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余热锅炉运行规程

发布时间:2013-11-01 12:03:35  

IGCC-Q/301·01-2010

余热锅炉运行规程(试行)

2010-11-01发布 2010-11-01实施

华能(天津)煤气化发电有限公司 发 布

IGCC-Q/301·01-2010

目 录

前 言 ....................................................................... II

第一章 余热锅炉概述及规范 ....................................................... 1 1 余热锅炉概述 ................................................................. 1 2 余热锅炉技术规范 ............................................................. 3

第二章 余热锅炉启动 ............................................................ 12 1 余热锅炉启动原则 ............................................................ 12 2 余热锅炉的水压试验........................................................... 12 3 安全阀校验 .................................................................. 16 4 启动前检查与准备工作......................................................... 19 5 冷态启动 .................................................................... 20 7 热态启动 .................................................................... 23 8 余热锅炉启动过程中注意事项 ................................................... 24

第三章 余热锅炉正常运行及调整 .................................................. 26 1 余热锅炉运行调整的主要任务 ................................................... 26 2 余热锅炉正常运行参数表....................................................... 26 3 余热锅炉汽包水位调节......................................................... 26 4 过热蒸汽温度调节 ............................................................ 27 5 过热蒸汽压力调节 ............................................................ 28 6 再热蒸汽温度调节 ............................................................ 28 7 蒸汽品质的控制 .............................................................. 28

第四章 余热锅炉停运 ............................................................ 30 1 余热锅炉的停运 .............................................................. 30 2 防冻 ........................................................................ 33

第五章 余热锅炉事故处理 ........................................................ 36 1 余热锅炉事故的处理原则....................................................... 36 2 紧急停炉 .................................................................... 37 3 故障停炉 .................................................................... 38 4 常见的事故处理 .............................................................. 39

第六章 辅助设备 ................................................................ 48 1 辅机运行的基本规定........................................................... 48 2 辅机运行中的维护 ............................................................ 48 3 给水泵 ...................................................................... 48 4 液力偶合器 .................................................................. 51 附录一 余热锅炉整定值 ......................................................... 54 附录二 水蒸汽饱和蒸汽温度表 ................................................... 55 附录三 余热锅炉冷态启动曲线 ................................................... 56 附录四 余热锅炉温态启动曲线 ................................................... 57 附录五 余热锅炉热态启动曲线 ................................................... 57 附录六 启动前阀门状态表 ....................................................... 58

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前 言

公司本期建设一套250MW级IGCC机组。机组的动力岛有一套250MW级“一拖一”“E”系列高效多轴联合循环发电机组,包括一台E级燃气轮机及其发电机、一台无补燃型余热锅炉、一台蒸汽轮机及其一台蒸汽轮发电机和相关的辅助设备。

一、本规程是根据《电业安全工作规程》、《电力工业技术管理法规》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《火电工程启动调试工作规定》,以及杭州锅炉和各辅机厂家提供的资料及华能绿色煤电天津IGCC电站工程余热锅炉及辅助设备技术协议等资料,结合实际情况编写而成。

二、本规程适用于华能(天津)煤气化发电有限公司余热锅炉,由于我公司机组正处于建设阶段,相关资料不全,加上我们对机组运行的实际经验不足,故本规程仅对机组相关部分做了原则性的规定,使用者应按照机组的系统结构和热、电控制等部分实际情况执行。

三、在执行本规程的过程中,如发现与公司有关规程、文件、规定相抵触时,应以公司规定为准。

四、本规程如有不全面或不足之处,请有关人员在参阅、使用时给予批评指正,以便及时修改。

本规程应与下列规程配合使用:

1、250MWIGCC机组系统图册

2、运行部运行管理制度

下列人员应掌握并执行本规程:

1、运行部经理、主管、专业工程师。

2、值长及全部集控运行人员。

3、其它与生产相关人员。

附加说明

本规程由运行部提出

本规程由运行部归口

本规程起草部门:运行部

本规程起草人:马建国、赵利加、马康、何凌、王国飞

审 核:祁海鹏、张东

审 定: 张旭

批 准:刘振华

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余热锅炉运行规程

第一章 余热锅炉概述及规范

1 余热锅炉概述

1.1 本厂余热锅炉采用杭州锅炉集团股份有限公司设计的三压(高压作为主蒸汽,中压和汽轮机高压缸排汽作为再热蒸汽,低压作为除氧器加热蒸汽和汽轮机低压缸补汽)、一次再热、无补燃、自然循环、卧式余热锅炉。主要由进口烟道、锅炉本体(本体受热面和钢架护板)、高中低压汽包、除氧器、管道、平台扶梯等部件以及排污扩容器、蒸汽消音器等配套设备组成。

燃机排出的烟气通过进口烟道进入锅炉本体,依次横向冲刷各受热面模块,再经出口烟道由主烟囱排出。沿锅炉宽度方向各受热面模块均分为二个单元,各受热面模块内的受热面组成见下表:

锅炉从燃机出口扩散段固定点至尾部出口烟囱外壁总长约为38.5米,宽度约为10米,高压汽包中心标高为30.2米,中压汽包中心标高为29.9米,低压汽包中心标高为30.5米,烟囱直径6.25米,顶部标高为45米。 1.2 汽水流程

余热锅炉分为三个压力等级,其汽水流程按压力等级区分如下: 1.2.1 高压系统

高压给水泵给水经高压省煤器1、高压省煤器2加热后进入高压汽包,高压汽包中的水经下降管进入高压蒸发器,由高压蒸发器加热后成为汽水混合物返回到高压汽包。汽水混合物在高压汽包内进行汽水分离,分离下来的水回到汽包的水空间再循环,高压饱和蒸汽引经过高压过热器1、高压过热器2被加热成过热蒸汽,在高压过热器1出口联箱接有一级喷水减温器调节过热蒸汽温度(减温水为高压给水泵出口提供),达到规定的蒸汽参数后送至汽轮机高压缸做功。 1.2.2 中压系统

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中压给水泵给水经中压省煤器加热后进入中压汽包,中压汽包中的水经下降管进入中压蒸发器,由中压蒸发器加热后成为汽水混合物返回到中压汽包。汽水混合物在中压汽包内进行汽水分离,分离下来的水回到汽包的水空间再循环,中压饱和蒸汽和气化炉来的中压饱和蒸汽引送到中压过热器被加热成过热蒸汽后,与冷再(高压缸排汽)汇合,再经过再热器1和再热器2,再热器1出口联箱接有一级喷水减温装置(减温水为中压给水泵出口提供),达到规定的蒸汽参数后送至汽轮机中压缸做功。中压饱和蒸汽引出一路至低压汽包提供除氧用汽。

1.2.3 低压(除氧)系统

低压汽包兼做除氧水箱,除氧器布置在低压汽包的上部,凝结水泵出口水经过给水加热器加热后进入除氧器进行热力除氧,再进入低压汽包,低压汽包(除氧水箱)中的水经下降管进入低压蒸发器,由低压蒸发器加热后成为汽水混合物返回到低压汽包。汽水混合物在低压汽包内进行汽水分离,分离下来的水回到汽包的水空间再循环,一部分低压饱和蒸汽进入除氧器,用以对凝结水和补给水除氧,剩下的低压饱和蒸汽引送到低压过热器被加热成过热蒸汽后送至汽轮机低压缸做功。余热锅炉启动时由辅汽联箱提供除氧用汽;正常运行由低压蒸发器产生饱和蒸汽提供除氧用汽,不足部分由中压汽包供汽,并设置供汽调节阀;低压系统正常运行由凝结水经给水加热器供水,化学除盐水泵为凝汽器提供补充水。在各工况下凝结水含氧量要求不超过30ppb,短时(小于10小时)不超过100ppb(ppb为10)。为减少汽水损失,保证IGCC整体效率,部分工质经低压汽包回收:一、气化炉次中压蒸汽,二、合成气疏水扩容器闪蒸蒸汽,三、合成气疏水扩容器回水。

1.2.4 高中低压汽包的有效水容积

在锅炉最大连续出力下,汽包水位从正常水位到低跳闸水位能维持的时间为: 高压汽包: 2分钟

中压汽包: 11分钟

低压汽包: 6分钟

1.2.5 蒸汽旁路系统

为适应快速减负荷和实现机组快速启停的要求,分别设置容量均为100%的高、中、低压汽轮机蒸汽旁路。蒸汽旁路系统的流程是:高压旁路从高压主蒸汽出口管道接出,经减压、减温后接至冷再热蒸汽管道;中压旁路从热再热蒸汽出口管道接出,经减压、减温后接至凝汽器;低压旁路从低压主蒸汽管道接出,经减压、减温后接至凝汽器。高、中压旁路阀采用气动执行机构,低压旁路采用气动调节阀。高压旁路减温水取自高压给水泵出口,中压、低压旁路减温水取自凝结水泵出口。

1.2.6 给水系统

给水系统包括2x100%容量的高压给水泵,一台运行、一台备用,采用液力偶合器调节;2x100%容量的中压给水泵,一台运行、一台备用,采用定速泵;2x100%容量的气化炉给水泵,2

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一台运行、一台备用,采用定速泵。 2 余热锅炉技术规范 2.1 余热锅炉铭牌

2.2 余热锅炉在燃机额定工况、冬季工况(工况1)、夏季工况(工况2)、75%额定工况(工况3)、燃油工况(工况4)的燃料运行参数

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2.3 余热锅炉与外部的汽水平衡要求,额定工况、冬季工况(工况1)、夏季工况(工况2)、75%额定工况(工况3)、燃油工况(工况4)具体数据参见下表:

2.4 锅炉汽水品质的要求

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2.5 省煤器额定考核工况受热面热力特性汇总表

2.6 蒸发器额定考核工况受热面热力特性汇总表

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2.7 过热器和再热器额定考核工况受热面热力特性汇总表

2.8 汽包

2.9 除氧器

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2.10 汽包及各受热面容积

2.11 给水系统

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2.12 高压给水泵液力偶合器

液力偶合器辅助设备

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2.13 余热锅炉排污系统

2.14 定期工作

正常运行中应完成下列工作:

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机组检修后试验项目

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第二章 余热锅炉启动

1 余热锅炉启动原则

1.1 余热锅炉禁止启动的条件

1.1.1 跳闸原因未查明。

1.1.2 设备振动大。

1.1.3 计算机监视信息系统不能正常投入时。

1.1.4 重要辅机保护不能正常投入。

1.1.5 无冷却介质或冷却介质泄露,压力低。

1.1.6 余热锅炉功能组操作级不能正常投入时。

1.1.7 余热锅炉控制系统不能正常投入时。

1.1.8 余热锅炉安全门动作不正常或不回座。

1.1.9 余热锅炉水压试验不合格。

1.1.10 余热锅炉主要阀门挡板工作不正常。

1.2 余热锅炉启动方式

余热锅炉启动分冷态启动、温态启动和热态启动三种。

冷态启动: 汽包内水温已降到低于100℃(即汽包内不是正压)。

温态启动: 汽包内水温等于或低于基本负荷正常工作压力的饱和温度以下55℃,但水温超

过100℃(即仍然保持正压)。

热态启动: 汽包内水温已超过基本负荷正常工作压力的饱和温度以下55℃。

2 余热锅炉的水压试验

2.1 水压试验原则

2.1.1 新安装锅炉投产以前及锅炉大、小修结束后,在启动前一般只做工作压力下水压试验。水压试验必须制定专用措施。超压试验必须由总工程师批准后执行。

2.1.2 遇有下列情况之一者,应进行超压试验。

2.1.2.1 新安装锅炉或停运一年以上恢复运行时。

2.1.2.2 锅炉承压部件经大面积更换后。如:蒸发器更换50%以上时,过热器、再热器、省煤器等全部更换时。

2.1.2.3 严重超压达1.25倍工作压力及以上时。

2.1.2.4 锅炉严重缺水后受热面大面积变形时。

2.1.2.5 一般两次大修(6至8年)一次,经公司检修部门同意,可适当延长或缩短间隔时间。

2.1.2.6 超压试验时,试验压力为汽包最高工作压力的1.5倍。

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2.1.3 余热锅炉各水压试验压力值(表压)

2.1.4 汽包就地水位计只参加工作压力下水压试验,不参加超压试验。

2.1.5 安全门不参与水压试验,试验时采用压紧装置将汽包安全门压紧。

2.2 水压试验前的准备工作

2.2.1 整个系统中所有的压力回路、承压部件的焊接已经完成,无损探伤的焊缝已经焊完。检查与锅炉水压试验有关的汽水系统、烟道确已无人工作。

2.2.2 在水压试验期间,所有焊接包括焊缝应为未保温且易于检查。

2.2.3 在开孔的地方采用螺塞,盲法兰和焊接端盖或其他合适的材料进行密封,以便在水压试验完成后,较容易的移走。

2.2.4 保证水压试验的升压泵和设备的连接可靠,在升压泵的管线中应配有一个止回阀。

2.2.5 在水压试验系统中,应配有一个截止阀,使水压试验的系统可能与升压泵和上水管道隔绝开来。此阀门应尽可能靠近设备。

2.2.6 在水压试验前,所有管道应干净不含任何杂质。

2.2.7 在水压试验前,检查系统管路中所有用来确保隔离管路系统的盲法兰、端盖或螺塞,移走试验中不需要的设备和仪表。

2.2.8 水压试验时,应对充满流体的所有管道进行足够的支撑,必要时使用临时支撑件。管路上弹簧或支撑件应配临时支撑件,以承载所有水压试验的荷载。

2.2.9 在管道系统最高点留有放气口用以排空气,在最低点有疏水口用以排水。

2.2.10 水压试验前后要分别记录膨胀指示值。

2.2.11 试验前由检修将水压试验堵阀回装。

2.2.12 试验前压力表应校验准确,汽包必须更换精度等级在0.5级以上的标准压力表,且同一试验系统不少于两块。

2.2.13 炉本体全面检查,符合上水条件。联系热工,退出水位保护,解除汽包事故放水联锁,关闭PCV阀,将其置于手动位;联系检修将汽包安全门临时锁定。汽包事故放水电动门、定排程控所有电动门、疏水电动门均送电,且试验正常。

2.2.14 应移走滤网,以防杂质堵塞滤网。

2.2.15 有止回阀的管路中,止回阀上游管道的压力应较高,此压力应作用于阀座下。如不可行,则移走或顶起阀门的内件。

2.2.16 禁止在水压试验中使用安全阀,试验后再安装安全阀。如为焊接的安全阀,则应安

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装水压试验塞子。

2.2.17 水压试验时移走、隔离或挡住所有仪表、仪表探针和水位计。

2.2.18 水压试验完成后,再安装孔板和压力计。

2.2.19 移走减温器的喷头并安装盲法兰。

2.2.20 关闭所有仪表的一次截止阀。通知检修人员开启所有仪表的二次截止阀、开启母管上仪表排气和排水装置,避免阀门泄漏产生超压。

2.2.21 在水压试验前,应对参加试验的人员进行明确的分工,进行统一的指挥。通常应由总工或生产副总作为试验的总指挥,检修派专人负责,运行经理、专工参加,热工人员配合,安监领导及有关技术领导应到现场监护。

2.2.22 在实验前应通知检修人员设置隔离带,试验期间严禁无关人员靠近。

2.2.23 准备好充足的除盐水,并进行加热,保证汽包壁温在21~49℃。

2.2.24 水压试验时必须保证通讯系统畅通良好。

2.3 水质和温度要求

在试验时,应使用除盐水、除氧水或者凝结水(加上防腐剂,如10mg/L的氨水和200mg/L的联氨),加入化学试剂应保证充分混合。如果不锈钢部件暴露在水压介质中,则氯化物的含量不能超过30ppm,或者在试验时,将这些部件隔离。

水压试验时,周围空气温度应高于5℃,否则应有防冻措施。试验水温不低于环境温度,且任何情况下不应低于21℃。

上水速度要求:利用大容量的给水泵尽可能快地进水有利于管子内空气的排尽,当锅炉注水时,水温与管子壁温应尽量小并必须低于55℃。

本锅炉水压试验时允许的最高和最低金属温度为21℃和49℃。

2.4 试验步骤

2.4.1 升压操作

2.4.1.1 确认具备水压试验条件后,启动给水泵,控制进水速度。

2.4.1.2 联系化学值班员关闭炉侧汽水取样二次门。

2.4.1.3 待系统空气门连续冒水后,关闭空气门。

2.4.1.4 炉子起压后,升压速度应缓慢进行,升压速度每分钟不大于0.2MPa。

2.4.1.5 压力升到试验压力的10%时,停止进水,进行全面检查。经检查若无异常,则继续升压,此时应控制升压速度在每分钟0.08MPa以下。

2.4.1.6 压力升到工作压力后,应进行全面检查,并且保证工作压力无下降情况,经总工批准则可继续缓慢均匀地升压至试验压力。在试验压力下保持20分钟后降至工作压力再进行全面检查。检查期间压力应保持不变,检查中若无破裂、变形及漏水现象,则可认为水压试验合格。

2.4.2 泄压操作

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2.4.2.1 降压应缓慢进行,微开疏水门泄压,控制压力下降速度,每分钟0.3~0.5MPa为宜,可用逐步降低给水压力的方法控制降压速度。

2.4.2.2 降压到0.2MPa开各空气门和对空排汽门,热工仪表一次门,投水位计,拆除安全门防跳卡板,安全门投入。

2.4.2.3 降压结束后,进行放水,如点火启动,水位放到-200 mm,关闭各空气门和对空排汽门。

2.4.2.4 水压试验结束后,应将试验结果及检查中所发现的问题记录在有关的记录本内。主管领导及有关人员签字认可。

2.5 记录

记录进行的每次水压试验,内容包括:

2.5.1 试验日期。

2.5.2 经试验成品管组件确认。

2.5.3 试验介质。

2.5.4 试验压力和持续时间。

2.5.5 设备投运前由安装单位、监理和业主的签名。设备投入商业运行后则需由安监部、设备管理部和检修相关人员的签名。

2.5.6 带签名的压力计校正报告。

2.6 水压实验注意事项

2.6.1 水压试验过程中必须统一指挥,升压和降压必须要得到现场指挥者的许可方可进行。

2.6.2 在水压试验期间,泵应由合格的操作人员进行操作,主值或专业主管监护。

2.6.3 水压试验前要分别检查各膨胀指示器指示值。

2.6.4 水压试验前,应检查机侧主汽门门前管道疏水已无水流出。

2.6.5 如泵不工作,则泵应与系统有效隔离。

2.6.6 要有专人监视就地及远传压力表,试验时以汽包就地压力表指示为准,经常联系,防止超压。

2.6.7 升压过程中或达到额定压力之后,发现个别阀门漏水或关闭不严,操作或检修该阀门必须得到现场指挥者同意,并采取安全措施,降压至《电业安全工作规程》规定压力以下,方可处理或操作。

2.6.8 高压系统升压时,要关注低压系统压力情况,防止超压。

2.6.9 升压过程中,压力不正常升高时,甚至超压应紧急采取下列措施:紧急停止给水泵、开启事故放水、开启定排,开启疏水电动门降压。

2.6.10 升压过程中或超压状态下禁止一切本体及受热面检查,在停止升压,并且压力稳定后才能进行检查。

2.6.11 加强机侧检查,发现有过水迹象时,应暂停升压,采取有效隔离措施后,方可继续

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升压。

2.6.13 如阀门、法兰、管道等严重泄漏,危及其它设备的安全时,应立即停止打水压并放水;同时要采取相应的措施,减少损失。

2.6.14 压力表应连接到相关的受压部件上,根据表的所在位置来考虑其静压头。

2.6.15 保持试验压力至少10分钟,然后减少到设计压力并维持,然后进行泄漏检查。

2.6.16 泄露检查期间,金属温度控制在21~49℃。

2.6.17 试验后记录锅炉的膨胀指示器。

2.6.18 水压试验后移走试验用的塞子和其他临时设备,同时重新连接上断开的设备、仪表和其他系统。

2.6.19 在水压试验前,应对参加试验的人员进行明确的分工,进行统一的指挥。严禁无关人员靠近。

2.6.20 水压实验应有专用的工作票和操作票。

2.7 水压试验合格标准:

2.7.1 在关闭上水门、停止升压后,过5分钟,汽包压力下降值不大于0.25MPa。

2.7.2 承压元件金属壁和焊缝没有泄漏痕迹。

2.7.3 承压元件无明显的残余变形。

2.8 水压试验范围

2.8.1 高压系统:

高压给水泵出口、高压给水管路、高压省煤器1、高压省煤器2、高压汽包、下降管、高压蒸发器、高压过热器1至高压过热器2出口堵阀门前,包括系统管道、联箱、所有热控、化学取样一次门前。

2.8.2 中压系统

中压给水泵出口、中压给水管道、中压省煤器、中压汽包、下降管、中压蒸发器、

中压过热器1、中压过热器2、再热器1、再热器2、至热再热蒸汽管道堵阀门前、冷再管道堵阀门前,包括系统管道、联箱、所有热控、化学取样一次门前。

2.8.3 低压系统

凝结水泵出口给水管道、给水加热器、除氧器、低压汽包、低压蒸发器、低压过热

器、低压过热蒸汽出口管道堵阀前,包括系统管道、联箱、所有热控、化学取样一次门前。

2.8.4 汽包双色水位计只参加工作压力水压试验,不参加超压水压试验。

3 安全阀校验

3.1 新安装、大修后的锅炉应进行安全门定砣试验,安全门校验原则:

3.1.1 机组大修后、安全门部件检修后或在运行期间压力超出安全门启座压力而安全门拒动,为保证安全门附件齐全、灵敏、可靠,必须进行安全门压力定值校验。

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3.1.2 安全门校验的安全、技术措施由生产部锅炉专工起草,经设备部压力容器监督专职工程师审核,经总工程师批准,提前将安全门校验时间及校验措施发至运行部等有关岗位。

3.1.3 安全门校验工作由生产部领导主持,安全、运行部等有关专职应在场监督,检修人员负责就地安全门校验,运行人员负责升压及控制室内所有操作。

3.1.4 安全门校验的顺序应先进行过热蒸汽侧,后进行再热蒸汽侧,最后低压蒸汽侧,先高压,后低压的原则进行。

3.1.5 安全门校验一般应在汽轮发电机组未启动前或解列后进行,若进行汽轮发电机组带负荷状态校验,必须由总工程师批准,并准备完善的技术措施。

3.2. 安全门校验必须具备下列条件:

3.2.1 通知化学值班人员准备储存一定的除盐水量。

3.2.2 余热锅炉各种保护功能齐全完善。

3.2.3 余热锅炉各种调节控制装置无异常。

3.2.4 汽机高中低压旁路系统应正常,凝汽器真空建立。

3.2.5 现场通讯设备健全,必要时加装临时电话。

3.2.6 检查汽轮机高中低压主汽门、调门,均应关闭严密,汽机盘车投入。

3.2.7 差压水位计与双色水位计进行校对,指示应正确。

3.3 安全阀校验前检查及操作注意事项

3.3.1 锅炉检修工作已结束,工作票已终结。

3.3.2 按锅炉启动前要求对所属设备进行一次检查。

3.3.3 安全阀校验,应以就地压力表为准。

3.3.4 现场人员应戴好防护面具、安全帽、手套、耳塞。

3.3.5 校验通讯联络设备完好,有关人员联络信号明确。

3.3.6 与实验无关的人员禁止在现场逗留。

3.3.7 锅炉安全阀的整定应按余热锅炉安全阀整定压力值进行。

3.3.8 严密监视汽轮机缸温,如有不正常变化时应立即停止升压,并降压进行检查。 余热锅炉安全阀整定压力值

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3.4 安全阀校验步骤

3.4.1 检修人员应在冷态时,根据弹簧行程与压力的关系,将安全阀动作压力调整到整定值。

3.4.2 除校验安全阀外,其余安全阀应用顶针顶死,防止误动。

3.4.3 燃机点火升压前,关闭高中低压蒸汽管路电磁泄压阀前手动阀,电磁泄压阀放至手动位。

3.4.4 汽轮机抽真空,投入凝结水系统、开启本体疏水。

3.4.5 燃机点火,严格按照机组升温升压曲线进行升温升压。

3.4.6 首先进行各安全门机械放汽试验:由检修人员用液压助跳装置对安全门进行放汽,逐一放汽30秒钟,试验后不得改变弹簧的压紧螺母的位置。

3.4.7 调整燃机负荷以0.1~0.12MPa/min的升压率,缓慢升至安全门试验措施规定值,采用液压压力整定装置对安全门按整定压力逐只进行校验,待被校验安全门发出“咝咝”声,立即卸掉液压装置压力。记录下安全门开始产生泄漏或可听见泄漏的声音时的液压表值,如实际的液压值不同于测试前确定的结果,则应对安全门进行压紧螺母调整,直到合格为止。如安全门未动作则应将压力降至回座压力值以下,由检修调整。

3.4.8 安全门启座后,应适当降低燃机负荷或适当开大高中压旁路系统,并密切注意监视汽包水位,及时调整汽包压力,待安全门回座后,压力稳定,取下待试验安全门的轧具,重新升压,以同样的方法对第二只安全门校验。

3.4.9 待过热器出口安全阀校验结束后,进行实跳复核试验。将过热器出口安全门装上安全门压紧装置。通过调整汽机高中低旁路及高过2出口对空排汽控制锅炉压力缓慢升至启座压力,记录过热器出口安全门实际起跳和回座压力情况,与整定压力比较,检查安全门整定是否符合要求。

3.4.10 过热器出口安全阀实跳复核校验合格后,开启电磁泄压阀(PCV阀)手动阀,对电磁泄压阀(PCV阀)进行校验。将电磁泄压阀选择开关放至自动位置。再缓慢升压至电磁泄压阀起跳压力,起跳后调整汽机高中低压旁路,降低蒸汽压力,使其回座,记录回座压力。(注该试验项目应有热控人员参加配合)

3.4.11 安全阀应按照整定值由高到低的顺序进行校验。

3.4.12 控制锅炉升压不超过规定值。校验过程中,应保持压力升降平缓,当压力接近动作压力时,更应平缓。

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3.4.13 压力超过整定值后,安全阀不动作,应立即停止升压并降压。

3.4.14 在整定过程中应控制汽包水位正常。

3.4.15 如果安全阀是在线校验,校验时应稳定负荷、压力,当负荷出现大幅波动时,应停止校验。

3.4.16 安全阀校验结束,应将校验结果详细记录入簿,应按正常泄压速度泄压。

3.4.17 若安全阀校验时,发现异常情况,应立即停止试验,待故障消除后再继续。

3.5 安全门校验注意事项

3.5.1 冷态启动在进行安全门校验过程中,应监视余热锅炉进出口烟温、压力不超过规定值。

3.5.2 燃机燃烧应能保证余热锅炉侧压力上升不超过规定值,高中低压旁路系统投运正常。

3.5.3 在校验过程中,汽包水位应保持在-200mm左右。当安全门动作时,应适当加大给水量,当安全门回座后,密切注意汽包水位的变化,认真监视及时调整给水流量,防止锅炉发生缺水、满水事故。

3.5.4 在校验过程中,压力升降的速率应严格控制,一般在0.1 MPa/min左右。

3.5.5 安全门动作后,迅速降低燃机负荷降压,如遇安全门启座后不回座,可开大旁路系统,帮助泄压,检修人员尽快使其回座。

3.5.6 做好现场安全工作,非工作人员不得进入警戒线以内,工作人员应观察好现场地形,选择好退路以便遇到异常及时躲避。

3.5.7 在安全门校验过程中,发生异常情况,应立即停止校验,由运行人员按机组事故处理规程处理。

4 启动前检查与准备工作

在接到值长启动命令后,应通知相关岗位做好启动准备。锅炉启动前,运行人员应对锅炉设备进行全面检查,并做好启动的准备工作。锅炉启动前,应准备足够的除盐水,辅汽系统应投运。

4.1 余热锅炉在启动之前必须作好下列项目的检查工作。

4.1.1 相关检修工作结束,工作票收回并终结,现场清洁,试验正常,检查没有影响锅炉启动的检修工作。

4.1.2 全面检查锅炉系统及其辅助设备。

4.1.3 检查并清除锅炉各部位任何有碍膨胀的杂物,各处膨胀指示器装设位置正确,保证平台和扶梯畅通,照明充足。

4.1.4 在过热器、再热器、低压过热器内不允许有冷凝水。过热器内疏水应全部排出。

4.1.5 检查各处门孔应关闭严密,烟囱挡板开闭灵活,挡板就地开关位置与表计指示相符。

4.1.6 检查所有阀门处于正确的位置,阀门无泄漏,开关灵活,电动、气动执行机构良好,开度指示与实际位置相符。各阀门应处的位置:

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4.1.6.1 蒸汽系统:各主汽门关闭,对空排汽门开启、疏水门开启。

4.1.6.2 给水系统:给水门开启、省煤器入口水门开启,各给水管路畅通。

4.1.6.3 各集水箱放水门、排污门关闭。

4.1.6.4 蒸汽、炉水取样一次门、各加药门开启。

4.1.6.5 过热器空气阀开启,水位报警器平衡容器门处于工作状态。

4.1.6.6 安全阀处于完好状态。

4.1.6.7 给水压力表、汽包饱和蒸汽压力表、过热器压力表门开启。

4.1.7 高、中、低压旁路系统备用正常。

4.1.8 汽包就地水位表计完整,指示正确,汽水阀门开关灵活,水位电视系统工作正常。

4.1.9 各汽水管道、烟道等吊架完整,受力均匀,弹簧吊架处于正常工作状态。

4.1.10 热工仪表均处于正常工作状态。

4.1.11 锅炉烟囱挡板处于开启状态。

4.1.12 减温水系统阀门全部关闭,严防锅炉启动前,减温水进入过热器和再热器系统,特别要防止减温水进入主蒸汽管道和再热蒸汽进出口管道,损害汽轮机。

4.1.13 汽水取样一次门开启,汽包加药门开启,锅炉充氮门关闭。

4.1.14 确认厂用气系统、仪表用气系统已投运。

4.1.15 循环水泵、凝结水泵、闭冷水泵处于运行状态。

4.1.16 高、中压给水泵处于备用状态。

4.1.17 所有排水阀都已关闭。

4.1.18 锅炉控制系统,锅炉报警系统投入,功能正常。

4.1.19 关闭炉墙各人孔门、检查孔。

4.1.20 检查除盐水箱的水位,保证锅炉运行有足够的水量。

4.1.21 余热锅炉本体照明良好。

5 冷态启动

5.1 余热锅炉上水

上水前应投入水位电视及摄像头的冷却系统。高中低压必须注入高质量的给水(经除氧、软化、加热和预处理的水),当锅炉注水时,水温与管子壁温应尽可能的小,不准超过55℃,冬季上水速度应比夏季慢,冬季上水不少于4小时,夏季上水不小于2小时,控制汽包壁温差小于28℃,最高不能超过40℃。上水完毕后,应检查水位无变化,如水位有升降,则应检查给水阀是否关严或是否有泄漏。在上水过程中应注意汽包上下壁温和受热面的热膨胀是否正常。

5.1.1 上水温度和上水速度的要求

余热锅炉冷态上水温度与汽包壁金属温度差应不大于40℃,在有条件的情况下尽量采用正温差为宜。如果上水温度与汽包之间差值超过40℃或更高,会产生较大温差,从而产20

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生较大的附加应力,使汽包、联箱弯曲变形和管座焊口产生裂纹。

产生汽包壁温差的因素还与上水的速度有关。上水的速度越快,产生的温差就越大,因此,要控制上水时间。但上水的时间又与上水温度有关,若上水温度与汽包壁温差很小上水速度可以适当加快。

5.1.2 水质的要求

余热锅炉上水的水质,应采用除盐水(总硬度≤1μmol/l;铁≤20μg/l;铜≤5μg/l;二氧化硅≤20μg/l;PH值8.8~9.3;电导率≤0.3μs)。但在实际工作中,在余热锅炉上水前,汽包内充满了空气,在这种情况下水与空气接触后,氧或多或少的溶解于水中,从而引起锅炉金属的氧腐蚀。若余热锅炉启动前炉水水质不合格,应将存水放尽,重新上合格的水。

5.1.3 水位的要求

由于余热锅炉在升压、升温过程中,蒸发器中的炉水受热要膨胀,水将产生汽化,汽包水位就会逐渐上升。因此,一般余热锅炉上水至汽包正常水位线下-200mm左右,该水位又称为启动水位。

5.2 蒸汽加热(仅用于锅炉冷态启动和冬季启动)

5.2.1 上水至汽包启动水位后,投入蒸汽加热装置,先开启加热分配集箱疏水阀门,进行疏水暖管,暖管结束关闭疏水阀门,再缓缓开启蒸汽加热阀门,防止出现水击现象。

5.2.2 汽压升至0.2MPa时,空气门有蒸汽喷出,关闭空气门,开启蒸汽系统各疏水门、主汽管道疏水暖管。

5.2.3 关闭炉底蒸汽加热,关闭蒸汽加热支管阀门和总门,开启加热管道疏水阀,疏水完毕后,关闭疏水阀。

5.2.4 加热过程中应注意:

5.2.4.1 加热过程应缓慢进行,严格控制汽包壁温差,在升温过程中汽包壁各点间的温差最大不超过40℃。

5.2.4.2 加热期间汽包水位不断上升,此间可维持高水位,如果水位继续升高,可用事故放水阀放水(利用定排放水、需停止加热)保持正常的水位。

5.2.4.3 加热前后记录各膨胀指示值,注意各膨胀变化是否均匀。如膨胀异常,应降低升温速度或停止加热,待查明原因并消除后再继续加热。

5.2.4.4 加热管道如出现振动,应关小蒸汽加热阀门。

5.3 烟道吹扫

在燃气轮机启动之前,应对余热锅炉烟道进行吹扫,吹扫和燃机吹扫同步进行。烟道吹扫的目的是清除烟道内可能残留的可燃物,吹扫时间不少于10分钟。吹扫完成后,余热锅炉进入启动状态。

5.4 余热锅炉启动、升压

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5.4.1 余热锅炉启动初期是一个非常不稳定的阶段,为确保余热锅炉设备的安全运行。锅炉受热前,应将各联锁、保护全部投入。

5.4.2 为彻底清除可能残存在烟道内的可燃气体,防止燃气轮机点火时发生爆燃,余热锅炉启动前应进行彻底通风吹扫工作,通风时间应大于10分钟。

5.4.3 当高压和中压部分压力达到0.07MPa,低压汽包达到0.035MPa时,或当每一部分的蒸汽流量达到要求时,运行人员可开始提高燃机负荷,此时过热器的疏水阀可关闭。当汽包需进水时连续排污可以置于打开状态(具体阀门开度按照化学要求)。

5.4.4 此时,燃机带负荷和启动放汽阀门的调整应按照保持温升速度进行。高压部分低于

4.4℃/分钟,中压部分低于9.3℃/分钟,低压部分低于27.8℃/分钟。严禁采用关闭对空排汽阀来加快升压。

注意:当启动放汽阀开度小于10%运行时,会导致阀门密封面的磨损而造成泄漏。

5.4.5 减温器隔离阀应在蒸汽出力达到基本负荷的25%时打开,这是为了保证足够的蒸汽热量能把减温水蒸发。另外操作人员必须保证减温器的蒸汽出口温度高于饱和温度13.9℃,当不能达到这限定值时DCS应向操作人员报警。在蒸汽饱和温度状态下喷水会损坏管子。连续排污的流量应在汽包用水量确定后再设定。

注意:在蒸汽为饱和温度附近时减温器对其进行喷水减温时会导致管子损坏,因为会在管与管之间产生大的膨胀差。

5.4.6 当机组达到额定的运行压力时,高压给水进入三冲量控制,中压、低压给水进入多冲量控制。

5.4.7 先让HRSG进入稳定运行然后再接入到整个系统。当HRSG进入稳定运行后,检查整台HRSG。

当汽轮机主汽阀前的汽温汽压达到冲转要求值时,蒸汽管道暖管完毕,汽轮机冲转前的一系列准备工作做好,即可开始进行汽轮机的冲转、升速。

6 温态启动

6.1 检查水位报警系统的功能和每个汽包的水位,开启给水泵并打开高压、中压、低压和凝结水的给水截止阀,按规程调整阀门的位置。

6.2 开始燃机的点火,燃机开始吹扫过程然后减速到熄火的速度。一旦燃机点火后,它就开始运转无负荷全速工况(FSNL),当燃机排烟温度达到锅炉高压汽包的饱和温度时,打开所有压力系统的过热器的疏水阀门,系统的压力可以将过热器内的冷凝水排出。当冷凝水排出后,约5-10分钟,关闭过热器疏水阀同时开启启动排汽阀门到产生蒸汽。

注意:在温态启动时如果系统内压力很低,则要求用更长时间排出冷凝水。

注意:冷却蒸汽必须在锅炉进口烟温超过371℃前通过过热器。

6.3 当过热器、再热器、低压过热器疏水和启动排汽阀门打开时汽包内水可能会扩容,操作人员在启动期间需要密切观察和调整汽包水位。

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6.4 根据启动条件,汽包压力可能随燃机无负荷全转速工况(FSNL)而降低,提高燃机负荷直到汽包压力停止降低。

6.5 当达到25%基本负荷的蒸汽出力和最终蒸汽温度与要求的设定温度差小于13.9℃时,开启减温隔离阀门,这可以确保有足够的热量使减温水蒸发。且必须确保减温器出口蒸汽温度不能在距离饱和温度差13.9℃以内。

注意:在蒸汽为饱和温度附近时减温器对其进行喷水减温时会导致管子损坏,因为会在管与管之间产生大的膨胀差。

6.6 开始增加燃机负荷,并调整启动排汽阀门以达到机组的基本负荷,同时观察高、中、低压汽包4.4℃/分钟、9.3℃/分钟、27.8℃/分钟的温升速率。在燃机负荷增加时,启动排汽阀门的开度应加大以控制启动温升和让更多的冷却蒸汽通过过热器和再热器。

6.7 当机组达到额定的运行压力时,高压给水进入三冲量控制,中压、低压给水进入多冲量控制。

6.8 先让HRSG进入稳定运行然后再接入到整个系统。当HRSG进入稳定运行后,检查整台HRSG。

当汽轮机主汽阀前的汽温汽压达到冲转要求值时,蒸汽管道暖管完毕,汽轮机冲转前的一系列准备工作做好,即可开始进行汽轮机的冲转、升速。

7 热态启动

7.1 检查水位报警系统的功能和每个汽包的水位,开启给水泵并打开高压、中压、低压和凝结水的给水截止阀门,按规程调整阀门的位置。

7.2 开始燃机的点火,燃机开始吹扫过程然后减速到熄火的速度。一旦燃机点火后,它就开始运转无负荷全速工况(FSNL),当燃机排烟温度达到锅炉高压汽包的饱和温度时,打开所有压力系统的过热器的疏水阀门,系统的压力可以将过热器内的冷凝水排出。当冷凝水排出后,约5~10分钟,关闭过热器疏水阀同时开启启动排汽阀门到产生蒸汽。

7.3 当过热器和再热器疏水和启动排汽阀门打开时汽包内水可能会扩容,操作人员在启动期间需要密切观察汽包水位。

7.4 根据启动条件,汽包压力可能随燃机无负荷全转速工况(FSNL)而降低,提高燃机负荷直到汽包压力停止降低。

7.5 当达到25%基本负荷的蒸汽出力和最终蒸汽温度与要求的设定温度差小于13.9℃时,开启减温隔离阀门,这可以确保有足够的热量使减温水蒸发。另外,操作工必须确保减温器出口蒸汽温度不能在距离饱和温度差13.9℃以内。

注意:在蒸汽为饱和温度附近时减温器对其进行喷水减温时会导致管子损坏,因为会在管与管之间产生大的膨胀差。

7.6 热态启动时,没有汽包水温上升速度限制,且机组可以允许近55℃的瞬间温升而不损害机组。但是,必须有蒸汽通道以确保有冷却蒸汽通过过热器和再热器。

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注意:冷却蒸汽必须在锅炉进口烟温超过371℃前通过过热器和再热器。

7.7 当机组达到额定的运行压力时,高压给水进入三冲量控制,中压、低压给水进入多冲量控制。

7.8 先让HRSG进入稳定运行然后再接入到整个系统。当HRSG进入稳定运行后,检查整台HRSG。

当汽轮机主汽阀前的汽温汽压达到冲转要求值时,蒸汽管道暖管完毕,汽轮机冲转前的一系列准备工作做好,即可开始进行汽轮机的冲转、升速。

8 余热锅炉启动过程中注意事项

8.1 在锅炉升温升压阶段,严格控制升温升压速度。如壁温差仍继续加大,应立即停止升温升压,待正常后再升压。

8.2 启动升压过程中,为使锅炉各部受热膨胀均匀,应根据膨胀情况适时进行调整,控制升压速度,当膨胀情况异常时,应停止升压,查找原因进行处理,待膨胀正常后,再继续升压。

8.3 汽轮机冲转与增加负荷期间,监视各级过热器和再热器出口汽温,及时投入各级减温器,防止超温。

8.4 新炉首次启动或大修后第一次启动,升温升压期间,要逐根检查锅炉吊杆的支吊状况,确保热态下吊杆均匀受力。

8.5 启动后,过热蒸汽压力以汽轮机旁路控制为主。

8.6 注意自动控制装置的运行情况,当发生故障或调节不良时,应手动控制,并联系热工处理。汽轮机冲转前,保证过热和再热温度控制自动正常投入。

8.7 锅炉冷态启动的曲线,可以按实际情况对升温升压速度予以适度修正。

8.8 升压过程中汽包金属温度的变化速度取决于锅炉的升压速度,水和蒸汽在饱和状态下,温度和压力之间存在着对应关系。对于承压部件而言,升压过程就是升温过程,通常就以控制升压速度来控制汽包的升温速度,这样便可控制汽包热应力在允许值以内。

8.9 压力越低,升高单位压力时相应饱和温度的增值越大。在低压阶段压力的不大变化会引起饱和温度较大的变化,造成壁温差过大使热应力过大。另一方面,在升压初期承压部件的受热不均匀程度较大,承压部件,尤其是汽包,容易产生较大的热应力。升压过程的开始阶段,其变动速度应特别缓慢,按炉水饱和温度规定的上升速度,控制锅炉升温升压速度。

8.10 在升压的后阶段,虽然汽包的上、下壁和内、外壁温差已大为减小,升压速度可以比低压阶段快些,由于压力升高产生的机械应力已很大,后阶段的升压速度不应超过规定的升压速度。

8.11 对于联合循环机组,余热锅炉的启动和运行需要与燃气轮机、蒸汽轮机互相配合、互相协调,所以燃气轮机的负荷升速,蒸汽轮机的暖管、暖机、升速和带负荷也限制了锅炉的升压速度。

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8.12 在锅炉升压过程中,升压速度太快,将影响汽包和各部件的安全,但如果升压速度太慢,又将延长机组的启动时间,应根据其具体条件,通过试验确定启动过程的升温升压曲线,用于指导锅炉启动时的操作。

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第三章 余热锅炉正常运行及调整

1 余热锅炉运行调整的主要任务

1.1 保证锅炉运行工况稳定,锅炉机组正常运行,提高锅炉效率。 1.2 保证锅炉额定的蒸发量并满足外界负荷的需要。 1.3 保持正常的汽温与汽压。 1.4 均衡进水,保持水位正常。 1.5 保证合格的蒸汽品质。 2 余热锅炉正常运行参数表

3 余热锅炉汽包水位调节

3.1 锅炉水位以汽包就地水位指示为准,正常运行时,若电接点水位计与就地水位计相符,

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水位可根据电接点水位计指示进行调整。

3.2 正常运行时水位应在0±50mm水位上、下波动。

3.3 经常监视蒸汽流量,给水流量和给水压力三者之间的变化,当给水流量与蒸汽流量差值异常时,应立即查明原因及时处理,调节水位时,应控制好给水流量,增减幅度不宜过大。

3.4 给水自动投入时,应视水位变化,若锅炉汽包压力与给水压力正常,而水位超过±50mm时,应检查校对水位计的指示是否正确,若自动失灵时应立即改手动,联系检修处理。

3.5 保持两只汽包就地水位计一致,若水位控制切手动后,水位仍上升过快,应关给水电动门并检查。

3.6 每班应对电接点水位计和就地水位计校对一次,以就地水位计为准。

3.7 遇下列情况应加强对水位计的监视和调整:

3.7.1 增减负荷较快时。

3.7.2 启、停炉开启或关闭旁路时。

3.7.3 紧急停炉时。

3.7.4 安全门或排气电磁阀动作时。

3.8 水位计冲洗操作步骤

3.8.1 微开放水门,冲洗汽管、水管及玻璃管。

3.8.2 关水门,冲洗汽管及玻璃管。

3.8.3 开水门,关汽门,冲洗水管。

3.8.4 开汽门,关放水门,恢复水位计运行。

3.8.5 若水位计冲洗投运后,仍指示不准,应重新进行冲洗,直至合格。

3.8.6 若为水位计结垢无法冲洗干净,联系检修人员进行处理。

4 过热蒸汽温度调节

4.1 过热蒸汽温度波动范围为:522?10℃

4.2 过热蒸汽温度的调节是通过过热蒸汽后置减温器来调节的。

4.3 减温器采用喷水减温形式,过热器喷水系统布置在两级高压过热器之间。高压蒸汽减温水从高压给水操纵台前引出,减温水操纵台根据主汽温度调整减温水量。

4.4 调节时,减温水量不应猛增猛减,以免造成过大的热偏差,使减温器损坏或蒸汽带水。

4.5 若发现减温水喷嘴堵塞时,则应进行减温器反冲洗,反冲洗步骤如下

4.5.1 将减温水调节切至手动。

4.5.2 关闭减温水调节阀及电动门。

4.5.3 开启反冲洗阀,1~2分钟后关闭。

4.5.4 开启减温水调节阀及电动门,根据汽温情况调节水量。

4.6 遇有下列情况时,应加强汽温的监视

4.6.1 燃机负荷发生变化,排烟温度变化时。

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4.6.2 给水压力变化较大时。

4.6.3 增减负荷及水位变化过大时。

4.7 主汽温较高时应降低燃机的负荷,甚至停运燃机。

4.8 主汽温偏低时,减少甚至关闭减温水;或适当增加燃机负荷,提高燃机排气温度。 5 过热蒸汽压力调节

5.1 由于采用汽轮机负荷跟随主汽压力变化的方式,当主汽压力变化时汽轮机负荷会自动跟踪。

5.2 当特殊原因导致压力上升过快时,可手动开向空排汽。

6 再热蒸汽温度调节

6.1 二级再热器的出口蒸汽温度必须由减温器控制并不超过522℃,再热器蒸汽温度采用喷水系统进行调节。再热器减温器设置在两级再热器中间,再热蒸汽减温水从中压给水引出,减温水操纵台根据再热蒸汽温度调整减温水量。

6.2 再热器喷水减温只是调节再热汽温的辅助手段,只在再热器入口超温或再热汽中断的事故情况下使用,应尽量少用或不用再热器喷水减温,以提高机组运行的经济性。 7 蒸汽品质的控制

7.1 蒸汽品质控制的目的

7.1.1 保证给水品质。

7.1.2 控制连排阀和定排阀,保证炉水含盐量小于其蒸汽参数下的临界含盐量。

7.1.3 控制汽包水位在允许范围内,监视汽包水位的变化,避免不正常水位的发生。

7.1.4 避免机组负荷的突然大幅度增加和蒸汽压力的突然大幅度下降。

7.1.5 定期排污应尽可能少地进行,排污工作尽量由连续排污完成,以防止水位急剧变化。

7.2 排污基本原则及注意事项

7.2.1 在机组工况不稳定时,应停止排污。

7.2.2 根据化学要求,进行锅炉排污,并按照其要求调整排污量。

7.2.3 排污前应对排污管道进行暖管,防止水冲击发生。

7.2.4 定期排污宜在水位接近正常水位进行,并且给水应正常。

7.2.5 正常时定排全开,排污时间应小于30秒。

7.2.6 排污时应注意监视给水流量和汽包水位变化并维持汽包水位正常。

7.3 锅炉的排污操作

7.3.1 定期排污

7.3.1.1 一般情况锅炉定排与锅炉事故放水不要同时进行。

7.3.1.2 采用手控排污时,各排污点应逐个进行,每个点的时间不超过30秒。

7.3.1.3 定排过程中机组发生异常事故或排污系统故障,应立即停止排污。

7.3.1.4 在运行中汽包定排电动门是关闭的,应根据汽水品质及化验结果决定排污的时间28

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和次数。

7.3.2 连续排污

7.3.2.1 连续排污前应确认连排扩容器在投运状态。

7.3.2.2 投连排时应缓慢,防止水击振动。

7.3.2.3 正常运行中,应根据化学人员要求,对连排量进行调节。

7.3.2.4 正常情况下,在机组进入联合循环即汽轮机并入运行,旁路全关后,每4小时排污一次。

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第四章 余热锅炉停运

停炉的方式一般分正常停炉和事故停炉。

正常停炉:锅炉随机组负荷的减少,保证蒸汽温度、压力、流量适应于汽机的要求,直至停机。

事故停炉:是发生事故要求停炉,如锅炉受热面损坏,辅助系统设备的重大事故,或燃机、汽机、电网等的故障和缺陷。

1 余热锅炉的停运

1.1 停炉前的准备

1.1.1 运行人员接停机通知后,准备好停机操作票,联系化水等相关人员做好停运前的准备工作。

1.1.2 对锅炉主设备进行一次全面检查,将缺陷记录,以便停炉后检修。

1.1.3 停炉前校对水位,确保水位正常。

1.1.4 认真检查各自动调节系统,确认其状态正常。

1.1.5 确认余热锅炉的高、中、低压旁路系统在热备用状态。

1.1.6 增加10%的连续排污并加倍底部排污频率。

1.1.7 在受压下短暂的打开每个排污阀以便排出积聚的污垢,检测管子是否堵塞。

1.1.8 在切断HRSG热源之前,投入除氧器辅汽加热,保证给水系统正确的除氧。

1.2 锅炉的停炉过程

当燃机停机时,HRSG开始冷却。除非要求HRSG停运后进行检修,应尽量减小HRSG散热,保持工质侧压力。假如正常停炉后要求进入HRSG检修,应按以下程序。

1.2.1 燃气轮机关闭后,关闭HRSG主汽阀。保持汽包水位在高高水位以上直到高压汽包压力降至0.07MPa。

1.2.2 依靠燃气轮机至HRSG主烟囱的自身通风冷却锅炉。燃机启动电机(startermotor)尽可能保持最低的速度或者一起关闭。烟囱挡板也应关闭。

1.2.3 在上述条件下约24小时高压汽包压力可降至0.07MPa。

1.2.4 在高压汽包压力低于0.07MPa,可以进行HRSG的放气和疏水。假如在停炉前检测时发现有堵塞的排污疏水管路,此时可以加以检修。在较高压力下进行疏水有利于提高疏水速度并排除沉积的污垢,但不管如何,对疏水侧为水时(如省煤器的疏水)疏水压力不能超过0.7MPa。

1.3 停炉时的注意事项

1.3.1 停炉时注意检查高、中、低旁是否正常开启,各旁路减温水是否正常开启。如果在停运过程中旁路出现异常,应立即中止停机,并采取相应措施。

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1.3.2 停炉时注意汽包壁温差,不超过允许值,否则应关闭所有的疏水阀,直至温差在规定范围内。

1.3.3 为避免锅炉急剧冷却,要控制疏水量和疏水次数。当机组较长时间不启动,应经常打开锅炉各部疏水,防止疏水积聚,腐蚀金属管材。

1.3.4 锅炉冷却时,应使汽包水位维持在高水位,防止汽包壁温差过大。

1.3.5 停炉后,未彻底隔绝前,不得停止对锅炉的监视。

1.3.6 在高、中、低压蒸汽管道温度降至规定值时,全开过热器管道上的疏水阀。

1.3.7 经常检查锅炉受热面各部疏水情况。

1.3.8 在锅炉无压后的疏水,应开启相应系统的PCV阀,空气门,防止疏水不彻底。

1.4 停炉后的保养

停炉后必须进行防腐保养,短期停炉可用湿式保养,长期停炉可用干式保养。干法停炉保养的工作原理是,使锅炉金属表面经常保持干燥或使金属表面与空气隔绝达到防止金属腐蚀的目的。在没有经适当处理的水,或需长期停炉(超过两周)时,应考虑采用干法停炉保养。

1.4.1 干法停炉保养

无论是否有结冻的可能,在没有经适当处理的水,或需长期停炉(超过两周)时,应考虑采用干法停炉保养。干法停炉保养是通过排出所有炉内水分来防止腐蚀。

当压力降到0.07MPa,就需立即给HRSG疏水。全部水疏尽后,水份还是以湿度的形式存在。打开各压力等级的人孔并测量相对湿度(RH)。RH小于50%时腐蚀率是比较低的,但锅炉干法停炉保养要求RH小于30%。如果达不到这个值,或者降到环境温度时会超过这个值时,应采取进一步措施。相对湿度合格后可密闭锅炉,并经常作检查。以下是干法停炉保养的方法:

方法一、充氮保护

当疏水后充入氮气是隔离氧气的有效方法。当机组降到0.07MPa时,从各压力等级的汽包或上部连接管中充入氮气。机组开始疏排水时吹入氮气以置换水。当氮气从各疏排水管道排出时,关闭疏排水阀门。保持氮气的压力在0.035MPa以防止外部空气进入。

如果系统已疏排水彻底,并且空气已经进入,用氮气来置换潮湿空气是一个有效方式。每一个压力等级应单独进行充氮置换。关闭所有阀门,从下部疏水接口充氮至压力为0.105MPa,等待5分钟,打开上部的排气口排气。等压力一回到大气压立即关闭排气口并重复上述步骤,直到锅炉内氧的浓度小于0.5%,保持0.035MPa充氮压力并加以连续监视。如果氧的浓度超过0.5%,重复上述步骤。

注意:充氮保护时氮气排放不会对人体造成伤害。在充氮保护后进入充氮的容器前应检测其中的氧含量。

方法二、干燥空气连续循环

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干燥空气(相对湿度小于30%)在管侧连续循环是降低湿度的经济有效的方法。干燥空气流经工质侧时可以带走管侧的水份。通过开关各点放气、疏排水阀门,确保干燥空气流经工质侧各处。

当需将相对湿度降到30%以下时,需采用相对湿度小于20%的干燥空气。当工质侧湿度达到要求时(大概需要一天),需关闭所有阀门以防空气进入,并定期检查。

方法三、干燥剂

用干燥剂来吸潮也是一种常用的方法。硅胶能吸收它本身重量25%的潮气。根据现场温度和湿度来计算所需硅胶用量。保守的用量是:1.87m3锅炉容积放1kg干燥剂。也可以用生石灰CaO,0.70m3锅炉容积放1kg。把干燥剂放置在扁平的防腐蚀的盘中,放入汽包中,注意不要堵住开孔处。注意不要撒出任何干燥剂,否则会产生腐蚀。

当HRSG所有部件的温度下降到空气结露点以下时可能会出现凝结水。在某些情况下,为HRSG的烟气侧提供足够的热量,保持锅炉内所有的部件在此温度以上是最经济的方法。用这种方法,汽包不用密封,易于湿度的监控和其它检查。燃机余热锅炉中各个点都应受到监控以确保不低于露点温度。外部部件像疏水管及不保温管道需要伴热或其它保温措施。

1.4.2 湿法停炉保养

当有经正确处理的水时,可以采用湿法停炉保养。湿法停炉保养是通过提高pH值和除去湿法保养介质的氧气来防止腐蚀。在湿法停炉保养期间应特别注意某些细节,如不小心将会导致锅炉受腐蚀。

1.4.2.1 如果停机时间长于两周,余热锅炉应该在停运前疏水并检查是否有沉渣。如果看到沉渣,要改变停炉程序和运行参数以排除沉渣。

1.4.2.2 湿法停炉保养用水的处理应该有电厂水化学专业人员决定。可能采用,也可能不采用运行期间相同类型的化学药剂。无机的或挥发性化合物都可用于水处理的。湿法停炉保养用水的含氧量应和正常运行一致。

1.4.2.3 如果HRSG在停运后要立即作湿法保养,那么在停炉之前应该做水化学处理到适合于湿法保养。当锅炉冷却后,适当地增加经处理的给水或氮气维持0.035~0.070MPa。(最后,在汽包和过热器中的所有水蒸汽会冷凝,这部分容积应由加入的水或氮气替代)。

1.4.2.4 一旦HRSG炉水温度稳定,则选择一些点检查炉水的浓度,如果浓度不到要求,继续添加化学品进去。通过连续和定期排污及通过加药管加药,同时轻微加热加速循环以促进混合。对锅炉加热应控制不产生蒸汽。在几天内再一次检查浓度,然后作每周检查。

1.4.2.5 如果空气进入HRSG的工质侧,需进行排气并调整加药以确保没有氧气留在系统中。当系统空气排空后,按上述方法每周作浓度检查。

1.4.2.6 来自外部空气中的氧会加速腐蚀。通过正压阻止外界空气进入锅炉的工质侧。如果过一段时间没有了正压,空气就可能进入HRSG,应该检查混合物浓度并作必要的调整。

1.4.3 以下是关于一般停炉保养程序及具体要求的内容和一些重要的备注。

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1.4.3.1 在初次水压及化学清洗之后,HRSG可以干法或者湿法保养,可依据搁置时间长短和现场状况而定。如果超过一周,干法保养是最方便的。可略微加热或用干燥剂完全干燥锅炉作干法保养。

1.4.3.2 如果可能会发生结冻,推荐用干法保养。结冻可能在HRSG的周边设备中发生,如在炉外疏水管路和未保温的管道中。即使HRSG是室内布置,冷空气还是可以从烟囱进入锅炉。如果在寒冷的天气期间用湿法保养,必须对烟道、疏水管和其他辅助设备加热。

注意:即使当锅炉正在疏水的时候,仍然可能发生结冻造成损害。

1.4.3.3 在加联氨之前工质的温度必须低于200℃。如果超过这个温度,联氨将会开始分解。

1.4.3.4 每周都要对湿法保养的溶液进行测试,并相应调整加药。

1.4.3.5 湿法保养中,当设备冷却至系统压力降到大气压力时,在汽包排气和过热器出口集箱疏水、排气口应采用氮气密封,氮气压力0.035MPa。不允许漏入空气。

1.4.3.6 湿法保养时,停运前几个小时可在炉水中加入保养用的化学品。

1.4.3.7 做相对湿度检测时,应避免空气进入,只在必要时才打开锅炉人孔。

1.4.3.8 如果为修理受压元件而停炉,只对要修理部分打开和疏水,其他的受压元件要作适当的保养。

1.4.3.9 如果电厂一年中停产超过一定的天数,要针对各种预期的情况制定详细的锅炉保养规程。

2 防冻

HRSG管道和受热面管子等部件中若发生结冻会对设备造成损害。任何可能的情况都须考虑到,包括水压试验、临时停运、电厂断电等情况。室内布置的HRSG也可能因从燃气轮机和烟囱漏进冷空气而结冻。操作人员应采用下列内容防止结冻。

2.1 总述

防止HRSG结冻主要涉及到排污、辅助加热,或两者都有。仅有保温的管子,是否结冻主要取决于其工作温度、环境温度、管子尺寸和保温层厚度。采用伴热和保温的管子只在伴热回路工作时才可防冻。管子是否采用伴热取决于环境温度及停运的方式和次数,当环境温度小于5℃时,应投入伴热和做好防冻措施。

2.2 伴热

机组运行时,炉内部分是安全防冻的。炉外疏水管路等带水的管路需伴热和保温。为了确保正常运行,伴热回路应做定期检查。推荐下列管道应从穿过外护板后的二次阀开始伴热。(按照具体管路和下游的条件,也可从一次阀开始伴热。)

2.2.1 所有受热面模块,汽包和内部管道的疏水管路。

2.2.2 按压力等级汇集的阀门和仪表的疏水母路(如汽包水位表等)。不按压力等级区分疏水背压为大气压的管路应保温。

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2.2.3 从汽包到水位计包括水表柱(水位联箱)和疏水管的所有水位计管路。

2.2.4 所有连接至变送器的压力、水位、流量信号传送管。(所有的压力、水位、流量变送器应同时伴热)。

2.2.5 所有带弯管就地压力表管路。

2.2.6 阀体疏水管路(包括安全阀)。

2.2.7 间断性使用的管路,例如化学加药管路、取样管路、排污和排放管路。

2.2.8 烟气侧可能有冷凝水的管路。

上述防冻部分是考虑HRSG在运行时的要求。在结冻气候下如果要求长期停机保护,须考虑其他管路(如给水管、内部连接管道等)。

2.3 湿法停炉保养时的防冻

2.3.1 当停炉时为了防冻,其他的管道如给水管、内部连接管道也需要伴热。

2.3.2 当HRSG带压情况下,对每条疏水管路进行疏水以检查管束的排污疏水是否堵塞,确保锅炉能彻底疏水。

2.3.3 当锅炉的温度高于环境温度时,关闭所有检查门、燃机导向叶片(guide vane),以减小自身通风。

2.3.4 同时检测环境温度、HRSG进出口烟温确定燃机和锅炉温度是否已降到环境温度。监控HRSG进出口烟温及水温确定是否可能会结冻。

2.3.5 外加热源(如注入蒸汽,热水循环和燃机排烟)可提高工质温度或烟道内空气温度高于结冻温度。

2.3.6 当HRSG冷却到大气压力,过热器管屏内的蒸汽会凝结,必须疏出。同时需采取措施防止HRSG内产生真空。HRSG在结冻发生之前要有足够的时间疏水。

2.4 干法停炉保养时的防冻

2.4.1 在结冻气候时,疏水管上的伴热系统应完好并可投入运行。

2.4.2 基于热应力的考虑,应在HRSG压力下降到0.07MPa时开始疏水。然而,如果可能出现结冻的气温,在较高压力(但不超出0.7MPa)开始疏水更为有利。在较高压力和水黏度较低时可减少疏水时间。打开启动排气阀也可加快疏水。

2.4.3 结冻可能发生在正在排污的管路上。如果条件许可,应监控疏水管的温度并尽可能加热。

3 疏水

为了HRSG修理、防冻和防腐蚀保护,HRSG的疏水是必要的。

3.1 初次启动前,应检查整台HRSG并确认HRSG能彻底疏水,且所有的疏水管路清洁。

3.2 HRSG在投入疏水之前,需检查确认所有疏水管路是清洁的。对可能堵塞和已经堵塞但不能在运行时修理的疏水管应作记录,以便在下一次停运时可以清洁。

3.3 在燃机停机后,按常规,当锅炉压力降至0.07MPa前疏水管路不能排放。但是,在结34

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冻天气,运行人员可以决定采用断续的全压排污,这是为了防止万一发生紧急停炉而没有时间执行正常的停炉程序。

3.4 每一管路上的一次阀门应小心操作保证关闭严密。当疏水管道带压疏水时,全部打开一次阀门,然后打开二次阀门。当疏水干净时,先关闭二次阀门,然后关闭一次阀门。

3.5 疏水阀应关到底以防止密封面损伤。

3.6 当给某一管束疏水时,阀门须100%开启以达最大疏水速度和减小堵塞机率。

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第五章 余热锅炉事故处理

1 余热锅炉事故的处理原则

发生事故时,运行人员应沉着冷静,对机组工况进行全面分析后迅速找出故障点和事故根源,判断故障的性质和影响范围,并进行正确和迅速的处理。

1.1 事故处理中应遵循的原则

1.1.1 尽快消除事故根源,迅速隔绝故障点,以便解除对人身和设备的威胁,防止事故蔓延和扩大。

1.1.2 在确保人身和设备不受损害的前提下,尽可能保持和恢复锅炉机组的正常运行,其中包括尽量发挥正常运行设备的最大出力和将部分设备的负荷进行必要的转移和调整,以满足厂用电系统和电网负荷的需要。只有确已丧失锅炉运行能力或运行条件时以及对设备和人身安全构成威胁时才可停止锅炉的运行。

1.1.3 发生事故后,如果有关联锁、保护装置未能按规定要求动作,运行人员应即手操使其动作,以免造成设备损坏事故。

1.1.4 当锅炉由于联锁或保护装置动作而骤减负荷或紧急停用时应迅速查明事故原因,并设法消除后方可恢复机组的正常运行。凡故障跳闸的设备,在未查明真相前,不可盲目将其恢复运行。

1.1.5 事故发生后应在值长的统一指挥下,各岗位互通情况、密切配合,及时将故障情况和采取的措施逐级汇报,以便主要岗位的值班人员能及时掌握事故的动态,以利于事故处理和防止故障蔓延。

1.1.6 发生事故时,对于尚未影响到的那些岗位的值班人员,应严阵以待坚守岗位。与运行无关的一切人员均应远离故障现场。协助处理故障的人员不可擅自进行操作,必须在当班值长指挥下以当班值班人员为主进行协助操作。

1.1.7 在事故现场的各级领导及专业人员,应根据现场实际情况给予必要的指导,但不得与值长的命令相抵触。值班人员对于值长的命令,除对人身、设备有直接危害者外,均应坚决执行。

1.1.8 事故处理过程中,应暂停交接班工作,接班人员应在上一班值长的统一指挥下进行协助处理。待故障处理结束后方可进行交接班工作。

1.1.9 事故处理结束后,各岗位值班人员均应将事故发生的现象、时间、地点及处理经过详细记录,以便进行总结和分析。

1.2 辅助设备故障一般处理原则

1.2.1 发现辅机故障跳闸后应立即检查备用辅机是否已自投,若未自投应立即手动投上。

1.2.2 若检查发现辅机运行异常,如有异常声音、振动大、轴承温度高、出力不足、润滑36

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油泄漏等情况,应立即汇报主值、值长,联系切换备用辅机并通知检修进行处理。

1.2.3 辅机设备跳闸后应到就地检查设备,确认无异常后方可再次启动。

1.2.4 出现下列情况,禁止启动辅机

1.2.4.1 跳闸原因未查明。

1.2.4.2 设备振动大。

1.2.4.3 频繁试转。

1.2.4.4 主要监视仪表失灵。

1.2.4.5 重要辅机保护不能正常投入。

1.2.4.6 无冷却介质或冷却介质泄露,压力低。

1.3 辅助设备紧急停运条件,发生下列情况之一时应紧急停运辅助设备

1.3.1 发生危及人身及设备安全情况时。

1.3.2 转动设备或电机发生剧烈振动,或清楚地听到设备内部有金属摩擦声时。

1.3.3 滑动轴承温度达65℃,滚动轴承达80℃,并有继续升高的趋势时;或轴承温度急剧上升超过规定值时;或滑动轴承温度超过80℃,滚动轴承超过90℃时。

1.3.4 轴承润滑油管、冷却水管破裂或漏泄严重,无法维持运行时。

1.3.5 设备及附近发生火灾,不能继续运行时。

1.4 辅助设备在运行中遇有下列情况之一时应倒换备用设备运行

1.4.1 盘根发热、有轻烟或大量漏油(水)调整无效时。

1.4.2 电动机外壳温度超过允许值,并继续上升。

1.4.3 转动设备电流超过极限值时。

1.4.4 轴承温度上升较快或将要越限时。

1.4.5 辅机进口滤网压差大时。

2 紧急停炉

2.1 紧急停炉条件,发生下列故障之一时应紧急停炉

2.1.1 汽包水位过高或过低。

2.1.2 运行工况、参数达到事故停炉保护动作定值,而保护拒动。

2.1.3 蒸汽压力超过极限压力,安全门拒动或对空排汽门打不开。

2.1.4 燃机排气异常,危及锅炉机组安全运行。

2.1.5 烟道出口烟气压力高。

2.1.6 锅炉水位计或压力表全部失效。

2.1.7 达到锅炉跳闸条件而保护不动作。

2.1.8 燃机、汽机保护动作须紧急停炉。

2.1.9 热工电源全部中断,无法监视机组运行情况。

2.1.10 锅炉汽、水管道爆破及元件损坏,危及设备和人身安全。

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2.1.11 燃机部件发生火灾等严重事故。

2.2 紧急停炉的步骤

只有在要求立即进入HRSG检修时才可使用紧急停炉。正常检修时不需紧急停炉,因为这样会增加锅炉的热应力。

2.2.1 关闭燃气轮机,隔离HRSG水侧。燃气轮机用启动电机带动,检查启动电机负荷和按照相应的燃机运行程序操作。在燃机运行规程允许的情况下,关闭启动电机或在最低速度运行。

2.2.2 各压力系统上使用定期排污阀来降低汽包水位到水位计可见的最低水位。关闭排污阀,等待5分钟,加入热除氧水到各压力等级的省煤器直到汽包内水位达到高水位。等5分钟后再重复程序。

注意:紧急停炉中供给省煤器的水必须达到100℃或更高,并且是已除氧水。

2.2.3 继续按照上面步骤直到压力达到0.07MPa。开启放气阀防止HRSG形成真空。此时,过热器、蒸发器和省煤器管束可以开始疏水。疏水管必需畅通和干净,若有堵塞需立即处理。

2.2.4 之后,HRSG可以采取空冷。打开所有的疏水和排气,增加冷却速度。打开离燃机最近的检查门,用风机鼓风冷却。

2.2.5 如果需在炉顶检修,应对炉顶部分单独进行强制通风,可采用压缩空气对炉顶部分吹扫等方法加快冷却。

2.2.6 紧急停炉后再启动应按冷态启动方式。

3 故障停炉

3.1 故障停炉条件,发生下列故障之一时应申请停炉

3.1.1 锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重恶化,经采取措施仍无法恢复时。

3.1.2 锅炉承压部件泄漏,烟气可能吹损其它受热面或对人身造成威胁时。

3.1.3 高压汽水管道、法兰、阀门漏泄无法隔离时。

3.1.4 当炉外管道有漏汽、漏水现象时,必须立即查明原因,采取措施,不能与系统隔离进行处理时应停炉处理。

3.1.5 安全门起跳后不回座,经降负荷、降压力调整仍不能回座。

3.1.6 控制气源失去,短期内无法恢复时。

3.1.7 PCV阀和锅炉安全阀存在严重内漏或部分有缺陷不正常动作。

3.1.8 锅炉蒸汽汽温和受热面壁温严重超温,经调整无法恢复正常。

3.1.9 主要表计失灵,短时间内无法恢复。

3.2 故障停炉步骤

3.2.1 启动机组联合循环停机程序。

3.2.2 观察燃机、汽机正常减负荷。

3.2.3 观察燃机、汽机正常停运。

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3.2.4 锅炉故障停炉时,必须严密监视各部分的温度变化,必要时应根据事故的性质采取切实可行的措施。防止温度下降过快,务必保证汽包上、下壁温差≤40℃。

3.2.5 维持汽包水位正常,防止出现大的波动。

3.2.6 若机组停运过程中出现事故恶化,达到紧急停炉条件,按紧急停炉处理。 4 常见的事故处理

4.1 汽包水位计损坏

4.1.1 现象

4.1.1.1 任意一水位计显示偏差大。

4.1.1.2 任意汽包的水位计显示与就地水位计偏差大。

4.1.2 原因

4.1.2.1 压差水位计或水位开关故障。

4.1.2.2 显示水位信号错误。

4.1.2.3 汽包压差水位计两两偏差均大于120mm。

4.1.3 处理方法

4.1.3.1 任一只就地水位计或水位变送器或水位开关故障,应及时联系有关检修人员修复。

4.1.3.2 当二只及以上压差水位计工作不可靠时,必须将给水控制切至手动控制并尽可能保持负荷稳定。当二只及以上压差水位计故障时,保护动作停机。

4.1.3.3 任一只水位变送器故障时,应加强对给水自动的监视,当二只水位变送器工作不可靠或故障时,必须将给水控制切至手动控制并尽可能保持负荷稳定。

4.1.3.4 任一只水位开关故障时,应立即联系热控处理。若需将水位保护解除后进行处理,需经总工批准,或主管生产的副总批准,必须指定专人监视和控制水位。

4.1.3.5 若所有的汽包水位计全部故障,则执行紧急停炉。

4.1.3.6 在进行压差水位计或水位开关的隔绝操作前,应由热控人员做好防止保护和联锁误动的措施。增加集控室水位指示与就地水位指示的核对次数,并加强运行中的监视。

4.2 汽、水管道损坏

4.2.1 现象

4.2.1.1 过热蒸汽、再热蒸汽管道泄漏或爆破时,只听到响声,看不见工质。水管道泄漏或爆破时,既听到响声,又可见汽、水外喷。

4.2.1.2 汽、水管道的泄漏点被保温层盖住时,该处保温潮湿或有水渗出。

4.2.1.3 蒸汽管道爆破时,主汽流量急剧升高或急剧降低,机组负荷下降。

4.2.1.4 给水管道爆破时,给水流量急剧升高或急剧降低,汽包水位急剧下降。

4.2.1.5 减温水管道爆破时,减温流量不正常地升高或降低。

4.2.2 处理方法

4.2.2.1 发现汽、水管道泄漏,尚能维持锅炉运行并且对泄漏点周围的设备或人身安全没

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有危害时,维持锅炉运行;有危害时,申请停炉。

4.2.2.2 对泄漏点周围设围栏或红白带等安全措施,防止汽水伤人。

4.2.2.3 当汽水管道爆破,无法控制汽包水位时,立即紧急停炉。

4.2.2.4 紧急停炉后,应视爆破点的位置采取有效的措施,尽可能维持汽包水位。

4.3 汽温超限

4.3.1 现象

4.3.1.1 热工信号及监视器上过热蒸汽温度高报警或温度低报警。

4.3.1.2 监视器上显示出实际温度值超高或超低。

4.3.1.3 过热蒸汽流量不正常小于∕大于给水流量。

4.3.1.4 若是严重满水引起温度急剧下降,则蒸汽管道有水击声。

4.3.2 原因

4.3.2.1 减温水自动失灵。

4.3.2.2 减温水调节电动门卡涩或失灵。

4.3.2.3 燃机或汽机突然大量减少∕增加负荷。

4.3.2.4 温度计失灵或不准确。

4.3.2.5 锅炉严重满水或缺水。

4.3.3 处理方法

4.3.3.1 确认温度计指示正确,若表计失灵或不准确通知热工人员校正或更换表计。

4.3.3.2 将减温水自动调节改为手动调节。

4.3.3.3 加强运行监视,避免操作失误。

4.3.3.4 必要时调节燃机、汽机负荷。

4.3.3.5 温度上升超过极限值或温度下降超过极限值,应紧急停炉。

4.4 汽压超限

4.4.1 现象

4.4.1.1 控制盘上过热蒸汽压力高∕低报警。

4.4.1.2 蒸汽压力表显示出实际压力值过高∕过低。

4.4.1.3 压力过高时安全阀发生动作。

4.4.2 原因

4.4.2.1 燃机、汽机增减负荷动作太快或汽机甩负荷。

4.4.2.2 汽机进汽调节阀自动关闭。

4.4.2.3 运行人员监视调整不及时。

4.4.2.4 压力表计失灵或指示不正确。

4.4.3 处理方法

4.4.3.1 确认压力表指示正确,若表计失灵或不准确通知热工人员处理。 40

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4.4.3.2 确认高中低压过热器安全阀位置正确。

4.4.3.3 如压力高,确认蒸汽旁路开启,若未开启,手动调整旁路。

4.4.3.4 迅速开启PCV阀。

4.4.3.5 调整燃机、汽机负荷。

4.5 受热面泄漏

4.5.1 现象

4.5.1.1 炉管损坏处有泄漏声,有水不断渗出,严重时从不严密处向外冒蒸汽和烟气。

4.5.1.2 汽包水位迅速下降,蒸汽压力下降。

4.5.1.3 给水流量不正常增大,过热蒸汽流量减小。

4.5.1.4 受热面炉管损坏处以后的烟气温度下降。

4.5.1.5 主、再热蒸汽参数异常变化。

4.5.1.6 排烟温度降低。

4.5.2 原因

4.5.2.1 锅炉给水、炉水的水质不合格,炉管内结垢腐蚀。

4.5.2.2 长期超温运行,管子有堵塞,造成水循环破坏,受热不均。

4.5.2.3 材质、工艺不良。

4.5.3 处理方法

4.5.3.1 当泄漏不严重时,能维持锅炉正常运行时,可降负荷运行,同时汇报值长,请示停炉。

4.5.3.2 当锅炉爆管且无法维持锅炉正常运行时,应立即停炉。

4.5.3.3 停炉后,应加大给水流量维持汽包水位。若不能维持汽包水位时,确认汽包已无可预见水位,严禁上水。

4.6 安全门故障

4.6.1 现象

4.6.1.1 安全门到动作压力拒动。

4.6.1.2 安全门动作后不回座。

4.6.2 原因

4.6.2.1 安全门机械整定值不正确。

4.6.2.2 安全门校验后卡扳未解除或机械故障。

4.6.2.3 安全门卡涩。

4.6.3 处理方法

4.6.3.1 由于负荷突降造成压力上升至安全门动作压力而安全门未动作时,应迅速紧急停炉,立即开启向空排汽电动门进行降压。

4.6.3.2 若安全门起座后不回座,应适当降低锅炉负荷,关小烟气挡板开度,降低压力使

41

IGCC-Q/301·01-2010

安全门回座。同时应注意调节汽包水位和汽温正常,并请示值长要求停炉。若汽压、汽温持续下降,不能维持机组正常运行时,应紧急停炉。

4.6.3.3 将事故过程及处理情况做详细记录。

4.7 蒸汽及给水管道水冲击

4.7.1 现象

4.7.1.1 管道水击时,压力表指示不稳。

4.7.1.2 管道内有严重水击声,管道剧烈震动。

4.7.2 原因

4.7.2.1 给水压力或给水温度剧烈变化。

4.7.2.2 管道或受热面进水时,没有排尽空气或给水流量过大。

4.7.2.3 锅炉升压时,蒸汽暖管不充分,疏水未排尽。

4.7.2.4 蒸汽温度过低或蒸汽带水。

4.7.2.5 运行时发生满水事故。

4.7.3 处理方法

4.7.3.1 当给水道发生水冲击时,可适当关小给水调节门,开启管路各放空气门,直至水击现象消失。

4.7.3.2 关闭或关小受热面减温器减温水。

4.7.3.3 若蒸汽管道发生水冲击,开启过热器及蒸汽管道疏水门。

4.7.3.4 汽水管道水冲击消除后,应检查吊架的情况,及时消除所发现的缺陷。

4.8 炉内水击

4.8.1 现象

4.8.1.1 锅炉汽包内有水击声。

4.8.1.2 水位计水位指示下降。

4.8.2 原因

4.8.2.1 在供汽前蒸汽管道没有进行疏水,导致管道水冲击。

4.8.2.2 供汽时开启阀门速度太快。

4.8.2.3 主蒸汽管道托架松动引起振动。

4.8.2.4 省煤器进口烟温度过高,引起给水温度过高,使水在省煤器内汽化沸腾,引起冲击。

4.8.3 处理方法

4.8.3.1 在送汽时管道发生水击声,应立即关闭阀门停止供汽,进行管道疏水,然后再缓慢开启阀门送汽。

4.8.3.2 若因水平管道的支架松动引起管道振动,应立即联系检修将支架和管卡加固。

4.8.3.3 如省煤器内水沸腾,则应适当降低燃机的排烟温度,适当加大给水量。 42

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4.9 汽水共腾

4.9.1 现象

4.9.1.1 汽包水位发生急骤波动,严重时,汽包水位计看不清水位。

4.9.1.2 过热蒸汽温度急骤下降。

4.9.1.3 严重时,蒸汽管内发生水冲击。

4.9.2 原因

4.9.2.1 给水、炉水质量不符合标准,悬浮物或含盐量过大。

4.9.2.2 没有按规定进行排污。

4.9.2.3 汽机负荷突增或突降。

4.9.2.4 汽水分离装置有缺陷。

4.9.3 处理方法

4.9.3.1 适当降低锅炉蒸发量,并保持稳定。

4.9.3.2 全开连续排污门,必要时,开启事故放水门或其它排污门。

4.9.3.3 维持汽包水位略低于正常水位。

4.9.3.4 开启过热器和蒸汽管道疏水门,并开启汽机有关疏水门。

4.9.3.5 通知化学值班人员取样化验,采取措施改善炉水质量。

4.9.3.6 在炉水质量未改善前,不允许增加锅炉负荷。

4.9.3.7 故障消除后,应冲洗汽包水位计。

4.9.3.8 过热蒸汽、再热蒸汽若发生水冲击,影响汽轮机安全时,应打闸停机。

4.10 燃机甩负荷

4.10.1 现象

4.10.1.1 燃机甩部分负荷或负荷下降至零。

4.10.1.2 过热蒸汽压力和蒸汽温度大幅下降并报警。

4.10.1.3 锅炉入口烟温及各测点烟温明显下降。

4.10.1.4 汽包水位上升。

4.10.2 处理

4.10.2.1 汽机减负荷配合调整。

4.10.2.2 迅速将减温水自动调节改为手动调节。

4.10.2.3 注意及时调整给水量及汽包水位。

4.10.2.4 按值长令正常停炉或配合燃机调节。

4.10.2.5 做好停炉保压工作,准备重新启动。

4.11 汽机甩负荷

4.11.1 现象

4.11.1.1 过热蒸汽流量突然大幅减少。

43

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4.11.1.2 主汽压力突然大幅增高,严重时汽包安全阀动作。

4.11.1.3 汽包水位先低后高。

4.11.1.4 给水流量大幅增大。

4.11.1.5 主汽压力高报警。

4.11.2 处理方法

4.11.2.1 迅速开启对空排汽门调整主汽压力达正常值,保证安全阀迅速正常回座。

4.11.2.2 汇报值长。

4.11.2.3 将给水、汽温自动切为手动进行调整。

4.11.2.4 如果汽包水位变化较快,造成水位过高或过低,达到保护动作值时,应立即停炉。

4.11.2.5 做好停炉保压工作,准备重新启动。

4.12 厂用380V电源中断

4.12.1 现象

4.12.1.1 380V电流表、电压表指示回零。

4.12.1.2 运行中380V电动机停止转动,低电压保护动作,音响报警。

4.12.1.3 与380V相关的热工、电气仪表指示异常,电动阀、调节阀不能操作。

4.12.2 原因

4.12.2.1 低压厂变或厂用母线故障。

4.12.2.2 电缆故障引起厂用电开关跳闸。

4.12.2.3 运行人员误操作。

4.12.3 处理方法

4.12.3.1 380V厂用电确认已中断,应立即紧急停止燃机,汇报值长和有关领导。

4.12.3.2 复置跳闸辅机开关,将各自动调节切为手动,电动门及电动执行机构应手动操作。

4.12.3.3 密切注意锅炉的水位、汽温和汽压变化情况,及时相应的操作。

4.13 锅炉热工电源中断

4.13.1 现象

4.13.1.1 电动执行机构异常,开度回零,无法对设备进行遥控。

4.13.1.2 仪表指示异常,报警信号灯不亮,无声响。

4.13.1.3 锅炉调节失常,甚至跳闸。

4.13.2 原因

4.13.2.1 电气系统及电源母线故障。

4.13.2.2 开关、刀闸故障,备用电源未自投。

4.13.2.3 总电源或分电源保险丝熔断。

4.13.3 处理方法

4.13.3.1 保持负荷稳定,避免过多调节。

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4.13.3.2 将设备改手动,就地观察表计情况,并及时联系。

4.13.3.3 要求热工、电气检修人员迅速处理,尽快恢复供电。

4.13.3.4 应严密监视汽包水位,必要时紧急停炉。

4.13.3.5 若热工电源不能及时恢复,应立即停炉。

4.14 厂用10KV电源中断

4.14.1 原因

4.14.1.1 高压厂变、发电机、厂用电母线故障。

4.14.1.2 电缆故障引起厂用电开关跳闸,备用电源未能自动投入。

4.14.1.3 运行人员误操作。

4.14.2 处理方法

4.14.2.1 若10KV厂用电源部分失去,且锅炉未跳闸时:

4.14.2.1.1 迅速切至备泵运行,调整好锅炉参数,必要时可减负荷运行;

4.14.2.1.2 检查备泵运行情况,原运行泵需要隔离的应隔离;

4.14.2.1.3 严格控制汽包水位,若给水泵跳闸造成水位低到停炉保护值,应紧急停炉;

4.14.2.1.4 及时调整减温水量,保持汽温稳定。

4.14.2.2 若10KV厂用电全部中断或锅炉已跳闸:

4.14.2.2.1 将所有10KV辅机复位至停止位置;

4.14.2.2.2 检查10KV厂用电全部中断的原因;

4.14.2.2.3 关烟囱挡板;

4.14.2.2.4 待厂用电恢复后,重新开启烟囱挡板,启动机组。

4.15 给水泵汽化

4.15.1 现象

4.15.1.1 泵内噪音增大。

4.15.1.2 泵电流,出入口压力、流量急剧下降并摆动。

4.15.1.3 泵组振动增大。

4.15.2 原因

4.15.2.1 进口压力低于该温度下的饱和压力。可能由于入口滤网堵塞、进口管有空气或低压汽包水位过低及水温过高。

4.15.2.2 流量降低、给水再循环门未打开。

4.15.3 处理方法

4.15.3.1 按紧急停泵要求处理。

4.15.3.2 迅速查明汽化原因,逐一消除。

4.15.3.3 故障泵停用时,发现有明显的金属声或惰走时间显著缩短时,应仔细检查,找出原因并处理。

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4.15.3.4 备用泵启动后如也发生汽化,应汇报值长,要求减负荷或停机。

4.16 给水泵的故障处理

4.16.1 下列情况下应立即停运给水泵

4.16.1.1 给水泵达到保护值未动作;

4.16.1.2 电机、泵体内部有异常响声,如果不及时停运将对泵、电机造成严重损坏时;

4.16.1.3 油系统着火,不能很快扑灭,严重威协安全运行时;

4.16.1.4 油箱油位降至最低,经加油不能恢复时;

4.16.1.5 给水泵严重汽化,经调整再循环无效时;

4.16.1.6 给水泵漏水,泵外壳破裂,给水管道破裂,危及人身和设备安全时。

4.16.2 故障停运给水泵的操作

4.16.2.1 汇报值长,准备切换给水泵;

4.16.2.2 将故障泵切为备用泵运行;

4.16.2.3 检查备用泵运行正常;

4.16.2.4 按正常停泵操作停止故障泵运行。

4.17 汽包水位高

4.17.1 现象

4.17.1.1 汽包水位计高于正常水位。

4.17.1.2 控制室各水位计同时向正值增大,高水位报警。

4.17.1.3 给水流量不正常大于蒸汽流量。

4.17.1.4 蒸汽电导率增加。

4.17.1.5 蒸汽带水时,过热蒸汽温度急剧下降,主蒸汽管道发生水击和摆动。

4.17.2 原因

4.17.2.1 给水自动失灵,或被控设备(给水泵、调门等)故障失控,使给水流量大于蒸汽流量,高水位报警信号失灵,运行人员发现不及时。

4.17.2.2 运行手操时失误,调整不及时或误操作。

4.17.2.3 水位计、蒸汽流量、给水流量指示不正常,造成运行人员误判断而误操作。

4.17.2.4 安全门动作,造成瞬间高水位,自动调节跟不上。

4.17.2.5 给水控制方式切换过程中,控制不当,给水量大于蒸发量,水位上升。

4.17.3 处理方法

4.17.3.1 对比汽、水流量和各水位计指示以确认水位指示是否正确。

4.17.3.2 立即手动关小给水调门或降低给水泵的转速,检查紧急放水门联锁打开或保护打开。若因主汽压力突降引起,应谨慎减少给水量,防止虚假水位过后继而发生缺水。

4.17.3.3 若过热器汽温明显下降,立即打开过热器和主汽管道相关的疏水门,待汽温恢复正常后再关闭。

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4.17.3.4 给水控制方式切换应在汽压稳定工况下进行,切换过程中应控制给水量不突变。若水位无法控制,做好停机的准备。

4.17.3.5 水位已控制在允许的范围内后,应进一步查找原因并作相应的处理。

4.17.3.6 如果水位高于跳机值,而保护未动作,或因水位高出现水冲击,立即事故停机。

4.18 汽包水位低

4.18.1 现象

4.18.1.1 汽包水位计低于正常水位。

4.18.1.2 控制室各水位计同时降低,低水位报警。

4.18.1.3 给水流量不正常小于蒸汽流量。

4.18.2 原因

4.18.2.1 给水自动失灵或被控设备(给水泵、调整门)故障失控,使给水流量小于蒸汽流量,低水位报警信号失灵,运行人员发现不及时。

4.18.2.2 手操时运行失误,调整不及时或误操作。

4.18.2.3 水位计、蒸汽流量,给水流量指示不正确,造成运行人员误判断而误操作。

4.18.2.4 定排门漏泄或排污量过大,集箱疏水阀误开。

4.18.2.5 主汽压力突升,造成瞬间低水位,自动调节跟不上。

4.18.3 处理方法

4.18.3.1 对照所有水位计,确认水位低。

4.18.3.2 因给水自动失灵,应将给水自动切为手动操作;提高给水泵转速,增加给水量,因给水泵失控,立即启动备用泵,并用其调整控制。

4.18.3.3 在上述处理过程中,若发现给水流量始终小于蒸汽流量,但仍有下降趋势时,燃机应适当减负荷,使蒸汽流量小于或稍小于给水流量,以稳住水位。

4.18.3.4 若由于主汽压力突升引起,应谨慎增加给水量,防止虚假水位过后继而引发满水位。

4.18.3.5 若是疏水阀误开引起水位低时,除增大给水量外,应及时关闭疏水阀。若是爆管引起水位低时,按爆管事故进行处理。

4.18.3.6 因排污引起时,应立即停止排污。

4.18.3.7 经上述处理,若水位无法控制,做好停机的准备。

4.18.3.8 如果水位低于跳机值,而保护未动作,立即事故停机。

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第六章 辅助设备

1 辅机运行的基本规定

1.1 辅机检修后首次启动,必须有检修及有关人员在场进行试转,试转合格后方可正式运行或转入备用。

1.2 辅机在运转前必须进行全面检查,确认具备启动条件后方可启动,处于备用状态的辅机应随时可以启动。

2 辅机运行中的维护

2.1 辅机正常运行时,应按巡回检查项目进行定期检查。

2.2 运行人员必须认真监视各表计指示,当发现表计指示和正常指示有差异时,应及时查明原因,采取措施进行调整。

2.3 定期检查泵润滑油油质,如不合格,应采用滤油、换油措施。

2.4 按规定进行设备的定期切换和试验工作。

2.5 根据设备运行周期,定期对设备轴承加油。

2.6 根据季节变化,做好设备的防护措施及保养工作。

2.7 转动设备允许振动值

3 给水泵

3.1 高压给水泵

3.1.1 允许启动的条件:

3.1.1.1 润滑油压力≥1.0MPa。

3.1.1.2 润滑油温度≥35℃。

3.1.1.3 出口阀处于关闭状态。

3.1.1.4 液力偶合器的勺管5%以下。

3.1.1.5 电机具备启动条件。

3.1.1.6 泵体上下温差≤20℃。

3.1.2 泵的启动

3.1.2.1 暖泵。

暖泵的要求:

3.1.2.1.1 泵的壳体上下温差小于15℃。

3.1.2.1.2 泵与电机联轴器上下偏差小于0.05mm。

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3.1.2.1.3 暖泵温升速度一般应为1℃~2℃/min。

3.1.2.2 检查冷却水压力是否正常,并将冷却管全部开放。

3.1.2.3 检查给水泵进水的温度和压力,进水压力不低于该温度下饱和压力的1.13倍。

3.1.2.4 检查给水泵组的电气部分已终结,各种仪表完好,辅助油泵联动保护已投,已进行油循环,油质化验合格,油位正常,轴承前的油压为0.07~0.15MPa,冷却密封水投入正常。

3.1.2.5 启动给水泵定速后迅速停泵,记录惰走时间。

3.1.2.6 如果惰走时间不小于50秒,可正式启动给水泵。

3.1.2.7 系统稳定后投入泵联锁。

3.1.3 泵运行中的检查、监视和注意事项

3.1.3.1 泵各部螺丝无松动,安全罩牢固,现场清洁无障碍物,无异常声音。

3.1.3.2 电机电流、电压指示正常。

3.1.3.3 检查当进水温度为158℃时,进水压力不低于汽化压力的1.13倍,即0.603MPa。

3.1.3.4 检查出水压力正常,入口滤网差压正常。

3.1.3.5 检查平衡压力正常(一般不高于进水压力0.3MPa)。

3.1.3.6 检查轴承回油温度不超过70℃。

3.1.3.7 检查冷却水进水回水温差不大于10℃。

3.1.3.8 检查油箱中的油位正常,油质合格,系统无漏水,漏油现象。

3.1.3.9 定期检测轴承处的振动值,垂直方向不大于0.06mm,水平方向不大于0.08mm。

3.1.3.10 注意低压汽包水位,防止因低压汽包水位下降,而引起泵汽化。

3.1.4 泵的停运

3.1.4.1 退出泵联锁。

3.1.4.2 关闭泵的出口门,关闭时应确保最小流量系统在最小给水时能起作用。

3.1.4.3 液力偶合器辅助油泵应确保自动启动。

3.1.4.4 关闭电机,看是否有惰走,水泵转子不应突然停住。

3.1.4.5 当转子停止转动后,关闭液力偶合器辅助油泵。

3.2 中压给水泵

3.2.1 允许启动条件:

3.2.1.1 入口滤网差压不高。

3.2.1.2 出口阀处于关状态。

3.2.1.3 轴承温度低于70℃。

3.2.1.4 控制开关在远方。

3.2.1.5 无控制电源断开。

3.2.2 启动前的准备

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3.2.2.1 检查油位正常,油质合格。

3.2.2.2 检查冷却水管路,机械密封冲洗管路,暖泵管路是否完好。

3.2.2.3 开冷却水进出口门,冷却器放空气门。

3.2.2.4 开仪表管路放空气门,机械密封冲洗管路放空气门。

3.2.2.5 全开机械密封冲洗管路进出口门。

3.2.3 泵的启动

3.2.3.1 检查泵的出口门,各管路放水门、放空气门关闭。

3.2.3.2 开泵的进口门,平衡管路阀门。

3.2.3.3 启动相应泵。

3.2.3.4 当泵达到全速时,检查平衡室压力,平衡室压力大约高于泵进口门压力0.05~0.3MPa,否则停机检查平衡水管路。

3.2.3.5 监视泵出口压力表,慢慢打开泵出口门。

3.2.3.6 系统稳定后投入泵联开关。

3.2.4 泵运行中的检查、监视和注意事项

3.2.4.1 泵各部螺丝无松动,安全罩牢固,现场清洁无障碍物,无异常声音。

3.2.4.2 电机电流、电压指示正常。

3.2.4.3 轴承温度、振动正常。

3.2.4.4 泵进出口压力正常。

3.2.4.5 机械密封泄漏量正常。

3.2.5 泵的停运

3.2.5.1 退出泵联锁。

3.2.5.2 关泵出口门至最小流量。

3.2.5.3 关闭电机开关,关闭出口门。

3.2.5.4 泵完全停止后,关闭进口门、平衡水管路阀、暖泵管路保温阀。

3.2.5.5 泵体温度低于80℃时,停供冷却水。

3.2.5.6 在停机期间,泵、管路及冲洗泵液附件完全排空,防止冻坏。

给水泵保护跳闸值

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给水泵保护报警值

作30秒后停止工作。

4 液力偶合器

4.1 启动条件:

4.1.1 新安装或大修后第一次启动,应断开液力偶合器对轮,手盘转子灵活,并空载试电

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机方向正确,停电重新连接对轮。

4.1.2 设备完好,联轴器防护罩安装牢固,检修工作全部结束,现场整洁符合要求。

4.1.3 联系热控投入全部仪表和保护。

4.1.4 偶合器油箱油位在油窗“最高静止油位”处,油质化验合格。

4.1.5 启动前油箱油温控制在20~30℃,油温低于5℃时,应投入电加热器。

4.1.6 联系电气测电机绝缘合格,电机送上电源。出口门电机送电,送上勺管控制电源。

4.1.7 手动或电动操作勺管应灵活,无卡涩,能停留在任何所需要的位置上,然后将勺管放在0%位。

4.1.8 冷油器水源正常可用,入、出口门关闭,水侧放空气门打开。

4.2 启动

4.2.1 合上操作开关,启动高压给水泵。可在25秒内匀速地将勺管开度由0%调整到100%位置。

4.2.2 大修后第一次启动,在主电机定速后,应立即停下,向偶合器箱体内再次补油至油窗“最高静止油位”处,然后做第二次启动。

4.2.3 若勺管在0%位启动后,偶合器出现噪音,可稍稍提高勺管位置,仍不能消除时,应停泵检查。

4.2.4 开启高压给水泵出口门。

4.2.5 投入高压给水泵联锁开关。

4.2.6 开启偶合器冷油器入口水门,向冷油器内充水排气,排气正常后关闭放空气门,用冷油器出口水门调整油温40~43℃,不可大于50℃。

4.2.7 将勺管开度调整到与负荷相适应的开度,视具体运行情况投入勺管自动。

4.3 备用

4.3.1 高压给水泵备用时,出口门应开启。

4.3.2 勺管开度应投入自动。

4.3.3 偶合器冷油器入、出口门应关闭,放空气门应打开,以防冷油器泄漏造成油中带水。

4.4 停止

4.4.1 断开高压给水泵联锁开关。

4.4.2 匀速降低勺管位置至0%,关闭高压给水泵出口门。

4.4.3 拉下高压给水泵操作开关。

4.4.4 关闭冷油器入、出口水门。

4.5 正常维护

4.5.1 偶合器垂直振动要求不大于0.04mm,高压给水泵轴承垂直振动不大于0.05mm。

4.5.2 偶合器箱体油位应符合下列要求:

4.5.2.1 偶合器停运时,箱体油位在油窗“最高静止油位”处,否则应加油。

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4.5.2.2 偶合器运行时,箱体油位应高于油窗“最低运转油位”处。

4.5.3 勺管出口(冷油器入口)最佳工作油温为75±5℃,最低不低于45℃,最高不高于100℃。

4.5.4 偶合器轴承金属温度允许比工作油温高10~15℃,大于此值时应查明原因,将温度降至允许范围内。

4.5.5 偶合器冷油器出口油温应控制在40~43℃。 偶合器保护定值表

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IGCC-Q/301·01-2010 附录一 余热锅炉整定值

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附录二 水蒸汽饱和蒸汽温度表

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附录三 余热锅炉冷态启动曲线

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附录四 余热锅炉温态启动曲线

附录五 余热锅炉热态启动曲线

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IGCC-Q/301·01-2010 附录六 启动前阀门状态表

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