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煤气发电规程
收录时间:2022-11-25 22:58:42  浏览:0
能源环保处 煤气发电站运行规程目 录第一部分 煤气发电站概况51煤气发电站简介52平面布置53热力设施主要技术数据54煤气发电站启动流程9第二部分 锅炉运行规程10一、设备与运行10 锅炉设备特性和规范101锅炉本体102辅助设备123煤气特性与汽水品质144运行参数控制155联锁保护试验15 锅炉冷态启动161/ 点火前的检查162各阀门的点火前及运行时位置状态表173/ 点火准备工作234锅炉上水245下层高炉煤气燃烧器支管氮气置换空气的操作246/ 下层高炉煤气燃烧器支管道煤气置换氮气的操作257上层转炉煤气管道氮气置换空气、煤气置换氮气操作258/ 炉膛吹扫259/ 锅炉点火2610锅炉升压27 锅炉热态启动30 锅炉的运行和调整301运行调整302水位控制与调整303汽压控制与调整314汽温控制与调整325燃烧调整336锅炉低负荷运行33 锅炉运行中的检查维护与定期工作331/ 设备的巡回检查332/ 设备的定期试验343/ 定期工作35 锅炉机组的停运361正常停炉362事故紧急停炉373请求停炉38二、锅炉事故与故障处理38 总则381事故与故障处理的原则382事故与故障处理的注意事项39 事故与故障处理391事故紧急停炉392故障停炉403锅炉满水404锅炉缺水415锅炉水位不明416汽包水位计损坏427汽水共腾428水冷壁管损坏439过热器管损坏4310省煤器管损坏4411汽水管道水冲击4412减温水系统故障4513炉膛灭火4614煤气管道的着火***4715风机故障4716风机跳闸4817甩负荷4918厂用电中断50 锅炉停炉保养501停炉保养的基本原则502保护方法50第三部分 汽轮机运行规程51 汽轮发电机组的主要性能参数511/ 汽轮机512/ 发电机523/ 主要热交换器及辅助设备524/ 运行参数控制55 汽轮机的保护及试验56汽轮机启动前的保护试验56 汽轮机启动(冷态滑参数启动)571/ 总则572/ 准备工作573/ 启动前检查584/ 机组DEH调节系统启动挂闸605/ 机组的冲转、暖机、升速606/ 并网前的DEH在线试验637/ 机械***试验658/ 并网前的真空严密性试验659/ 同期并网6610/ 并网后的DEH调节操作66/ 热态启动66 正常停机681/ 停机前的准备工作682/ 汽轮发电机组的停机683/ 注意事项69 汽轮机的运行管理70运行中的参数监视70 辅助设备的启动和停止711/ 凝结水泵的启动和停止712/ 发电机空冷器的启停713/ 冷油器的启停724/ 滤油器的切换725/ 汽封加热器启停726/ 电动机的有关规定73 事故处理731/ 事故处理原则732/ 紧急停机和故障停机743/ 汽温、汽压异常754/ 凝汽器真空下降765/ 油系统工作失常786/ 油系统着火797/ 水冲击808/ 轴向位移增大819/ 汽轮发电机轴瓦乌金熔化或损坏8110/ 汽轮机叶片损坏或断落8211/ 汽轮机组的异常振动8312/ 主要管道破裂8413/ 厂用电中断8414/ 锅炉熄火8515/ 发电机故障8616/ 辅助设备事故处理86第四部分 给水与除氧89 给水泵891/ 给水泵主要性能参数892/ 总则893/ 给水泵的启动894/ 运行中一台给水泵检修后的试运行905/ 给水泵的停止906/ 给水泵试验90 除氧器911/ 除氧器的概述912/ 除氧器的启、停及正常维护91 给水及除氧事故处理931/ 给水泵事故处理932/ 除氧器事故处理95附录一:饱和压力与饱和温度表(绝对压力)97附录二:饱和状态绝对压力与温度对照表(kPa)98附录三:常用单位换算99附录四:25MW汽轮机组启动前阀门检查1001、凝结水系统1002、抽真空系统1013、轴封系统1014、抽汽系统1015、疏水系统1026、补充水系统1027、循环水系统1028、润滑油系统1029、主蒸汽系统103附录五:25MW凝汽式汽轮机热力特性曲线1041、60%额定进汽工况1042、调节阀升程曲线1053、调节级后压力曲线1064、调节级后温度曲线1075、工况图1086、冷凝器特性曲线1097、额定功率工况初温修正曲线1108、额定功率工况排汽压力修正曲线111第五部分 发电机励磁系统操作112一就地操作112二主控操作112三停机操作112四/ 励磁系统故障时操作步骤113五/ 日常维护114第一部分 煤气发电站概况1煤气发电站简介 燃气发电站设2台130t/h中温中压燃气锅炉、2套25MW纯凝汽轮发电机组,及配套循环水泵房及相关辅助设施。2平面布置厂房由汽机间和除氧间组成,汽机间跨度为27m,除氧间跨度为9m,汽机间长54m,除氧间长66m,锅炉露天布置在除氧间外侧,整个工程新增占地约11000m2。3热力设施主要技术数据 锅炉锅炉台数: 2台单台锅炉额定出力: 130 t/h过热器出口压力: 3/82 MPa(表压)过热器出口温度: 450 锅炉给水温度: 104 锅炉排烟温度: 160 锅炉排污率: 2 %锅炉设计热效率: 87%(燃用设计燃料)空气预热器进口温度: 20 空气预热器出口温度: 350 负荷调节范围: 30%110%设计燃料: 100%高炉煤气75%高炉煤气 + 25%转炉煤气点火采用液化石油气额定燃料消耗量 高炉煤气: 135000 Nm3/h高炉煤气压力 : 1015 kPa转炉煤气压力 : 1015kPa高炉煤气设计燃料热值: 3550 kJ/Nm3转炉煤气设计燃料热值: 5800kJ/Nm3点火方式: 自动点火 汽轮机汽轮机台数: 2台新汽压力: 3/43MPa新汽温度: 435额定功率: 25MW额定进汽量: 108t/h设计工况排汽压力:(绝压) 0/005MPa/(暂定)即真空度(-95Kpa)额定转速: 3000rpm频率变化范围: 48/550/5 Hz汽轮机额定功率时保证汽耗: 4/3kg/kWh(暂定)运转层高度: 8m给水回热系统: 低加、除氧给水温度: 104 发电机发电机台数: 2台额定发电量: 25MW额定电压: 10/5kV额定电流: 1718A频 率: 50Hz 转 速: 3000r/min相 数: 3接 法: Y绝缘等级: F级制造F级考核励磁方式: 无刷励磁(微机型,配干式励磁变压器)效 率: 97/4%***方式: 空冷 锅炉主给水系统:设3台电动给水泵,2台工作(二期1台),1台备用。电动给水泵参数为:型号:G155679流量:155m3/h扬程:603mH2O转速:2980r/min所配电机功率:450kW,10kV系统补水为除盐水,除盐水来自除盐水站。 除氧系统(每台锅炉1套)设1台150t/h热力除氧器,水箱容积为50m3,除氧器出口水温为104。除氧器参数为:除氧器形式: 大气热力除氧额定工作压力: 0/02MPa除氧额定出力: 150t/h除氧水箱有效容积/ 50m3正常情况下除氧器加热蒸汽由汽轮机抽汽提供,当汽轮机无***常提供抽汽时通过主蒸汽减温减压提供,厂房内设有除氧加热蒸汽母管。 配套循环水处理系统,设计循环水量12000 m3/h。a) 生产新水水质分析见表1。b) 循环***用水量见表2。c) 锅炉补给水(除盐水)水量见表3。d) 各系统循环***水水质要求见表4。e) 锅炉补给水(除盐水)水质要求见表5。表1 生产新水水质分析序号项目单位平均值备 注1pH7/32电导率s/cm556/43硬度CaCO3计mg/L175/777Cl-mg/L13/912浊度NTU1/02表2 循环***用水量序号设 备 名 称水量 m3/h压力(MPa)水温()水质用水制度备注进出进出1汽机凝汽器56800/350/253343净环水连续单套2辅助设备3200/350/25 3343净环水连续单套3合计6000总量12000表3 除盐水用水量序号设 备 名 称水量( m3/h)压力(MPa)水质用水制度1锅炉补水260/6除盐水间断2合计26表4 循环***水水质要求序号项 目单 位数值备注1PH-6/59/52悬浮物mg/l503碳酸盐硬度(以CaCO3计)500表5 锅炉补给水(除盐水)水质要求序号项 目单 位数值备注1PH9112硬度mol/L23二氧化硅g/kg204电导率S/cm0/25溶解氧g/L156铁507铜104煤气发电站启动流程发电励磁调节启动汽机启动锅炉11076543211413主汽门严密性试验(可选)注油或***(可选)1211转速500r/min拉阀试验暖机升速进行摩擦检查做汽轮机静态保护试验启动高压油泵调节油温油压到规定范围循环水送水启动低压油泵点火升压炉膛吹扫锅炉上水启动给水泵除氧器补水到正常水位除盐水箱补水到高水位27654398启动盘车启动引、送风机煤气管道的氮气置换空气汽轮机电动门前送汽暖管煤气管道的煤气置换氮气冷态抽真空8蒸汽3/43 MPa、435、连续盘车达到2h以上,真空-60kPa以上,汽轮机冲转。9(400r/min时)投轴封汽升压达到0/7MPa并网带初负荷1580%负荷真空严密性实验(可选)16调整发电至满负荷17励磁及功频调节第二部分 锅炉运行规程一、设备与运行 锅炉设备特性和规范1锅炉本体主要技术参数序号项目内容备注1型号NG-130/3/82-Q5中温中压、自然循环全燃煤气2额定蒸发量130 t/h3汽包工作压力4/2 MPa(表压)4额定过热汽出口压力3/82 MPa(表压)5额定过热汽出口温度4506给水温度1047冷风温度208热风温度3039排烟温度13810锅炉效率87纯燃高炉煤气11燃料消耗量129587Nm3/h纯燃高炉煤气12炉膛断面积41/73m26460mm6460mm13生产厂家杭州锅炉集团股份有限公司锅炉本体水容积序号名 称水压试验时m3运行时m3锅筒208/52水冷壁25253过热器104省煤器555管道226共计6240/5主要承压部件和受热面序号名 称单 位设计数值备 注1汽包内径mm1600吊在锅炉顶板上壁厚mm46总长度mm10750材质Q245R2水冷壁管径604管子数量根320受热面积m2626/9材质203顶棚过热器管径604受热面积m219管子数量根63材质204低温过热器管径383/5受热面积m2192/5管子数量根63材质205高温过热器管径423/5受热面积m2215/3管子数量根63材质15CrMoG6上级省煤器管径323管子数量排60受热面积m21946材质207下级省煤器管径323管子数量排76受热面积m23241材质208上级空气预热器管径401/5管子数量根受热面积m23030材质Q215-AF9下级空气预热器管径401/5管子数量根受热面积m22064材质Q215-AF2辅助设备送风机(2台)序号名 称单位设计值1风机型号G4-60-1113/5D2空气温度203空气密度Kg/m31/2***量m3/h850005全压Pa52006转速rpm1474/47电动机型号变频调速电机8额定功率KW2009额定电压V38010额定电流A11恒转矩频率范围Hz55012恒功率频率范围Hz5010013防护等级IP5414绝缘等级F引风机(2台)序号名 称单位设计值1风机型号Y4-73-1120D2烟气温度140-1503烟气密度Kg/m30/834***量m3/h3000005全压Pa30006转速rpm9607电动机型号变频调速电机8额定功率KW3559额定电压V600010额定电流A11恒转矩频率范围Hz55012恒功率频率范围Hz5010013防护等级IP5414绝缘等级F定排扩容器(1台)序号名 称单位设计值1型号DP-102设计压力MPa0/43工作压力MPa0/24设计温度2005工作温度1586容积m310储气罐(1台)序 号名 称单 位数 值1设计压力MPa1/02工作压力MPa0/83设计温度504工作温度405容 积m3106介 质氮气锅炉安全阀每台锅炉本体上共装设了三套安全装置,装设于锅筒和集汽集箱上。锅筒安全阀集汽集箱安全阀起座压力(表)MPa4/58起座压力(表)MPa3/97压差410%起座压差410%起座锅炉安全阀整定值名称型号数量开启压力回座压力备 注汽包安全阀1弹簧式14/58MPa4/014/14MPa 1/06倍汽包工作压力(4/32 MPa)汽包安全阀2弹簧式14/49MPa3/934/06MPa1/04倍汽包工作压力(4/32 MPa)过热器安全阀弹簧式13/97MPa3/573/69MPa1/04倍过热器出口工作压力(3/82 MPa)3煤气特性与汽水品质煤气主要成分及热值序号成分单 位高炉煤气转炉煤气1CO%252645502CO2%18253N2%555624294O2%115QydwKJ/m332105990汽、水品质要求项 目单 位数 值给水硬 度微克当量3溶解氧微克/升15PH(25)8/59/2炉水***酸根毫克/升515碱 度毫克当量/升1二氧化硅毫克/升2PH(25)911蒸汽含钠量微克/升15二氧化硅微克/升254运行参数控制序号项目单位设计值运行经验值最高最低1蒸发量T/h143652汽包压力MPa4/583给水压力至少大于锅筒压力MPa0/54锅筒水位mm+75-755过热器出口蒸汽压力MPa3/826过热器出口蒸汽温度4604357给水温度1048炉膛负压Pa-20-10009过热器后氧量%6210高温过热器壁温56011低温过热器壁温48012炉膛出口烟气温度98013过热器两侧烟温差不大于5014尾部烟道两侧烟温差不大于5015燃烧器前煤气压力Pa9600400016液化天然气总管压力Pa800017燃烧器前二次风压Pa350025005联锁保护试验 联锁保护装置l 汽压高保护过热器出口压力达到3/65MPa时,向空排汽电动阀自动开启,汽压降到3/55MPa时,向空排汽电动阀自动关闭。l 水位高保护 汽包水位达到75mm时,汽包事故放水电动阀自动开启,汽包水位降到25mm时,汽包事故放水电动阀自动关阀。 给水泵出口压力低于5/0MPa,备用泵自动启动。 炉膛灭火保护(MFT)l 符合下列条件之一,炉膛灭火保护动作 汽包水位200mm; 汽包水位200mm; 两台送风机跳闸; 两台引风机跳闸; 3只或3只以上火检显示无火; 手动紧急停炉。l 炉膛灭火保护动作时,下列设备均动作a)高炉煤气快切阀、转炉煤气快切阀、液化气快切阀自动关闭;b)高炉煤气调节阀、转炉煤气调节阀自动关闭;c)热风门自动关闭;d)送风机自动停运,一台引风机自动停运,另一台引风机延时10分钟自动停运;l 高炉煤气压力低保护高炉煤气母管压力 5KPa时报警, 3Kpa 时高炉煤气母管快切阀、高炉煤气调节阀自动关闭。l 转炉煤气压力低保护转炉煤气母管压力 5KPa时报警, 40% 额定负荷)投入上排燃烧器时,其煤气调节阀开度一般不小于30%,10秒钟后,如3个燃烧器中2个探不到火,应立即关闭该组煤气快切阀,查出原因消除后,再投煤气。f) 上、下层煤气燃烧器着火稳定后,根据锅炉汽温、气压上升速度要求,运行人员可开大各组煤气燃烧器调节阀,并及时调节配风和炉膛负压,使燃烧稳定,火焰呈浅兰色,工况调节时先逐步给风,随之给煤气。10锅炉升压l 锅炉自点火到并汽的时间一般为2/5-4小时,时间分配如下:主汽压力MPa时间(分钟)0-0/4990-1200/49-1/4730-601/47-2/4515-302/45-3/8215-30合计2/5-4小时l 在锅炉升压过程中,注意及时调整燃烧,合理适当排汽,使锅筒上、下壁温差不的超过50。使各受热面均匀,膨胀均横,对膨胀较大的水冷壁下集箱可用加大放水的方法处理。l 当汽压升至0/15MPa左右,应关闭锅炉各放气阀,并开启过热器集汽箱上的疏水阀、对空排气阀,使过热器得到足够的***,严禁关小过热器集汽集箱的疏水阀,对空排气阀赶火升压,以免过热器管壁温度急剧升高,注意监视各温度测点的变化,防止过热器壁温超限。l 升压过程中,应将再循环阀在不进水时开启,进水时关闭。l 升压过程:a) 当汽压升至0/050/1MPa时,显示:“校对并冲洗水位计”b) 当汽压升至0/15MPa时,显示:“关所有排气阀,开点火排汽阀”c) 当汽压升至0/3MPa时,显示:“下联箱排污,冲洗仪表导管,化学取样管,记录膨胀指示”d) 当汽压升至0/4MPa时,显示:“热紧法兰及手孔处螺栓,关过热器集汽集箱及减温器疏水”e) 当汽压升至0/7MPa时,显示:“投入连排,下联箱排污,微开主汽阀进行暖管”f) 当汽压升至1/5MPa时,显示:“记录膨胀指示”g) 当汽压升至2/0MPa时,显示:“手动开启安全阀一次”h) 当汽压升至2/2MPa时,显示:“暂停升压,全面检查”i) 当汽压升至3/0MPa时,显示:“冲洗水位计,化验蒸汽品质”j) 当汽压升至3/4MPa时,显示:“记录膨胀指示”k) 当锅炉运行正常,燃烧稳定、炉膛温度达到900以上,10分钟后,显示“可逐步停用点火液化石油气”。l) 当蒸汽流量达到70%时,显示内容如下: 显示:“允许自动燃烧投入” 显示:“允许自动给水投入” 显示:“允许自动减温投入” 显示:“投入汽包水位联锁” 显示:“投入送风机自动控制” 显示:“投入引风机自动控制”l 汽轮机冲转前适时关闭过热器集汽集箱上的疏水阀,对空排气阀,随着负荷的增加,及时切换给水管路,锅炉正常供水后应及时投入给水自动调节装置。l 在升压过程中,应控制锅筒内饱和温度的上升速率,在保证锅炉使用寿命下,锅筒壁允许的升温速度为: 冷态启动时的最大允许升温速度为:1/75/分。 温态启动时的最大允许升温速度为:2/06/分。 热态启动时的最大允许升温速度为:2/45/分。l 锅炉启动时应严格按机组启动曲线升温、升压。l 锅炉开始供汽后,根据汽温的上升情况投入减温器。l 锅炉启动时需进行安全门校验时,锅炉的点火、升压操作和主蒸汽管道的暖管疏水仍按滑参数启动的操作程序进行,但汽机的冲转要等到锅炉安全门校验完毕后进行。l 锅炉向汽轮机供汽前,检查炉水、蒸汽品质,达不到要求应加加药和排污,直到达到要求。11单台锅炉蒸汽并入母管l 并汽条件 燃烧稳定一切正常。 压力3/43Mpa/ 主汽温度在435440。 蒸汽品质合格。 汽包水位在较低位置(零水位以下-20mm)。 汽轮机准备条件好。l 并汽操作a) 并汽条件满足时,开启主汽阀的旁路阀及其阀后疏水阀,并关闭对空排气阀。b) 开启主汽阀的旁路阀及其阀后疏水阀,待主汽压与汽机进口汽压趋于平衡时,开启主汽阀,关闭旁路阀。c) 当主汽温度、压力满足汽机要求并稳定时,关闭主汽管道各疏水阀。d) 并汽过程中发现下列情况应停止并汽: 蒸汽管道水冲击或剧烈震动。 水位剧烈波动,燃烧不稳,主汽温、主汽压波动,发现设备较大***。e) 并汽后正常带负荷速度为510吨/时/分,事故情况下可根据情况酌情增加。f) 并汽后12小时对锅炉设备进行全面检查,记录膨胀指示器一次。g) 锅炉负荷升到70%以上时,给水、减温水投入自动调节。h) 锅炉负荷升到70%以上,热风及煤气参数达到设计值时,适当活动阀门。检查热态开关的灵活性。i) 根据汽压和汽温的实际情况,适时投入减温减压装置。 减温减压装置投运前闭路阀和截止阀应处于关闭状态,要将闭路阀前一段管道冲洗干净,冲完后把减压阀打开1020%。 打开疏水门然
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