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9FA燃气-蒸汽联合循环机组余热锅炉运行规程(第三版)






第一章 余热锅炉概述及设计规范............................................... 1 第一节 概 述........................................................... 1 第二节 余热锅炉设计规范 ..................

............................... 1 第三节 锅炉保护及联锁 ................................................... 6 第二章 余热锅炉的辅机....................................................... 11 第一节 给水泵.......................................................... 11 第二节 省煤器再循环泵 .................................................. 14 第三节 排污扩容器 ...................................................... 15 第三章 余热锅炉的启动..................................................... 17 第一节 锅炉冷态启动 .................................................... 17 第二节 锅炉温、热态启动 ................................................ 19 第四章 余热锅炉的正常运行及参数调整 ........................................ 21 第一节 锅炉正常运行主要巡检项目 ........................................ 21 第二节 锅炉正常运行主要监视内容 ........................................ 21 第三节 锅炉正常运行参数调整 ............................................ 22 第五章 余热锅炉的事故处理.................................................. 25 第一节 事故处理原则 .................................................... 25 第二节 紧急停炉 ........................................................ 25 第三节 事故处理 ........................................................ 25 第六章 余热锅炉的停炉及保养................................................ 34 第一节 停炉方式 ........................................................ 34 第二节 锅炉保养 ........................................................ 35 第七章 余热锅炉的试验...................................................... 37 第一节 水压试验 ........................................................ 37 第二节 安全阀校验 ...................................................... 41

2×395MW 联合循环机组运行规程

余热锅炉

第一章

余热锅炉概述及设计规范
第一节 概 述

1.

概况 型号:Q2384/605-286(42.7)-10(0.4)/566.5(296.5) 形式:三压、再热、卧式、无补燃、自然循环余热锅炉 制造商:武汉锅炉股份有限公司 配套燃机:PG9351FA

2.

3.

结构:露天全悬吊结构,正压运行,锅炉烟囱标高 50M 锅炉结构简要说明 余热锅炉为三压、再热、卧式、无补燃、自然循环型余热锅炉。锅炉采用卧式 布置,全悬吊管箱结构。锅炉本体受热面管箱由高/中/低压汽包及附件、高压过热 器、再热器、高压蒸发器、高压省煤器、中压过热器、中压蒸发器、中压省煤器、 低压过热器、低压蒸发器、低压省煤器等组成。 汽水流程 凝结水经凝泵升压后,依次进入 2 级低压省煤器,在低压省煤器进口布置有再 循环管回水。经过加热后,一部分经再循环泵回到低压省煤器 1 入口,与凝结水混 合,提高省煤器 1 的进水温度,使低压省煤器后的烟气温度高于露点温度;一部分 与低压给水三通阀来的凝结水混合,使低压汽包的进水温度低于饱和温度。低压汽 包里的工质,一部分经给水泵,成为高、中压给水;一部分由下降管进入低压蒸发 器,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。分离出 来的水回到汽包的水空间,饱和蒸汽则经过饱和蒸汽引出管送到低压过热器,继续 被加热成为低压过热蒸汽,与中压缸排汽混合后,进入低压缸做功。 给水泵第 3 级后抽出的工质成为中压给水,进入中压省煤器,在中压省煤器进 口布置有再循环管。中压给水在中压省煤器中加热到接近饱和温度后,一部分去天 然气性能加热器, 一部分进入中压汽包。 中压汽包中的水由下降管进入中压蒸发器, 加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。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送到中压过热器,继续被加 热成为过热蒸汽,与高压缸排汽(冷再蒸汽)混合后,进入再热器 1 加热,出口蒸 汽经过再热器减温器,由中压给水来的减温水调节温度后进入再热器 2,温度进一 步提高后,进入汽机中压缸中做功。在需要时,中压汽包可以给低压汽包补汽。 给水泵出口工质为高压给水,依次经过 7 级高压省煤器进入高压汽包。高压汽 包中的水由下降管进入高压蒸发器,加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。分离出来的水回到汽包的水空间,饱和蒸汽经过饱和蒸汽 引出管被依次送到高压过热器 1、2 加热,出口蒸汽经过高压蒸汽减温器,由高压给 水来的减温水调节温度后再依次送入高压过热器 3、 内继续加热, 4 温度进一步提高 后,进入汽机高压缸做功。在需要时,高压汽包可以向中压汽包补汽。 第二节 余热锅炉设计规范

1.

燃机排气烟气参数(设计工况)
- 1 -

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余热锅炉

项目 负荷 大气 条件 环境温度 相对湿度 大气压力 烟气流量 HRSG 入口 烟气温度 烟气压力 烟气焓值 氩 烟气 成分 氮 氧 二氧化碳 水蒸气 2. 蒸汽参数

单位 % ° C % kpa 10 kg/ h ° C kpa.a kJ/kg % % % % %
3

性能保证值 100 15.2 79 101.56 2383.60 604 104.9 652.8 0.88 74.2 12.53 3.76 8.62

冬季工况 100 2 70 102.63 2519.80 588.1 106.3 630.9 0.89 74.86 12.72 3.75 7.78

夏季工况 100 28 85 100.38 2204.90 616.7 103.2 674.5 0.87 72.82 12.2 3.74 10.37

ISO 工况 100 15 60 101.35 2383.70 603.7 104.7 651.2 0.89 74.45 12.6 3.76 8.3

高压部分: 高压部分最大连续蒸发量 高压部分额定蒸汽出口压力 高压部分额定蒸汽出口温度 中压部分 中压部分最大连续蒸发量 中压部分额定蒸汽出口压力 中压部分额定蒸汽出口温度 再热部分: 再热部分最大连续蒸发量 再热部分额定蒸汽出口压力 再热部分额定蒸汽出口温度 再热部分冷再热蒸汽流量 再热部分冷再热蒸汽温度 低压部分: 低压部分最大连续蒸发量 低压部分额定蒸汽出口压力 低压部分额定蒸汽出口温度 低压省煤器入口温度 低压省煤器再循环量 中压省煤器出口至性能加热器: 温度 流量 3. 主要承压部件及受热面 3.1 汽包 3.1.1 说明

286.1 t/h 9.99 MPa 566.5 ℃ 40.2t/h 2.326 MPa 301.6℃ 314.2 t/h 2.23 MPa(g) 566.2 ℃ 273.0 t/h 364.7 42.7 t/h 0.40 MPa 296.5℃ 33.9℃ 130.3t/h 212.9℃ 33.5t/h

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余热锅炉

3.1.2

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。高压汽包的一次分离装置为旋风分离器,第二次分 离通过钢丝网分离。中、低压汽包的一次分离装置为挡板分离器,第二次分离通过 钢丝网分离。 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: 2.1 分钟;中压: 7.5 分钟;低压: 7.1 分钟。 设计参数: 设计压力(MPa) 工作压力(Mpa) 设计温度(℃) 工作温度(℃) 汽包中心标高(m) 直段长(m) 内径(mm) 壁厚(mm) 规格 材质 设计压力(MPa) 工作压力(Mpa) 设计温度(℃) 工作温度(℃) 汽包中心标高(m) 直段长(m) 内径(mm) 壁厚(mm) 规格 材质 设计压力(MPa) 工作压力(Mpa) 设计温度(℃) 工作温度(℃) 汽包中心标高(m) 直段长(m) 内径(mm) 壁厚(mm) 规格 材质 12.9 10.92 331 319 30.61 14.5 Φ 1792 100 Φ 1992× 100 SA-299 3.7 2.38 248 224 30.37 14.5 Φ 1508 46 Φ 1600× 46 SA-516Gr70 1.0 0.33 185 147 31.005 14.5 Φ 2800 25 Φ 2850× 25 SA-516Gr70 以汽包中心线为 0 位 正常水位 低水位 低低水位 低低低水位 -25 -100 -175 -700 以正常水位为 0 位 0 -75 -150 -675
- 3 -

高 压 汽 包

中 压 汽 包

低 压 汽 包

3.1.3

各汽包水位的设定值和警戒水位。 就地水位计范围

名称

高 压 汽 包

-750~300

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高水位 高高水位 高高高水位 正常水位 低水位

50 100 150 -75 -150 -225 -550 0 50 100 600 525 250 -975 675 725 775

75 125 175 0 -75 -150 -475 75 125 175 0 -75 -350 -1575 75 125 175 -1025~925 -600~250

中 压 汽 包

低低水位 低低低水位 高水位 高高水位 高高高水位 正常水位 低水位

低 压 汽 包

低低水位 低低低水位 高水位 高高水位 高高高水位

3.2 模块受热面 3.2.1 各模块的组成:(按烟气流向布置) 沿锅炉长度方向受热面分成 5 级模块,各受热面模块内的受热面管排组成见下表: 模块名 管排 高压过热器 4 再热器 2 高压过热器 3 模块 1 高压过热器 2 再热器 1.2 再热器 1.1 高压过热器 1 高压蒸发器 高压蒸发器 高压蒸发器 模块 2 高压蒸发器 高压省煤器 7 高压省煤器 6 中压过热器 低压过热器 高压省煤器 5 高压省煤器 4B 模块 3 高压省煤器 4A 中压蒸发器 中压蒸发器 高压省煤器 3 中压省煤器
- 4 -

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余热锅炉

高压省煤器 2 高压省煤器 1 模块 4 低压蒸发器 低压蒸发器 低压蒸发器 低压省煤器 2E 低压省煤器 2D 模块 5 低压省煤器 2C 低压省煤器 2B 低压省煤器 2A 低压省煤器 1 3.2.2 受热面 名 称 高压过热器 4 级 高压过热器 3 级 高压过热器 2 级 高压过热器 1 级 高压蒸发器 高压省煤器 (1、2、3、4、5、 6、7 级) 中压过热器 中压蒸发器 中压省煤器 再热器 2 级 再热器 1 级 低压过热器 低压蒸发器 低压省煤器 (1、2 级) 3.3 锅炉水容积 名 称 高压省煤器 高压汽包 高压蒸发器 高压过热器 中压省煤器 中压汽包 中压蒸发器 中压过热器 水压试验/m 37.93 39.45 26.52 16.9 2.48 27.93 8.64 5.4
3

布置形式

管子规格 Φ38x3.7 Φ31.8x4.3 Φ31.8x3.4 Φ31.8x2.6

管子材料 SA-213 T91 SA-213 T22 SA-213 T11 SA-210 A1

翅片形式

翅片材料

备注

错列

圆片形

T409

错列

Φ31.8x2.6

锯齿形

碳钢

最小循环 倍率 6

错列 / 错列 / 错列 错列 错列 错列

Φ31.8x2.6

SA-210 A1

锯齿形 圆片形

碳钢

Φ31.8x2.6

SA-210 A1

锯齿形 锯齿形

碳钢

最小循环 倍率 15

Φ50.8x2.6 Φ44.5x2.6 Φ44.5x2.6 Φ38x2.6 Φ38x2.6

SA-213 T91 SA-213 T22 SA-210 A1 SA-210 A1 SA-210 A1

圆片形 园片形 锯齿形 锯齿形

T409 碳钢 碳钢 碳钢 最小循环 倍率 30

正常运行/m 37.93 19.7 26.52 / 2.48 13.5 8.64 /

3

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余热锅炉

名 称 再热器 低压省煤器 低压汽包 低压蒸发器 低压过热器 合 计 4. 补水 硬度 二氧化硅

水压试验/m 90.1 51.65 95.13 28.95 13.68 444.76

3

正常运行/m / 51.65 72.3 28.95 / 261.67 给水

3

锅炉给水和补给水品质要求(GB/T12145-99) ≈0 μ mol/L ≤20 μ g/kg 硬度 氧 铁 铜 油 PH(25℃) 联氨 ≈0 μ mol/L ≤7 μ g/L ≤30 μ g/L ≤5 μ g/L ≤0.3 mg/L 9.0—9.5 10—30 μ g/L 蒸汽品质 钠 二氧化硅 铁 铜 电导率(25℃) 锅炉保护及联锁 ≤10 μ g /kg ≤20 μ g/kg ≤20 μ g/kg ≤5 μ g/kg ≤0.3 μ s/cm

电导率(25℃) ≤0.2 μ s/cm

5.

锅炉炉水和蒸汽品质(按 GB/T12145-99) 炉水品质 磷酸根 含盐量 电导率(5℃) 二氧化硅 PH(25℃) 0.5 ~ 3 mg/L ≤10 mg/L ≤20 μ s/cm ≤100 μ g/kg 9.0 ~ 9.5 第三节

1.

2. 2.1

2.2

锅炉报警 当余热锅炉控制系统发出任一报警时,运行人员必须立刻注意,分析原因,并 及时地采取措施加以控制。 锅炉保护 锅炉跳闸 当以下任何一种情况发生时,锅炉 MarkVI 发“DCS to Trip CCT”信号,送至 燃机 MarkVI 产生 “Custmer Trip Input”,从而使联合循环机组跳闸。 1) 烟囱挡板未开足( “开”行程开关 3 取 2) 2) 凝器热井液位高三值跳闸(880mm) 3) 高压汽包水位高三值跳闸(175mm) 4) 高压汽包水位低三值跳闸(-675mm) 5) 中压汽包水位高三值跳闸(175mm) 6) 中压汽包水位低三值跳闸(-475mm) 7) 低压汽包水位高三值跳闸(175mm) 8) 低压汽包水位低三值跳闸(-1575mm) 全速空载(FSNL) 当以下任何一种情况发生时,锅炉 MarkVI 发“Gas Turbine Runback to FSNL” 信号,送至燃机 MarkVI,由燃机 MarkVI 发信至 G60 跳发电机出口开关,并启动发电
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余热锅炉

2.3

3. 3.1 3.1.1 3.1.2 3.1.3 3.1.4

3.1.5

3.2 3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.2.4

3.3 3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.3.4

机出口开关失灵保护。 1) 高过出口温度达 578.3℃,延时 3 分钟; 2) 热再热出口温度达 578.3℃,延时 6 分钟; 3) 热再热出口温度达 582.2℃,延时 3 分钟; 4) 高压缸排汽温度达 412.8℃,延时 3 分钟。 当以上情况出现并触发全速空载后,如保护动作条件已消失,需要点击锅炉总 图上 Reset 按钮进行保护复位。 快速减负荷(RUNBACK) 当以下任何一种情况发生时,锅炉 MarkVI 发“Gas Turbine Fast Runback”信 号,送至燃机 MarkVI,燃机 MarkVI 闭锁加负荷,燃机快速减负荷直至发电机解列 或排气温度不大于 565.6℃。 1) 高过出口温度达 573.9℃,延时 30 分钟; 2) 高过出口温度达 578.3℃,无延时; 3) 热再热出口温度达 573.9℃,延时 20 分钟; 4) 热再热出口温度达 578.3℃,延时 3 分钟; 5) 热再热出口温度达 582.2℃,无延时; 6) 高压缸排汽温度达 412.8℃,无延时。 当以上情况出现并触发快速减负荷后,如保护条件已消失,需要点击锅炉总图 上 Reset 按钮进行保护复位。 锅炉联锁 高包水位 水位高三值(175mm) ,机组跳闸,自动关闭给水泵出口电动隔离阀,关闭高压蒸汽 旁路压力控制阀。 水位高二值(125mm) ,超驰关闭启动及主水位控制阀;延时 20s,如给水控制阀未 全关,则向两台给水泵发出跳闸指令。 水位高一值(75mm) ,延时 5s,超驰关闭启动及主水位控制阀。 当调节器输出小于 25%,延时 3 秒,启动 LCV 输出,主 LCV 关闭;当调节器输出大 于 30%,延时 3 秒,启动 LCV 关闭,主 LCV 输出。当给水流量大于 43T/H 时,启动 水位控制失效,全由主 LCV 控制。 当蒸汽流量大于 72.05t/h 且给水流量大于 72.05t/h,延时 1 秒。高压汽包水位三 冲量调节自动投入。当蒸汽流量小于 57.64t/h 且给水流量小于 57.64t/h,延时 1 秒,为单冲量控制模式。 中包水位 水位高三值(175mm) ,机组跳闸,关闭中压蒸汽旁路压力控制阀。 水位高二值(125mm),超驰关闭水位控制阀;超驰关闭中压背压控制阀。 水位高一值(75mm) ,延时 5s,超驰关闭水位控制阀。 当蒸汽流量大于 11t/h 且给水流量大于 11t/h,延时 1 秒。中压汽包水位三冲量调 节自动投入。当蒸汽流量小于 8.8t/h 且给水流量小于 8.8t/h,延时 1 秒,为单冲 量控制模式。 低包水位 水位低二值(-1575mm) ,机组跳闸,跳两台给水泵, 水位高三值(175mm) ,机组跳闸,关闭低压蒸汽旁路压力控制阀。 水位高二值,或水位高一值(75mm)延时 5s,超驰关闭水位控制阀。 当蒸汽流量大于 103.35t/h 且给水流量大于 103.35t/h, 延时 1 秒。 低压汽包水位三 冲量调节自动投入。当蒸汽流量小于 82.68t/h 且给水流量小于 82.68t/h,延时 1
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余热锅炉

3.4 3.4.1

3.4.2 3.5 3.5.1

3.5.2 3.6 3.6.1 3.6.2 3.7 3.7.1 3.7.2 3.7.3 3.8 3.8.1 3.8.2 3.9 3.9.1 3.9.2 3.10 3.10.1 3.10.2 3.11 3.11.1 3.11.2 3.12 3.12.1 3.12.2 3.13 3.13.1 3.13.2 3.14 3.14.1 3.14.2

秒,为单冲量控制模式。 高压减温水隔离阀 当燃机未跳闸,且高过减温器出口过热度高于 25℃,且主蒸汽流量高于 57.64T/H 持续 5s,且主蒸汽过热度大于 30℃,且主蒸汽温度高于 510℃时,减温水隔离阀自 动开启。 以上条件任一不满足,自动关闭减温水隔离阀。 再热器减温水隔离阀 当燃机未跳闸, 且高再减温器出口过热度高于 20℃, 且高再蒸汽流量高于 57.64T/H 持续 5s,且再热蒸汽过热度大于 30℃,且再热蒸汽温度高于 510℃时,减温水隔离 阀自动开启。 以上条件任一不满足,自动关闭减温水隔离阀。 中压背压控制阀 当蒸汽轮机 IPC 投入,且发电机出口断路器闭合,且中压旁路 PCV 调节器输出指令 大于 20%,且中压蒸汽温度高于饱和温度 40℃时,中压背压控制阀允许控制。 当高压调门开度小于 15%,或发电机出口断路器断开,或中压蒸汽电动隔离阀关闭 时,中压背压控制阀超驰关闭。 中压汽包补气隔离阀 当高包压力大于 38kpa(应为 3800kpa),且燃机火焰建立时,自动开启补汽隔离阀。 当燃机失去火焰后 5 秒,自动关闭补汽隔离阀。 中包压力大于 2100 kpa,超驰关闭补汽隔离阀。 低压汽包补气隔离阀 当中包与低包压力之差小于 2kpa(应为 200kpa), 或中压压力低于 1210kpa, 或燃机 失去火焰或低包压力高于 300kpa 时,自动关闭补汽隔离阀。 当以上条件皆不成立时,延时 5 秒自动开启补汽隔离阀。 高压蒸发器连排隔离阀 暖机完成时,高压蒸发器连排隔离阀自动开启。 暖机未完成时,高压蒸发器连排隔离阀自动关闭。 中压蒸发器连排隔离阀 暖机完成时,中压蒸发器连排隔离阀自动开启。 暖机未完成时,中压蒸发器连排隔离阀自动关闭。 高压蒸发器定排隔离阀 当高压蒸发器定排控制阀关闭,且高压汽包压力低于 3800kpa,且暖机完成高压蒸 发器定排隔离阀自动开启。 当以上任一条件不满足时,高压蒸发器定排隔离阀自动关闭。 中压蒸发器定排隔离阀 当中压蒸发器定排控制阀关闭,且中压汽包压力低于 1300kpa,且暖机完成中压蒸 发器定排隔离阀自动开启。 当以上任一条件不满足时,中压蒸发器定排隔离阀自动关闭。 高压过热器电动排放阀 当高压汽包压力低于 0.15Mpa,且高压汽包压力高于 0.05Mpa,且暖机完成时,自 动开启高压过热器排放阀; 以上任一条件不满足,则关闭高压过热器排放阀。 中压过热器电动排放阀 当中压汽包压力低于 0.15Mpa,且中压汽包压力高于 0.05Mpa,且暖机完成时,自 动开启中压过热器排放阀; 以上任一条件不满足,则关闭中压过热器排放阀。
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3.15 低压过热器电动排放阀 3.15.1 当低压汽包压力低于 0.10Mpa,且低压汽包压力高于 0.05Mpa,且暖机完成时,自 动开启低压过热器排放阀; 3.15.2 以上任一条件不满足,则关闭低压过热器排放阀。 3.16 中压过热器出口电动隔离阀 3.16.1 当启动顺控程序 26B 发信号时,自动开启低压过热器排放阀; 3.16.2 当停机顺控程序 28 发信号,或燃机主保护信号失去时,关闭中压过热器出口电动 隔离阀。 3.17 低压过热器出口电动隔离阀 3.17.1 当启动顺控程序 26C 发信号时,自动开启低压过热器排放阀; 3.17.2 当停机顺控程序 28 发信号,或汽机转速小于 2000 转时,关闭中压过热器出口电动 隔离阀。 3.18 高压省煤器排空阀 3.18.1 当高省流量低于 144T/H,延时 5 秒,自动开启高压省煤器排空阀。 3.18.2 当高省流量高于 145T/H,延时 5 秒,自动关闭高压省煤器排空阀。 3.19 高压系统疏水阀 3.19.1 当暖机完成且高包压力大于 0.15MPA 且小于 1.7MPA,自动开启高压系统疏水阀; 3.19.2 疏水门未关闭持续 3min(对高压主汽门前疏水阀此条件为高压调门开度大于 20%) 且高压汽包压力大于 1.7MPA,自动关闭高压系统疏水阀: 3.19.3 在疏水阀前过热度小于 27C,自动开启高压系统疏水阀; 3.19.4 在疏水阀前过热度大于 27C 延时 15s,自动关闭高压系统疏水阀; 3.20 中压及再热系统疏水阀 3.20.1 高压调门开度小于 20%,超弛开启再热系统疏水阀; 3.20.2 高压调门开度大于 20%,延时 60 秒,自动关闭再热系统疏水阀; 3.20.3 中压汽包压力大于 0.15MPa 且暖机完成,自动开启中压系统疏水阀; 3.20.4 疏水阀未关闭延时 3min 且中压汽包压力大于 0.3MPa(对中压旁路压力 PCV 前疏水 阀关闭条件为中压旁路压力控制阀大于 20%延时 60s)关闭中压系统疏水阀; 3.20.5 在疏水阀前过热度小于 27C,自动开启中压及再热系统疏水阀; 3.20.6 在疏水阀前过热度大于 27C 延时 15s,且高压调门>20%(对中压蒸汽疏水阀,取自 动开启脉冲作为闭锁信号),自动关闭中压及再热系统疏水阀; 3.21 低压系统疏水阀 3.21.1 汽包压力大于 0.07MPA 且暖机完成,自动开启低压过热器出口疏水阀; 3.21.2 低压旁路开度大于 20%延时 3min 或低压汽包压力小于 0.07MPa,自动关闭低压过热 器出口疏水阀。 3.21.3 低压汽包压力大于 0.07MPA,自动开启低过出口及低旁 PCV 前疏水阀; 3.21.4 低压汽包压力小于 0.07MPA 或低压汽包压力>0.07MPA 时低压电动隔离阀全开,自 动关闭低压电动隔离阀前疏水阀。 3.21.5 在疏水阀前疏水袋液位高时,自动开启相应疏水阀; 3.21.6 在疏水阀前疏水袋液位不高时,自动关闭相应疏水阀; 3.22 中压省煤器再循环控制阀 3.22.1 当中压汽包水位控制阀开度指令低于 20%,且中压省煤器入口隔离阀开启, 3.22.2 且#1 给水泵或#2 给水泵在运行时,中压省煤器再循环控制阀允许控制。 3.22.3 当以上任一条件不满足时,自动关闭中压省煤器再循环控制阀。 3.23 低压省煤器再循环控制阀 3.23.1 当低压汽包水位控制阀开度指令低于 20%,且低压省煤器入口隔离阀开启,

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3.23.2 且#1 凝泵或#2 凝泵在运行时,低压省煤器再循环控制阀允许控制。 3.23.3 当以上任一条件不满足时,自动关闭低压省煤器再循环控制阀。

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第二章 余热锅炉的辅机
第一节 给水泵 1. 给水泵设计规范 型号 KKS 编码 制造厂家 类型 级数 每级产生的最大压头 轴向推力平衡装置 最大的不平衡泵转子推力 转动方向 设计转速 一阶临界转速 允许的泵最高转速 比转速 设计转速下的推荐最小连续流量 年度启动与关停的次数 年度温度循环周期次数 轴封类型 轴封水水源 轴封供水的最高水温 泵关断压头(最小/最大) 泵壳体设计压力 2. 给水泵性能数据 设计工况 1 扬程(高压出口)(mH2O) 扬程(中压出口)(mH2O) 流量(高压出口)(m3/h) 流量(中压出口)(m3/h) 温度(℃) 泵吸入口压力(mH2O) 泵可用净正吸压头(mH2O) 1484 >415 349 56 127.2 46.73 20 设计工况 2 >1484 415 341 107 147.4 49.23 18 运行工况 1581 445 311 78 148.5 71.55 21 159.5 41.25 140.1 30%负荷 FT9Y36M 1LAB20AP011/1LAB20AP021 上海电力修造总厂有限公司 多级离心泵 9 1559.6KPa 平衡盘+弹簧推力轴承 11.96 t 顺时针(从电动机端部看) 2985rpm 3750rpm 3600rpm 63300 103.68 t/h 400 400 机械密封 闭式冷却水 41℃ 110%/130%设计总压头 22060 Kpa(g)

3.

注:设计工况 1 是指高压出口最大流量工况;设计工况 2 是指中压出口最大流 量工况;运行工况是指 100%性能保证工况;30%负荷是指 30%性能保证工况。 给水泵电机设计规范 制造厂家 型号 铭牌电压/相数/赫兹 上海电力修造总厂 YKS560-2 6kV/3/50Hz
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额定效率 额定功率因数 铭牌功率 冷却方式 绝缘系统等级 设计环境温度 空间加热器参数 连续启动的次数 连续启动后的冷却时间 定子绕组 RTD 温度报警/跳闸 电机轴承温度报警/跳闸 转子安全堵转时间 最小起动电压 额定电压下启动加速时间 轴承类型 润滑方式 4. 4.1 4.2 4.3 4.4 5. 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 6. 6.1 6.2 6.3 7. 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 7.7 7.8 7.9 8. 8.1

0.95 0.88 2100 kW 空水冷 F 46.8℃ 1000W /220V /1 热态允许连续启动 2 次,冷态 1 次 120 分钟 120/130 ℃ 85/95 ℃ 10 秒 0.85UN 4 秒 滑动轴承 压力润滑

在下列瞬态温度条件下,给水泵能够运行: 当泵入口水温从 4℃到 147℃变化(在 15 秒内)时,温度上升期间; 当泵入口水温从 147℃到 100℃变化(在 15 秒内)时,温度降低期间; 在机组跳闸后热起动期间,进入泵的水温度为 155℃。在机组跳闸以后,泵能够在 147℃条件下运行; 在泵第一次启动期间,当泵入口水温瞬间从 0℃变到 100℃时。 给水泵润滑油站检查 检查润滑油箱油位正常 检查润滑油箱油质正常 检查润滑油泵一台工作,一台备用,联动开关投入,控制开关置“遥控”位 检查润滑油滤油器前后压差正常,供油压力正常 检查润滑油冷油器工作正常,供油温度正常 给水泵启动前检查 按阀门检查卡逐条确认给水泵水、油系统阀门及仪表阀门位置正确 按电动机检查内容逐条确认给水泵电机处于正常备用状态 按给水泵检查内容逐条确认给水泵处于正常备用状态 给水泵启动 开启给水泵入口电动隔离阀 待各空气门有水冒出,关闭空气门 检查给水泵再循环气动隔离阀在自动且打开 在 DCS 上启动给水泵,注意电流返回时间和稳定电流值 检查电机电流、泵及电机轴承温度、电机绕组温度正常 检查运转部件振动、声音等正常 缓慢开启给水泵中间抽头电动隔离阀 缓慢开启给水泵出口电动隔离阀 注意给水压力及流量变化情况,防止给水泵电流过大 给水泵停运 缓慢关闭给水泵出口电动隔离阀
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8.2 8.3 8.4 9. 9.1 9.1.1

缓慢关闭给水泵中间抽头电动隔离阀 检查给水泵再循环气动隔离阀自动打开 在 DCS 上停运给水泵 给水泵联锁保护 给水泵允许启动条件: (与) 高压汽包主 LCV 未关闭且另一台给水泵在运行状态,或高压汽包主给水控制阀关 闭。 9.1.2 给水泵入口压力高于 287kPa 9.1.3 给水泵准备好: 9.1.3.1 油站供油压力大于 150kPa,持续 20 秒 9.1.3.2 给水泵入口隔离阀开启 9.1.3.3 双位油滤网压差不大于 60kPa 9.1.3.4 润滑油滤网出口温度低于 50℃ 9.1.4 低压汽包水位高于-350mm 9.1.5 再循环控制阀在自动位置 9.1.6 泵入口压力大于出口压力 20kPa。 9.2 泵超驰跳闸条件: (或) 9.2.1 锅炉给水总流量高二值 9.2.2 润滑油压力低于 50kPa,延时 2s 9.2.3 低压汽包水位低于 1575mm 9.2.4 给水泵出口流量低于 99.684T/H,延时 10s 9.2.5 高压汽包水位高二值持续 20s 且高压汽包主给水控制阀未关闭或中压汽包水位高 二值持续 20s 且中压汽包给水阀未关闭 9.2.6 低压汽包压力衰减速度大于 48kpa/秒 9.2.7 泵吸入口滤网压差大于 35kpa,延时 2 秒 9.2.8 泵净吸入压头低于 5.8 m 9.2.9 马达三相线圈温度(共 6 个测点)任一点高于 130℃延时 60s; 9.2.10 马达自由端轴承温度高于 90℃延时 5s;

9.2.11 马达联轴端轴承温度高于 90℃延时 5s; 9.2.12 泵自由端轴承温度高于 90℃延时 5s。 9.3 备用给水泵自启动条件: (或) 9.3.1 工作泵跳闸 9.3.2 工作泵运行时母管压力低于 14.06MPa,延时 10 秒 9.4 报警: 9.4.1 润滑油压低一值、低二值报警 9.4.2 泵吸入口压力低于 287kpa 低一值报警;低于 266kpa 发低二值报警。 9.4.3 给水泵运行时电流低于 10A,或给水泵停运时电流高于 10A,持续 10s 发出一致性 报警。 10. 给水泵油站联锁保护 10.1 备用泵联动: 10.1.1 联动开关投入且工作泵跳闸 10.1.2 联动开关投入且出口母管油压低于 100kPa 10.2 备用泵联动后自动停运:
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10.2.1 联动开关投入且出口母管油压高于 180kPa 第二节 省煤器再循环泵 1. 设计参数 制造商 水泵型号 额定流量 扬程 轴功率 转速 必须汽蚀余量 效率 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 沈阳水泵股份有限公司 SJA-4X6X131/4L 165m /h 127m 77.5 KW 2950r/min 6.0m 70%
3

电机型号 电流 电压 电机功率 转速 ¢ 绝缘等级

Y315S-2 195A 380V 110KW 2980r/min 0.89 F

再循环泵检修后启动 确认凝水系统启动,低压汽包内水位正常,闭冷水系统压力正常 检查所有仪表、阀、仪器工作正常 检查轴承润滑油位在 1/2 至 2/3 处,油质正常 检查进口阀关闭,疏水阀开启 打开进口阀,将泵内灌满液体,关闭疏水阀 打开机械密封供水阀,打开轴承冷却水供、回水阀 点车(开车后立即停原动机) ,观察泵轴的转向(逆时针) ,如果转向不正确,应更 换三相电机中任何两个极的导线。 2.8 在 DCS 启动再循环泵,打开再循环流量控制阀,不允许闷泵运行较长时间,以防过 热,引起泵的损坏。 3. 再循环泵的正常启动 3.1 确认凝水系统启动,低压汽包内水位正常,闭冷水系统压力正常 3.2 检查所有仪表、阀、仪器工作正常 3.3 检查轴承润滑油位在 1/2 至 2/3 处,油质正常 3.4 检查进口阀开启,疏水阀关闭 3.5 检查机械密封供水阀、轴承冷却水供、回水阀开启 3.6 在 DCS 启动再循环泵,打开再循环流量控制阀,禁止长时间闷泵运行,以防过热, 引起泵的损坏。 4. 泵的停止 4.1 将再循环流量控制阀关闭,禁止关闭进口阀,以防倒转。 4.2 在 DCS 画面停泵。 5. 省煤器再循环泵联锁 5.1 超驰跳闸条件: 5.1.1 运行中再循环泵出口流量高二值(171.36T/H)或低二值(20.736T/H) 5.1.2 保护跳闸: 5.1.2.1 省煤器入口隔离阀及其旁路阀全关; 5.1.2.2 低压省煤器出口温度高于 130℃; 5.1.2.3 凝结水泵全停; 5.2 三通阀全部走旁路,则自动停运甲、乙省煤器再循环泵 5.3 备用泵联动:
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5.3.1 运行中再循环泵出口流量高二值(171.36T/H)或低二值(20.736T/H),且无保护跳 闸和自动停泵条件动作。 第三节 余热锅炉冷热态冲洗及排污 1. 排污扩容器的作用 锅炉的排污系统的作用是保持锅炉的汽水品质,并且将锅炉高、中、低压系统来的排 污及疏水进行扩容(减压),减温后,排入化学废水回收水池。 设备参数 参数名称 设计压力 设计温度 工作压力 工作温度 容积 3. 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9 4. 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 5. 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 6. 单位 MPa.g ℃ MPa.g ℃ m
3

2.

扩容器 0.7 343 0.11 102 33.8

6.1

扩容器系统的投用 检查检修工作全部终结,设备完好,现场整洁。 检查水位计、压力表、温度变送器已投用,且完好。 检查定连排放水管道完好。 检查工业水系统运行正常,工业水压力、温度合适。 关闭排污扩容器底部放水阀 关闭高、中、低疏水母管及冷疏水母管直排阀 开启工业水供扩容器冷却水隔离阀及调节阀 开启高、中低压系统的疏水到扩容器的隔离阀。 根据炉水的化学品质,调整连排的开度。 扩容器系统的停止 检查高、中压汽包连排的隔离门及定排调节门、隔离门已关闭。 关高、中压汽包连排手动隔离门。 开启扩容器底部放水手动门。 关闭锅炉高、中、低压系统的排污和疏水。 当排污扩容器水已放完,关闭排污扩容器的放水门。 关闭排污扩容器温度调节阀。 正常运行时的检查及调整 检查扩容器的排水温度小于 60℃ 检查 DCS 画面上的扩容器减温调节阀、蒸发器的定排调节阀的开度与就地一致。 检查工业水压力正常。 根据汽水品质化验结果,适当调节连排阀开度。 每班进行一次定排。 如果在排污过程中,锅炉发生事故,应立即停止排污,汽包水位过高及汽水共腾除 外。 余热锅炉冷态冲洗、热态冲洗及运行中排污规定 为了保证机组水汽品质合格,防止热力系统积盐,减少汽轮机积盐,对机组排污做如 下规定: 机组冷态启动时,必须对各系统进行冲洗,冲洗水质控制要求按照化学运行规程 的要求进行控制。
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6.2 6.3 6.4 6.5

6.6 6.7

燃机点火后,必须进行热态冲洗,并加强排污,尽可能加大高、中、低压汽包的排 污量,缩短水汽品质合格的时间。 进行热态冲洗时,必须投入除铁过滤器,仅当水汽品质合格后,才能将除铁过滤器 退出运行。 机组连续运行时,每天 9:00-10:00、21:00-22:00 进行高、中压汽包定期排污, 每次 10 分钟。 机组连续运行时,每天中班对低压蒸发器进行一次排污;机组调峰运行时,在机组 停运后对低压蒸发器进行一次排污;每次排污,低压蒸发器进口联箱东、西侧放水 门各开 5 分钟左右。 机组启动正常后(280MW 以上)即进行连续排污,通过调节连续排污电动门前手动门 控制排污量,并根据化学运行对水质分析的结果调整连续排污量。 在正常运行中,化学运行应按规定对炉水、蒸汽品质进行分析,发现异常时应立即 汇报值长,并对排污量提出建议,由值长决定增加排污次数或延长排污时间,直至 水汽品质合格。

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第三章
第一节 1.

余热锅炉的启动
锅炉冷态启动

启动前的准备 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。 主要检查内容如下: 1.1 锅炉大小修后,设备或系统改进或改造必须有设备移动执行报告。 1.2 全面检查与锅炉及辅助系统有关的工作票已总结,相关安全措施全部恢复。 1.3 现场清洁,照明良好,栏杆完整,保温齐全,管道及支吊架完整牢固。锅炉烟道内 部无杂物。 1.4 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。 1.5 检查炉内已无检修工作,无影响启动的杂物,人员撤出后,关闭各处门孔。 1.6 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。 1.7 热工仪表齐全,均处于正常工作状态。 1.8 检查所有阀门是否处于启动所要求的正确位置,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,电动、气动阀可以投入自动。 1.9 DCS 画面显示正常,远控正常。自动控制指示完好,与锅炉相关的热工保护连锁试 验正常,各主要保护已投入。 1.10 确认厂用汽系统、仪表用气系统、闭冷水系统,工业水系统、消防水系统已正常投 运。 1.11 控制盘面,控制系统正常, 1.12 高、中、低压旁路系统能备用。 1.13 化学加药装置和取样装置正常,汽水取样一次门开启,汽包加药门开启。 1.14 汽包就地水位表计完整,指示正确,汽水阀门开关灵活,照明良好,水位电视系统 工作正常。 1.15 锅炉排污扩容器系统、汽机本体和管道扩容器系统、凝器系统正常投运,凝泵处于 运行状态。 1.16 给水泵热工保护和连锁试验正常,处于送电备用状态。 1.17 锅炉经过充分疏水后,所有疏水阀都已关闭,疏水电动阀投自动。 1.18 锅炉汽包连排、定排和紧急放水阀关闭,电动阀和气动阀投自动。 1.19 锅炉的省煤器的排气阀开启,电动阀投自动。 1.20 锅炉启动前准备足够的除盐水,辅助蒸汽系统投运。 1.21 锅炉控制系统,报警系统投入,功能正常。 1.22 锅炉大、小修或局部受热面临修后,需要进行工作压力试验和超压试验,要进行水 压试验,水压试验合格后才允许启动。 1.23 锅炉首次启动和其它情况要求时, 要进行安全阀的动作试验, 确保承压部件不超压。 1.24 DCS 界面上无锅炉启动闭锁条件 2. 锅炉上水 2.1 水质要求 2.1.1 锅炉的给水品质应符合要求。低压汽包水质的 PH 值小于 8 时,锅炉严禁进水启动。
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2.2 2.2.1 2.2.2 2.2.3 2.2.4 2.2.5 2.2.6 2.2.7 2.2.8

2.2.9 2.2.10

2.2.11

2.2.12 2.2.13 3. 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9

3.10

3.11

上水程序 按阀门检查卡检查阀门在启动前状态。 锅炉上水一般在启动前 4~6 小时进行,水质合格才能上水,并经过除氧处理。 上水前投入水位电视,按规定开启汽包排气阀。 汽包上水应平缓,上水温度不应小于 40℃,也不应大于 70℃,以保护厚壁汽包, 防止汽包引起过大温度应变。 在上水过程中,汽包上、下壁温差不得大于 40℃,受压部件热膨胀应正常。 上水前,各系统已检查完好,具备进水条件。 检查汽机凝汽器水位正常。 凝泵运行正常,打开低压给水电动阀,低压给水流量控制阀关闭,并通过低压汽包 水位控制阀向低压汽包上水至启动水位,低压汽包水位控制阀投自动。低压省煤 器上满水后,排气阀有水冒出后,逐只关闭排气阀。低压给水去凝器电动阀投自 动。上水完毕后,应检查水位有无变化,如水位有升降,应检查阀门是否内漏。 给水系统经过充分疏水后,所有疏水阀都已关闭。 启动一台给水泵,建立再循环最小流量,关闭给水泵出口排气一、次阀,打开给水 泵中间中间抽头电动隔离阀,中压给水电动隔离阀和中压给水隔离阀打开,并通 过中压汽包水位控制阀向中压汽包上水至启动水位。中压汽包水位控制阀投自动。 中压省煤器上满水后,排气阀有水冒出后,逐只关闭排气阀。中压省煤器入口电 动泄放/再循环阀打开,中压省煤器入口再循环控制阀关闭并投自动。密切注意低 压汽包的水位。另一台给水泵投备用联动。 开启工作给水泵的出口电动隔离阀, 并通过高压汽包水位控制阀开启, 向高压汽包 上水至启动水位。高压汽包水位控制阀投自动。高压省煤器上满水后,排气阀有 水冒出后,逐只关闭高压省煤器排气阀。 上满水后,检查锅炉各系统管路及设备完好,无泄漏现象。 启动准备结束,汇报值长。 锅炉启动 启动燃气轮机,燃机点火成功,锅炉开始升温升压。 检查蒸汽管道所有疏水门按程序自动开启。 启动一台低压省煤器再循环泵,低压省煤器再循环温度气动控制阀投自动,注意泵 的工作电流正常,另一台低压省煤器再循环泵投联动位。 开始向锅炉补水时,通知化学加药,进行汽、水品质化验。 根据水质情况,及时投入连续排污。 升压过程中应随时注意汽包水位变化,及时进行调整。 记录锅炉各处膨胀指示值,检查锅炉膨胀是否均匀, 如膨胀异常, 应降低升温速度, 待查明原因并消缺后方可继续升温。 严格控制汽包壁温差,在升温升压过程中,汽包各点壁温差值不应超过 40℃。 发电机并网后,燃气轮机 MKVI 投温度匹配模式,燃机排气温度控制在 371℃-560℃ 范围内,以便锅炉出口蒸汽参数达到汽轮机进汽的要求。当主汽压力达到旁路压力 定值后,进入压力定值控制,旁路压力控制阀将逐步开启。 此时整个系统为纯旁路运行。每级蒸汽系统设置有旁路。如果在启动过程中产生的 蒸汽不能满足蒸汽轮机的进汽要求,那么高中低压蒸汽将通过各自旁路阀后减温减 压的旁路系统进入凝器。 在锅炉升温升压阶段,过热器和再热器管路的疏水电动阀应投入自动,根据疏水原 理不同,疏水电动阀应正确及时地开启和关闭。
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3.12 3.13 3.14 3.15 3.16 3.17 4. 4.1

4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 4.10

中省出口水温大于 52℃后,根据需要,投燃气性能加热器。 主蒸汽参数满足汽轮机进汽要求后,汽机以应力控制模式逐步开主调门进汽暖机, 加负荷,直到主调门开足。 当条件满足后,燃机解除温度匹配程序,投入汽轮机入口压力控制模式,机组开始 增加负荷,逐步关闭大旁路。 当条件满足后,进行中、低压并汽操作,密切注意高中低汽包的水位变化。 当条件满足后,进行辅汽汽源切换操作。 按余热锅炉启动曲线要求,控制锅炉蒸汽压力和温度,机组加负荷至额定工况。 锅炉启动时重点监视内容 在锅炉升温升压阶段,汽包上、下壁温差,内、外壁温差及任意两点间的壁温差不 允许超过 40℃ 。超过时应及时分析原因,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。 启动升压过程中,为使锅炉各部受热膨胀均匀,应根据膨胀情况控制燃机的排气温 度,在当膨胀情况异常时,应停止升压,查找原因,待膨胀正常后,再继续升压。 在锅炉升温升压阶段,蒸发器和汽包中的炉水会进行膨胀,汽包水位会上升,上升 过快时,要进行紧急放水。 汽机增加负荷期间,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。 新炉首次启动后,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。 注意投运燃气性能加热器时对中压给水的影响。 注意中压旁路至辅汽管路供汽阀的开关对中压汽包压力的影响。 启动后,各汽包压力以汽机旁路控制为主,防止超压和失压,同时注意由于超压和 失压而引发的虚假水位。 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。 锅炉冷态启动的建议曲线,可以按实际情况对升温升压速度予以修正。 第二节 锅炉温、热态启动

1. 1.1 1.2 1.3 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 3. 3.1 3.2

锅炉在热备用状态下启动均称为热态启动,可分为: 停机时间大于 10 小时,但小于等于 72 小时,锅炉重新启动,称为温态启动。 停炉时间小于或等于 10 小时,锅炉重新启动,称为热态启动。 停炉时间小于或等于 1 小时,锅炉重新启动,为极热态启动。 锅炉热态启动前的准备 所有辅机满足运行要求。 高压旁路控制阀蒸汽出口和入口疏水阀开启。 主蒸汽管道暖管和凝汽疏水阀开启。 过热器疏水阀和排汽阀关闭。 再热器疏水阀开启。 锅炉温态、热态和极热态启动程序 按余热锅炉启动曲线要求,控制锅炉蒸汽压力和温度,使锅炉出口蒸汽参数符合蒸 汽轮机冲转要求。 锅炉温态、 热态和极热态启动与冷态启动过程基本相同, 由于锅炉的原始状态不同, 热态启动必须谨慎,协调好燃气轮机烟气温度、锅炉蒸汽温度和汽机金属温度,避
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3.3

免负偏差,减少汽机寿命损耗,尽快冲转升速、并网和带负荷。 热态启动的特点是启动前机组金属温度水平高; 汽轮机进汽的参数高; 启动时间短。 启动后,应加大过热器、再热器的排汽量。在保证安全的前提下尽快提高汽压、汽 温并增加升负荷的速度,以防止机组部件继续冷却。

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第四章

余热锅炉的正常运行及参数调整
第一节 锅炉正常运行主要巡检项目

1. 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 1.10 1.11 1.12 1.13 1.14 1.15 1.16 1.17 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 3. 3.1 3.2

巡回检查内容 核对高压、中压及低压汽包就地压力、水位计;高压、中压和低压过热蒸汽压力、 温度与 DCS 中的参数是否一致。 检查各管道支吊是否完好,保温是否完好,摆动是否正常。 检查各安全门,高压、中压及低压向空排汽电动门是否内漏较大。 检查高压、中压及低压汽包连排、紧急放水电动门是否内漏较大。如果内漏较大, 手动关紧电动门。 检查高压、中压及低压汽包,高压、中压及低压过热蒸汽集箱的膨胀情况。 检查各汽水管道有无跑冒滴漏,烟道各人孔门、测点、堵头有无漏烟。 检查锅炉疏水扩容器上的疏放水一、二次门是否有内漏和外漏。 检查给水泵和再循环泵工作泵电流、进口滤网压差、进出口压力、各轴承温度、填 料密封情况,振动等是否正常。 给水泵和再循环泵各阀门位置正确,无漏水现象。密切监视给泵的轴承振动、轴移、 轴承温度情况,如果发现超过允许值,应立即停泵。 检查给水泵冷却水量、压力正常。应避免给泵长时间低流量运行。 检查所有电机电流正常,无异音。 按规定定期给润滑油箱加油和换油。 检查烟气挡板位置开度正确,就地显示开度与 DCS 上显示一致,挡板无晃动,密封 性好,无明显泄漏。挡板执行机构外形完好,动作灵活,无锈蚀。 玻璃水位计应每一班排污两次以防止结垢。 定时将控制室记录的远程压力和温度指示计与就地表计比较,对不同之处作记录并 加以调整。 检查仪用压缩空气压力正常、无泄漏。 检查炉水化验合格。 锅炉排污 运行中,应根据汽水品质化验结果,适当调节连排阀开度。 运行中,必须按设备运行定期维护制度规定的周期进行定排,一般每班一次。 排污前,应检查排污扩容器水位正常。在排污时,排污门应逐步开启,注意监 视给水压力、汽包水位及给水流量变化,保持汽包水位正常。 如果排污过程中,锅炉发生事故,应立即停止排污,汽包水位过高及汽水共腾 除外。 定期工作 按要求进行给水泵、省煤器再循环泵、给水泵润滑油泵切换。 定期进行汽包水位核对、汽包水位计排污。 第二节 锅炉正常运行主要监视内容

1.

正常运行锅炉监视和调节的主要任务
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1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 2. 2.1 2.2

2.3

保证锅炉蒸发量,满足汽机需要。 保证正常汽温与汽压。 均衡进水,保持正常汽包水位。 保证炉水、饱和蒸汽、过热蒸汽及再热蒸汽的品质合格。 及时调整锅炉工况,将各参数保持在最佳工况下运行。 保持正常的排烟温度,防止受热面低温腐蚀,提高锅炉效率。 监视烟道下部排水情况,及时发现受热面的泄漏。 监视烟囱的排放物指标,发现异常分析和汇报。 锅炉正常运行中注意事项 正常运行中,应注意监视锅炉的各参数和运行工况,进行综合运行仪表分析,并按 规定对锅炉进行巡回检查,发现问题及时作相应的调整和处理。 凡具备投入自动控制条件的设备均应投入自动方式运行,自动装置出现故障,应立 即切换至手动控制,维持参数在允许范围内,并及时联系热控处理,以提高机组的 自动投入率。高中低压旁路随时备用,并在“自动”方式。 主设备及主要辅机和辅机的保护和联锁应保证投入,且设定值正确,遇有下列任一 情况时,应特别注意监视机组的运行情况,检查运行参数不超过允许值,各自动调 节和控制站运行正常,否则应及时手动干预。 第三节 锅炉正常运行参数调整

1.

蒸汽温度的调整 锅炉汽温的波动受诸多因素的影响,运行中要密切监视其它参数的变化,如燃 机排气温度变化率、汽压变化率、负荷变化率等等,正确分析并找出影响汽温的因 素,迅速处理,辅以必要的调节手段,这是汽温调节的基本方法。 运行中应根据有关工况的变化,分析汽温的变化趋势,尽可能在汽温变化之前 进行调节。 1.1 主汽温度的调节 采用过热器一级喷水系统进行调节。 过热器喷水系统布置在高过 1, 和高过 3, 2 4 之间。当燃机排气温度变化较小,主汽流量大于定值,自动投入条件满足后可投 入自动调节。 最小值选择器输入三个量,定值器设定值 566.7℃、主汽温度与 510℃间的大者 加偏置 5℃以设定的 5℃/min 斜升输入选择器、根据 IGV 角度生成的温度变化函数 值 ( IGV 角度 <63, 设定值 是 IGV 角度 的函 数;IGV 角度 >65, 515 ℃ <设定 值 <566.7℃;,在三个量中选取最小值作为温度设定值。 ) 机组启动和停运过程中,由于燃机排气温度变化大,主汽流量低,可以采用手 动调节方式。缓慢开大或关小减温水控制阀,观察减温器后的温度变化,注意减温 水不宜猛增或猛减,至少保持减温器后汽温有 25℃的过热度,主汽温度有 30℃的过 热度。初投喷水时,应注意喷水后汽温的变化,防止汽温骤降,或蒸汽带水进入过 热器。 主汽温偏低时,关小减温水控制阀,主汽温低(<500℃)时,超驰关闭减温 水控制阀,必要时可关闭减温水电动隔离阀。 1.2 再热蒸汽温度调节 1.2.1 再热汽温变化的影响因素及其汽温特性与过热汽温基本相同。当主汽流量、中压补 汽量等改变时,再热汽温也随之变化。再热蒸汽的压力低,平均汽温高,其比热容 小于过热蒸汽。等量的蒸汽在获得相同的热时时,再热汽温的变化幅度要比过热蒸 汽大。 ,当工况变动时,再热汽温比过热汽温更敏感些。
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1.2.2

1.2.3

2. 2.1 2.1.1 2.1.2

2.1.3 2.1.4 2.1.5 2.1.6 2.1.7

2.1.8

2.2 2.2.1

2.2.2

主蒸汽的汽温、汽压也会影响再热汽温。机前主蒸汽汽温的升高将导致汽轮机 高压缸排汽温度的升高,从而使再热汽温升高;蒸汽轮机前主蒸汽压力越低,蒸汽 在蒸汽轮机内做功的能力越小,理想焓降也越小,高压缸排汽温度则相应也升高, 再热汽温也升高。 采用再热器喷水系统进行调节,再热器喷水系统布置在再热器 1,2 之间。当主汽 调门阀位>10%,投入条件满足,才能投入自动调节方式。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。 再热汽温设定值 最小值选择器输入三个量,定值器设定值 566.7℃、再热汽温与 510℃间的大 者加偏置 5℃以设定的 5℃/min 斜升输入选择器、根据 IGV 角度生成的温度变化函 数值(IGV 角度<63, 设定值是 IGV 角度的函数;IGV 角度>65, 515℃<设定值 <566.7℃;,在三个量中选取最小值作为温度设定值。 ) 给水及水位控制 给水控制与调整是保证锅炉安全运行的重要环节, 主要任务是使给水量满足机组负 荷所需的蒸发量要求,保证锅炉正常运行时汽包水位在允许范围内波动。 当给水投入自动时,应加强对各水位表计的监视,当自动失效或水位超过允许范围 时应及时解除自动,改用手动操作进行调整,防止发生缺水和满水事故。 锅炉运行工况变动时,如负荷、汽压、给水压力、给水泵切换、锅炉排污等,应严 密监视水位的变化,及时调整给水,防止缺水或满水事故发生,同时要防止瞬间虚 假水位的起落,以免引起水位大幅度波动,导致蒸汽品质恶化。 锅炉进行定期排污时,应加强对水位的监视与调整,尽可能少进行定期排污,以连 排为主。 因自控失效或手动调整不当造成水位上升,超过报警值时,应迅速开启紧急放水阀 门,同时减少给水量,水位降至正常值后,及时关闭紧急放水阀门。 当机组安全阀起座或与给水控制有关的测量元件故障等影响水位自控的异常工况 出现时, 应将给水自控切至手动调节, 避免给水流量大幅波动, 保证锅炉连续进水。 各水位计必须指示正确,就地水位计和水位变送器指示应一致。每班应就地校对一 次,汽包水位高、低仪表及报警应可靠,并定期校验。 在正常情况时,就地水位计水位指示在允许范围内,并有轻微的波动,水位清晰可 见,照明良好,若就地水位计液面停滞,应微开放水阀,液面有流动为正常,无流 动则为假水位。就地水位计每十天至少冲洗一次。 当就地水位计模糊不清时,应立即进行冲洗,如二只就地水位计指示不一致时,应 及时判断哪一只出故障,关闭汽侧阀门或水侧阀门,开启放水阀。如该表计液面无 流动即为故障。 汽包水位自动调节系统 水位设定值:启动水位设定值和正常水位设定值。启动水位设定值:暖机完成前, 启动水位定值是汽包压力的函数;暖机完成后,水位设定值即为当前(实际水位- 50mm) ,且不能下降,只能上升。给水流量及蒸汽流量均大于定值,机组转速大于 95%,机组未跳闸时,正常水位设定允许。当正常水位设定允许时,水位定值由启 动切至正常水位设定值,水位设定值由启动切至正常的过程是渐变的。 汽包水位调节分成单冲量调节和三冲量调节。汽包水位单冲量调节是以水位设定 值、实际水位反馈值进过一个 PID 调节器调节作用后输出电流信号给水位控制阀, 达到水位的无差调节。 汽包水位三冲量调节是引入水位设定值, 实际水位反馈值和 给水流量三个参数, 用两个 PID 调节器调节作用后输出电流信号给水位控制阀, 达
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2.2.3 3. 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 4. 4.1 4.1.1 4.1.2 4.1.3 4.1.4 4.1.5 4.1.6 4.1.7 4.2 4.2.1 4.2.2 4.2.3 5. 5.1

5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7

到水位的无差调节。 汽包水位三冲量允许条件: 给水流量及蒸汽流量均大于定值。 当在控制盘输出三冲 量投入命令后,高压汽包水位三冲量调节投入。 蒸汽品质的控制标准应符合化学专业规定。蒸汽品质控制的方法是: 保证给水品质。 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。 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。 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。 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。 锅炉的排污 定期排污 锅炉定排根据化学的要求执行。 一般情况锅炉定排与锅炉事故放水,不要同时进行。 锅炉定排应在运行工况稳定时进行。 定排前应确认排污扩容器在投运状态。 开始排污时,应先对各排污管道疏水暖管,防止水冲击,如有水击时,应将排污门 关闭,待水击消失后再行开启。 采用手控排污时,各排污点应逐个进行,每点时间不超过 30 秒。 定排过程中机组发生异常和事故和排污系统故障,立即停止排污。 连续排污 连续排污前应确认排污扩容器在投运状态。 投连排时应缓慢,防止水击振动。 正常运行中,应根据化学要求,由化学人员对连排量进行调节。 汽包就地水位计的冲洗 在运行中,如果就地水位计呆滞和模糊不清时,应该进行冲洗,水位计冲洗时应该 站在水位计的侧面;水位计玻璃板有泄漏和阀门泄漏时禁止进行冲洗,以免发生 意外伤害。 分别关闭汽水侧一次门,然后缓慢打开 1/3 圈。 打开疏水阀,对汽水连通管及云母片进行冲洗。 关闭水侧二次门,冲洗汽侧连通管及云母片。 打开水侧二次门,关闭汽侧二次门,冲洗水侧连通管。 打开汽侧二次门,关闭疏水门。 最后全开汽水侧的一次门,恢复水位计的运行。

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第五章

余热锅炉的事故处理
第一节 事故处理原则

1. 2. 3. 4. 5.

6.

发生故障时,运行值班人员应在值长直接领导下,迅速、正确地按规程规定处理事 故。 发生事故后,立即采取一切可行的办法,防止事故扩大,限制事故范围或消除事故的 根本原因。 当发生规程中未列举的故障时,运行值班人员应根据表计及设备的情况,结合自己 的经验,加以准确判断,主动采取有效的对策,迅速处理。 根据燃气-蒸汽联合循环机组运行的特点,发生事故时,各岗位应互通情况,密切 配合,并迅速向值长和各有关领导汇报。 发生事故时,除值班人员外,只允许下列人员进入现场,但注意不得影响事故处理 工作:厂部领导和有关的主任、专工、安全员;消防人员(发生火灾时) ;医务人 员(发生人身事故时) ;有关检修维护人员(设备需抢修时) 。 事故处理完毕后, 值班人员应实事求是地把事故发生的时间、 现象及所采取的措施, 详细清楚地记录在交接班日志上,并向接班人员作有关说明,班后应由有关单位组 织全体人员,进行事故分析。 第二节 紧急停炉

1. 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6

锅炉达到下列任一条件,应进行紧急停运,同时停运燃机,联锁停运汽机;关闭高 压主汽门、再热调节汽门及低压调节汽门,打开汽机高、中及低压旁路: 锅炉汽包严重满水; 锅炉汽包严重缺水; 锅炉水位计或安全门完全失效; 燃机排气异常,危及锅炉机组安全运行; 锅炉汽、水管道爆破及元件损坏,危及设备和人身安全; 锅炉钢架、护板严重损坏; 烟道出口烟气压力高; 达到锅炉跳闸条件而保护不动作时。 锅炉达到下列任一条件,申请停炉,后进行正常的机组停运程序。 炉内承压受热面因各种原因漏泄时; 锅炉给水、炉水、及蒸汽品质超过标准,经过调整,无法恢复时; 高压、中压、低压汽包的水位变送器损坏,只有就地水位计维持运行时; 高压汽水管道、法兰、阀门严重泄漏,无法与运行系统隔离时; 安全门起座后不回座,经降负荷、降压力调整仍不能回座; 省煤器由于压力骤降,发生汽化,调整工况后汽化现象继续存在时。 第三节 事故处理

1.

锅炉满水
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1.1 1.1.1 1.1.2 1.1.3 1.1.3 1.1.4 1.2 1.2.1 1.2.2 1.2.3 1.2.4 1.3 1.3.1 1.3.2 1.3.3 1.3.4 2. 2.1 2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.1.5 2.1.6 2.1.7 2.2 2.2.1 2.2.2 2.3 2.3.1 2.3.2 2.3.3 2.3.4 3. 3.1 3.1.1 3.1.2 3.2 3.2.1 3.2.2 3.2.3

锅炉满水原因: 给水自动调节装置失灵或调整机构故障,未能及时发现和处理。 蒸汽流量传感器、给水流量传感器不准确。 骤增负荷,造成锅炉汽压突然下降,水位上升。 手操时运行人员失误,调整不及时或误操作。 安全门误动等原因,造成锅炉汽包压力突然下降,自动(手动)调节跟不上。 锅炉满水现象: 锅炉水位计指示过高,水位传感器显示值过高,水位高信号报警。 蒸汽导电率指示增大。 过热蒸汽流量有所减少。 严重满水时,汽温直线下降,蒸汽管道发生水冲击。 处理: 对比汽、水流量和各水位计指示以确认水位指示是否正确。 当水位高至一值(与正常水位相比)时,发出水位高一值报警,应密切注意,必要时将 给水自动调节切手动,适当减少给水流量。 当水位高二值报警,打开紧急放水门,应检查 DCS 画面上确已开启。 若处理无效,锅炉水位高三值,停炉保护动作,锅炉跳闸,联跳燃机,汽轮机。若 保护拒动,则应立即手动紧急停炉。 锅炉缺水 锅炉缺水的原因: 给水自动调节装置失灵或调整机构故障,未能及时发现和处理。 给水泵跳闸。 给水压力太低。 给水管道或省煤器管破裂。 汽机甩负荷后锅炉压力上升,安全阀起座后不回座。 锅炉排污管、阀门泄漏或排污量过大。 下降管、联箱、蒸发管泄漏大。 锅炉缺水现象: 水位计指示低,水位低信号报警。 给水流量不正常地小于蒸汽流量。 锅炉缺水处理: 水位低至一值(与正常水位相比)时,发出水位低报警信号。 此时运行人员应判明水位 低的原因并进行处理。 必要时将给水自动调节切为手动,适当增加给水量。 若处理无效,水位下降至二值时,停炉保护动作,锅炉跳闸,联跳机组 如保护拒动,则应手动停炉,停机。 汽水共腾 汽水共腾的原因: 炉水质量不符合标准,悬浮物或含盐量过大。 没有按规定进行排污。 汽水共腾时的现象: 汽包水位发生急骤波动,严重时,汽包水位计看不清水位。 过热蒸汽温度急骤下降。 严重时,蒸汽管内发生水冲击。
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3.3 3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.3.4 3.3.5 3.3.6 3.3.7 4. 4.1 4.1.1 4.1.2 4.2 4.2.1 4.2.2 4.2.3 4.2.4 4.3 4.3.1 4.3.2 4.3.3 5. 5.1 5.1.1 5.1.2 5.1.3 5.2 5.2.1 5.2.2 5.3 5.3.1 5.3.2 5.3.3 5.4 5.4.1 6. 6.1 6.1.1 6.1.2 6.1.3 6.1.4 6.1.5

汽水共腾的处理: 适当降低锅炉蒸发量,并保持稳定。 全开连续排污门,必要时,开启紧急放水门或定期排污门。 维持汽包水位略低于正常水位。 开启过热器和蒸汽管道疏水门,并开启汽机有关疏水门。 通知化学值班人员取样化验,采取措施改善炉水质量。 在炉水质量未改善前,不允许增加锅炉负荷。 故障消除后,应冲洗汽包水位计。 炉内水击 炉内水击现象: 锅炉汽包内有水击声 水位计水位下降。 炉内水击原因: 在供汽前,蒸汽管道没有进行疏水,导致管道水冲击. 供汽时开启阀门速度太快。 主蒸汽管道托架松动引起振动。 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。 炉内水击处理 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。 若因水平管道的支架松动引起管道振动,应立即将支架和管卡加固。 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。 烟道尾部再燃烧 烟道尾部再燃烧的现象: 排烟口有热浪冲击,排烟温度不正常地上升且超过 200 ℃。 炉墙保温壳有烧焦现象。 各排烟热电偶检测到的温度异常增大。 烟道尾部再燃烧的原因: 燃机故障导致天然气燃烧不完全。 停机后,燃料截止阀、调节阀关闭不严。 烟道尾部再燃烧防范措施: 燃机不应长时间低负荷运行,并应严格监视排烟温度。 燃机停止后,应检查是否有燃料漏入烟道。 停炉后,严格监视烟道各点温度变化,排烟温度异常升高时,应立即分析判断处理。 若发生温度急剧上升,超过 200 ℃,应采取灭火扑救。 烟道尾部再燃烧的处理: 当发生尾部再燃烧时,应立即停炉。 过热器管、蒸发器管损坏 过热器管、蒸发器管损坏的现象: 过热蒸汽流量减少,明显小于给水流量。 严重损坏时锅炉汽压下降。 过热蒸汽温度由于流量减少而温度增高。 过热器、蒸发器附近有汽流冲击声,严重时产生排烟口冒白烟。 烟气段的烟温会有异常变化。
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6.2 过热器管、蒸发器管损坏的原因: 6.2.1 监督不严,汽水分离器结构不良或存在缺陷,致使蒸汽品质不好,在过热器内结垢, 检修时又未能彻底清理,引起部分管壁温度过高。 6.2.2 过热器、蒸发器管材焊接不合格,管内杂物堵塞。 6.2.3 运行年数长久,管材蠕胀。 6.2.4 经常超压、超温运行。 6.3 过热器管、蒸发器管损坏的处理: 6.3.1 立即汇报,加强检查并注意事故发展情况。 6.3.2 如损坏不严重,允许短时间维持正常,提出申请停炉检修。 6.3.3 如损坏严重,应停炉,以免破口处大量蒸汽喷出吹坏附近管子,使事故扩大。 6.3.4 停炉后,应保持汽包水位正常。 7. 省煤器管损坏 7.1 省煤器管损坏现象: 7.1.1 给水流量不正常地大于蒸汽流量,严重时汽包水位下降。 7.1.2 省煤器烟道内有蒸汽(水)的冲击声。 7.1.3 排烟温度降低,排烟口冒白烟。 7.1.4 省煤器爆管处有泄漏声,从不严密处向外冒汽,严重时从烟道下部滴水。 7.1.5 烟气段的烟温会有异常变化。 7.2 省煤器管损坏的原因: 7.2.1 给水品质不合格,使省煤器管内结垢腐蚀。 7.2.2 给水温度变化频繁,金属产生疲劳裂纹,引起爆管。 7.2.3 管材或管子焊口质量不合格,也会引起管子损坏。 7.3 省煤器管损坏处理: 7.3.1 省煤器轻微泄漏时,应加强给水,维持正常水位,待申请停炉后进行处理。 7.3.2 省煤器损坏严重时,不能维持正常水位,应立即停炉处理。 8. 蒸汽及给水管道损坏 8.1 蒸汽及给水管道损坏的现象: 8.1.1 管道有轻微漏泄时,会发出响声,保温层潮湿或漏汽滴水。 8.1.2 管道爆破时,发出显著响声,并喷出汽水。 8.1.3 蒸 汽 或 给 水 流 量 变 化 异 常 , 若 爆 破 部 位 在 流 量 表 前 , 流 量 表 读 数 减 少 。 若在流量表之后,则流量表读数增加。 8.1.4 蒸汽压力或给水压力下降。 8.2 蒸汽及给水管道损坏的原因: 8.2.1 蒸汽管道暖管不充分,产生严重的水冲击。 8.2.2 蒸汽管道超压超温运行,蠕胀超过标准或运行时间过久,金属强度降低。 8.2.3 给水质量不良,造成管壁腐蚀。 8.2.4 给水管道局部冲刷,管壁减簿。 8.2.5 管道的支架装置安装不正确,影响管道自由膨胀。 8.2.6 管道安装不当,制造有缺陷,材质不合格,焊接质量不良。 8.3 蒸汽及给水管道损坏的处理: 8.3.1 若蒸汽管、给水管轻微泄漏,能够维持锅炉给水,且不致很快扩大故障时,可维持 短时间运行。 8.3.2 若故障加剧,直接威胁人身或设备安全时,则应立即停炉处理。 9. 安全门故障
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9.1 安全门故障现象: 9.1.1 达到动作压力而安全门拒动。 9.1.2 安全门起座后不回座。 9.1.3 安全门泄漏。 9.2 安全门故障原因: 9.2.1 机械定值不正确。 9.2.2 机械部分卡涩、锈死。 9.2.3 安全门卡板未取下。 9.3 安全门故障处理: 9.3.1 安全门不起座的处理: 9.3.1.1 立即开启向空排汽门,如必要,汽机开旁路,降低燃机负荷。 9.3.1.2 通知检修迅速处理。 9.3.1.3 若压力快速上升无法控制时,应立即停炉。 9.3.2 安全门起座后不回座的处理: 9.3.2.1 降低燃机负荷,降低汽压使安全门回座。 9.3.2.2 通告检修人员到现场检查处理。 9.3.2.3 若汽压降低后,而安全门仍不回座,请求停炉处理。 9.3.2.4 在处理过程中,应注意调节汽包水位、汽温、监视汽包上下壁温差。 9.3.3 安全门泄漏的处理: 9.3.3.1 通告检修人员到现场检查处理 9.3.3.2 泄漏量过大,无法处理时, 请求停炉处理。 10. 400V 厂用电源中断 10.1 400V 厂用电源中断的常见现象: 10.1.1 400V 电流表、电压表指示回零。 10.1.2 运行中 400V 电动机停止转动,低电压保护动作,音响报警。 10.1.3 与 400V 相关的热工、电气仪表指示异常,电动阀、调节阀不能操作。 10.2 400V 厂用电源中断的常见原因: 10.2.1 低压厂变或厂用母线故障。 10.2.2 电缆故障引起厂用电开关跳闸。 10.2.3 运行人员误操作。 10.3 400V 厂用电源中断的处理: 10.3.1 400V 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。 10.3.2 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。 10.3.3 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。 11. 锅炉热工电源中断 11.1 锅炉热工电源中断的现象: 11.1.1 电动执行机构异常,开度回零,无法对设备进行遥控。 11.1.2 仪表指示异常,报警信号灯不亮,无声响。 11.1.3 锅炉调节失常,甚至跳闸。 11.2 锅炉热工电源中断的原因: 11.2.1 电气系统及电源母线故障。 11.2.2 开关、闸刀故障,备用电源未自投。 11.2.3 总电源或分电源保险丝熔断。 11.3 锅炉热工电源中断的处理:
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11.3.1 11.3.2 11.3.3 11.3.4 11.3.5 12. 12.1 12.1.1 12.1.2 12.1.3 12.2 12.2.1 12.2.2 12.2.3 12.3 12.3.1 12.3.2

保持负荷稳定,避免过多调节。 将设备改手动,就地观察表计情况,并及时联系。 要求热工、电气人员迅速处理,尽快恢复供电。 应严密监视汽包水位,必要时紧急停炉。 若热工电源不能及时恢复,应立即停炉。 DCS 故障 DCS 故障的一般现象: 无显示画面,或画面显示不正常。 各阀门、仪表指示异常,无法调节。 锅炉自动调节可能会失灵。 DCS 故障的原因: DCS 电源故障,且 UPS 工作不正常。 DCS 环网故障。 DCS 部分卡件故障。 DCS 故障的处理: 迅速查看报警信息栏,确定 DCS 故障类型。 若为 DCS 环网故障,应立即停炉,手拍紧急停炉按钮外,还应到就地,根据就地水 位计情况,决定是否停给水泵,以防汽包缺水或满水,造成设备损坏。 12.3.3 若为 DCS 部分卡件故障,则应视故障情况及时调整运行方式,或切换备用设备。 12.3.4 联系检修立即处理,及时消除故障。 12.3.5 严密监视汽包水位,主汽温度、压力,必要时紧急停炉。 12.3.6 若 DCS 故障不能及时消除,并影响设备正常运行时,可申请故障停炉。 13. 6KV 厂用电源中断 13.1 6KV 厂用电源中断的常见原因: 13.1.1 高压厂变、发电机、厂用电母线故障。 13.1.2 电缆故障引起厂用电开关跳闸,备用电源未能自动投入。 13.1.3 运行人员误操作。 13.2 6KV 厂用电源中断的处理: 13.2.1 若 6KV 厂用电源失去,且锅炉未跳闸时: 13.2.1.1 迅速切至备泵运行,调整好锅炉参数,必要时可减负荷运行。 13.2.1.2 检查备泵运行情况,原运行泵需要隔离的应隔离。 13.2.1.3 严格控制汽包水位,若给泵跳闸造成水位低二值,应紧急停炉。 13.2.1.4 及时调整减温水量,保持汽温稳定。 13.2.2 若 6KV 厂用电全部中断或锅炉已跳闸: 13.2.2.1 将所有 6KV 辅机复位至停止位置。 13.2.2.2 检查各阀门动作情况。 14. 辅助设备故障 14.1 一般处理原则 14.1.1 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。 14.1.2 若检查发现辅机运行异常,如有异声,振动大、轴承温度高、出力不足、润滑油漏 等情况,应立即汇报主值,联系切换备用辅机并通知检修进行处理。 14.1.3 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。 14.1.4 出现下列情况,禁止启动: 14.1.4.1 跳闸原因未查明:
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14.1.4.2 设备故障未消除: 14.1.4.3 频繁试转 14.2 给水泵故障 故障、原因及处理方法: (a) 故障 泵送流量太少 电动机超负载 出口压力太高 轴承过热 泵泄漏 轴密封泄漏严重 泵运行不平稳 泵内升温太高 平衡液压力变化 原因及处理方法: 参考号 1 2 3 4 5 6 故障 水泵进、出口压差太大 产生过大背压 水泵及/或管路系统排气 或灌水不完全 吸入管或叶轮发生堵塞 管路中形成气囊 NPSHa 过低 (在净正吸入扬 程安装时) 处理方法 打开阀门至额定运行工况点 更换更大尺寸的叶轮 检查安装时是否有杂质在泵内 使水泵和管路系统排尽空气或灌水充分 清除泵和管路中的堵塞物质 改变管路布置 如果必要,安装一个排气阀 检查吸入蓄水池水位 完全打开吸入管路中隔离阀 如果吸入管压力损失过大, 改变吸入系统管路布置 检查吸入过滤器 确认允许的压力降没有被超过 清洗吸入过滤网和吸入管路 检查蓄水池水位,如果必要需进行修正。 更换吸入管路系统。 改变电机电源的正负极接线。 增加转速 增加电压。 更换磨损零件 调节出口阀门以准确达到额定运行工况。 如果长期超负荷运行,切割叶轮(b) (b) (b)(c) 更换密封 根据检查轴封磨损决定是否更换轴封 原因及处理方法 1、2、3、4、5、6、7、9、10、11、28 11、12、13、15、23、27、28 15 22、23、24、25、26 16、29 17、18、19、20、21、22、23、33、35 3、6、11、12、22、23、25、30、31、32 3、6、32 3、6、11、24、34

7

过高的吸入阻力

8 10 11 12 13 15 16 17

泵反转 转速过低 泵体内部过度磨损 水泵背压低 输送介质的比重和粘度超 过规定 转速过高 密封损坏 轴封磨损

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参考号 18 19

故障

处理方法

轴套表面出现划痕、粗糙、 更换新的轴护套 凹槽 冷却水量不足或冷却管路 出现堵塞。 密封端盖压的过紧 水泵运行噪音过大 增加冷却水流量 清洗冷却水管路 净化冷却介质。 改正 修正进水条件 检查泵组对中,必要时重新对中。 重新平衡泵转子 增加水泵进水压力 检查联轴器处泵的对中,如有必要,重新对中 检查管路联接和泵脚固紧螺栓 安装新的泵体密封环 减少或增加润滑油用量或更新润滑油质量 按照安装要求重新调整联轴器间隙 更换保险丝 检查电路联接 拧紧螺栓 安装新的垫圈 清理转子 对转子重新做动平衡 更换新轴承 增加最小流量 检查水泵运行方式 检查平衡回水系统 检查水泵压力 检查转子间隙和平衡装置 检查密封安装尺寸(参考制造商要求)

20 21

22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 34

泵组对中不好 水泵泵体歪曲 轴向推力过大 润滑油过量、太少或润滑 剂不合格 没有达到规定联轴器间隙 电压过低 电机仅在两相运行 联接螺栓松动 转子失去平衡 轴承损坏 流量不充足 平衡座套的泄漏、平衡回 水管横截面的变化、平衡 装置的磨损、过高的压力 降、管路布置太靠近泵 密封间隙的接触压力过 高,密封冷却液量不足 低压省煤器循环泵故障 原因 润滑油过多 a. 润滑油过少 b. 润滑油变质 c. 机组不同心 d. 振动 故障 轴承发热

35 14.3

解决办法 a. b. c. d. e. 减油 加油 排去并清洗油池再加新油 检查并调整泵和电机的对中 检查转子的平衡度或在极小流量处 运转。

轴套内泄 漏 泵不出水

a. 轴套密封垫损坏 b. 密封垫过硬或不平 a. 泵未起动

a. 更换新件 b. 退火处理并磨平 a. 起动泵

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b. c. d. e. f. 流量或出 口压力太 低 a. b. c. d. e. f. g. a. b. c. d.

泵转速太低 叶轮堵塞 吸入口堵塞 叶轮损坏 转向不对 吸入口有空气 泵转速太低 NPSHA 太小 吸入口堵塞 叶轮堵塞 叶轮损坏或密封环磨损 转向不对 不同心度 比重变大 转动部分发生摩擦 装置阻力变低,使运转点 偏向大流量处。

b. c. d. e. f. a. b. c. d. e. f. g. a. b. c. d.

检查电机 清理叶轮流道 清理吸入口管路 更换叶轮 改变电机转向 检查吸入管路防止漏气 检查电机 检查吸入部分 清理吸入管路 清理叶轮流道 更换叶轮或更换密封环 改变电机转向 调整泵和电机的对中性 改变操作工艺 修复摩擦地方 检查吸入和排出管路压力与原来的 变化情况。

电机过载

注:NPSH 意味着纯正吸入水头。这水头是高于泵输送液体汽化压力的值,故泵运转时, 不允许装置的 NPSH 比泵的 NPSH 值还小。

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第六章

余热锅炉的停炉及保养
第一节 停炉方式

1. 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 2. 2.1 2.1.1

2.1.2

2.1.3 2.1.4 2.1.5 2.1.6 2.1.7 2.1.8 2.2

停炉有计划停炉,也有因机组本身缺陷和事故被迫停炉。停炉的方式一般分正 常停炉和事故停炉。 正常停炉至冷备用,指锅炉停运之后,一直冷至常温作备用或检修,即所谓正 常停运。这种方式一般采用滑压停炉,随燃机负荷的减少,关小 IGV,稳定燃机排 气温度 566℃,保证主、再蒸汽温度,直到 IGV 关到最小全速角,汽机的中低压停 止并汽,汽机停止进汽,机组负荷到 0,解列发电机,燃机进行有火停机。 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, 燃机或汽机、电网等的故障和缺陷。它必须在工作负荷下使锅炉迅速冷却。 与启动一样,停炉也存在着安全和经济两方面的问题,运行人员应在了解停炉 目的之后,确定停炉方式,做好停炉前的准备工作。 停炉前的准备 停炉前校对上、下水位计,并进行定期排污一次。 检查各自动调节系统,确认其状态正常。 检查仪用压缩空气压力正常。 检查HP、IP、LP旁路及减温水门在停机的自动方式,压力设定点在跟踪状态。 检查HP、IP、LP蒸汽管道上所有疏水阀在停机的自动方式。 在切断锅炉热源之前,保证给水系统正确的水质。 停炉前应对炉本体进行一次全面检查, 对运行中不能消除的设备缺陷作详细的记录, 以便在停炉后予以消除。 锅炉停炉 正常停炉(热停机) 锅炉停炉须随燃机一起停运。正常停机时要减小汽机和余热锅炉的冷却,维持余热 锅炉再热段的汽流直到燃机排气温度不大于566℃,并最大限度地提高停机效率。 减少汽机和余热锅炉的冷却可以减少下一次启动所需的时间,并且由于温度变化范 围的减小可以减低周期应力值。维持再热段汽流直到燃机排气温度降下来,可以提 高再热段的运行温度,因此可以减小停机时的寿命损失。 按机组正常的停炉程序,逐步降低燃机负荷,关小IGV,稳定燃机排气温度566℃, 保证主、再蒸汽温度,直到IGV关到最小全速角,汽机的中低压停止并汽,中低压 蒸汽从旁路流入凝器。 当锅炉主蒸汽温度低于进入汽轮机的设定值时, 关闭主蒸汽截止阀, 汽机停止进汽, 打开主蒸汽旁路阀。 机组负荷到0,解列发电机,燃机进行有火停机。 燃气轮机停运后,保持汽包水位在低低水位以上直到高压汽包压力降至0.07Mpa。 关闭烟囱档板,保存锅炉内部热量,如果外界需要蒸汽,锅炉可以迅速重新起动。 停用给水泵和低压再循环泵。 在高压汽包压力低于0.07Mpa,可以进行锅炉的放气和疏水。 事故停炉 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,
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2.2.1 2.2.2 2.2.3

2.2.4

2.2.5 2.2.6 2.2.7 2.3 2.3.1 2.3.2 2.3.3 2.4 2.4.1 2.4.2 2.4.3 2.4.4 2.5 2.5.1 2.5.2 2.5.3 2.5.4 2.5.5

燃机或汽机、电网等的故障和缺陷。它必须在工作负荷下使锅炉迅速冷却。 只有在要求立即进入锅炉检修时才可使用紧急停炉。正常检修时不需紧急停炉,以 免增加锅炉的热应力。 关闭燃气轮机,隔离锅炉水侧。 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。 继续按照上面步骤直到压力达到0.07MPa。开启放气阀防止锅炉形成真空。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。 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。如果需在炉顶检修,应对炉顶部分单 独进行强制通风,可采用压缩空对炉顶部分吹扫等方法加快冷却。 紧急停炉后再启动应按冷态启动方式进行。 停炉后的监视 停炉后,检查汽包水位正常。 停炉后,每半小时记录烟道烟气温度。 停炉后,每半小时记录汽包壁温差。 停炉冷却 保持汽包为最高可见水位,当水位较低时,应联系锅炉给水泵向锅炉补水,但需严 防汽包满水进入过热器中。 严密监视汽包上、下壁及内、外壁温差均不大于 40℃ 。 停炉 6 小时前各孔门关闭,禁止通风。 严密监视烟道各部温度变化情况。 停炉时注意事项 停炉时严格控制汽包壁温差,汽包内饱和温度下降速度<55℃ /时,壁温差不超过 40℃ ,否则关闭所有的疏水阀,直至温差在限定值内。 停炉初期必须严密关闭所有孔门,以防大量冷空气漏入炉内而使锅炉急剧冷却。 为避免锅炉急剧冷却,要控制疏水量和疏水次数。 锅炉冷却时,应维持汽包水位在高水位。 停炉后,未彻底隔绝前,不得停止对锅炉的监视。 第二节 锅炉保养 机组停运后,为了有效减少余热锅炉的腐蚀,特做如下保养规定:机组停运三 天内,若无检修工作,则采用汽包上水加氨法进行保养,使机组处于热备用状态; 机组停运一周左右,则采用热炉放水烘干法进行保养;若机组停运时间超过一周, 则采用热炉放水真空干燥法进行保养。 汽包上水加氨法保养 机组停运前二小时,调节加氨量,维持凝水、给水、高/中/低压汽包内 PH 值在 9.4-9.6 左右;发电机解列后,将高/中/低压汽包水位上至+100mm 后停运给泵及加 氨泵;机组停运期间,若高/中/低压汽包任一水位降至-400mm 时,启动凝泵、加氨 泵向汽包上水,将高/中/低压汽包水位上至+100mm,并调节凝水及加药量,维持加 药后凝水 PH 值在 9.4-9.6 左右。 热炉放水烘干法保养
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1.

2.

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2.1 2.2 2.2.1 2.2.2 2.2.3 2.2.4 2.2.5 2.2.6 2.3 2.4 3. 3.1 3.2 3.3 3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.3.4 3.3.5 3.3.6 3.4

3.5 3.6 3.7 3.8 3.9 3.10 3.11 3.12

在机组转速到零后,立即关闭烟囱档板,尽量减少能量损失。 停机 4 小时后: 开启余热锅炉高、中、低压疏水母管直排门。 开启余热锅炉低压系统各放水门,进行低压系统放水。 开启两台给水泵进出口门、中间抽头出口门、进出口疏水门。 开启两台再循环泵进出口门、进出口疏水门。 开启性能加热器水侧的各疏放水门。 强制开启主/再减温水系统隔离门、调整门,开启疏水门。 在停机 8 小时后,开启余热锅炉中压系统疏水门,进行余热锅炉中压系统放水。 在停机 12 小时后,开启余热锅炉高压系统疏水门,进行余热锅炉高压系统放水。 热炉放水真空干燥法保养 热炉放水真空干燥法保养即热炉放水并利用真空系统对炉汽 水系统抽真空进行保 养。 在机组转速到零后,立即关闭烟囱档板,尽量减少能量损失。 停机 4 小时后: 开启余热锅炉疏水扩容器冷却水调门。 开启余热锅炉低压系统各放水门,进行低压系统放水。 开启两台给水泵进出口门、中间抽头出口门、进出口疏水门。 开启两台再循环泵进出口门、进出口疏水门。 开启性能加热器水侧的各疏放水门。 强制开启主/再减温水系统隔离门、调整门,开启疏水门。 在停机 8 小时后, 开启余热锅炉中压系统压力疏水门, 进行余热锅炉中压系统放水。 在停机 12 小时后,开启余热锅炉高压系统疏水门,进行余热锅炉高压系统放水。当 高、中、低压汽包压力下降至 0 后,分别开启其疏水母管直排门。 放水结束后,关闭各系统所有放水门、空气门,开启高、中、低压旁路,开启中、 低压系统并汽阀,启动真空泵,建立凝器真空,对余热锅炉各汽水系统进行抽真空。 当汽包压力下降至 0 后,保持抽真空 2 小时,期间开启性能加热器进出口门及调整 门 10 分钟,将此段管道抽空。 全开余热锅炉高、中、低压系统省煤器空气门 1 小时,用空气置换锅内残存湿气。 之后关闭空气门,使真空度回升。 继续抽真空 2 小时后, 再次全开各系统省煤器空气门, 用空气置换锅内的残余湿气。 置换 1 小时后,真空干燥工作结束,停用真空系统。 开启高、中、低压系统各放水门,开启给水泵进出口放水门,开启再循环泵进出口 管道疏水门。 关闭高、中、低压旁路,及中、低压系统并汽阀,将减温水各阀门上的强制取消。 开启凝水至雨水门,将凝器内水位降到最低后停用凝泵,开启凝器底部放水门,开 启凝水管道各疏放水门,将凝水管道排空。

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余热锅炉

第七章

余热锅炉的试验
水压试验

第一节 1. 2. 3.

4.

5. 5.1

5.2

5.3

5.4 5.5 5.6 6. 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 6.8

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。 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(10.92MPa) ,中压及再热系统(2.38MPa) ,低压系统(0.33MPa) 。 锅炉超压试验应按制造厂的有关规定进行,试验压力为工作压力的 1.25 倍。即高 压系统(13.65MPa) ,中压及再热系统(2.98MPa) ,低压系统(1.25MPa) 。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。 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。 水压试验范围及步骤: 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调门和高压旁路门处的 所有受热面系统,包括高压省煤器 1、2、3、4、5、6、7、高压汽包、高压蒸发器、 高压过热器 1、2、3、4,及高压系统的附属管道系统。 中压系统水压试验范围:通常情况下,中压系统水压试验范围是自中压给水管道给 水操作台至中压蒸汽管道,包括中压省煤器、中压汽包、中压蒸发器、中压过热器 及中压系统的附属管道。有特殊要求时,水压试验范围可至再热蒸汽出口管道,包 括再热器 1、再热器 2 及再热系统的附属管道。 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,包括低压省煤器 1、2、低压汽包、低压蒸 发器、低压过热器及低压系统的附属管道。 超压试验时,应关闭连排一次门及定排一次门,将安全门隔离(移走或以盲法兰替 换)。 如进行超压试验,关闭测量仪表(包括压力、水位、压差、流量)隔离二次阀,应解 列水位计,试验后应进行仪表管道冲洗,以防杂质进入仪表管。 水压试验按照正常上水程序先将高、中、低压汽包上水到正常水位,然后按照由高 压系统到低压系统的顺序进行水压试验。 水压试验前应做好下列准备工作: 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。 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。 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。 水压试验用表计已备齐,并经校验合格,精度等级符合要求。 检查汽包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。 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。 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。 水压试验临时设施安装完毕,隔离用隔板已安装就位。
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6.9 6.10 6.11 6.12 7. 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 7.6.1 7.6.2 7.6.3 8. 8.1 8.2

8.3 8.4

8.5

8.6 8.7 9. 9.1 9.2 9.3 9.4

9.5

9.6

准备好充足的除盐水,上水时水温在 21℃-49℃范围内。 如压力源在逆止阀下游,则应将逆止阀阀芯拆除。 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。 现场通讯工具完好,保证联系正常。 水压试验上水 在上水前记录膨胀指示器读数。 按照正常上水操作规程向高、中、低压汽包上水至正常位置。 检查膨胀指示器的膨胀情况,并作好记录。 对余热锅炉所有省煤器、蒸发器进行全面检查有无泄漏和异常,并做好记录。 参照水压试验高、中、低压阀门状态表,操作阀门至水压试验位置。 在进行超压试验前,应做好以下工作: 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。 核对 DCS 画面和炉顶压力表读数,各系统的试验压力以汽包处压力表为准。 在 DCS 上监视汽包壁温。确保汽包壁温≤49℃。 高压系统水压试验: 参照水压试验阀门状态表,操作并检查各阀门符合水压试验前位置。 启动凝泵,给水泵,开启高压汽包水位控制阀,向高压汽包进水,向高压系统进水, 当高压汽包水位超出水位计上限后,至过热器各受热面间连接管空气门的排放处观 察。当空气门均匀向外冒水时,关闭该空气门。 系统升压:调节高压汽包水位控制阀开度,控制升压速度≤0.3MPa/min。如升压速 度过快时,可通过适当开启高压旁路压力控制阀进行压力控制。 压力升到试验压力的 50%时,高压系统为 5.5MPa, ,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。 当压力升至工作压力时,高压系统为 10.92MPa 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。 当压力升至超压试验压力值时,高压系统为 13.65MPa,立即关闭给水泵出口阀,同 时停给泵,及时记录时间,并在此压力下保持 10 分钟观察压力下降情况。 在试验压力下保持 10 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。 中压系统及再热系统水压试验 参照水压试验系统阀门状态表,操作并检查操作阀门至水压试验位置。 启动凝泵、给水泵,开启给水泵中间抽头电动隔离阀及中压汽包水位控制阀,向中 压系统升压。 调节中压汽包水位阀开度,控制升压速度≤0.3MPa/min。如升压速度过快时,可通 过适当开启中压旁路压力控制阀进行压力控制。 压力升到试验压力的 50%时,中压系统为 1.2MPa,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。 当压力升至工作压力时,中压系统为 2.38MPa 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。 当压力升至超压试验压力值时,中压系统为 2.98MPa,立即关闭给水泵中间抽头出
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口阀,同时停给泵,及时记录时间,并在此压力下保持 10 分钟观察压力下降情况。 9.7 在试验压力下保持 10 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 0.33MPa 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 当压力升至超压试验压力值时,低压系统为 1.25MPa,立即关闭凝泵出口阀,同时 停凝泵,及时记录时间,并在此压力下保持 10 分钟观察压力下降情况。 10.6 在试验压力下保持 10 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. 凝结水系统水压试验: 11.1 按阀门检查卡检查各阀门符合水压试验前位置。 11.2 启动凝泵,开启凝结水再循环门。 11.3 开启低压省煤器顶部放空气门,放尽空气,有水冒出后关闭。 11.4 低压汽包水位控制阀关闭,通过低压省煤器入口再循环控制阀控制低压省煤器入口 压力。 11.5 凝结水压力稳定后,记录压力值。 11.6 停留 10 分钟,通知检修人员全面检查。 11.7 检查合格,凝结水系统水压试验完成。 12. 水压试验成功后,根据下一步工作安排,锅炉可进行放水,也可补水至额定水位。 13. 如果锅炉需进行放水,需注意下列问题: 13.1 锅炉水压后通过疏水阀排放到疏水扩容器。 13.2 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。 13.3 水压后,当锅炉内水全部放完后,在高、中、低压汽包内加入袋式干燥剂 对汽包进 行保护。 14. 水压试验注意事项: 14.1 水压试验应禁止在雨天进行。 14.2 水压试验时工质水温应在 21℃-49℃范围内。 14.3 水压试验时,严禁乱开阀门,严禁对受压部件进行敲打。 14.4 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。 14.5 在保持压力期间,应预防由于热膨胀造成压力升高。 14.6 试验时工质压力应严格控制,不应超出试验额定值的 6%。 14.7 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。 14.8 水压试验后,应详细记录试验过程及结果。 14.9 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。 14.10 进行超压试验前,必须解列不参加超压试验的部件,并隔离安全阀。 14.11 超压试验结束后,系统及各解列部件应恢复。 14.12 水压试验完成后,根据要求进行充分疏水后,汽机隔离堵板等部件应撤除,系统恢 复。
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15. 15.1 15.2 15.3

水压试验的合格标准: 停止进水后每分钟压力下降值<0.1MPa。 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。 承压部件无明显的残余变形。

第二节 1. 1.1 1.2 1.3 1.4 2.

安全阀校验

安全阀校验的条件: 锅炉安装结束 锅炉经过大修 安全阀经过大修 按压力容器技术规范要求,每年一次。 安全阀整定值:(单位:MPa) 系统 序号 1 2 高压 3 4 5 6 7 8 10 11 12 13 14 名称 高压给水安全阀 高压汽包控制安全门(左) 高压汽包工作安全门(右) 高压过热器出口电磁减压阀 高压过热器出口控制安全门(左) 高压过热器出口工作安全门(右) 中压省煤器进口安全门 中压汽包控制安全门 中压过热器出口安全门 再热器进口控制安全门(左) 再热器进口工作安全门(右) 再热器出口安全门 低压省煤器进口安全门 低压汽包工作安全门(左) 低压汽包控制安全门(右) 低压过热器出口安全门 设计动作压力 18.8 12.2 12.57 10.276 10.594 10.912 9.5 3.70 3.40 2.937 3.025 2.746 4.0 1.0 1.03 0.7

中 压

再 热

低 压
3.

15 16 17

4. 5. 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5

正常情况下,高压蒸汽系统、中压蒸汽系统、再热蒸汽系统安全阀使用液压助力装 置进行校验;低压蒸汽系统及高、中、低压给水系统安全阀送有校验资质的单位在 实验台上进行校验。 安全阀校验应由值长指挥, 检修主任或派专人负责, 运行主任及有关检修人员参加, 由有关人员负责操作,安监领导及有关技术领导应到现场监护。 蒸汽系统安全阀实际校验: 相关检修工作已结束,工作票已终结。 在校验前,校对就地压力表与集控室压力指示的差值,并在余热锅炉安全阀校验记 录本上做好记录。 安全阀校验时的压力以就地压力表读数为准。 安全阀整定顺序:采用液压整定装置调整,按中压汽包、中压过热器、再热器、高 压汽包、高压过热器的顺序进行整定。 按试验要求将压力调整至安全阀整定压力的 75%,维持压力稳定,由现场调试人员
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5.6

手动对每个安全阀逐只进行一次排汽,每个安全阀排汽时间不少于 30 秒。 压力保持在安全阀整定压力的 75~80%时,现场调试人员采用液压整定装置进行校 验。各安全阀定值如下: 设计值 高压汽包(右) 高压汽包(左) 高压过热器出口(右) 高压过热器出口(左) 中压汽包 中压过热器出口 再热器入口(右) 再热器入口(左) 再热器出口 12.57 12.2 10.912 10.594 3.70 3.40 3.025 2.937 2.746 动作值 12.58 12.22 10.92 10.51 3.65 3.41 3.07 2.97 2.77 回座值 根据厂家 资料,安全 阀的回座 值为动作 值的 96%

5.7

6. 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 6.8 6.9 6.10 6.11

当液压校验结束后,若要进行高压过热器的实跳试验,则在机组停机过程中,当汽 轮机退出运行后,保持机组稳定,手动调整高压旁路压力调节阀,以 5Kg/min 的速 度将主汽压力升到 99Kg/min,就地检查正常后,将向空排汽电动门及电磁阀切到手 动,就地人员退到安全地点,然后继续升压到 106Kg/min,高过出口安全阀(左)应 动作;如不动作,降压到 75Kg/min,由检修人员重新对该阀进行整定,并重新做实 跳试验。安全阀动作正常后,按停机操作卡将机组停运。 蒸汽系统安全阀实际校验安全注意事项: 各安全阀搭设的脚手架应稳固并设置围栏,便于试验人员安全、方便操作。 现场的照明设施应完好。 现场人员应戴好安全帽、手套、耳塞。 进行安全阀校验的人员应熟悉安全阀校验方法。 安全阀校验由专人统一指挥,运行、检修各岗位人员应听从指挥;运行人员负责压 力表读数并监控压力变化情况,检修人员负责安全阀的校验工作。 安全阀校验时,无关人员一律远离锅炉炉顶及校验现场,参与安全阀调试的人员应 熟悉现场撤离通道,并保证通道畅通。 校验开始前,集控室人员、就地人员、及总指挥应检查对讲机通讯正常;当对讲机 等通信工具出现故障时,运行人员不得进行升降负荷的操作,维持压力不变。 当压力出现异常时,运行人员应立刻通知现场调试人员紧急撤离。 在锅炉升压进行安全阀实跳校验时, 应保持压力升降平缓, 当压力接近动作压力时, 更应平缓;现场人员应远离安全阀,以免被蒸汽烫伤。 安全阀起跳后,应立即开大高压旁路调节阀,将主汽压降到 99Kg/min 以下。 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。

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