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350MW汽轮机组滑参数停机及滑参数停机的注意事项.

发电厂全能值班员技术交流与培训2018-05-08 14:12:07

 1 停机准备

5.1.1 停运前应对机、炉、电设备、系统全面检查,制订停机、消缺计划。

5.1.2 根据停机的原因、目的和停机时间确定停机方式;

5.1.3 进行油枪试投实验。

5.1.4 停炉前校对汽包水位计。

5.1.5 辅汽系统汽源切为临机供。

5.1.6 检查辅汽联箱供轴封、除氧器暖管正常;高、低压旁路系统处于热备用状态。

5.1.7 交、直流润滑油泵、顶轴油泵及盘车电机启、停试验正常,油泵投入“自动”,做润滑油压低联锁试验。

5.1.8 确认高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门灵活,无卡涩现象。

5.1.9 停炉前对锅炉受热面全面吹灰一次空预吹灰汽源切为辅汽。

5.1.10 应根据检修要求和停运时间的长短将原煤仓或落煤管存煤烧空,防止原煤斗自燃。

5.1.11 确认汽包事故放水电动门、排空电动门良好备用;

5.1.12 通知燃料、灰硫、化学做好停运准备,随机组降负荷及时调整相关系统。

5.1.13 机组准备停运前停止脱硝喷氨系统运行。

 2 滑参数停运

 2.1 机组滑参数停运参数滑降范围及控制指标:

 2.1.1 主、再热汽温:330~360℃ ; 主汽压力:3.43~4.9MPa

 2.1.2 按锅炉滑参数停机曲线降温、降压、减负荷,各参数滑降速度:

1.主、再热汽温<1℃/min。

2.主、再热汽压<0.098MPa/min。

3.汽缸金属温度温降率<1℃/min。

4.主、再热蒸汽过热度>50℃。

5.控制汽包上、下壁温差≯40℃。

6.控制受热面管壁温度不超限。

7.滑停降负荷、减温、减压参数表

负荷(MW)

减负荷时间(min)

压力(MPa)

温度(℃)

350~240

55

16.7~11.5

538~480

240~175

40

11.5~7.3

480~438

175~60

55

7.3~3.43

438~380

60~15

30

3.43

380~350

 2.2 滑停步骤:

 2.2.1 设定目标负荷为245MW、降负荷率为3MW/min,检查煤量、风量自动按设定减少, 机组负荷缓慢下滑至245MW,主汽压、主再热汽温缓慢减至510℃。

 2.2.2 控制煤仓煤位,及时停运制粉系统。

 2.2.3 负荷210MW,将汽轮机高调门由“顺序阀”切至“单阀”控制;逐渐开大调速汽门,严格控制降压速度;机组负荷低于210MW,主汽压力开始下滑,汽机逐渐开大调门,机组过渡到滑压运行,汽机以3MW/min的速率降低负荷,锅炉随负荷的降低以≤0.1MPa/min的速度降低主蒸汽压力,过热汽温和再热汽温按汽机要求执行。

 2.2.4 主机负荷减至210MW时,汽机应维持负荷,使调门逐渐全开。注意机组振动及各参数变化情况。注意轴封汽源的切换应正常。

 2.2.5 逐渐降低给煤机出力,保持下层给煤机燃烧稳定,及时调整风量,使锅炉按规定速率降温、降压、降负荷。

 2.2.6 当原煤仓烧空时,应振打落煤管后,方可停止对应的制粉系统。

 2.2.7 在降温、降压过程中,保持主、再热蒸汽温度过热度>50℃,主、再热蒸汽温差≯20℃。

 2.2.8 主蒸汽温度每下降30℃左右应稳定10min后再降温,以控制主、再热蒸汽的温差及汽轮机高中压缸膨胀和胀差。

 2.2.9 当调节级后蒸汽温度降到低于高压内缸调节级处法兰内壁金属温度30℃时应暂停降温。

 2.2.10 减负荷过程中应注意高中压缸胀差的变化,当负胀差达到-1mm时停止减负荷,若负胀差继续增大,采取措施无效而影响机组安全时,应快速减负荷到零。

 2.2.11 负荷至210MW左右时,锅炉本体吹灰一次后,退出全部本体吹灰器。

 2.2.12 负荷减至180MW,维持主汽压力13MPa,主再热汽温490/490℃,稳定运行10分钟;

 2.2.13 负荷减至150MW根据锅炉燃烧情况投入A层微油和AB层(或BC层)油枪助燃

 2.2.14 停炉过程中投油枪后应保证空预器连续吹灰。

 2.2.15 投入油枪之前,退出脱销、电除尘、脱硫系统运行。

 2.2.16 根据机组负荷要求,投入A磨煤机微油枪运行正常后,准备停运B磨煤机。

 2.2.17 减负荷过程中应注意低压缸喷水冷却系统投入。

 2.2.18 减负荷过程中注意轴封及除氧器汽源的切换。

 2.2.19 根据机组真空情况,保留一台真空泵。

 2.2.20负荷150MW,停止一台给水泵运行,注意汽包水位的调节。

 2.2.21 负荷降至105MW时,将根据情况及时切换给水管路至给水旁路运行;注意减温水流量以及各减温水门开度,严防汽温突降。

 2.2.22 负荷105MW时,保留两套制粉系统,应考虑到低负荷时燃烧的稳定性,其中任一台给煤机转速至50%时,必须保证A层微油或有AB(BC)层大油投入,然后随负荷降低而降低给煤机转速。

 2.2.23 负荷降至105MW检查低压段疏水门自动开启。

 2.2.24 负荷100MW,将厂用电切换为备用电源,合上主变中性点接地刀闸。

 2.2.25 负荷降至90MW时,停用再热器事故喷水,并关闭对应减温水调节门。负荷在70MW时,停用一、二级减温水,关闭减温水调节门。

 2.2.26 负荷降至70MW检查中压段疏水门自动开启。

 2.2.27 继续减少燃料量,根据需要烧空原煤斗,同时增加油枪稳定燃烧、满足汽温要求。

 2.2.28 负荷降至50MW时,开凝结水再循环门,以保证凝结水泵工频运行时的正常工作和排汽装置的水位(凝泵变频运行时不需要此操作)。

 2.2.29 负荷降至35MW时,检查高压段疏水门自动开启。如未开启手动开启。

 2.2.30 汽压维持3.43MPa,定压运行,以1.5MW/min速率滑降负荷。

 2.2.31 当锅炉原煤斗烧空后,敲打相应落煤管,停运全部磨煤机,充分吹管后,停止一次风机运行,并停止密封风机运行。

 2.2.32 主再热汽温降至330~360℃;主汽压力降至 3.43~4.9MPa,将负荷减至10MW时。

 2.2.33 启动交流润滑油泵,检查机组无异常后汽轮机打闸,发电机解列。

 2.2.34 检查高中压主汽门、调门和抽汽逆止门、电动门、高排逆止门全部关闭。

 2.2.35 发电机解列后,注意检查汽机转速应下降,同时开始记录汽轮机惰走时间。

 2.3发电机解列

 2.3.1 发电机解列操作

1.发电机有功减到100MW时,将6kV厂用电切至高备变供电。

2.申请调度合上主变中性点接地刀闸,投入主变接地保护(零序过流保护)、启停机保护。

3.在发电机减有功的同时,相应减小无功负荷。

4.在发电机有功负荷减为零,无功减至接近零时,由汽机手动打闸。

5.检查发变组出口断路器三相确在分闸位置。

6.断开发变组出口开关控制电源,拉开发变组出口隔离开关。

7.停止主变、高厂变冷却装置运行。

8.检查6kV厂用工作电源断路器在分闸位置,将断路器拉至试验位置,断开操作电源。

9.退出发变组保护C柜热工保护、励磁联跳压板、投入误上电、断口闪络保护。

 2.4 停机后的操作:

 2.4.1 接值长令,锅炉灭火。

 2.4.2 保持总风量>356t/h,维持炉膛负压-100±50Pa进行炉膛吹扫5~10min后,排除炉膛及烟道内可能残留的可燃物,然后停送风机。锅炉停炉后,保持引风机运行10min。

 2.4.3 严密关闭炉本体各检查孔门及送风机、引风机动叶,一次风机入口挡板,空预器烟气侧、空气侧挡板,停止暖风器运行。

 2.4.4 关闭连排,解除事故放水联锁,将汽包水位上至最高可见水位,关闭各进水门,开启省煤器再循环门(省煤器泄漏禁止开启)。

 2.4.5 关闭燃油系统供、回油总门及旁路门,关闭各油角阀,解列本炉炉前燃油系统。

 2.4.5 汽机打闸后及时关闭连排扩容器至除氧器门。维持除氧器加热,尽量保持在100℃左右。

 2.4.6 转速降到1200r/min时,检查顶轴油泵自动联启。

 2.4.7 转速降到300r/min时,开启真空破坏门,注意调整真空破坏门开度,维持转速到零,真空到零。

 2.4.8 转速到零,真空到零,退轴封,停轴封风机;投连续盘车,同时记录大轴弯曲值和盘车电流及电流摆动值,倾听汽轮机内部有无异音。

 2.4.9 机组停运后要及时关闭下列阀门,防止汽缸进冷水、冷汽:

1.高加至除氧器连续排气手动门。

2.冷段至辅汽联箱调节门及其前后手动门。

3.轴封减温水调门及前后截止阀、旁路门。

4.高加至除氧器疏水调节门及前后截止阀。

5.辅汽联箱至轴封供汽门及轴封供汽站进汽总门。

 2.4.10 空预器入口烟温低于120℃时,停止空预器运行。

 2.4.11 当炉膛出口温度<65℃时,应停止火检风机运行。

 2.4.12高压内缸上半内壁温度>200℃时,每隔半小时抄一次缸温表;当高压内缸上半内壁温度<150℃时,在发电机气体置换完毕后,可停运盘车和顶轴油泵运行,盘车停运8h后,检查主机各支持轴瓦温度≯75℃,方可停运主机润滑油泵运行。

 2.4.13 润滑油泵停运后,确认主油箱内无油烟时,方可停排烟风机。

 2.4.14 锅炉熄火后,保持汽包满水位运行,水位低时应进行补水,严禁为了加速冷却汽包金属壁温而采取边排水边补水的做法。

 2.4.15 当汽包压力降至0.172MPa时,开启再热器疏水阀和对空排汽阀。熄火后,关闭排污门、取样门、加药门、炉底液压关断门、打焦孔、人孔等密闭炉膛、闷炉。

 2.4.16 熄火后,应密切注意排烟温度的变化,防止发生尾部再燃烧。

 2.4.17 停炉6小时内应关闭引、送风机入口挡板及各人孔门,检查门,以免锅炉急剧冷却。

 2.4.18 停炉6小时后,可开启引风机入口挡板及锅炉各人孔、检查孔等,进行自然通风冷却。根据需要停炉18小时后可启动一台引风机进行强制冷却。

 2.4.19 锅炉放水操作:

1.放水有带压放水,无压放水。冬季锅炉放水前应通知热工对汽水系统所有压力表管进行放水,以防止表管积水冻结。

2.带压放水:汽包压力降至0.8~1.0MPa,将汽、水系统所有疏水门,放水门全部开启,汽包压力降至0.172MPa时,打开汽包空气门,进行快速放水。

3.无压放水:汽包压力降至0.172MPa时,打开汽包空气门,进行泄压,当汽包压力为0MPa,炉水温度为90℃时放水。

 2.5滑参数停机的注意事项

 2. 1 严格控制降温、降压率、汽缸金属温降率在规定范围内。当调节级处汽温低于高压内缸法兰内金属温度30℃应暂停降温,稳定10分钟后再降温。

 2. 2 滑停中应注意汽缸壁温降速度,注意温差、缸胀、差胀的变化,重点是防止高中压缸负胀差增大。要求滑停开始后,调出负荷、汽温、汽压、胀差、高中缸膨胀变化曲线,观察胀差变化趋势,根据参数变化趋势及时进行调整。当高中缸差胀每增加-0.2mm时,应稳定运行10分钟,若高中缸差胀达-1mm时,应暂停降温,待其稳定后再滑降参数。

 2. 3 保持主、再热蒸汽温度一致,温差≯17℃,主、再热汽温至少要有50℃的过热度。必须严格控制主、再热汽温不得有大的波动,特别在低负荷工况下,对汽温的调整要缓慢,要重点防止主汽和再热汽温的大幅度波动。

 2. 4 注意除氧器、凝汽器、高低加水位变化,保持正常水位运行。

 2. 5 在盘车时如果有摩擦声或其它不正常情况时,应停止连续盘车而改为定期盘车,若有热弯曲时应用定期盘车的方式消除热弯曲后再连续盘车4小时以上。

 2. 6 发生下列情况之一时,应停止滑降参数迅速减负荷至“0”,打闸停机:

1.机组发生异常振动。

2.主再热汽温失控或在滑降过程中10分钟突降50℃。

3.高压内缸外壁上、下温差增大至30℃以上。

4.高、中压外缸(中压进汽处)上、下温差增大到40℃。

5.高中压差胀-2mm。

 2. 7 高、低加随机滑停。

 2. 8 从滑停至180MW开始,每小时记录一次汽缸金属温度表,直到发电机解列。

 2. 9 停机后应严密监视并采取措施,按时抄缸温表,防止冷汽、冷水倒灌入汽缸引起大轴弯曲和汽缸变形。

    


以上内容摘自运行规程。


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