135MW硫化床机组启动操作方案Word文档下载推荐.docx
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12月23日11:
电气汽机
10
启动交流润滑油泵、顶轴油泵、盘车、排烟风机
点火前连续盘车8小时
汽机
11
锅炉侧冷渣机本体堵头恢复,冷渣机冷却水系统放水阀全部关闭
12月23日凝结泵启动前
12
汽机排汽装置水位控制在1700mm,除氧器水位控制在1900mm,且除氧器温度70℃以上
锅炉上水前
上水前记录锅炉各膨胀指示初始位置坐标值填写《膨胀指示记录本》。
12月23日11:
00
前
13
上水前关闭省煤器疏水门;
给水管道暖管后关闭给水平台各疏水门和空气门。
(上水过程填写上水操作票)
12月23日上水前
14
联系汽机启动给水泵锅炉开始上水。
00前
锅炉、汽机
15
汽包水位上到+300满水后,通知热工对平衡罐水位计进行注水。
30前
锅炉、热工
上水后记录锅炉各膨胀指示坐标值填写《膨胀指示记录本》。
12月23日汽包满水时
16
平衡罐水位计注水完毕。
17
打开汽包事故放水门对汽包放水至投底部加热水位(-100—50mm)
12月23日19:
(小夜班)
锅炉开始投入底部加热系统(填写底部加热投运操作票)
00
锅炉汽机
(大夜班)
18
检查锅炉、除尘器人孔,全部关闭严密(对不具备关闭条件的进行记录)
12月23日20:
19
主厂房压缩空气系统正常投运且系统压力不低于0.5Mpa
12月23日20:
20
化学水工序运行正常,除盐水罐水位在8米以上
12月23日22:
化水
21
锅炉原煤仓料位控制在7米以上,燃运系统运行正常且能够保证两炉运行的煤量供给
输煤
22
油系统打循环(关闭1#、2#炉床上、床下油枪手动门及4.5米供油主路手动总门,关闭2#炉油循环旁路手动门及电动门,打开1#炉油循环旁路手动门及电动门,燃油系统启动且油循环正常,系统无泄漏现象),整个过程填写《油系统打循环操作票》
23
检查确认所有一二次汽侧疏水电动门在开启位置,疏水手动门在开启位置
12月23日23:
24
各系统阀门均在点火位置
12月23日23:
25
轴封系统暖至汽机高低压均压箱
(点火前4小时)
26
静态试验
12月23日22:
27
汽机主油箱油温控制在38-42℃、EH油箱位正常,油温控制在35-45℃
28
点火前汽机真空达到-40KPA
29
汽机各项保护、联锁试验合格,各项保护按启动要求投入或退出。
汽机热工
30
锅炉各项保护按启动要求投入或退出:
MFT跳闸条件中给水泵全停、床温低于580℃、汽机未挂闸时<25%风量、流化风量<
=临界风量、汽包水位高低三值、燃料全部中断解除;
炉膛吹扫条件中需满足汽包水位正常、总风量大于25%;
点火系统中满足油压低、投油允许条件;
满足投煤允许条件,其它保护全部投入正常(不具备投入条件的保护详细记录),联锁试验合格。
锅炉热工
影响启机的检修工作已结束,工作票已全部消票
所有专业
32
一二次风机、引风机、高压流化风机由检修转热备,锅炉转机油位正常,冷却水正常投入,完成转机启动前的检查
30前
锅炉电气
33
锅炉开始启动六大风机,并认真填写《风机启动操作票》
34
对炉膛进行吹扫,消除锅炉MFT首出条件
12月23日,风机启动正常后
35
锅炉做流化试验,并记录最小流化风量和一次风机入口门开度
40
36
联系检修封闭炉膛北侧人孔门
流化试验结束后
锅炉点火启动
12月24日00:
2、机组启动中重点项目安排
项目
具体内容
时间安排
单位
堵阀热紧
汽机侧
设备组另附清单
-
_
2
锅炉侧
汽包左右侧人孔
汽包压力0.2MPa
苏中检修
再热器堵阀,四个
再热器压力0.2MPa
过热器堵阀,两个
过热器压力0.2MPa
新换阀门盘根热紧(设备另附清单)
给煤机气动门试验
全开1-6#给煤机电动下插板门,气动下插板门。
运行日志记录试验情况,并联系相关专业处理异常插板门。
试验结束后关闭气动下插板门,电动下插板门保持全开状态。
锅炉投入第一杆油枪后
锅炉运行
设备试转
输渣系统(链斗输渣机、斗提机、冷渣机)试转
试验输渣系统联锁保护
试验1#-4#冷渣机断水保护试验、超温保护试验、输渣系统联锁启、停试验
输渣系统投入正常后
热工配合
灰斗手动门全开
1#除尘器下输灰系统灰斗手动门全开
除灰运行
输灰系统试运
1#除尘器下输灰系统开启,程控输灰,确保系统正常备用
停止底部加热系
锅炉停止底部加热系统,填写底部加热退出操作票
12月23日(汽包压力0.1-0.2Mpa)
汽机运行
备注:
热紧堵阀时,当满足条件时,当班值长提前30分钟通知设备组,由设备组通知施工单位到厂对对应螺栓进行热紧
3、机组启动过程中关键点控制及注意事项
工作内容
时间要求及附加说明
锅炉点火成功,投入第一支油枪且稳定燃烧
1、2013年12月24日00:
2、燃烧器风道风温应不大于900℃。
3、就地火焰颜色良好
锅炉逐渐升温,温升率100℃/h,依次投入投入床下1-4#启动燃烧器。
1、燃烧器风道风温应不大于900℃。
2、根据升温要求,对称投入床下,启动燃烧器。
3、投油前首先确定除尘器已经退出,处于走旁路状态。
根据升温速率要求,开始投床上油枪
1、控制床温升温率≤100℃/h
2、根据火焰强度调整二次风压力
启动一台凝结水泵
启动给水泵前
1、除氧器上水加热
2、锅炉见压后投入疏水扩容器减温水
启动真空泵,空冷系统抽真空。
1、先抽真空,后投轴封
2、抽真空的同时对轴封系统进行暖管,暖至高、中、低压轴封分门前
3、冲转前30min投轴封,启动第二台凝结水泵
根据锅炉要求或值长令开启高、低压旁路阀至合适开度。
通过高低旁调整控制主蒸汽、再热汽温。
锅炉升温升压时:
1、控制高、低压旁路阀后温度
2、根据情况逐列投运空冷管束
3、根据情况启动回暖系统,空冷系统进行回暖,防止管束冻结
4、温度高时适当投入减温水,注意:
高旁阀后温度不超380C°
,低旁阀后温度不超160C°
、排汽温度不超80C°
。
启动一台给水泵
锅炉要求上水时,提前30分钟通知汽机,另一台给水泵热备。
关闭一、二次系统各疏水门、空气门,开启加药、取样、联排手动门。
系统压力达到0.2MPa时
联系检修对2个汽包人孔门热紧(达到条件前半小时通知)
主汽压力达到0.2MPa
进行定期排污
1、汽包压力升至0.3MPa时,
2、每两小时定排一次
联系检修对2个过热器堵阀和过热器系统研磨阀门热紧(达到条件前半小时通知)
联系检修对4个再热器堵阀和再热器研磨阀门热紧(达到条件前半小时通知)
再热器压力达到0.2MPa
联系化学化验炉水、蒸汽品质,根据化学要求投入连排。
汽包压力升至0.5~1.0MPa时
启动给煤机锅炉试投煤
床温大于480℃时可试投煤(试投煤要求使用1#、6#给煤机进行脉冲投煤,确认煤可以着火后可根据床温情况间断投煤,以保证锅炉参数的要求)。
锅炉开始连续给煤
根据煤的燃烧情况,可增加给煤量,将锅炉负荷增加到30%,并与汽机联系,控制主再热气温。
投入高、中、低压缸轴封供汽
冲转前半小时
1、开启轴封供汽管道疏水
1、启动一台轴加风机
2、控制低压轴封温度<120℃。
当主汽温度150℃时,夹层加热开始暖管
1、打开夹层加热联箱底部疏水手动门
2、开启新蒸汽至夹层加热进汽手动门
3、稍开新蒸汽至夹层加热进汽电动门
投运减温减压器
再热蒸汽压力1.0MPa时减温减压暖管,再热蒸汽压力1.2以上时投运减温减压
当主再热温度主蒸汽压力为1.0~1.2MPa;
主汽温度选择:
280±
10℃;
主蒸汽与再热蒸汽温差小于50℃;
主蒸汽压力上升速度≯0.098MPa/min,主蒸汽温度变化率≯2.5℃/min;
主再热左右温差小于20C°
,此时高旁已全开、低旁根据再热汽温调节开度。
通知值长具备冲转条件。
启动高压启动油泵、抗燃油泵。
联系锅炉各部位正常,汽机开始冲转。
1、排汽装置排汽压力低于35KPa
2、高中压外缸上下温差<
50℃
3、盘车状态下,转子偏心值在正常范围
4、轴承润滑油温度35~40℃
5、轴承润滑油压0.098~0.12Mpa
6、调速油压1.96Mpa/EH油压14±
0.5Mpa
7、冲转前开启门杆漏汽至除氧器手动门
冲转时投入夹层加热
1、调节汽缸夹层上半及下半进汽手动门开度来调整上缸温差
2、控制高压缸胀差在0.5~3mm,控制内外壁温差在30~40℃,左右侧缸温差在50℃。
3、夹层加热联箱内压力不准超过4.415MPa
4、当高压内缸内壁金属温度达到400℃左右,停止夹层加热装置。
汽机冲转,目标转速500r/min,升速率100r/min
1、检查盘车装置应自动退出
2、就地检查汽缸有无金属摩擦声
汽机转速500r/min,暖机时间半小时.
检查各轴承振动,油温、轴承温度及排汽温度
汽机转速由500r/min升至1150r/min,升速率150r/min
汽机转速1150r/min,左右膨胀达到9-10mm,中速暖机结束
暖机、升速中的注意事项:
1、严格控制汽缸各部温差不超过下列数值:
a)法兰左、右温差15℃。
b)法兰上、下温差20℃。
C)汽缸及法兰内、外壁温差80℃。
d)汽缸与法兰温差80℃。
e)外缸法兰中壁与螺栓温差50℃。
f)内缸外壁与外缸内壁温差30~40℃。
g)高压内缸外壁上、下半温度小于35℃;
2、注意汽轮机本体及有关管道疏水应畅通,无水击及振动现象
3、在冲转、升速、暖机过程中,应保持蒸汽参数的稳定,并保持蒸汽温度有50℃以上的过热度,保持蒸汽温度大于金属温度80℃以上。
4、主蒸汽及再热汽参数的变化情况应和启动曲线偏离不太大
5、注意汽缸各点膨胀均匀,轴向位移,高、低压汽缸与转子相对膨胀等正常
6、汽轮机各点金属温度,温升、温差不应超限
锅炉负荷>
30%时,给水切换为主给水管路运行
水位控制可投自动(机组升负荷过程中,锅炉专业排污次数每两小时进行一次)
31
停油枪,所有油枪全部撤出
床温大于700℃退油枪,油枪撤出后床温稳定
汽机转速由1150r/min升至3000r/min,升速率200r/min
1、1200r/min,停顶轴油泵
2、汽机一阶临界转速低压转子1620r/min,高压转子1827r/min
3、暖机结束以高压静叶持环下壁温和机组膨胀值是否符合制造厂要求为准
4、重点监测轴瓦振动,任意轴振达到125μm(254μm跳机),手动打闸,任意瓦振达到550μm(100μm跳机),手动打闸。
5、瓦温达到80℃时,立即通知汽机专工
及时调整轴封漏汽至除氧器压力
1、根据机组振动情况及轴封漏汽至除氧器压力,及时调整轴封漏汽至除氧器手动门。
2、保持轴封泄汽至除氧器压力始终大于除氧器压力0.2MPa。
汽机升速至3000r/min
1、全面检查机组运行情况,检查无异常情况时,通知电气专业做空载试验及并网试验
2、锅炉专业组织进行排污(并网前,锅炉专业排污不少于两次)
若机组振动过大,打闸加装配重块
一阶临界转速以下瓦振应<30um,如超过40um或轴振超过125um不应降转速,应立即打闸停机;
不得在较高振幅下长时间停留,若瓦振达100um或轴振达250um,应立即打闸停机;
过临界时瓦振应<100um或轴振应<250um,超过时应立即打闸停机。
汽机打闸后锅炉停炉至热备用(压火)
1、汽机先打闸,气压、流量稳定后锅炉准备压火,在整个压火、热启动过程中应保持汽包正常水位。
2、当锅炉准备压火时,应降至最小负荷停止加煤,当烟气的氧量指示值有明显上升趋势时,停风机
3、风机停运后,立即关闭各风门挡板炉膛密闭
37
压火后严密监视汽水系统主汽压力及再热汽压力
1、汽机打闸后汽机专业及时调整高低旁,维持打闸前温度压力,并维持稳定,严禁出现快速泄压现象。
38
汽机配重结束,通知锅炉热态启动
1、锅炉压火后处于热备,具备随时启动条件
2、快速启动各风机,若床温低于600℃,投床上油枪助燃
39
汽机重新冲转,目标转速500r/min,升速率100r/min
40
41
42
调整轴封泄汽至除氧器手动门
根据机组振动情况及轴封漏汽至除氧器压力,及时调整轴封漏汽至除氧器手动门。
43
44
一次风倒主路、联系除灰投用布袋除尘
锅炉退出油枪后,一次风投主路,稳定30分钟后可投用布袋除尘器
45
注油试验
定速3000r/min以后进行
46
检查开启左右侧高排逆止门,停止高压启动油泵、交流润滑油泵
1、主油泵出口油压在正常值(1.860~2.06MPa);
2、润滑油压在正常值(0.0784~0.18MPa);
润滑油进油温度在正常值(38~42℃)。
47
并网前蒸汽参数要求
1、主蒸汽压力达到2.1MPa,并保持稳定
2、主蒸汽温度达到350℃;
3、主蒸汽温度与再热蒸汽温度之差不超过40℃;
4、左右侧主汽温差、左右侧再热蒸汽温差不超过20℃;
主蒸汽温度变化率与再热蒸汽温度变化率不应超过冲转前值。
48
联系变电站请求机组并网,得到允许后开始并网操作
联系220变电站,允许并网后,机组开始并网
49
投石灰石系统
机组并网后
50
投运输渣系统,开始放渣
锅炉床压达到4000Pa时
51
机组并网初期,机、炉协调逐渐退出一、二级旁路,锅炉主值要确保主蒸汽流量>30%。
1、调整时需与锅炉密切联系,控制汽包水位
2、控制主汽压力、再热压力平稳,避免波动
52
汽机升负荷
锅炉升压速度≤0.05~0.1MPa/min
1、锅炉压力上升以对应的饱和蒸汽温度110℃/h的速率进行控制
2、汽机热应力应符合ATC程序要求
53
并网后,由控制系统自动加5%最小负荷
进入升负荷控制。
并网后目标负荷设定为10MW,升负荷率设定为1.5MW/min。
54
汽机单阀切顺阀
机组负荷30MW时,机组运行方式由单阀控制切换为顺阀控制
55
倒厂用电,开始升负荷
发电机并网,负荷带至50MW时
56
机组带10%负荷
检查主、再热器管道疏水电动门应自动关闭
57
汽机负荷>
22%
1、检查汽机所有疏水阀(主、再热蒸汽管道疏水电动门、高低旁进汽电动门前疏水电动门、高低压旁路阀后疏水电动门、高排逆止门前疏水电磁阀、各段抽汽逆止门前后疏水电动门、缸体疏水电动门)关闭
2、根据条件投高加汽侧、除氧器三抽
3、初始负荷暖机结束后,关闭缸体疏水电动门
58
59
80%时
做真空严密性试验
60
根据要求确定机组负荷
保证机组稳定运行
61
对机组进行全面检查
确保机组无重大缺陷及重大安全隐患
记录膨胀指示坐标值
1、点火后每两小时记录一次
4、汽机顶轴油压调试方案
顶轴装置主要包括高压顶轴油泵、过滤器、截止阀、溢流阀、压力开关等组成,在机组启动、停机、盘车过程中,向机组各轴瓦提供高压油,强制顶起个轴承轴颈,使之与轴承间形成静压油膜,消除轴颈与轴承的干磨擦。
4.1调试目的
4.1.1、满足机组启动时机组顶轴油压,将汽机各轴瓦轴顶高4-6丝。
4.1.2、增加机组启停过程中的安全性,延长机组轴瓦使有寿命
4.2调试内容及过程
4.2.1、润滑油系统检修完毕,能够正常运行。
启动交流润滑油泵,润滑油母管油压保持0.098-0.18MPa,油温38℃-42℃。
4.2.2、检查顶轴油泵已送动力电源。
4.2.3、检查个阀门位置,开启润滑油至顶轴油泵进油手动阀,开启2#顶轴油泵进油出口手动阀(以启动2#顶轴油泵为例)。
4.2.4、将2#顶轴油泵入口节流阀开至最大位置,将调压旋钮旋至最小位置。
4.2.5、启动2#顶轴油泵,检查泵组运行震动及声音泄漏等是否有异常情况。
4.2.6、开启顶轴油分流装置的出口门,使顶轴油进入各轴承。
4.2.7、调试时,顶轴油泵入口节流阀开至最大位置,调压旋钮每旋入1/4扣时,纪录数据一次(附表一),调整顶轴油泵母管压力至16.7MPa.。
顶轴油泵油压
入口压力
母管压力
入口节流阀开度
调压旋钮旋入扣数
A
MPa
MPa
0/0
扣
4.2.8、开启各支管节流阀,调整各支管油压,逐个调整被顶起轴颈的顶起高度为4-6丝。
测取各轴承顶起高度和各支管油压关系如下数据:
1#瓦
2#瓦
3#瓦
4#瓦
5#瓦
各支管油压(MPa)
顶起高度(丝)
4.3、调试后效果预测
4.3.1、汽机各轴瓦静态状况下能顶起4-6丝。
4.3.2、顶轴油压正常,顶轴油泵运转正常。
热电厂生产技术组
20xx年xx月xx日
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