余热发电操作规程.docx
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余热发电操作规程.docx
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余热发电操作规程
余热发电操作规程(A)
1总则
顶吹炉现有1台余热汽轮发电机组,汽轮发电机组采用背压式饱和发电机组(由德国西门组公司生产),顶吹炉余热锅炉生产的饱和蒸汽,经汽轮机做工后,减压至,温度为182℃的蒸汽,排入厂区低压蒸汽管网,供工艺用汽和热用户供热。
2设备主要技术性能参数表
表1发电机组技术性能
项目
数值
单位
透平输出轴功率
额定
6158
KW
发电机输出功率
额定
5997
KWe
透平输出转速
额定
9981
rpm
跳车转速
10779
rpm
减速箱速比
9981/1500
汽轮机进口蒸汽压力
低限警戒值
bar
正常
40
bar
最大
bar
高限警戒值
bar
汽轮机进口蒸汽温度
最小
243
℃
正常
252
℃
最大
280
℃
汽轮机背压
低限警戒值
bar
正常
10
bar
最大
bar
高限警戒值
bar
蒸汽流量
最小
20000
Kg/h
正常
130000
Kg/h
最大
140000
Kg/h
汽轮机出口蒸汽温度
高限警戒值
213
℃
表2润滑油技术性能表
油
润滑油(透平油)按DIN51515-2TD4(L-TD46)(无含锌添加剂)
DIN51515-2为11/2004版
1、美孚46#汽轮机油;2、国产选用46#汽轮机油
油量
顶吹炉余热发电机组1850L(见安装图Z164943)
油冷却器出口油温
正常
45+5
°C
开车初期
>5
°C
控制油压
正常
25
bar
润滑油压
正常
+
bar
开车初期
>
bar
轴承温度
正常
<100
°C
3设备联闭锁或安全保护装置情况及管理要求
余热发电安全保护联锁
正常运行中,顶吹炉余热锅炉汽包出口减压阀(PV1507-2)压力设定为,且投自动,汽轮机旁路减压阀(PV8904)压力设定为,且投自动。
汽轮机背压排空阀(PV8910)正常时处于全关状态,当汽轮机排汽压力高于MPa时,可调节背压排空阀(PV8910),将多余蒸汽排空。
汽轮机进汽电动闸阀(HV8902)主要用于调节汽轮机进汽流量。
低压管网调节阀(PV8905)主要用于调节汽轮机后蒸汽流量,保证背压稳定。
发电机组联锁保护参数
发电机组联锁保护参数主要用于监测发电机组运行所需的工况条件,保证机组安全稳定运行,主要包含如下:
序号
条件
连锁1
连锁2
1
转速>1620rpm
发电机电源断开
切断阀关闭
2
润滑油压力<
报警
3
润滑油压力<
发电机电源断开
切断阀关闭
4
油温<10℃
电油泵启动
油加热器启动
5
油温>20℃
电油泵停止
油加热器停止
6
油冷却器油出口温度>52℃
报警
7
油冷却器油出口温度>55℃
发电机电源断开
切断阀关闭
8
油面控制<
报警
9
油面控制<
电油泵停止油加热器停止
发电机电源断开切断阀关闭
10
油过滤压差>
开关切换油过滤器
11
油雾分离器压力>-2bar
更换油过滤器
12
工作油压>23和n>1450
辅助油泵停止
13
工作油压<23和n<1450
辅助油泵启动
14
工作油压<23和n>1450
辅助油泵启动
15
涡轮振动>s
报警
16
涡轮振动>s
发电机电源断开
切断阀关闭
17
齿轮振动>s
报警
18
齿轮振动>s
发电机电源断开
切断阀关闭
19
主蒸汽压力<
报警
20
主蒸汽压力<
发电机电源断开
切断阀关闭
21
主蒸汽压力>
报警
22
主蒸汽压力>
发电机电源断开
切断阀关闭
23
主蒸汽压力>
允许启动
24
主蒸汽温度<250℃
报警
25
主蒸汽温度<243℃
发电机电源断开
切断阀关闭
26
主蒸汽温度>270℃
报警
27
主蒸汽温度>280℃
发电机电源断开
切断阀关闭
28
主蒸汽温度>243℃
允许启动
29
排气压力<
报警
30
排气压力<
发电机电源断开
切断阀关闭
31
排气压力>
报警
32
排气压力>
发电机电源断开
切断阀关闭
33
启动时排气压力<6bar
允许启动
34
启动时排气压力>6bar
发电机电源断开
切断阀关闭
35
汽轮机轴承温度>100℃
报警
36
汽轮机轴承温度>110℃
发电机电源断开
切断阀关闭
37
齿轮轴承温度>100℃
报警
38
齿轮轴承温度>110℃
发电机电源断开
切断阀关闭
39
发电机轴承温度>100℃
报警
40
发电机轴承温度>110℃
发电机电源断开
切断阀关闭
41
发电机冷却温度>70℃
报警
42
发电机冷却温度>80℃
发电机电源断开
切断阀关闭
43
绕组温度>130℃
报警
44
绕组温度>135℃
发电机电源断开
切断阀关闭
管理要求
余热发电机组正常运行时,所有联锁及保护装置必须投入使用。
严禁私自拆除或解除联锁。
安全防护装置每半个月由维保人员检查,有损坏、变形现象及时处理。
4设备开启必须具备的条件
仔细检查汽轮机、发电机及所属设备,确认检修工作全部结束,设备设施齐全完好。
准备好各种仪表和使用工具,作好锅炉、余热发电、电工及有关岗位人员的联系工作。
发电汽轮机组各项参数负荷开车条件。
5设备开车前的检查确认
油系统启动条件:
检查油系统所有设备应处于完好状态。
油箱排污阀应关闭。
油箱内油位正常,油质合格。
所有油压表一、二次阀门打开。
主蒸汽及其疏水系统:
主蒸汽管路上的电动阀开关正常。
汽轮机快速切断阀关闭。
汽轮机本体高低压疏水阀门打开。
汽轮机本体零压疏水畅通。
背压排汽及其疏水系统:
背压管路上的电动阀开关正常。
背压蒸汽管道畅通。
背压排汽管路所有疏水阀门开启。
冷却系统:
设备冷却水进、出口总阀打开。
油冷器进水阀门开启,出水阀门自动调节。
空冷器进水阀门开启,出水阀门自动调节。
控制屏系统
将电动辅助油泵、油雾分离器、油加热器打到“自动”状态。
将汽轮机控制面板“同步”转换开关打到“自动”状态。
高压柜621已合闸,仪表指示正常,电压显示正常。
将发电机高压开关柜601转换开关打“远程”。
确认汽轮机控制面板启停转换开关、调速转换开关、电压调节转换开关在“0”位。
确认汽轮机就地控制面板启停转换开关、调速转换开关在“0”位。
确认汽轮机就地控制面板、汽轮机控制面板“急停”按钮已复位。
确认汽轮机西门子触摸屏上无“报警”“故障”信息。
确认汽轮机“505数字控制器”无“报警”“故障”信息,如有报警、故障需确认,再复位。
确认余热发电控制系统上各参数正常。
阀门确认
将汽轮机背压排空阀(PV8910)气动排空阀前闸阀全开,将背压排空阀(PV8910)开至10-15%;将低压管网调节阀(HV8905)开至20-35%。
确认主蒸汽稳压阀(PV1504A)在“自动”状态,压力设定为,余热锅炉主蒸汽管道减压阀(PV1507-2)在自动状态,压力设定为保证汽包压力在以下,将汽包排空阀(PV1504B)打到“自动”状态,压力设定为。
6设备开车程序
试车
维护或检修结束后,余热发电岗位人员通知动力厂调度(电力接受单位)准备检修后试车,确认是否具备并网条件,动力厂调度同意后,通知车间调度室告知厂调、总调。
试车按照余热发电机组机动程序执行,电力负荷调整至1200Kw-1800Kw,试运行三小时,各项参数均显示正常值,试车完成
汽轮机启动
启动前余热发电岗位人员通知动力厂调度(电力接受单位)准备启动,确认是否具备并网条件,动力厂调度同意后,通知车间调度室告知厂调、总调。
计算机启动
在仪表控制柜上将“汽轮机本地/远程转换开关”打至“远程”位。
点击“汽轮机启动”按钮,按“确认”键,汽轮机进入启动准备阶段,当启动准备灯停止闪烁后,汽轮机自动启动。
在升速过程中,手动控制汽轮机背压排空阀(PV8910),当汽轮机转速大于700rpm时,缓慢关闭汽轮机背压排空阀(PV8910)。
当汽轮机速度到1500rpm时,发电机将自动同步,计算机画面上“并网”成功指示灯亮(电压、电流、功率显示正常),发电机自动并网成功。
并网成功后,将汽水分离器直排阀(1#疏水阀)、汽轮机进口排空阀(2#疏水阀),汽轮机本体高低压疏水直排阀关闭(3#、4#、5#、6#疏水阀),进行自动疏水。
将旁路减压阀组(PV8904)打到“自动”,压力设定为。
并网成功后汇报动力厂调度、车间调度,并做好记录,填写运行报表,监控运行参数的变化。
若因控制不稳造成汽轮机跳车,当转速降至700r/min时,缓慢打开背压排空阀(PV8910)至10-15%;待汽轮机完全停止转动后,低压管网调节阀(PV8905)关至25%,将报警信号复位,再次进行汽轮机启动作业。
负荷调整
根据低压管网调节阀(HV8905),按每次2%幅度操作,操作过程中保证汽包压力在MPa以下,保持汽轮机背压在,直至汽轮机进汽流量最大,背压电动蝶阀(HV8906)开至50-85%。
并网
自动同步
将汽轮机控制面板“同步”转换开关打到“自动”位置。
发电机将通过自动同步装置自动检查、调整发电机电压、频率、同步性,当发电机电压、频率、同步性和电网侧相同时,发电机自动同步。
同步指示灯亮,确认发电机自动并网成功。
检查发电机高压柜合闸指示在合闸位置。
检查各仪表显示正常。
检查发电机运行正常。
手动同步
只有自动同步装置故障或进行手动同步试验的情况下,进行手动同步操作。
将汽轮机控制面板“同步”转换开关打到“手动”。
通过汽轮机“速度调整开关”调整汽轮机转速,发电机达到同步转速(1500rpm)、频率达到50Hz。
观察发电机频率和电网频率,当发电机频率大于电网频率时频差指针向上偏移,反之向下偏移,差值越大偏移中心点角度越大,两侧频率相等时频差指针应水平指向中心点。
通过汽轮机控制屏电压调节开关调节发电机输出电压,直到发电机电压“L1L2”、“L2L3”、“L1L3”和电网电压“L1L2”、“L2L3”、“L1L3”相同。
观察发电机电压和电网电压,当发电机电压大于电网电压时压差指针向上偏移,反之向下偏移,差值越大偏移中心点角度越大,两侧电压相等时压差指针应水平指向中心点。
观察发电机同步性,当发电机电压相位超前电网电压时,相位指针顺时针旋转,反之则逆时针旋转,相位差值越大,其旋转速度越快,当旋转到12点方向时两侧相位相同。
按下汽轮机控制屏手动同步按钮。
同步指示灯亮,确认发电机手动并网成功。
检查发电机高压柜合闸指示在合闸位置。
检查各仪表显示正常。
检查发电机运行正常。
7设备运转中的检查
在运行过程中时刻监测汽轮机轴承温度低于报警值。
检查发电机组运行声音正常。
检查炉底轴流风机运转正常。
检查蒸汽管道无振动、无泄漏、疏水正常。
检查油、水、电、汽系统正常。
8设备停车程序
余热发电岗位人员联系动力厂调度,申请镍冶炼厂顶吹炉余热发电站1#发电机停车。
动力厂调度允许停车后,通知车间调度,顶吹炉余热发电站1#发电机准备停车。
每次按2%幅度关小背压管网调节阀(PV8905),保证锅炉汽包压力、流量稳定,背压管网调节阀(PV8905)关至25%左右,蒸汽经锅炉汽包减压阀(PV1507)进入外网,汽轮机进汽流量降至20-30t/h。
点击“汽轮机停止”按钮,按“确认”键,汽轮机进入降速阶段,直至汽轮机停止。
将背压排空阀(PV8910)开至10-15%,将汽水分离器直排阀(1#疏水阀),汽轮机进口排空阀(2#疏水阀),汽轮机本体高低压疏水直排阀(3#、4#、5#、6#疏水阀)打开。
停车后余热发电岗位人员汇报动力厂调度、车间调度。
一周以上的停车,值班电工填写《停电通知单》后送至动力厂30#变电所,并到镍1106KV镍熔炼变电所现场确认621柜开关摇出。
9设备异常停车程序及相关要求
故障停机时,应遵照以下处理原则:
在短时间内对故障的性质、范围做出判断。
迅速解除对人身和设备的危险。
在保证设备不受损害的前提下,尽快恢复供电。
防止误操作。
当发生下列情形之一时,应就近按下仪表控制柜或现场控制箱上的“紧急停车”按钮进行紧急停车:
机组突然发生强烈振动或听到内部有金属摩擦的声音。
机组有不正常响声或燃焦味。
汽轮机转速超过1620rpm而未跳车。
机组任何一个轴承缺油。
油系统着火时。
油箱油位突然下降到最低油位,且无法立即补充。
汽轮机发生水冲击、管道振动时。
发电机冒烟或着火。
调速系统工作失常。
主蒸汽系统和排汽系统出现突发性故障时。
紧急停车后,联系余热锅炉控制室岗位人员,调节汽包减压阀(PV1507-2),控制汽包压力在以下。
余热发电岗位人员联系动力厂调度、车间调度,汇报镍冶炼厂顶吹炉余热发电站1#发电机故障停车及故障原因。
由车间调度向生产调度室调度汇报。
10设备安全“红区”操作条款
未经允许严禁解除任何控制联锁。
计算机或设备仪表发生报警后,严禁未查明原因、不进行处理直接复位开车。
设备运转动时,必须安全防护设施齐全有效,未经允许,禁止随意拆除安全防护设施。
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