PG9351FA燃机余热锅炉运行规程.docx

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PG9351FA燃机余热锅炉运行规程

PG9351FA燃机余热锅炉运行规程

第一章余热锅炉简况及设计规范

第一节锅炉简况

1概况

型号：

BG-901FA-R

形式：

为三压、再热、卧式、无补燃、自然循环燃机余热锅炉

制造商：

配套燃机：

PG9351FA

尺寸：

锅炉烟囱标高60.264M；占地面积37.599×20.2M2。

结构：

露天塔式全悬吊结构，正压运行

2锅炉结构简要说明

本余热锅炉为三压、再热、卧式、无补燃、自然循环燃机余热锅炉;锅炉采用塔式布置,全悬吊管箱结构;锅炉本体受热面管箱由高、中、低压锅筒及附件;高压过热器2、再热器2、再热器1、高压过热器1、高压蒸发器、低压过热器2、中压过热器、高压省煤器2、中压蒸发器、中压省煤器、高压省煤器1、低压过热器1、低压蒸发器、给水加热器（低压省煤器）等组成。

3汽水流程

凝结水经过低压省煤器1后，一部分被再循环泵打回低压省煤器1入口，与操纵台来的凝结水混合，使进入低压省煤器1的凝结水温度高于烟气露点温度；一部分进入低压省煤器2，温度接近饱和后，进入低压汽包。

低压汽包里的水，一部分经高、中压给泵，成为高、中压给水；一部分经过下降管，经自然水循环，在蒸发器内受热后成为汽水混合物回到汽包，在汽包内的分离器中进行汽水分离后,分离出来的水回到汽包的水空间,饱和蒸汽则通过饱和蒸汽引出管被送到过热器,饱和蒸汽在低压过热器1、低压过热器2内继续被加热成为过热蒸汽，与中压缸排汽相混合后，进入低压缸做功。

中压给水经过中压给泵后，一部分去再热器减温器；一部分进入中压省煤器，被加热到接近饱和温度后，一部分去燃料加热器；一部分进入中压汽包。

中压汽包中的水经过下降管，自然水循环后，在蒸发器内受热后成为汽水混合物回到汽包，在汽包内的分离器中进行汽水分离后,分离出来的水回到汽包的水空间,饱和蒸汽则通过饱和蒸汽引出管被送到过热器,饱和蒸汽在中压过热器内继续被加热成为过热蒸汽，与高压缸排汽相混合后，进入再热器，温度进一步提高后，进入汽机中压缸中做功。

此外，在需要时，中压汽包可以给低压汽包补汽。

高压给水经过高压给泵后，一部分去高压过热器减温器；一部分依次经过高压省煤器1、高压省煤器2进入高压汽包。

高压汽包中的水经过下降管，自然水循环后，在蒸发器内受热后成为汽水混合物回到汽包，在汽包内的分离器中进行汽水分离后,分离出来的水回到汽包的水空间,饱和蒸汽则通过饱和蒸汽引出管被送到过热器,饱和蒸汽在高压过热器内继续被加热成为过热蒸汽，进入汽机高压缸做功。

此外，在需要时，高压汽包可以给中压汽包补汽。

第二节余热锅炉设计规范

1燃机排气烟气参数（设计工况）

2蒸汽参数

第二节余热锅炉设计规范

1燃机排气烟气参数（设计工况）

环境温度

15℃

大气压力

1.013bar

湿度

60%

燃机燃料

天然气

燃机背压

≤3980Pa

燃机排气流量

2370.25t/h

锅炉进口烟气温度

603.7℃

燃机排气成分（V%）：

N2

74.60

CO2

3.85

H2O

8.06

O2

12.60

SO2

0.00

Ar

0.89

2蒸汽参数

高压部分

高压部分最大连续蒸发量

282.96t/h

高压部分额定蒸汽出口压力

9.72MPa（表压）

高压部分额定蒸汽出口温度

566.6℃

中压部分

中压部分最大连续蒸发量

40.051t/h

中压部分额定蒸汽出口压力

2.26MPa（表压）

中压部分额定蒸汽出口温度

297.2℃

再热部分

再热部分最大连续蒸发量

312.015t/h

再热部分额定蒸汽出口压力

2.10MPa（g）

再热部分额定蒸汽出口温度

566.2℃

再热部分冷再热蒸汽流量

271.245t/h

再热部分冷再热蒸汽温度

365.8℃

低压部分

低压部分最大连续蒸发量

41.437t/h

低压部分额定蒸汽出口压力

0.31MPa（表压）

低压部分额定蒸汽出口温度

300.1℃

凝结水温度

35.1℃

低压省煤器入口温度

60℃

低压省煤器再循环量

207.938t/h

中压省煤器出口移出热量（至燃料加热器）

温度

213.7℃

流量

30.916t/h

主要承压部件及受热面

3.1汽包

3.1.1说明

为保证锅炉正常运行时获得良好的蒸汽品质，按N/E标准，汽包内部装置在汽包内设置了二级汽水分离装置。

一级分离为圆弧挡板惯性分离器（BAFFLE），二级分离为带钢丝网的波形板分离器（CHEVRON）。

在锅炉最大连续出力下，汽包水位从正常水位到低低水位所能维持的时间为：

高压：

2.06分钟；

中压：

5.03分钟；

低压：

5.00分钟。

3.1.2设计参数：

3主要承压部件及受热面

3.1汽包

3.1.1说明

为保证锅炉正常运行时获得良好的蒸汽品质，按N/E标准，汽包内部装置在汽包内设置了二级汽水分离装置。

一级分离为圆弧挡板惯性分离器（BAFFLE），二级分离为带钢丝网的波形板分离器（CHEVRON）。

在锅炉最大连续出力下，汽包水位从正常水位到低低水位所能维持的时间为：

高压：

2.06分钟；

中压：

5.03分钟；

低压：

5.00分钟。

3.1.2设计参数：

高压汽包

设计压力（MPa）

10.97

工作压力（Mpa）

10.12

设计温度（℃）

321

工作温度（℃）

313

汽包中心标高（m）

30

直段长（m）

13.129

内径（mm）

Φ1900

壁厚（mm）

95

规格

Φ1900×95

材质

SA-516Gr70

中压汽包

设计压力（MPa）

2.83

工作压力（Mpa）

2.35

设计温度（℃）

235

工作温度（℃）

223

汽包中心标高（m）

29.6

直段长（m）

11.887

内径（mm）

Φ1250

壁厚（mm）

20

规格

Φ1250×20

材质

SA-516Gr70

低压汽包

设计压力（MPa）

0.97

工作压力（Mpa）

0.36

设计温度（℃）

177

工作温度（℃）

149

汽包中心标高（m）

30.19

直段长（m）

12.497

内径（mm）

Φ2400

壁厚（mm）

20

规格

Φ2400×20

材质

SA-516Gr70

3.1.3水位设定值

名称

以汽包中心线为0位

以正常水位为0位

就地水位计范围

高压汽包

正常水位

-51mm

0mm

＋240mm～–660mm

低水位

-153mm

-102mm

低低水位

-683mm

-632mm

高水位

＋51mm

+102mm

高高水位

＋152mm

+203mm

中压汽包

正常水位

-51mm

0mm

＋220mm～–360mm

低水位

-153mm

-102mm

低低水位

-396mm

-345mm

高水位

＋51mm

+102mm

高高水位

＋152mm

+203mm

低压汽包

正常水位

＋465mm

0mm

＋220mm～-1380mm

低水位

＋363mm

-102mm

低低水位

-894mm

-1359mm

高水位

＋567mm

+102mm

高高水位

+668mm

+203mm

3.2模块受热面

沿锅炉宽度方向各受热面模块均分成三个单元（管屏），各受热面模块内的热面组成见下表：

3.2.1各模块的组成：

模块名

管屏

管束

模块1

左

高压过热器2、再热器2

中

高压过热器2、再热器2

右

高压过热器2、再热器2

模块2

左

再热器1、高压过热器1

中

再热器1、高压过热器1

右

再热器1、高压过热器1

模块3

左

高压蒸发器、中压过热器

中

高压蒸发器、低压过热器2

右

高压蒸发器、低压过热器2

模块4

左

高压省煤器2、中压蒸发器

中

高压省煤器2、中压蒸发器

右

高压省煤器2、中压蒸发器

模块5

左

高压省煤器1、低压过热器1、低压蒸发器

中

高压省煤器1、中压省煤器、低压过热器1、低压蒸发器

右

高压省煤器1、低压过热器1、低压蒸发器

模块6

左

给水加热器2、给水加热器1

中

给水加热器2、给水加热器1

右

给水加热器2、给水加热器1

3.2.2受热面

名称

排数

开齿鳍片管的管径

材料

工质流程（最小循环倍率）

高压过热器2

横向105排，纵向2排

Φ50.8

管子材料T91

螺旋鳍片材料为409SS

全回路

高压过热器1

横向108排，纵向4排

Φ50.8

管子材料T22

螺旋鳍片材料为409SS

再热器2

横向96排，纵向2排

Φ57.15

管子材料T91

螺旋鳍片材料为409SS

双回路

再热器1

横向96排，纵向4排

Φ57.15

管子材料T91

螺旋鳍片材料为409SS

中压过热器

横向33排，纵向1排

Φ63.5

管子材料SA210-A-1

螺旋鳍片材料为碳钢

半回路

低压过热器2

横向66排，纵向1排

Φ63.5

管子材料SA210-A-1

螺旋鳍片材料为碳钢

全回路

低压过热器1

横向70排，纵向1排

Φ63.5

管子材料SA210-A-1

螺旋鳍片材料为碳钢

高压蒸发器

横向105排，纵向15排

Φ50.8

管子材料SA-210-C

螺旋鳍片材料为碳钢

最小循环倍率大于8

中压蒸发器

横向108排，纵向5排

Φ50.8

管子材料SA210-A-1

螺旋鳍片材料为碳钢

最小循环倍率大于15

低压蒸发器

横向114排，纵向7排

Φ50.8

管子材料SA210-A-1

螺旋鳍片材料为碳钢

最小循环倍率大于15

高压省煤器2

横向117排，纵向10排

Φ44.45

管子材料SA-210-C

螺旋鳍片材料为碳钢

半回路

高压省煤器1

横向96排，纵向5排

Φ44.45

管子材料SA-210-C

螺旋鳍片材料为碳钢

中压省煤器

横向24排，纵向5排

Φ44.5

管子材料SA210-A-1

螺旋鳍片材料为碳钢

半回路

给水加热器2

横向114排，纵向5排

Φ50.8

管子材料SA210-A-1

螺旋鳍片材料为碳钢

半回路

给水加热器1

横向123排，纵向8排

Φ44.45

管子材料SA210-A-1

螺旋鳍片材料为碳钢

全回路

3.3锅炉水容积

高压系统

序号

部件名称

容积m3

1

高压过热器系统

23.8

2

高压蒸发系统

63.7

3

高压省煤器系统

44.6

4

高压汽包

41

5

高压系统管道

10

高压系统总水容积

183.1

中压及再热系统

序号

部件名称

容积m3

1

再热器系统

32.4

2

中压过热器系统

2.4

3

中压蒸发系统

22.4

4

中压省煤器系统

3.7

5

中压高压汽包

15.1

6

中压系统管道

15

中压系统总水容积

91

低压系统

序号

部件名称

容积m3

1

低压过热器系统

10.3

2

低压蒸发系统

30.7

3

低压省煤器系统

53.1

4

低压汽包

60.2

5

低压系统管道

8

低压系统总水容积

162.3

3.4定排扩容器

见

3.5连排扩容器

4锅炉给水和补给水品质要求（GB/T12145-99）

4.1给水质量

5锅炉炉水和蒸汽品质（按GB/T12145-99）

5.1锅炉炉水品质

5.2锅炉蒸汽品质

第三节锅炉保护及联锁

1锅炉保护

1.1锅炉报警

以下任一情况发生时，要求控制系统报警以引起运行人员的注意并能及时地采取措施加以控制：

·HP汽包水位高于报警值

·HP汽包水位低于报警值

·IP汽包水位高于报警值

·IP汽包水位低于报警值

·LP汽包水位高压报警值

·LP汽包水位低于报警值

·HP主蒸汽温度高一值

·HP主蒸汽温度低

·热再热温度高

·热再热温度低

·给水泵入口滤网压差高

·给水泵出口压力低

·循环泵出口流量异常

1.2锅炉跳闸

为实现联合循环机组的正常运行以及保护机组各设备的安全运行，当以下任何一种情况发生时，联合循环机组均需要跳闸保护：

·HP汽包水位高三值

·HP汽包水位低二值

·IP汽包水位高三值

·IP汽包水位低二值

·LP汽包水位高三值

·LP汽包水位低二值

·燃气轮机和烟道入口之间的静态排气背压超过500mmH2O。

·烟囱处的静态排气背压超过125mmH2O。

1.3全速无负荷（FSNL）

当出现下列情况时，保护系统使燃机全速无负荷，待恢复正常后，再视情况加负荷。

·HP蒸汽温度高二值

·冷再热温度高三值

·热再热温度高二值

第二章余热锅炉的试验及保养

第一节水压试验

1锅炉水压试验是检查锅炉承压部件的承压强度及严密性的一种试验，是确保锅炉各承压部件能否长期安全运行的重要措施之一。

2锅炉大、小修或局部受热面临修后，必须进行最高允许工作压力试验，试验压力为：

高压系统（10.89MPa），中压及再热系统（2.76MPa），低压系统（0.76MPa）。

3锅炉超压试验应按制造厂的有关规定进行，试验压力为设计压力的1.5倍。

即高压系统（16.34MPa），中压及再热系统（4.14MPa），低压系统（1.14MPa）。

当大、小修结束，按《电力工业锅炉监察规程》的有关规定或锅炉经检修后认为有必要进行超压试验时，须专门制订超压试验方案并经总工程师批准后，方可进行超压试验。

4水压试验应按《电力工业锅炉监察规程》的有关规定进行，由检修主任或指派专人负责，有关检修人员参加，值班长指挥运行人员操作，超压试验由总工程师主持，有关专业人员参加。

5水压试验范围及范围

5.1高压系统水压试验范围：

自高压给水管道给水操作台至高压主蒸汽出口管道电动闸阀和旁路门处的所有受热面系统，包括高压省煤器1、高压省煤器2、高压锅筒、下降管、高压蒸发器、高压过热器1、高压过热器2，及其高压系统的附属管道系统。

5.2中压系统水压试验范围：

自中压给水管道给水操作台至再热蒸汽出口管道的5号件，5号件出口加临时堵板，包括中压省煤器、中压锅筒、中压蒸发器、中压过热器、再热器1、再热器2，及其中压系统、再热系统的附属管道。

5.3低压系统水压试验范围：

自低压给水管道给水操作台至低压主蒸汽出口管道出口处的电动闸阀和旁路门的所有受热面系统，包括给水加热器1、给水加热器2、低压锅筒、低压蒸发器、低压过热器1、低压过热器2、及其低压系统的附属管道。

5.4超压试验时，应关闭连排一次门及定排一次门，解列水位计及水位变送器，将安全门隔离（移走或以盲法兰替换）。

5.5如进行超压试验，关测量仪表隔离二次阀，试验后应进行仪表管道冲洗，以防杂质进入仪表管。

6水压试验前应做好下列准备工作：

6.1确认与锅炉水压试验有关的汽水系统检修工作已结束，工作票已终结，且具有各有关单位会签的水压试验联系单。

6.2锅炉受热面模块间、炉顶、平台扶梯、零米地坪、炉膛、烟道等处杂物已清理干净，检查通道畅通，无杂物。

6.3锅炉内部区域各部位供检查用的脚手架和照明均已完成，并经检查符合要求。

6.4水压试验用表计已备齐，并经校验合格，精度等级符合要求。

6.5检查锅筒上的膨胀指示器已安装，位置正确、指示牌观测方便，指针校至零位。

6.6锅炉受热面膨胀间隙已调整符合图纸尺寸要求，满足膨胀，并有测量记录。

6.7值班长布置做好有关水压试验的准备工作，并有防止汽轮机进水的措施。

6.8水压试验临时设施安装完毕，隔离用隔板已安装就位。

6.9准备好充足的除盐水，如冬季或气温较低时，将水温加热到45℃左右。

6.10如压力源在逆止阀下游，则应将逆止阀阀芯拆除。

6.11联系检修，投入与试验有关的各种表计，且所有压力表应预先校准。

7水压试验前的冲洗和上水：

7.1锅炉进行水冲洗7.2冲洗合格后，关底部放水阀，打开空气阀。

7.3水压试验的试压顺序由高压系统到低压系统方向进行，即从16.3MPa→4.76MPa→4.14MPa→1.14MPa。

7.4检查膨胀指示器的膨胀情况，并作好记录。

7.5启动凝结水输送泵，将凝汽器补水。

7.6凝汽器补水至正常水位，停凝结水输送泵。

7.7开启凝泵，开凝泵出口电动阀、开凝泵再循环管路调节阀、凝结水调节阀，控制上水速度，向低压汽包上水。

7.8当低压汽包水位到注水水位，可启动高、中低压给水泵向高压、中压汽包上水。

7.9当各个系统水满，放空气阀有水溢水时，逐个关闭放空气阀。

停给水泵、凝泵、关凝水调节阀、电动阀，停止上水。

7.10对锅炉水压系统进行全面检查有无泄漏和异常，并做好记录。

8高压水压试验：

8.1参照水压试验系统阀门状态表，操作阀门至水压试验位置。

8.2启动凝泵，高压给泵，开启给水旁路调节阀电动阀前，后隔离门及调节阀，向高压系统升压。

8.3调节阀门开度，控制升压速度≤0.3MPa/min。

8.4压力升到试验压力的10％时，高压系统为1.634MPa，，暂停升压进行初步检查，若未发现泄漏和异常，可继续升压。

如发现轻微渗漏，对泄漏部件作好记录，即可继续升压。

8.5当压力升至工作压力时，高压系统为10.89MPa应停止升压，进行全面检查，对发现的缺陷及泄漏情况做好标识和记录，并上报，若无泄漏及无其它异常，方可继续升压。

8.6在进行超压试验前，应做好以下工作：

8.6.1所有参加检查的人员应停止对承压部件的检查，并全部撤离炉内或危险区域。

8.6.2核对DCS画面和炉顶压力表读数，高压系统的试验压力以高压锅筒处压力表准。

8.6.3在DCS上监视锅筒壁温。

确保锅筒壁温≥21℃。

8.7当压力升至超压试验压力值时，高压系统为16.34MPa，立即关闭高压给泵出口阀，同时停给泵，及时记录时间，并在此压力下保持5分钟观察压力下降情况。

8.8在试验压力下保持5分钟后，应缓慢降到工作压力，再次进行全面检查，并做好记录，检查完毕，即可缓慢降压。

高压系统水压试验结束。

9中压系统水压试验

9.1参照水压试验系统阀门状态表，操作阀门至水压试验位置。

9.2启动凝泵，中压给泵，开启给水旁路调节阀电动阀前，后隔离门及调节阀，向中压系统升压。

9.3调节阀门开度，控制升压速度≤0.3MPa/min。

9.4压力升到试验压力的10％时，中压系统为0.414MPa，暂停升压进行初步检查，若未发现泄漏和异常，可继续升压。

如发现轻微渗漏，对泄漏部件作好记录，即可继续升压。

9.5当压力升至工作压力时，中压系统为2.76MPa应停止升压，进行全面检查，对发现的缺陷及泄漏情况做好标识和记录，并上报，或无泄漏及无其它异常，方可继续升压。

9.6在进行超压试验前，应做好以下工作：

9.6.1所有参加检查的人员应停止对承压部件的检查，并全部撤离炉内或危险区域。

9.6.2核对DCS和炉顶压力表读数，中压系统的试验压力以中压锅筒处压力表准。

9.6.3在DCS上对锅筒壁温进行监视。

确保锅筒壁温≥21℃。

9.7当压力升至超压试验压力值时，中压系统为4.14MPa，立即关闭中压给泵出口阀，同时停给泵，及时记录时间，并在此压力下保持5分钟观察压力下降情况。

9.8在试验压力下保持5分钟后，应缓慢降到工作压力，再次进行全面检查，并做好记录，检查完毕，即可缓慢降压。

中压系统水压试验结束。

10低压系统水压试验

10.1参照水压试验系统阀门状态表，操作阀门至水压试验位置。

10.2启动凝泵，向低压系统升压。

10.3调节阀门开度，控制升压速度≤0.3MPa/min。

10.4当压力升至工作压力时，低压系统为0.76MPa应停止升压，进行全面检查，对发现的缺陷及泄漏情况做好标识和记录，并上报，或无泄漏及无其它异常，方可继续升压。

10.5在进行超压试验前，应做好以下工作：

10.5.1所有参加检查的人员应停止对承压部件的检查，并全部撤离炉内或危险区域。

10.5.2核对DCS画面和炉顶压力表读数。

低压系统的试验压力以低压锅筒处压力表准。

10.5.3在DCS上监视低压锅筒壁温。

确保锅筒壁温≥21℃。

10.6当压力升至超压试验压力值时，低压系统为1.14MPa，立即关闭凝泵泵出口阀，同时停凝泵，及时记录时间，并在此压力下保持5分钟观察压力下降情况。

10.7在试验压力下保持5分钟后，应缓慢降到工作压力，再次进行全面检查，并做好记录，检查完毕，即可缓慢降压。

低压系统水压试验结束。

11水压试验成功后，锅炉可进行放水，也可补水至额定水位。

12如果锅炉需进行放水，需注意下列问题：

12.1锅炉水压后通过定排排水排放到阴井。

12.2锅炉放水后，对水压试验检查中发现的缺陷应及时进行处理，符合规范要求，并形成处理记录。

12.3水压后，当锅炉内水全部放完后，在高、中、低压锅筒内加入袋式干燥剂对锅筒进行保护。

13由于锅炉为全疏水结构，水能全部放干，所以锅炉水压后不需要进行防冻措施。

14水压试验注意事项：

·水压试验应禁止在雨天进行。

·水压试验时，严禁乱开阀门，严禁对受压部件进行敲打。

·在进行一个系统水压试验时，对其相关阀门应挂警告牌，加锁或拆手轮。

·在保持压力期间，应预防由于热膨胀造成压力升高。

·试验压力不应超出试验额定值。

·查到泄漏点，应作标注，系统泄压后检修，检修完毕后，再做水压试验。

·水压试验后，应详细记录试验过程及结果。

·水压试验时，检查人员不得站在焊接堵头正面或法兰的侧面及焊缝处。

·水压试验结束后水压所用之水要稀释至PH值为6至9时方可进行排污，以免污染环境。

·进行超压试验前，必须解列不参加超压试验的部件，并采取了避免安全阀开启的措施。

15水压试验的合格标准：

15.1停止进水后压力下降值每分钟0.098MPa;再热器压力下降值每分钟0.049MPa。

15.2各承压部件的金属壁和焊缝没有任何水雾、水珠及泄漏痕迹。

15.3承压部件无明显的残余变形。

第二节安全阀校验

1安全阀校验的条件：

1.1锅炉经过大修

1.2安全阀经过大修

1.3运行或检修认为有必要进行时。

2安全阀校验应由值班长指挥，检修主任或派专人负责，运行主任或技术员及有关检修人员参加，热工人员配合，由有关运行人员负责操作，安监领导及有关技术领导应到现场监护。

3安全阀校验前检查及操作注意事项：

3.1锅炉检修工作已结束，工作票已终结。

3.2按锅炉启动前要求对所属设备进行一次检查。

3.3安全阀校验，应以就地压力表为准。

3.4现场人员应戴好安全帽、手套、耳塞。

3.5校验用通讯联络设备完好，有关人员联络信号明确。

3.6关闭炉主汽母管电动阀。

3.7汽机抽真空，投凝结水系统。

3.8控制汽包水位正常。