余热发电工艺参数.docx
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余热发电工艺参数
余热发电运行数据参数
主机技术规范
型号
N4.5—1.25
额定功率
4500KW
汽机额定转速
3000r/min
发电机额定转速
3000r/min
临界转速
~1640r/min
转向
顺汽流方向看为顺时针
额定转速下振动值
<0.05mm
临界转速下振动值
<0.10mm
汽机主要参数
主蒸汽压力
1.25MPa(绝对)
主蒸汽温度
315C
冷却水温
正常27r;最高33r
排汽压力
0.008Mpa(冷却水温度27C)
额疋蒸汽流量
25.4t/h
汽耗率
6.45Kg/kw.h
油系统规范
润滑油压
0.25Mpa
调节油压
>0.85Mpa
油箱
容积4m
双联冷油器
面积2X25m2
滤油器
630L/min
交流启动油泵
泵型号:
80YL-100
电机型号:
Y200L-2
扬程:
100m
电流:
68.8A
流量:
834L/min
功率:
37Kw
交流润滑油泵
泵型号:
LDY12-25X2
电机型号:
Y90L-4/1.5
压力:
0.25Mpa
电流:
8.8A
流量:
750L/min
功率:
4Kw
直流事故油泵
泵型号:
LDY12-25X2
电机型号:
Z2-31
压力:
0.25Mpa
电流:
22.4A
流量:
750L/min
功率:
4Kw
汽水系统
冷凝器
面积
560m2
无水时重
〜14.4吨
冷却水量
〜2000nVh
射水泵
工作压力
0.38Mpa(A)
暖管
1汽机一切检查准备工作就绪后,值班长通知热机操作员,稍开AQC(SP炉汽门的旁路门,保持压力维持在0.2〜0.3Mpa,以温升速度为5〜10C/min暖管;当管壁温度达130〜140C后,以0.25Mpa/min的速度提升管内压力至额定后
(1.25Mpa),全开AQC(SF)炉并汽门,关闭旁路门。
2开始暖管时,疏水门应全开,随着管壁温度和管内压力的升高,应逐渐关小疏水门,以防大量蒸汽漏出;
3在升压过程中若发生管道振动,应立即降压直至振动消除,经充分疏水后,方可继续升压。
4在暖管中完成保安系统的静态试验;
5为防止在调节保安系统进行试验时有蒸汽漏入汽缸引起转子变形,在试验
过程中要持续盘车;转子未转动之前,严禁蒸汽漏入汽缸及用任何方式预热汽轮机;
6暖管同时,首先启动循环水泵,再向凝汽器灌水;启动凝结水泵并开启再循环门,使凝结水在凝汽器之间循环,维持好热井水位。
7在升压过程中随时注意检查管道膨胀和支吊状况,在暖管过程中随着温度
压力升高,注意调整控制旁路门及疏水门的开启。
凝结器抽真空
1启动射水泵,使真空迅速提高;
2当真空升高到-0.085Mpa后,可以扣上危急遮断油门;
3当润滑油温达到35~38C时,逐渐进行低速暖机.
汽轮机下列条件禁止启动
1主要表计或任一保安装置失灵;
2电动主汽门、自动主汽门有卡涩现象;
3调速系统不能维持汽轮机空负荷运行或甩去全负荷后不能控制转速;
4交流高压油泵、交流润滑油泵、直流油泵均不正常;
5油质不合格,或润滑油压低于正常值;
6汽轮发电机组振动超过0.05mm
7汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声;
8因发生异常情况停机,汽机本体设备有明显损坏或尚未查明原因。
9主蒸汽温度低于250Eo
10蒸汽室温度低于200Eo
11启动时真空值不应低于-0.006Mpao
为了保持汽轮机能在经济状态下运行,主汽门前参数应保持在下列范围内:
项目名称
单位
正常值
允许变化范围
主蒸汽压力
Mpa(a)
1.25
0.7——1.35
主蒸汽温度
E
315
270——340
冷却水温
E
27
最高33E
排汽压力
Mpa(a)
0.008
额定转速振动值
mm
<0.05
临界转速振动值
mm
<0.10
调节油压
Mpa
0.85
润滑油压
MPa
0.25
油箱油位
mm
1/2
2/3
周波
Hz
50±0.5
排汽温度带负何
不咼于
E
55
空负荷排气温度
不咼于
E
65
凝汽器热水井水
位
1/2〜3/4
凝结水过冷度
E
1
冷油器出口油温
38
35〜40
轴承回油温度
V65
轴承温度
V75
发电机进口风温
20〜40
凝汽器
型号
N-560-4
型式
双流程二道制表面式
冷却面积:
560m2
冷却水量
<2000t/h
冷却水压
<0.3MPa(A)
冷却水温:
27〜33E
双联冷油器
型号
YL-25
冷却面积
2X25m2
冷却水温
27〜33E
冷却水量
57.4t/h
射水泵
型号
C-12-1
工作压力
0.35-0.45Mpa
工作温度
27~33E
空气冷却器(4组)
冷却能力
240kW
冷却空气量
9.2m3/s
冷却水量
80nVh
冷却水压
<0.2MPa(a)
内部水压降
0.013Mpa
冷却水最高允许温度
33E
供油装置
型号
YG040001
润滑油流量、压力
300L/min0.25MPa
控制油流量、压力
80L/min0.85MPa
事故油流量
250L/min
过滤精度
25um
公称容积
4m
最大容积
7.3m3
凝结水泵
型号
100NB-45
流量
28rrVh
扬程
30m
真空除氧器
型号
SZY-30-1
运行真空度
0.097〜0.09Mpa(表压)
工作温度
50r
处理水量
30t/h
进水压力
v0.2Mpa
水箱有效容积
3
10m
给水泵
型号
DG25-50X6
配套功率
45KW
流量
28nVh
扬程
300m
汽蚀余量
3m
转数
2950r/min
循环水泵
型号
350S26
流量
3
972~1440m/h
扬程
22~30m
汽蚀余量
4.9m
转数
1480r/min
发电机
型号
QF-J4.5-2
功率因数cos?
0.8(滞后)
额定功率(kW
4500
接法
Y
额定电流(A)
309.3
额定电压(V)
10500
励磁方式
单微机静止可控硅
自并励
转速(r/min)
3000
冷却方式
密闭自循环空气冷却
频率(Hz)
50
旋转方向
从非传动端看为逆
时针方向
相数
3
绝缘等级
B/F
额定励磁电压(空V)
101(26.5)
标准编号
GB/T7064-2002
额定励磁电流(空A)
240.2(91.6)
出厂编号
899
极数
2
出厂日期
2007.12
杭州发电设备厂
发电机继电保护
设备
名称
保护设置
保护装置类型
动作开关
发
差动保护
MGPR-610H
1、跳出口开关
2、跳励磁开关
电
3、关汽机主汽门
机
后备保护
MGPR-620H
1、跳出口开关
2、跳励磁开关
3、关汽机主汽门
接地保护
MGPR-650H
1、跳出口开关
2、跳励磁开关
3、关汽机主汽门
发电机在额定工作方式下连续运行时,各主要部件的允许温升为
主要部件
冷却空气温度
+40C
+30C
+25C
允许温升
定子绕组
100
110
112
转子绕组
110
120
125
定子铁芯
100
110
112
轴承出油温度/轴瓦温度<65C/80C
当进风温度高于额定值,且不超过55°C时,定子电流应按下表掌握:
发电机进风温度
进风温度升高1C定子电流较额定值降低
额定进风温度为40C
40—45C
1.5%
45—50C
2.0%
50—55C
3.0%
静止可控硅励磁装置
型号
GDER-2032S
励磁方式
自并励
额定电压(V)
177V
调节器类型
单微机
额定电流(A)
260A
强励倍数
1.6
控制操作电压
DC220V
标准代号
GB/T7409.3-97
重量
350Kg
出厂编号
励磁系统主要技术参数指标
模拟量输入
1发电机端电压PT1:
AC3①100V
2发电机端电压PT2AC3①100V
3系统电压:
100V(可选)
4定子电流:
5A/1A
5转子电流:
75mv(由分流器来)
6转子电压:
实际值
7三相交流同步电压信号:
AC100V
8调压精度:
<0.5%
9频率特性:
〉土0.25%/0.5Hz
10渐跃:
超调量<30%,振荡次数<3次,调节时间<5秒
11零起升压:
超调量<15%,振荡次数<3次,调节时间<10秒
12调压范围:
Uf(e)=(20〜130)%
13过载能力:
1.11f(e)长期运行
14顶值倍数:
》1.6
15调差系数:
(—15〜+15)%
供电电源
1交流电源:
(165〜250)V/50Hz(+4%〜—6%Hz)
2直流电源:
(200〜250)V
厂用变压器
型号
SCEB-800/10
容量(kVA
800
额定电压(v)
10000±2X2.5%/400
电流(A)
46.2/1154.7
额定频率(Hz)
50
相数
3
阻抗电压(%
3.84%
联结组别
DYn11
温升限值
125K
绝缘耐热等级
H
冷却方式
AN
绝缘水平
LI75AC28/
LI75AC3
防护等级
IP20
空载电流(A)
4.05
负载损耗(kw)
7.35
空载损耗(kw)
1.63
使用条件
户内式
总重(kg)
2510
励磁变压器
产品型号
ZLC-80/10.5
编号
额定容量
80KVA
初级电压
10.5KV
额定频率
50Hz
次级电压
177V
相数
3相
初级电流
4.4A
接法
Y/△-11
次级电流
260.96A
阻抗电压
4.5%
绝缘等级
F
冷却方式
AN
出厂序号
使用条件
总重
过负荷倍数
1.31.45
1.6
1.752.02.4
允许过负荷时间12060
30
157.53
(分钟)
锅炉规范及主要参数
使用地点
额疋蒸发量(t/h)额定蒸汽压力(Mpa)额定蒸汽温度(C)给水温度(C)余热烟气量(Nml/h)余热烟气进口温度
(C)
设计烟气出口温度
(C)
烟气含尘量(g/N^)
2500t/d窑头
10
1.25
350
45
103900
400
110
20
2500t/d窑尾
15.4
1.25
325
188
183900
350
228
53
烟
气
成
CO(%
N,(%
Q(%
21
79
32
62
3.25
•锅炉给水质量标准
名称
单位
数值
硬度
微克当量/升
<30
溶解氧
毫克当量/升
<50
溶解固形物
毫克当量/升
<3500
PH(25C)
>7
炉水质量标准
名称
单位
数值
磷酸根
毫克当量/升
10〜30
PH
10〜12
总碱度
毫克当量/升
14
分
6.0
HO(%
启动前的检查和准备
检查锅炉所有阀门,并置于下列状况
1蒸汽系统:
AQC(SP炉电动总汽门关闭,AQC(SP炉电动总汽门旁路门关闭,AQC(SP炉电动总汽门前后疏水门,AQC(SP炉电动总汽门前后疏水总门开启。
2给水系统:
AQC省煤器给水入口一二次门开启,AQC炉汽包给水电调门一次门开启,AQC炉汽包给水手动调节一二次门开启,AQC炉至SP炉给水门开启,AQC炉汽包给水电调二次门关闭,AQC炉汽包给水旁路门关闭,SP炉给水电调一次门,SP炉给水手动调节一二次门开启,SP炉给水电调二次门关闭,SP炉给水电调门旁路门关闭,SP炉省煤器再循环门开启。
3排污系统:
各排污门关闭。
4省煤器放水门,汽包事故放水门关闭;
5疏水系统:
过热器疏水门开启;
6汽包水位计:
汽门,水门开启,放水门关闭;汽包水位计严密、清晰;
7蒸汽及锅炉水取样门开启;
8所有压力、温度、流量表计投入,处于工作状态;
9过热器向空排汽门应开启;
10连续排污扩容器:
11振打装置:
应完好无损,电机绝缘合格,转动部件无卡涩。
12除尘装置的检查:
转动部位无卡涩,安全遮拦完整;传动装置无跑偏及脱落现象;轴承润滑良好;
13对炉内炉外和烟道等处进行全面检查,确保各部分设备完好无损,烟道畅通,各处无人停留,无工具遗漏。
14对承压部件进行仔细检查,凡属有问题必须补焊之后,都要按1〜1.25倍的工作压力进行水压试验。
15检查汽水管道、阀门及人孔,检查孔等处是否都处在启动前的关闭或开启位置。
16检查护板炉墙、顶部密封及人孔是否完好,其严密性是否良好。
17检查锅炉上所有仪表并确认其精度及灵敏性。
18对主要安全附件都要进行检查,如安全阀、水位表等,凡不符合要求立即修复或更新。
做好与各岗位间的联系协调工作:
1通知水泥线中控室,锅炉已准备好,准备启炉;
2与化学人员联系通知准备启炉,化验炉水品质,准备足够的软化水,向锅炉上水;
3电气设备送电;
4向锅炉上水至最低水位。
上水时水温不得超过90C,夏季上水时间不宜少于1小时,冬季上水时间不宜少于2小时,如锅炉温度很低或上水温度较高时,应适当延长上水时间。
5上水结束后,注意观察锅筒水位一段时间,水位是否维持不变。
如水位下降,应检查锅筒、联箱及各部阀门有无泄漏并予以消除。
如水位增高,表示给水阀关闭不严,漏流量太大,应予以修复或更换。
锅炉机组的启动
当所有的启动前准备工作结束后,就可以同水泥线中控室联系送烟气,先启
动AQC炉,后启动SP炉。
具体步骤如下:
I启动螺旋给料机和刮板输送机,启动机械振打除灰装置。
2与水泥线中控室室密切联系,开启AQC炉烟气进出口汽门,逐渐关小AQC炉烟气旁路门,使通过锅炉烟道的烟气量及烟温逐渐增大和增高,其速度应使炉温缓慢上升按每分钟增加「C,避免炉温变化过快,使锅筒及受热面、护板炉墙受到损伤。
3启动时必须严密监视汽包水位,正常运行水位为土50mm极限水位为土150mm当锅筒水位达到高限时,应连续,缓慢适当的放水,排污,保证正常水位的同时,应使汽温、汽压均衡地上升,并使锅炉各部分温度均匀。
4检查确认汽包压力升至0.2MPa时关闭汽包空气门,开启向空排气门;
5确认汽包压力升至0.3MPa寸,依次对各蒸发器排污放水,同时注意汽包水位变化;
6当汽包压力升至0.6MPa时,冲洗水位计并核对水位,开启主蒸汽管道上各疏水阀前后手动阀;
7当汽包压力升至1.0MPa时,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;
8确认汽包压力升至1.0MPa时,开启AQC(SP炉电动门总汽门旁路门,进行AQC(SP炉电动门总汽门至AQC(SP炉并汽门段的暖管;冲洗汽包水位计并核对水位;
9确认蒸汽压力升至1.25MPa蒸汽330C时,应核对现场与集控室锅炉主要参数;
10在升压过程中,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;在启动过程中向空排气门的开度应进行适当调整;
II做好详细记录。
锅炉的停运
锅炉机组正常停运
由于水泥线(我站)正常检修或其它原因,需要有计划的停炉时,应先停SP炉,再停AQC炉;按以下几个步骤进行:
1对锅炉机组全面检查,了解机组缺陷、损伤情况,核定检修项目。
2通知水泥线中控室,化学岗位,锅炉准备停炉。
3停炉准备工作完成后,与水泥线中控室联系,逐渐关闭烟气进出口挡板,
用2〜3小时将烟气温度降至30C以下。
在此阶段中,炉水应保持正常水位(SP炉应适当开启省煤器再循环门),汽压按0.03MPa/min速度降低。
4停止机械振打除灰装置,停运螺旋给料机和刮板输送机。
5锅炉烟道温度降至正常温度后,打开人孔门,检修门,进行通风自然冷却,
同时每隔一段时间(时间间隔约2小时)放水一次,使锅炉各部分均匀冷却,至水温70T左右时就可以将水全部放出。
6做好停炉详细记录。
锅炉运行中调整的主要任务
1保持锅炉的蒸发量在额定值内,满足汽机生产发电需要;
2保持正常的汽压与汽温;
3均衡进水,并保持锅炉正常水位;
4保证蒸汽品质合格;
5保证锅炉机组安全运行;
6保证锅炉出口烟温在正常温度;
7保证除尘、振打装置工作正常;
锅炉运行中的注意事项
1余热锅炉运行工况的变化,同水泥线的运行工况有着直接的关系,为保证运行参数的稳定和运行的绝对安全,必须与水泥线中控室保持密切的联系及运行协调一致,同时对锅炉参数变化、运行工况进行密切监视,并进行分析、调整。
2锅炉运行中应注意监视过热蒸汽压力、过热蒸汽温度、锅炉水位、给水压力、锅炉入口烟气温度及负压,各部受热面的积灰情况,尤其是对流管速,省煤器,除尘器的工作情况是否正常。
如遇熟料系统送入锅炉的烟气量及温度发生变化,使汽温升高(降低),应及时联系有关部门调整锅炉进口烟温,以保证锅炉的安全运行和锅炉参数的变化。
锅炉水位的调整
1锅炉给水应均匀,经常维持锅炉水位在汽包水位计正常水位处,水位应有轻微波动,允许变化范围±50mm;
2锅炉给水自动调整装置投入运行中,应注意监视水位的变化,保持给水量变化平稳,若给水自动调整装置动作失灵,应改为手动调整,并通知检修及时消除缺陷;
3在运行中应经常监视给水压力和温度变化,当给水压力或给水温度低于规定值时,应及时进行调整;
4每班接班应做好各水位指示计与现场水位计的对照,及时消除异常;5保持现场汽包水位计完整,指示正确,清晰易见,照明充足;
6每月至少试验一次汽包水位报警器,变化超过土50mm寸,水位计应显示并报警,否则应消除缺陷,完毕后做好记录;汽包水位计每周一、四白班冲洗一次,一般的冲洗程序如下:
1开放水门,冲洗汽管,水管及玻璃管;
2关水门,冲洗汽管及玻璃管;
3开水门,关汽门,冲洗水管及玻璃管;
4开汽门,关放水门,恢复水位计的运行;
5关放水门,水位计中的水位应很快上升,并有轻微的波动,冲洗完后,应与另一台汽包水位计对照水位,如指示不符寸,应重新冲洗;
6冲洗水位计应缓慢进行,环境温度低寸应特别注意。
7冲洗水位计寸应注意安全,应站在水位计的侧面。
汽温汽压的调节
1蒸汽汽压调节
如果运行汽压过高,则会引起安全阀的频繁动作,如果汽压过低则会有可能引起蒸汽带水,而且汽压波动太大,则影响正常供汽的要求,因此随寸与水泥线中控室联系,调整AQC(SP炉烟气进气门或旁路门的开度,或者采取其它措施(如调节向空排气门,减少或增加锅炉进汽量等)。
2蒸汽汽温调节
蒸汽的温度除应注意监视锅炉汽温变化外,同寸还要注意受热面的积灰情况,监视除灰器等设备的运行情况是否正常。
锅炉排烟温度的调节锅炉运行中应加强排烟温度的监视和调整:
1排烟温度过高,除锅炉进口烟温过高外,有可能因锅炉各受热面积灰严重,使热效率差而引起的,所以排烟温度过高时,应监视锅炉进口烟温,与水泥线中控室人员联系,调整AQC(SP炉烟气进汽门或旁路门的开度,控制进口烟温。
如果锅炉进口烟温正常,检查锅炉各部受热面积灰情况,集灰严重应采取措施,使受热面保持清洁,提高受热效率。
2如果排烟温度过低,说明锅炉的炉墙有严重的漏风,人孔门关闭不严或锅炉进口烟温过低,这样会降低锅炉的热效率,使锅炉出力降低,影响汽机的正常运行,对锅炉除尘系统的运行带来不利的影响。
锅炉的排污为了保持受热面的内部清洁,避免炉水发生汽泡和饱和蒸汽品质变坏,必须对锅炉进行排污:
1连续排污:
从汽包含盐量浓度最大的地点放出炉水,以维持额定的炉水含盐量;
2定期排污:
目的排除炉内的沉淀物,还能快速调整炉水品质,并补充连续排污不足。
排污的要求:
1每天白、晚班定期排污一次,定期排污工作由集控运行人员进行,连续排污由化水人员操作;
2排污前应通知监盘人员,把水位调整在稍高于正常水位,才进行排污;
3排污工作人员应加强自身安全防护;
4排污时,如发现水位不正常及锅炉发生事故时,立即停止排污(满水现象除外)。
排污操作:
1全开二次门,稍开一次门预热排污管;
2全开一次门30秒后,关闭一次门,后关二次门;
3排污时,不得几组排污管同时开启;
4排污完毕后,应仔细检查排污门是否关严。
5做好排污记录。
资阳西南余热发电
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