1、能源环保处 煤气发电站运行规程1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
2、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能源环保处 煤气发电站运行规程2二、锅炉事故与故障处理 38 总则 381事故与故障处理的原则
3、.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煤气管道的着火爆炸 .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 .5
4、12. 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. 机械超速试验 .658. 并网前的真空严密性试验 .659. 同期并网 .66能源环保处 煤气发电站运行规程310. 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
5、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
6、. 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 93能源环保处 煤气发电站运行规程41. 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（
7、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
8、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能源环保处 煤气发电站运行规程5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，
9、 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 ：
10、 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 ： 10 15 kPa转 炉 煤 气 压 力 ： 10 15kPa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 机能源环保处 煤气发电站运行规程6汽 轮
11、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 ： 48.5 50.5 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 ：
12、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%冷 却 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
13、/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 。能源环保处 煤气发电站运行规程7 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
14、 汽 提 供 ， 当 汽 轮 机 无 法 正 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 冷 却 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 冷 却 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
15、 目 单 位 平 均 值 备 注1 pH 7.32 电 导 率 s/cm 556.43 硬 度 CaCO3 计mg/L 175.777 Cl- mg/L 13.912 浊 度 NTU 1.02表 2 循 环 冷 却 用 水 量压 力 (MPa) 水 温 ( )序号设 备 名 称水 量 m3/h 进 出 进 出 水 质用 水制 度备注1 汽 机 凝 汽 器 5680 0.35 0.25 33 43 净 环水 连 续 单套2 辅 助 设 备 320 0.35 0.25 33 43 净 环水 连 续 单套3 合 计 6000 总 量 12000能源环保处 煤气发电站运行规程8表 3 除 盐 水 用
16、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 26 0.6 除 盐 水 间 断2 合 计 26表 4 循 环 冷 却 水 水 质 要 求序 号 项 目 单 位 数 值 备 注1 PH - 6.59.52 悬 浮 物 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，
17、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 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）0-0.49 90-1200.49-1.47 30-601.47-2.45 15-302.45-3.82 15-30合计 2.5-4 小时 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。能源环保处 煤气发电站运行规程28 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
18、的冷却，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。 升压过程中，应将再循环阀在不进水时开启，进水时关闭。 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
19、，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
20、” 显示：“投入送风机自动控制” 显示：“投入引风机自动控制” 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。 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。能源环保处 煤气发电站运行规程29 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。 锅炉启动时应严格按机组启动曲线升温、升压。 锅炉开始供汽后，根据汽温的上升情况投入减温器。 锅炉启动时需进行安全门校验时，锅炉的
21、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。 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 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。 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
22、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，发现设备较大缺陷。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。能源环保处 煤气发电站运行规程30 减温减压装置投运前闭路阀和截止阀应处于关闭状态
23、，要将闭路阀前一段管道冲洗干净，冲完后把减压阀打开 1020%。 打开疏水门然后开启减温水阀门检查减温系统是否正常。 检查完毕后进行暖管，先找开闭路阀以不超过的蒸汽压力预热整个装置，预热的时间不少于 30 分钟（也允许用其他热源预热） ，预热后逐渐开启闭路阀升压，疏水门逐渐关闭，与此同时手动操作执行机构，打开所有节流阀以带动减压阀和调节阀使出口蒸汽参数稳定地上升并保持在规定范围内。 当升压至 75%的安全阀开启压力时，可搬动安全阀扳手（指弹簧式安全阀） ，开启阀门，开启高度为 1/4d（d 为安全阀后口直径）对外排汽，并将安全阀内杂物冲扫干净，到预定开启压力时进行安全阀定砣，对于冲量式安全阀，
24、当压力至 50%额定开启压力时用手抬起冲量式安全阀的杠杆，检查主安全阀动作的灵敏性和密封性，到了规定压力（根据压力窗口安全监视规程）进行安全阀校验。 在额定压力下应投入疏水器，关闭截止阀，疏水和调整工作完毕后即可投入自动控制。 当减温减压装置的进口蒸汽流量减少时，要逐步关小减温水进口处的节流阀以增加阻力降。 锅炉热态启动a) 若锅炉尚有 0.5MPa 以上的余压，则属于锅炉热态启动。升温、升压可以适当加快，但应注意汽轮机冲转前的升温应设法跟上汽压的上升速度。b) 当出现汽压高而汽温低时，可采取以下措施： 开大过热器向空排汽阀。 增强炉内燃烧，提高引、送风量，增大烟气流速。 必要时开启过热器疏水阀。 锅炉的运行和调整1运行调整 保持锅炉蒸发量在额定范围，满足汽机的需要。 保持正常的汽压和汽温。 均衡进水并保持汽包正常水位。 保持蒸汽品质合格。 保持燃烧稳定，提高锅炉效率。
