4000T/D熟料生产线纯低温余热发电系统中控操作规程

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

本规程适用于水泥4000吨生产线纯低温余热发电系统中控操作。

3 引用标准

3.1.《日产4000吨干法熟料生产线纯低温余热发电操作规程汇编》

3.2.《纯低温余热发电DCS自动化部分操作规程》（试行）

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，以达到系统安全、高效的长期运转和文明生产。
4.2.树立全局观念，与窑操密切配合、互相协调，四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.PH锅炉升温升压前的准备工作

5.1通知电气人员检查MCC室并给相关设备送电;

5.2检查所有电动和气动阀门并经开关试验正常后处于待机状态;

5.3通知现场巡检人员对现场手动阀门进行检查并置于相应的开关状态;

5.4通知现场巡检人员将安全阀投入正常运行状态;

5.5通知现场巡检人员将所有仪表投入正常工作状态;

5.6检查490/491挡板动作是否灵活;

5.7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,

5.8检查PH汽包、AQC汽包及1号、2号闪蒸器、凝汽器液位；

5.9过热器汽包排汽阀打开。

6．辅机系统启动

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通知现场巡检人员将冷却水泵和冷却风扇控制模式打至远程位置;

6.1.3检查出口电动阀是否打至手动位置;

6.1.4通知现场巡检人员将水泵排空阀打开;

6.1.5检查确认冷却水位在2.5m以上;

6.1.6启动冷却水泵,缓慢打开出口电动阀;

6.1.7通知现场巡检人员关闭水泵排空阀;

6.1.8将水泵出口电动阀转为远程控制模式;

6.1.9启动冷却风扇;

6.1.10加药装置检查一切正常后开启。

6.2补给水泵启动（511）
6.2.1通知现场巡检人员将511泵控制模式打至远程位置;

6.2.2检查确认纯水箱液位在4m以上;

6.2.3将气动阀120V、121V、122V和凝汽器液位控制打至自动位置;

6.2.4通知现场巡检人员检查泵一切正常后,启动511补给水泵。

6.3凝结水泵启动(150)

6.3.1通知现场巡检人员将150泵控制模式打至远程位置;

6.3.2检查确认凝汽器液位在±200mm之间;

6.3.3将气动阀222V处于关闭位置;

6.3.4通知现场巡检人员检查泵一切正常后,启动150凝结水泵;

6.3.5通知现场巡检人员将500加药泵检查确认正常并打至远程位置;

6.3.6启动500加药泵。

6.4锅炉给水泵启动(230)

6.4.1通知现场巡检人员将230泵控制模式打至远程位置;

6.4.2检查确认2号闪蒸器液位在0mm左右;

6.4.3将气动阀221V打至自动位置,并将322V开至10％;

6.4.4将泵出口电动阀224V打至手动状态并处于关闭位置;

6.4.5通知现场巡检人员关闭泵出口手动阀;

6.4.6通知现场巡检人员检查泵一切正常后,启动230锅炉给水泵;

6.4.7泵启动后通知现场巡检人员缓慢打开泵出口手动阀;

6.4.8将泵出口电动阀同时缓慢打至全开位置;

6.4.9将电动阀224V转至远程位置。

6.5锅炉补水

6.5.1将421V和321V打至自动位置;

6.5.2将汽包液位控制打至远程和自动位置;

6.5.3缓慢向锅炉补水;

6.5.4通知现场巡检人员检查确认系统有无泄漏;

6.5.5通知现场巡检人员当省煤器入出口空气阀冒水后,关闭空气阀;

6.5.6当PH炉水位补至+300mm,AQC炉补至-100mm时停止向锅炉补水;

6.5.7通知现场巡检人员检查确认系统有无泄漏;

6.6.8观察汽包液位无明显变化。

7.锅炉升温升压

7.1锅炉循环泵启动(420)

7.1.1通知现场巡检人员将循环水泵打至远程位置;

7.1.2检查确认PH汽包液位在-350mm以上;

7.1.3将泵出口电动阀431V打至手动并处于关闭位置;

7.1.4通知现场巡检人员将泵出口手动阀关闭;

7.1.5 461V打至手动并启20％以上;

7.1.6通知现场巡检人员检查确认泵一切正常后,启动420循环水泵;

7.1.7通知现场巡检人员缓慢打开泵出口手动阀;

7.1.8将泵出口电动阀首先开启10％,观察汽包液位5分钟,若汽包无明显变化,将阀门开至40％,观察5分钟同上;

7.1.9 将431电动阀开至100％,保持汽包水位在-200mm左右。

7.2锅炉辅机启动顺序

0415 ～ 0414 ～ 0413 ～ 0412 ～ 0411 ～ 0410A/B

7.3 PH炉升温升压
7.3.1确认一线窑正常运转;
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PH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开启490挡板20％观察3分钟,如汽包液位无明显变化仍以20％相应开启;

7.3.5启动阀461V打至手动并开启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4601V、过热器排汽阀4606V,打开所有联箱排污阀及疏水阀,打开定期排污和连续排污阀;
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,应立即查明情况及时处理;
7.3.8确认汽包压力升至0.3 MPa时,依次对过热器及各蒸发器放水阀放水,同时注意汽包水位变化(主要是为了消除受热面各部分受热不均匀等情况)；
7.3.9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;

7.3.10当确认汽包压力升至0.6 MPa时,通知现场巡检人员冲洗水位计并核对水位;

7.3.11当确认汽包压力升至0.6 MPa时,开启主蒸汽管道上各疏水阀前后手动阀;

7.3.12当汽包压力升至1.0MPa时,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;

7.3.13将主蒸汽401V打至手动并开启20％,2606V打至手动并开启25％以上;
7.3.14确认汽包压力升至2.3 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;

7.3.15当汽包压力升至2.3 MPa时,全开主蒸汽401V，关闭起动阀461V。

8.真空系统启动

8.1通知现场巡检人员将真空泵打至远程位置;

8.2通知现场巡检人员将汽封风扇打至远程位置;

8.3通知现场检查确认均压箱压力达到此为0.1Mpa以上;

8.4通知现场巡检人员检查确认分离箱液位正常;

8.5关闭1905V;

8.6启动汽封风扇171

8.7通知现场巡检人员对泵检查一切正常后,启动真空泵160A/B。

9.汽轮机辅机系统启动

9.1通知现场巡检人员检查确认油箱液位在-100mm以上;

9.2通知现场巡检人员将油雾风扇打至远程位置;

9.3通知现场巡检人员将辅助油泵和紧急油泵打至自动位置;

9.4通知现场巡检人员检查确认润滑油压达到0.05Mpa以上；

9.5投入盘车。

10.主蒸汽管道暖管

10.1确认汽包压力升至2.5Mpa,过热蒸汽330℃时,通知现场巡检人员准备暖管;

10.2通知现场巡检人员打开主蒸汽管道所有排泄阀;

10.3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;

10.4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,核对汽包水位、压力都要保持一致;

10.5当入汽轮机温度达到285℃以上,压力达到2.26Mpa以上;

10.6通知现场暖管结束,对汽轮机进行全面检查。

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自动主汽门(101V)、高低压蒸汽调节阀(111V、112V)动作是否灵活;
11.2检查确认汽轮机保护功能危急遮断保护、轴向位移保护等是否能正常工作;

11.3检查确认汽轮机发电机各联轴节润滑油的流动是否正常;

11.4检查确认控制油压和调节油压达到0.8Mpa以上;

11.5检查确认跳闸油压达到0.8Mpa以上;

11.6检查确认推力轴承油压在0.18-0.54Mpa之间;

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通知现场巡检人员打开汽轮机入口主蒸汽截止阀2001V,关闭其旁路阀;
12.2通知现场巡检人员按照汽轮操作规程进行暖机,首先按调速器复位开关(Governor Reset),然后按汽轮机复位开关（Turbine Reset）,102V自动开,最后按汽轮机复位开关（Turbine Reset）,汽轮机自动启动;
12.3检查确认跳闸油压建立约1.0MPa,此时复位灯亮,102V开显示灯亮,汽轮机转速为450r/min,调节阀开度为15%,调节阀设定值100%(Upper)灯亮,盘车装置停止;

12.4通知现场巡检人员停机12小时以内,暖机为20分钟; 停机12小时以上,暖机为40分钟;

12.5通知现场巡检人员全面检查确认调节油压、润滑油压是否已达到正常值（调节油压0.8-1.0MPa,润滑油压0.08-0.1MPa）;
12.6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;

12.7关闭2606V;
12.8通知现场巡检人员进行升速操作;
12.8.1升速前的全面检查
12.8.2汽轮机振动值在规定范围内(＜15um）；

12.8.3凝汽器真空度在-67kPa以上；
12.8.4调节油压0.8-1.0MPa之间,润滑油压在0.08-0.1MPa之间;
12.8.5冷凝水温度不大于80℃;
12.8.6凝汽器水位不高于300mm;
12.8.7倾听内部有无异常声音,检查油温、轴承温度，机组膨胀、轴向位移是否正常；
12.8.8一切正常后，开始升速。

13.升速操作（见曲线图）
升速曲线图

13.1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在升速过程中，通知现场巡检人员检查确认汽轮机通过临界转速时有无太大振动（临界转速范围为750—970r/min）；

13.4当转速达到1450r/min时，应监控辅助油泵自动切换至主油泵，切换后检查确认油压是否正常，如无异常可继续升速；
13.5当转速达到1500r/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1500r/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通知现场巡检人员核对PH炉汽包水位、压力、温度是否在正常值左右；
14.1.2汽轮机转速稳定在1500r/min5分钟；
14.1.3通知现场巡检人员检查确认发电机冷却水流量是否达到30t/h以上；

14.1.4检查确认汽轮发电机组振动、油压在正常值范围内;
14.1.5检查确认7—65G开关是否已转到远程控制模式；
14.1.6检查确认43G开关模式是否已转至远程位置，AVR—APFR模式为AVR；

14.1.7一切均正常后，通知现场人员准备并网。

14.2并网(1)

14.1.1确认汽轮机起动完成；

14.1.2确认中控7-65G开关控制模式打至现场;

14.1.3确认43G指示现场模式;

14.1.4确认AVR-APFR模式AVR;

14.1.5投励磁3-41G;

14.1.6通过7-65G与7-90G将发电机频率和电压与网上调一致;

14.1.7通过调整7-65G开关将负荷带至初负荷648kW,将AVR转至APFR;

14.1.8通知现场人员将前压设定调至2.55Mpa;

14.1.9通知现场人员将开关speed转至press;

14.1.10继续升负荷确认当201V关闭后speed转至press，通知现场将前压设定值调至2.45Mpa;

14.1.11操作锅炉挡板带锅炉负荷升汽轮发电机负荷。

14.2并网(2)
14.2.1在CRT将PARALLEL IN模式ON;

14.2.2检查确认发电机是否自动投励磁，3—41G开关on；
14.2.3检查确认发电机侧与网上电压、频率是否一致，如不一致，自动调整7—65G、7—90G直到一致为止；
14.2.4检查确认自动投同期，52G开关on的位置红灯亮；
14.2.5 7—65G自动使发电机带初负荷648kW以上；
14.2.6通知现场巡检人员将101V压力设定值与201V压力设定值一致，都为2.55MPa；
14.2.7通知现场巡检人员将汽轮机操作控制模式开关speed转至press；
14.2.8自动带负荷发电机功率上升到1500kW以上;

14.2.9检查确认AVR模式转换为APFR模式;

14.2.10继续升负荷当201V关闭后,检查确认汽轮机的控制模式为压力控制;

14.2.11通知现场人员将101V前压设定值调至2.45Mpa,缓慢升负荷。

15.AQC锅炉起动同PH锅炉起动基本一致;

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223℃；
16.1.2检查确认发电功率在2500kW以上；
16.1.3通知现场前将NO.1、NO.2闪蒸器主蒸汽截止阀旁路阀（2102V、2122V）开启，检查确认高压、低压管道旁路上所有疏水阀前后手动阀是否已打开；

16.1.4与现场核对NO.1、NO.2闪蒸器液位与现场是否一致。

16.2混汽投入
16.2.1检查确认高压、低压管道暖管是否15分钟以上；
16.2.2检查发电负荷在2500kW以上,6500kW以下;

16.2.3通知现场巡检人员打开2号混汽切断阀(112V),慢慢打开2121V至全开,至少需要5分钟;

16.2.4通知现场巡检人员打开1号混汽切断阀(111V),慢慢打开2101V至全开,至少需要5分钟;

16.2.5通知现场巡检人员开启2101V,2121V,关闭2102V,2122V。

17.发电系统正常停机程序

17.1通知现场巡检人员发电机解列;

17.2通知现场巡检人员停汽轮机;

17.3检查确认当转速降至1450r/mim,主油泵自动转换至辅助油泵;

17.4检查确认当转速降至0r/mim时,通知现场巡检人员投入盘车;

17.5打开电动阀461V,361V,2606V泄压;

17.6锅炉降温降压,锅炉挡板490/390已20％逐渐开启,491/391已20％逐渐关闭;

17.7通知现场巡检人员检查确认当均压箱压力低于0.1Mpa停真空泵;

17.8当锅炉压力降至0.1Mpa时两炉已退出系统运行,停两炉辅机设备;

17.9 PH锅炉辅助设备停止顺序:0410A/B～0411～0412～0413～0414~0415,AQC锅炉辅助设备停止顺序:0311～0312;

17.10关224V电动阀,停锅炉给水泵;

17.11停凝结水泵;

17.12将所有气动阀打至手动关闭; 

17.13当汽轮发电机轴承温度降至45℃以下时停冷却水系统;

17.14当汽轮发电机组慢转48小时,轴承温度降至45℃以下时停油系统。

18.系统异常情况处理

18.1窑甩分解炉的发电系统具体操作过程

18.1.1当一线窑因故甩分解炉时,通知现场巡检人员一线甩分解炉,做好相关操作准备;

18.1.2将1号与2号闪蒸器水位设定值调整至100mm;

18.1.3将PH锅炉汽包水位设定值上调至100mm以上;

18.1.4手动调节322V使省煤器出口水温保持在一定范围,同时根据PH锅炉汽包水位相应调整322V的开度;

18.1.5注意汽轮机入口蒸汽温度如超过350℃时不超过30分钟,363℃以上不得超过15分钟,如超过以上两条应立即解列、停汽轮机;

18.1.6向窑操询问具体停窑时间,根据情况做相应操作。

18.2发电系统全线失电时应急操作

18.2.1手动关闭201V.211V.212V,防止高压蒸汽冲入凝汽器;

18.2.2与总降联系确认失电故障原因并要求尽快送电;

18.2.3通知现场巡检人员打开1905V,关闭2001V、2101V和2121V;

18.2.4得知总降送电后,通知现场巡检人员给MCC室送电;

18.2.5动作锅炉进出口挡板,打开361V.461V.2606V一定开度进行泄压;
18.2.6按照发电系统操作规程起动辅机设备,如排汽温度太高超过60℃应等其自然冷却后再通过冷却水或以小流量送水,以防急剧冷却造成冷却铜管发生热应力变化;

18.2.7锅炉补水时,不可盲目地急剧补水,应将421V和321V打至手动以小流量进行补水,PH锅炉以15t/h以下,AQC锅炉以9t/h以下。

18.3锅炉承压部件的损坏具体操作过程

18.3.1受热面发生爆破时,不能维持汽包水位时,立即停炉,关390/开391挡板(关490/开491挡板),关闭301V(401V)主汽门;

18.3.2提高锅炉给水压力,增加锅炉给水;

18.3.3如损坏严重时致使锅炉汽压迅速降低,给水消耗太多,经增加水量仍不能保持汽包水位时应停止给水;

18.3.4处理故障时须密切注意运行锅炉的锅炉给水情况;

18.3.5锅炉入口风温下降至100℃以下时锅炉进行放水处理;

18.3.6锅炉处理完毕后,必须做水压试验正常后方可投入运行。

18.4锅炉发生汽水共腾时具体操作过程

18.4.1适当降低锅炉蒸发量,并保持锅炉稳定运行;

18.4.2全开锅炉连续排污必要时开启事故放水阀或其它排污阀,同时增加给水量;

18.4.3停止向锅炉汽包内加药;

18.4.4尽量维持汽包水位,开启过热器和蒸汽管道上所有疏水阀;

18.4.5通知现场巡检人员对排污水进行检测,并采取一定措施改善水质量;

18.4.6锅炉水质量未改善之前,不允许增加锅炉负荷;

18.4.7待故障消除后通知现场巡检人员冲洗汽包水位计。

18.5锅炉水位异常时具体操作过程

18.5.1通知现场巡检人员与中控对照水位,必要时应立即通知现场巡检人员冲洗水位计;

18.5.2若因给水自动调整失灵而影响水位升高或降低,应手动进行调整调节阀;

18.5.3若因给水压力变化而起,应立即起动备用泵;

18.5.4如果水位继续升高或降低,应开启事故放水门和排污阀,如水位出现高高报或低低报需立即甩炉;

8.5.5由于运行人员疏忽大意,使水位发生过高或过低未能及时发现,必须立即甩炉,关主汽门.缓慢向炉内补水。

18.6系统出现汽塞现象具体操作过程

18.6.1当系统省煤器出口水温达到230℃时,开大322V开度增大给水流量，降低省煤器出口水温；

18.6.2当水温继续上升至235℃时,开大322V时锅炉给水泵出口压力和流量无明显变化,此时应判断系统发生汽塞现象;

18.6.3立即甩AQC锅炉，同时严密监视PH锅炉运行情况;

18.6.4通知现场人员打开省煤器出口排汽阀排汽(打开1号和2号闪蒸器旁路阀211V和212V);

18.6.5通知现场人员冲洗2号闪蒸器水位计,并核对水位;

18.6.6当省煤器出口水温降至设定值223℃时,缓慢带AQC锅炉。

18.7 PH和AQC汽包电导高具体操作过程

18.7.1当两炉汽包电导率偏高,应保持锅炉低负荷运行;

18.7.2通知现场人员打开锅炉定期排污阀及开大连续排污阀进行排污;

18.7.3加大锅炉给水量,保持锅炉低水位,以免引起系统发生汽水共腾现象;

18.7.4通知现场人员加大对纯水装置管理力度,严格控制纯水电导率在10us/cm以下;

18.7.5当电导率降至设定值以内时,通知现场人员冲洗两炉汽包水位计,并核对水位;

18.7.6缓慢带PH和AQC锅炉负荷。

往期推荐：

余热发电锅炉运行要求及步骤

2022-08-21

水泥余热发电机组启停机操作规程

2022-07-12

余热发电系统多起事故案例分析

2022-06-06

余热发电巡检岗位安全作业指导书

2022-05-20

某水泥余热发电故障及处理经验

2022-03-15

余热发电基础理论知识问答题

2022-02-08

余热发电汽轮机运行维护问答

2021-09-25

余热发电系统隐患排查标准

2021-09-01

OPL一点课|余热发电

2021-12-16

水泥行业较大危险因素——余热发电系统

2021-05-20

余热发电区域主要设备设施检维修作业风险分析（6个）

2021-07-13