600MW机组主机集控运行规程规程修订内容主机集控.docx
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600MW机组主机集控运行规程规程修订内容主机集控
神华陕西国华锦界能源有限责任公司
600MW机组主机集控运行规程
(补充修订部分·2011年12月)
批准:
审核:
编制:
神华陕西国华锦界能源有限责任公司
二〇一一年十二月
主机集控运行规程修订内容:
修订1第3页
1.1.4汽轮机的报警与保护
参数名称
单位
报警值
跳闸值
备注
高中压缸差胀
转子伸长
mm
9.5
10.2
转子缩短
mm
-4.0
-4.8
增加:
#4机-3.0报警,-4.0跳闸
低压缸差胀
转子伸长
mm
22.5
23.3
转子缩短
mm
-1.4
-2.2
低压缸排汽温度
℃
80
121
报警值修改为:
100
修订2第201页
2.2润滑油压联锁与保护
正常
润滑油压0.096~0.124MPa
报警
润滑油压0.082MPa
联动BOP运行
润滑油压0.082MPa
联动EOP运行
润滑油压0.072MPa
汽轮机脱扣
润滑油压0.072MPa(修改为0.066MPa)
盘车脱扣
润滑油压0.031MPa
修订3第207页
8.2.1.5修改为:
调整油温40~45℃。
修订4第208页
9.1.3.2修改为:
当润滑油压下降至0.082MPa时,应联动交流润滑油泵,否则手动启动;下降至0.072MPa时,联动直流润滑油泵,否则手动启动,下降至0.066MPa时,汽轮机应自动脱扣,否则应手动脱扣。
油压降至0.048MPa破坏真空紧急停机,并立即启动顶轴油泵;
9.3.7修改为:
当润滑油压降到0.082MPa,应立即启动SOB和BOP运行,如润滑油压下降至0.066MPa,应紧急停机
修订5第213页
5.1修改为:
EH油箱油位正常,在550~620mm;
6.1.3.1修改为:
EH油降至11.03MPa备用泵自启动,否则手动启动EH油备用泵;
第221页4.3修改为:
注意调节给水流量,保持锅炉水位正常,降低电动给水泵转速。
电动给泵出口流量降至200T/h时,注意再循环门自动开启;
修订6第221页
4.3修改为:
注意调节给水流量,保持锅炉水位正常,降低电动给水泵转速。
电动给泵出口流量降至240T/h时,注意再循环门自动开启;
修订7第224页
2.2.3.1修改为:
环境温度大于2℃时,四个防冻蝶阀开启,环境温度小于2℃时,四个防冻蝶阀关闭;
修订8第225页
4.2修改为:
旁路进汽时控制机组背压低于35Kpa,排汽装置热井水位900~1400间,低旁后温度小于150℃,高旁减温水压力大于主蒸汽压力1Mpa以上,高旁后温度低于330℃,低旁三级减温后温度小于80℃,避免旁路保护动作关闭旁路。
修订9第225页
4.3修改为:
机组冲转过程中,在机组转速为2100rpm完成阀切换前,调整旁路开度,适当降低再热蒸汽压力,保持中压调门较大的开度,阀切换完成后提高再热蒸汽压力,适当减少高压缸进汽量,保持较低的高排压力。
(参见带旁路高中压缸联合启动部分内容)
修订10第227页
7.2.1.5修改为:
严密监视机组背压变化,控制机组背压不超过43Kpa;机组背压在48Kpa以上运行时间不超过15分钟,否则停机机组运行。
机组背压大于65Kpa跳闸,否则手动打闸
修订11第228页
7.3.1.6修改为:
严密监视机组背压变化,控制机组背压不超过43Kpa;机组背压在48Kpa以上运行时间不超过15分钟,否则停机机组运行。
机组背压大于65Kpa跳闸,否则手动打闸。
修订12第229页
2.1修改为:
当机组在运行中有下列情况之一发生时,高压旁路自动快关:
修订13第233页
2.4.2修改为:
A凝结水泵上、下轴承温度质量好且小于70度;
修改为:
A凝结水泵推力轴承温度质量好且小于75度;
修订14第243页
1概述
修改为:
本机组辅助蒸汽系统由高、低压辅汽组成。
高压辅助蒸汽系统有三路汽源,分别是:
邻机辅助蒸汽联箱、本机冷再、本机四抽,正常由四抽供给。
辅助蒸汽系统向轴封系统提供辅助汽源,向除氧器提供加热汽源,向燃油系统、磨灭火系统、暖风器、空预器吹灰器、集中空调系统提供汽源。
正常运行中低压辅汽联箱由本机五抽供汽,五抽参数不满足条件或不具备投运条件时可由本机高压辅汽联箱或邻机低压辅汽联箱供汽。
修订15第245页3.1.5
修改为:
辅汽联箱疏水至辅汽疏扩球阀前后手动阀、旁路阀开启;
修订16第245页
3.1.6修改为:
系统初次投运,辅汽联箱疏水阀后疏水至无压放水母管,至辅汽疏扩疏水球阀前后手动阀、旁路阀关闭;
修订17第245页
3.2高压辅汽联箱的投运
修改为:
本机冷再、四抽无压力或参数不满足要求不具备供汽条件时,高压辅汽联箱可由邻机高压辅汽联箱供汽,投入操作如下:
3.2.1稍开邻机至高压辅汽联箱供汽电动门,疏水暖管。
辅汽联箱温升率控制在<3℃/分钟,暖管结束关闭辅汽联箱疏水,关闭至辅汽疏扩疏水球阀旁路阀。
开启至辅汽疏扩疏水球阀旁路阀前后手动阀;
3.2.2开大邻机至高压辅汽联箱供汽电动门直至全开;
3.2.3本机四抽不具备供汽条件由本机冷再供汽,正常运行由本机四抽供汽;
3.2.4本机冷再、四抽向高压辅汽联箱供汽投运操作与邻机供汽相同。
修订18第246页
3.4.1修改为:
条件具备时高压辅汽联箱汽源优先顺序:
四段抽汽→邻机高压辅汽联箱→冷再;
修订19第246页
增加以下内容
6煤矿供汽管道
锦界电厂向煤矿供汽共有两路系统,投运步骤及注意事项:
6.1投运顺序原则上先投运高辅至煤矿供汽系统1,后投运高辅至煤矿供汽系统2;
6.2稍开高辅至煤矿供汽系统1电动门进行暖管疏水,管道温升率控制在<2.5℃/分钟;
6.3暖管结束后,开大高辅至煤矿供汽系统1电动门直至全开,用高辅至煤矿供汽系统1调整门控制供汽压力<0.4MPa;
6.4要求煤矿打开高辅至煤矿供汽系统2手动门前疏水门(在煤矿侧);
6.5打开高辅至煤矿供汽系统2疏水门及沿途疏水器手动门、疏水器旁路手动门;
6.6微开高辅至煤矿供汽系统2电动门及调整门进行暖管;
6.7暖管结束后,关闭高辅至煤矿供汽系统2调整门及电动门,要求煤矿高辅至煤矿供汽系统2手动门前疏水门(煤矿侧),打开高辅至煤矿供汽系统2手动门(煤矿侧),切换至正常供汽方式;
6.8与煤矿确认后,打开高辅至煤矿供汽系统2电动门,用高辅至煤矿供汽系统2调整门逐步提高供汽压力,注意监视高辅至煤矿供汽系统1供汽压力,并不要超过高辅至煤矿供汽系统1的供汽压力;
6.9供汽正常后关闭高辅至煤矿供汽系统2沿途管路疏水器旁路手动门;
6.10正常运行中维持两路供汽压力平衡;
6.11高辅至煤矿供汽系统2安全门动作值:
0.764MPa;
6.12高辅至煤矿供汽系统2停运时,关闭高辅至煤矿供汽系统2调整门及电动门,注意监视调整高辅至煤矿供汽系统1供汽压力,停运后要求煤矿高辅至煤矿供汽系统2供汽手动门(煤矿侧),打开高辅至煤矿供汽系统2手动门前疏水门(煤矿侧);打开高辅至煤矿供汽系统2沿途疏水手动门放掉积水,并保持常开状态。
修订20采暖加热站及厂前区换热站的运行进行许下修改
第273页大标题修改为:
十七采暖加热站及厂前区换热站的运行
第273页1系统投入修改为:
1采暖加热站系统投入
第274页2运行调整及规定修改为:
2采暖加热站运行调整及规定
第275页3系统停运修改为:
3采暖加热站系统停运
第275页增加以下内容
4厂前区换热站生活热水系统投入
4.1投入条件和系统检查
4.1.1厂前区换热站无检修工作,设备、系统完好,工作票全部收回。
4.1.2就地压力表、温度表完好,热工信号传递试验完成,显示准确。
4.1.3厂前区热水循环泵、疏水箱疏水泵、地坑泵静态传动试验合格,静态连锁试验结束,动作正常。
4.1.4检查生活用水水箱放水门关闭、换热器疏水箱放水门关闭,生活水换热器所有放水门、排空门关闭。
4.1.5厂前区热水循环泵、疏水箱疏水泵进、出口门打开,生活水换热器进、出口门打开,生活水供、回水门打开。
4.1.6生活水换热器疏水器旁路门关闭,疏水器前、后手动门开启。
4.1.7总务部生活热水区域负责人检查确认所管辖生活热水系统放水门、排空门全部关闭,系统具备注水条件。
4.1.8化学生活水泵运行。
4.1.9#4机低辅联箱或#1机低辅联箱投入运行,压力0.2MPa以上。
4.2系统注水,建立水循环
4.2.1联系化学启动生活水泵,开启热水箱补水门旁路门向水箱补水。
4.2.2化学人员化验水箱水质合格。
4.2.3补水箱水位达1米以上时调整厂前区热水循环泵出口手动门开3圈左右,启动厂前区热水循环泵向系统注水。
4.2.4注水时,根据热水循环泵电机电流调整出口门开度,电流7~8A。
控制注水速度,注意补水箱水位。
4.2.5联系总务部热水区域负责人检查责任区域系统是否存在系统泄露并进行排空。
4.2.6系统注水完成,关闭补水旁路手动门,确认电磁补水阀前、后手动门开启,电磁补水阀工作正常。
4.2.7厂前区热水循环泵出口压力0.2~0.3MPa。
4.2.8确认系统排空结束、系统正常,检查热水循环泵运行正常,电机电流正常,泵进、出口差压0.4MPa左右,泵出口压力不大于0.7MPa。
4.2.9将备用循环水泵投入连锁。
4.3投入生活热水换热器系统
4.3.1联系热工人员,关闭汽-水换热器温度调整门,切除自动。
4.3.2开启#4机低辅至厂前区换热站供汽管道疏水门暖管。
(#1机低辅供汽时,参照采暖系统分汽缸投运内容)。
4.3.3暖管结束后,手动开启生活用水换热器温度调整门,投入加热蒸汽,控制出口水温变化率<2.5℃/分钟。
4.3.4逐渐开大调整门,换热器出口水温升至55~65℃左右,联系热工人员设置加热器出口温度自动调整值为60℃,调整门投入自动方式。
4.3.5继续观察系统运行,换热器疏水箱水位逐渐升高,疏水泵自动启动,疏水箱水位降低后,疏水泵自动停止运行。
4.3.6全面检查系统运行正常。
5厂前区换热站运行调整及规定
5.1热水箱水位在400~600mm。
5.2换热器疏水箱水位在200~400mm。
5.3厂前区热水循环泵入口压力0.2~0.3MPa。
5.4厂前区热水循环泵出口压力0.5~0.7MPa。
5.5热水温度55~65℃。
5.6循环水泵事故停运,退出加热蒸汽。
6系统停运
6.1逐渐关小换热器进口温度调节门,逐渐降低出口水温,控制温度变化率<2.5℃/分钟。
6.2温度调节门关闭后,关闭温度调节门前、后手动门。
关闭低辅至换热器手动门、低辅联箱供汽手动门。
6.3开启低辅至分汽缸疏水门、分汽缸底部疏水门放水。
6.4换热器进、出口温度相等后,停止厂前区热水循环泵运行。
修订21第456页
1概述
修改为:
两台并联离心式冷却水泵一台工作一台备用,当一台故障后能自动切换到另一台运行。
定子冷却水系统采用闭式循环系统,配备两台100%容量的定冷水冷却器,一台离子交换器,一套NLS-01型发电机内冷水优化处理装置。
定子绕组冷却水的进水温度范围为43~53℃,出水温度不大于85℃,发电机氢压与冷却水压的压差不小于0.035MPa。
修订22第461页
增加:
6发电机定子冷却水系统加碱装置
6.1投入条件和系统检查
6.1.1发电机定子冷却水加碱装置无检修工作,设备、系统完好,工作票全部回收;
6.1.2检查发电机定子冷却水系统运行正常,定子冷却水主路电导率1.0μs/cm左右,pH=7.5~9.0;
6.1.3检查定子冷却水加碱装置加药罐液位正常;
6.1.4检查混合离子交换器出口排水门关闭;
6.1.5打开加碱装置混合离子交换器进水手动门、出水门和排空门向混合离子交换器注水。
注水完毕后,打开取样回水门,并调整交换器进、出水门,使出口压力表维持在0.1~0.2MPa,流量1.5~4.5t/h。
6.2投运定子冷却水系统加碱装置
6.2.1开启仪表取样门,调整合适流量,仪表投入在线运行;
6.2.2合上控制柜总电源,合上仪表、加药泵、24V及PLC电源;
6.2.3进入F3界面,将加药泵控制方式“手动输入”项设置为0;
6.2.4调整在线仪表取样流量为10L-15L/h,投入在线仪表,待在线仪表稳定后打开加药门;
6.2.5在控制面板中将F5设置为手动加药,进入F3中把“手动输入”项设置为15%(此值自由设置),开始手动加药;
6.2.6当碱液加进去,出口电导开始变化,调整“手动输入”项,即泵出力,使出口电导值与设定值基本吻合后(即以出口电导率控制标准为准),并等待一段时间,观察出口电导值比较稳定进一步改变设定值;
6.2.7进入F5,切换为自动,再进入F3,“手动输入”项设置为0;
6.2.8进入F2运行界面,直到运行稳定。
6.3定子冷却水系统加碱装置日常维护与运行
6.3.1罐体底部排树脂阀,除冲洗罐体开启外,其他时间不开启;
6.3.2投运前应对各管路冲洗干净,并确保冲洗洗水不进入主系统;
6.3.3树脂冲洗时,交换器满水之前确保流量小于1t/h;
6.3.4运行中离子交换器流量保持在2.4-2.6吨左右,压力0.2Mpa以下,仪表取样流量维持10L/h-15L/h;
6.3.5运行中入口电导率为1.0μs/cm左右,pH值:
8-9;
6.3.6如果加药泵启动,但打不出药,可能是空气阻塞,打开泵体后的排气门,排气后再试;
6.3.7检查加药溶药桶液位正常,化验班定期配制1%的氢氧化钠溶液到溶药桶(每周配10-20L药液到溶药桶);
6.3.8树脂捕捉器定期观察窥镜,若有大量树脂阻塞,拆下清洗;
6.3.9检查加碱装置的运行、控制、仪表数据及水样流量等情况;
6.3.10控制面板电导率设定值:
1.3us/cm;
6.3.11入口电导大于1.3μs/cm联锁停止加药泵;
6.3.12入口电导低于1.0μs/cm联锁启动加药泵。
6.4定子冷却水系统加碱装置停运
6.4.1停止加碱装置加药泵运行;
6.4.2关闭加药泵加药门;
6.4.3关闭仪表取样门;
6.4.4关闭混合离子交换器进、出水门;
6.4.5断开控制柜总电源,断开仪表、加药泵、24V及PLC电源。
修订23第506页增加以下内容
13厂前区换热站设备规范
13.1热水循环泵
项目
单位
热水循环泵
凝结水回收水泵
泵流量
(m3/h)
50.4
11
泵扬程
mH2O
60
44
泵转速
rpm
1450
2900
泵效率
0.605
配套电机功率
KW
11.76
电机额定电流
A
43.2
频率
HZ
50
50
电压
V
380
380
电机转速
rpm
1450
2900
电机功率因数
0.86
0.86
绝缘等级
F
F
型号
80DL×3
DFRG40-200(Ⅰ)A/Z
制造厂
保定市太行制泵有限公司
上海东方泵业集团有限公司
13.2立式半即热式热交换器
项目
单位
参数
蒸汽侧压力
MPa(表压)
0.4
蒸汽温度
℃
≤180
水侧压力
MPa
0.7
进水温度
℃
10
出水温度
℃
60
供水量
t/h
80~100
壳程侧压力
MPa(表压)
1.6
管程侧压力
MPa(表压)
1.6
壳体材质
不锈钢
换热管材质
紫铜,壁厚1.2mm
换热量
MW
1.5
换热面积
m2(单台)
24.7
制造厂
保定市太行制泵有限公司
型号
TRG800-24.7-1.0/1.0
13.3安全阀
项目
单位
参数
整定压力
MPa
1.2
理论排放量
kg/h
6850
额定排放压力
MPa
1.3
额定排放量
kg/h
13.3热水箱
项目
单位
参数
尺寸
m
4*3.50*2.2(高)
有效容积
m3
30.0
材料
食品级不锈钢
材质
kg/h
SUS303.8
制造厂
保定市太行制泵有限公司
修订24P139
原文:
附件一:
水压试验阀门卡
序号
阀门名称
阀位
签字
1.
省煤器入口给水电动门
关
2.
省煤器入口25%旁路调节阀及前后电动截止门
上水后关
3.
过热器A、B侧一级减温水电动截止门
关
4.
过热器A、B侧二级减温水电动截止门
先关升压时开B侧
5.
过热器减温水电动总门
先关升压时打开
6.
过热器A、B侧一、二级减温水管道疏水阀
关
7.
过热器减温水电动总门前放水门
关
8.
过热器A、B侧一、二级减温器排污阀
关
9.
顶棚管入口联箱疏水手动门及电动阀
关
10.
省煤器入口联箱疏水手动门及电动阀
关
11.
5%环形集箱疏水阀(8个)
关
12.
锅炉主给水管道放水阀(4个)
关
13.
锅炉本体吹灰、预热器吹灰手动门及电动门
关
14.
一次汽系统所有空气门(总共26个空气门)(省煤器入口管道一二次4个空气门关闭)
开、冒水后关
15.
一次汽系统所有充氮门(10个)
关
16.
下水包前墙放水一、二次门
关
22.
给水取样、炉水取样、饱和蒸汽取样一、二次门
关
23.
下水包加药阀
关
24.
各安全门及PCV阀
投入
25.
汽包水位计各阀
开、待做超水压试验时关
26.
主给水管道及过热器、二级减温水流量计
开
28.
校验合格的汽包、过热器、给水压力表阀
开
29.
校验合格的汽包、过热器、给水压力表阀
开
30
屏式再热器左、右侧入口管道排空手动门及电动门(4个)
开、冒水后关
31
末级再热器入口管道排空手动门及电动门(2个)
开、冒水后关
32
再热器左、右侧减温水事故喷水管路疏水一、二次门(8个)
关
33
再热器左、右侧减温水电动门及调整门(6个)
先关升压时打开
34
末级再热器左、右侧出口管道排空手动门及电动门(4个)
开、冒水后关
35
末级再热器左、右侧出口蒸汽取样一、二次门(4个)
关
36
二次汽系统所有充氮门(5个)
关
37
再热器临时上水系统放水门关闭
关
更改为如下:
附件一:
水压试验阀门卡
序号
阀门名称
阀位
签字
1.
省煤器入口给水电动门
关
2.
省煤器入口25%旁路调节阀及前后电动截止门
开(调整水量和升压)
3.
过热器A、B侧一级减温水电动截止门
关
4.
过热器A、B侧二级减温水电动截止门
关
5.
过热器减温水电动总门
关
6.
过热器A、B侧一、二级减温水管道疏水阀
关
7.
过热器减温水电动总门前放水门
关
8.
过热器A、B侧一、二级减温器排污阀
关
9.
顶棚管入口联箱疏水手动门及电动阀
关
10.
省煤器入口联箱疏水手动门及电动阀
关
11.
5%环形集箱疏水阀(8个)
关
12.
锅炉主给水管道放水阀(4个)
关
13.
锅炉本体吹灰、预热器吹灰手动门及电动门
关
14.
一次汽系统所有空气门(总共26个空气门)(省煤器入口管道一二次4个空气门关闭)
开、冒水后关
15.
一次汽系统所有充氮门(10个)
关
16.
下水包前墙放水一、二次门
关
22.
给水取样、炉水取样、饱和蒸汽取样一、二次门
关
23.
下水包加药阀
关
24.
各安全门及PCV阀
投入
25.
汽包水位计各阀
开
26.
主给水管道及过热器、二级减温水流量计
开
28.
校验合格的汽包、过热器、给水压力表阀
开
29.
校验合格的汽包、过热器、给水压力表阀
开
30
屏式再热器左、右侧入口管道排空手动门及电动门(4个)
开、冒水后关
31
末级再热器入口管道排空手动门及电动门(2个)
开、冒水后关
32
再热器右侧减温水事故喷水管路疏水一、二次门(4个)
关
33
再热器左侧减温水电动门及调整门(2个)、再热器右侧减温水电动门(1个)
关、停电
再热器左侧减温水事故喷水管路疏水一、二次门(4个)
关
34
末级再热器左、右侧出口管道排空手动门及电动门(4个)
开、冒水后关
35
末级再热器左、右侧出口蒸汽取样一、二次门(4个)
关
36
二次汽系统所有充氮门(5个)
关
37
再热器临时上水系统放水门关闭(25米)
关
38
再热器临时上水系统上水门(17米、50米处)
打开
修订25P339增加:
13.4十二锅炉渣水系统运行参数及逻辑说明
13.4.1概述
我公司锅炉渣井水封槽由除渣循环水泵供水,实际运行中渣循环水泵所供水质含灰量较大即造成炉底水封槽积渣;水封槽溢流堰易被水封板上板结积灰堵塞,导致水封槽内溢流水不能够流出;水封槽内部密封水由水封槽外部溢出,污染零米及其它设备。
另外渣水循环母管堵塞严重,循环水量下降。
#1-#4机组改造后停运原设计使用的渣水循环系统,水封槽和捞渣机采用保持水位的运行方式,通过液位开关与自动补水阀的联锁,使渣水循环系统中的补水与渣蒸发及冷却带走的水达到零排放,简化了系统,降低了能耗,目前运行稳定、可靠。
13.4.2锅炉炉底渣水系统水位参数要求:
13.4.2.12.1锅炉水封槽水位正常范围:
570mm—590mm;
13.4.2.22.2捞渣机水位正常范围:
1950mm—2050mm;
13.4.2.32.3捞渣机水温正常范围:
20℃—65℃;
13.4.3锅炉炉底渣水系统阀门运行方式:
13.4.3.13.1锅炉水封槽密封水电动补水阀:
关闭状态,联锁投入;
13.4.3.23.2捞渣机槽体电动补水阀:
关闭状态,联锁投入;
13.4.3.33.3捞渣机槽体事故补水阀:
关闭状态,联锁投入;
13.4.3.43.4以上电动门前手动门:
打开状态;
13.4.3.53.5锅炉水封槽密封水电动补水阀旁路门:
开启1/3;
13.4.3.63.6捞渣机槽体电动补水阀旁路门:
关闭;
13.4.3.7注:
以上电动阀门DCS操作时,退出联锁后进行操作;操作完毕后投入联锁;
13.4.4巡检项目及要求:
捞渣机水位、水温;锅炉水封槽水位、水温;水位计;补水阀门以及管道;
每两小时巡检1次;
13.4.5锅炉渣水系统逻辑说明
5.1冷灰斗底部密封水:
13.4.5.15.1.
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