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；SP 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 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、
12、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
13、;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
14、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.
15、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%;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
16、 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、 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
17、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 ;12.9.5 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
18、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2500r/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25
19、00r/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，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
20、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 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
21、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
22、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 ,若有应立即通知中控停止升温升压 , 并做处理15.410观察 10 分钟 ,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
23、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 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
24、;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
25、否一致；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；16.2.5关闭混汽截止阀旁路阀。17.发电系统正常停机程序17.1调整锅炉负荷，退出混汽；17.2当发电机功率降至 1000kW 后，通知现场巡检人员发电机解列 ;17.3中控监控到 52G 发出分闸信号后，中控打闸停汽轮机 ;17.4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 ;17.5检查确认当转速降至 0 r/min 时 ,通知现场巡检人员投入盘车 ;17.6打开 AQC 锅炉启动阀、 SP 锅炉
26、启动阀、主蒸汽管道排污阀泄 压 ;17.7按照锅炉 降温降压 曲线 ,锅 炉旁路挡板 以 20逐渐开启 , 入 口挡板 以 20 逐渐关闭 ;17.8通知现场巡检人员检查确认当均压箱压力低于 2.94kpa 停真空泵 ;17.9 当锅炉压力降至 0.1Mpa 时两炉已退出系统 余热发电系统中控操作规程运行 , 停两炉辅机设备 ; 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 10 页17.10 PH 锅炉辅助设备停止顺序 : SP 锅炉振打装置 SP 锅炉本体拉链 机 SP 锅炉行星型卸灰阀 SP 锅炉入窑系统拉链机。 AQC 锅炉辅助设 备停止顺序：沉降室星型卸灰阀 AQC 锅炉沉降室拉链机 AQC 锅炉 入窑系统拉链机 ;17.11 关闭锅炉给水泵出口电动阀 ,停锅炉给水泵 ;17.12 停凝结水泵 ;17.13 将所有气动阀打至手动关闭 ;17.14 当汽轮发电机轴承温度降至 45以下时停冷却水系统 ;17.15 当汽轮发电机组连续慢转 48 小时，汽轮机上下缸壁温低于 100 后，停止盘车；17.16 当轴承温度降至 30以下时停油系统 ;
