600MW超临界直流炉#2机组滑参数停机操作措施(1)
日期：2010-10-29 21:45:58 点击：
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作者： 未知
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我公司#2机组计划于5月1日晚峰后停运，机组将进行小修，计划工期约为28天。为了使各项检修工作尽快能够开展，#2机组采用滑参数方式停机，特制定相关操作技术措施如下：
一、机组滑参数停运的操作要求：
1、本次停运要求将＃2炉原煤斗烧至低煤位，值长加强煤仓煤位调度，4月30日调整B、C层保持半仓运行，5月1日根据负荷情况尽量烧空上层煤仓，维持A、D、E、F层仓低位运行，做到随时上煤补充，E、F仓烧空，以配合检修计划执行。
2、值长做好和省调度员联系，确定准确的停运时间，最少提前10小时安排机组的负荷曲线，估算停机前需要消耗的燃料量（按当前机组的负荷和燃料量及对照4表估算煤斗存煤确定补仓量），如果根据机组负荷曲线、磨煤机的带负荷能力允许，C、B原煤斗保证停机前尽量烧空，其余原煤斗原则上按照A、D、E、F顺序烧空仓。
3、值长通知燃料按此停磨顺序控制上煤时间和上煤量(要求下层E、F磨上Vdaf在15%左右的煤种，禁止使用20%以上挥发份的煤种)。如在烧空过程中发现原煤斗的煤位和烧空顺序存在偏差可通过调整磨煤机的出力来进行纠正；当煤斗煤位低于5米或给煤机来煤开始不稳定，投入该层燃烧器的点火油枪；最后停运E、F磨煤机时，不得造成两台磨煤机料位同时较低不出粉，这样会造成机组负荷、主、再热器温度等主要参数大幅下降，威胁到机组的安全；需保证一台磨煤机的稳定工况和合理料位，必要时可根据参数的下降速度及时投入多只启动油枪。
原煤斗煤位和存煤量的大致对应关系如下：
具体操作要求：
1>停炉前4小时，400MW负荷以上进行炉膛、受热面和空预器全面蒸汽吹灰，试投点火、微油点火油枪，及时联系机务分场对油枪进行清枪。
2>机组降负荷过程中先停止上层制粉系统运行，机组降负荷至330MW以下，投入E、F层小油枪。机组负荷降至330MW，停止A磨煤机运行；当主、再汽温降至530℃，开启汽机本体及抽汽管道疏水手动门。在机组降负荷的过程中以不大于2℃/min降低主蒸汽温度，300MW时主蒸汽温度降至520℃。
3>保持机组300MW负荷左右，通知电除尘值班员切除一电场高压柜运行，烟气走旁路。
4>提高下层E、F磨出力，保持燃烧稳定，继续降负荷停止D制粉系统运行，根据情况投入A层启动油枪，将机组负荷降至180MW，在降负荷过程中，继续以不大于2℃/min的速度，降低主蒸汽温度至460℃，缸温滑至410℃左右。
5>负荷降至180MW后，注意控制给水流量，尽量避免361阀开启，以防主汽温大幅回升，如361阀开启，应严密监视主汽温度及缸温变化情况，根据燃烧情况进行打闸停炉，锅炉灭火后炉膛通风10分钟，依次停止送、引风机运行。
6>启动电动给水泵，以150T/H的流量向锅炉上水进行冷却。启动分离器前介质温度达180℃，启动引、送风机对炉膛进行通风冷却。
7>启动分离器入口温度接近给水温度，停止电动给水泵运行。过热蒸汽压力1MPa左右，给水泵停止后开启锅炉疏水门进行降压，压力0.2MPa开启空气门。
8>炉膛各部分的烟气温度和排烟温度达到50℃左右，停止空预器、送、引风机运行。
9>根据检修需要决定是否开启烟风系统的风门挡板。
5、由于机组降负荷初期需通过增加减温水量的方式达到降低主、再热蒸汽温度的目的。因此在降温过程中，应控制机组减负荷速率和主、再热蒸汽温度降温速率不宜过快，控制主汽压与温度匹配，其中控制减温水流量的尤为重要，否则将使汽机高、中压转子产生较大应力。
6、机组负荷从350MW到发电机解列是非常关键的阶段，这个阶段的操作重点主要是蒸汽温度和高中压转子应力的控制。其一：如果此阶段温度控制得较高，高、中压缸温度维持较高的温度，将达不到机组降温要求的；其二：如果蒸汽温度控制的较低，机组细小的工况扰动都可能使主、再热蒸汽的过热度得不到保障，给机组安全运行带来不利影响；其三：由于此阶段的运行操作较多，如停运磨煤机、电泵与汽泵的切换、高加停运等，如果控制不好，很容易引起机组运行工况的波动，使主、再热蒸汽温度过热度难以得到充分保障；为了使高、中压转子应力在降温过程中不至于增加过大，需适当延长机组低负荷（180-300MW之间）运行的时间，使高、中压转子应力平稳降低，为机组进一步降温打下基础。在低负荷运行期间，应尽量避免同时进行两个及以上的相关联的操作（如减负荷与给水泵切换、减负荷与高加停运同时进行等），以免机组运行工况出现较大幅度的波动。
7、机组滑停过程中严密监视汽轮机上、下缸温差，不得超过汽轮机的允许报警值，否则要停止降负荷、降温、降压；汽轮机上、下缸温差及各抽汽管道上下对点金属温差应小于40℃。
8、机组滑参数停止和正常停止的准备工作、操作相同；参照机组冷态启动曲线参数来控制主蒸汽、再热蒸汽的降温速度和降压速度。机组主要参数变化率控制如下：负荷下降率＜2-3％额定负荷主汽压力＜0.05-0.1MPa/min主、再热汽温度下降率＜83℃/h调节级蒸汽温度变化率＜100℃/h，严密监视调节级金属温降不得大于165℃/h。
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一、机组滑参数停运的操作要求：
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1、本次停运要求将＃2炉原煤斗烧至低煤位，值长加强煤仓煤位调度，4月30日调整B、C层保持半仓运行，5月1日根据负荷情况尽量烧空上层煤仓，维持A、D、E、F层仓低位运行，做到随时上煤补充，E、F仓烧空，以配合检修计划执行。
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2、值长做好和省调度员联系，确定准确的停运时间，最少提前10小时安排机组的负荷曲线，估算停机前需要消耗的燃料量（按当前机组的负荷和燃料量及对照4表估算煤斗存煤确定补仓量），如果根据机组负荷曲线、磨煤机的带负荷能力允许，C、B原煤斗保证停机前尽量烧空，其余原煤斗原则上按照A、D、E、F顺序烧空仓。
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3、值长通知燃料按此停磨顺序控制上煤时间和上煤量(要求下层E、F磨上Vdaf在15%左右的煤种，禁止使用20%以上挥发份的煤种)。如在烧空过程中发现原煤斗的煤位和烧空顺序存在偏差可通过调整磨煤机的出力来进行纠正；当煤斗煤位低于5米或给煤机来煤开始不稳定，投入该层燃烧器的点火油枪；最后停运E、F磨煤机时，不得造成两台磨煤机料位同时较低不出粉，这样会造成机组负荷、主、再热器温度等主要参数大幅下降，威胁到机组的安全；需保证一台磨煤机的稳定工况和合理料位，必要时可根据参数的下降速度及时投入多只启动油枪。
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原煤斗煤位和存煤量的大致对应关系如下：
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具体操作要求：
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1>停炉前4小时，400MW负荷以上进行炉膛、受热面和空预器全面蒸汽吹灰，试投点火、微油点火油枪，及时联系机务分场对油枪进行清枪。
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2>机组降负荷过程中先停止上层制粉系统运行，机组降负荷至330MW以下，投入E、F层小油枪。机组负荷降至330MW，停止A磨煤机运行；当主、再汽温降至530℃，开启汽机本体及抽汽管道疏水手动门。在机组降负荷的过程中以不大于2℃/min降低主蒸汽温度，300MW时主蒸汽温度降至520℃。
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3>保持机组300MW负荷左右，通知电除尘值班员切除一电场高压柜运行，烟气走旁路。
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4>提高下层E、F磨出力，保持燃烧稳定，继续降负荷停止D制粉系统运行，根据情况投入A层启动油枪，将机组负荷降至180MW，在降负荷过程中，继续以不大于2℃/min的速度，降低主蒸汽温度至460℃，缸温滑至410℃左右。
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5>负荷降至180MW后，注意控制给水流量，尽量避免361阀开启，以防主汽温大幅回升，如361阀开启，应严密监视主汽温度及缸温变化情况，根据燃烧情况进行打闸停炉，锅炉灭火后炉膛通风10分钟，依次停止送、引风机运行。
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6>启动电动给水泵，以150T/H的流量向锅炉上水进行冷却。启动分离器前介质温度达180℃，启动引、送风机对炉膛进行通风冷却。
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7>启动分离器入口温度接近给水温度，停止电动给水泵运行。过热蒸汽压力1MPa左右，给水泵停止后开启锅炉疏水门进行降压，压力0.2MPa开启空气门。
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8>炉膛各部分的烟气温度和排烟温度达到50℃左右，停止空预器、送、引风机运行。
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9>根据检修需要决定是否开启烟风系统的风门挡板。
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5、由于机组降负荷初期需通过增加减温水量的方式达到降低主、再热蒸汽温度的目的。因此在降温过程中，应控制机组减负荷速率和主、再热蒸汽温度降温速率不宜过快，控制主汽压与温度匹配，其中控制减温水流量的尤为重要，否则将使汽机高、中压转子产生较大应力。
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6、机组负荷从350MW到发电机解列是非常关键的阶段，这个阶段的操作重点主要是蒸汽温度和高中压转子应力的控制。其一：如果此阶段温度控制得较高，高、中压缸温度维持较高的温度，将达不到机组降温要求的；其二：如果蒸汽温度控制的较低，机组细小的工况扰动都可能使主、再热蒸汽的过热度得不到保障，给机组安全运行带来不利影响；其三：由于此阶段的运行操作较多，如停运磨煤机、电泵与汽泵的切换、高加停运等，如果控制不好，很容易引起机组运行工况的波动，使主、再热蒸汽温度过热度难以得到充分保障；为了使高、中压转子应力在降温过程中不至于增加过大，需适当延长机组低负荷（180-300MW之间）运行的时间，使高、中压转子应力平稳降低，为机组进一步降温打下基础。在低负荷运行期间，应尽量避免同时进行两个及以上的相关联的操作（如减负荷与给水泵切换、减负荷与高加停运同时进行等），以免机组运行工况出现较大幅度的波动。
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7、机组滑停过程中严密监视汽轮机上、下缸温差，不得超过汽轮机的允许报警值，否则要停止降负荷、降温、降压；汽轮机上、下缸温差及各抽汽管道上下对点金属温差应小于40℃。
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8、机组滑参数停止和正常停止的准备工作、操作相同；参照机组冷态启动曲线参数来控制主蒸汽、再热蒸汽的降温速度和降压速度。机组主要参数变化率控制如下：负荷下降率＜2-3％额定负荷主汽压力＜0.05-0.1MPa/min主、再热汽温度下降率＜83℃/h调节级蒸汽温度变化率＜100℃/h，严密监视调节级金属温降不得大于165℃/h。
9、控制汽温与汽压匹配，按照先降汽压后降汽温的原则进行控制，主汽过热度应控制在80℃以上。控制蒸汽温度的标准为调节级蒸汽温度略低于调节级金属温度20-40℃。
10、严密监视轴承回油温度、汽轮机振动、轴向位移应正常，严格监视高、中压的胀差变化，当高、中压胀差正值过小时应减缓机组温降速度，适当延长低负荷运行时间。
11、机组滑停过程中应严格控制润滑油温在35-40℃之间。
12、机组滑停过程中主汽压力不低于8.2MPa，主汽温度不低于400℃，严格保持工质参数的匹配度。
13、机组负荷降至198MW时应将高加汽侧逐渐切除，检查轴封蒸汽由冷段或辅汽供汽。
14、滑停过程中每半小时应对机组运行情况进行一次全面检查，作好汽机进冷气、冷水的事故预想和应对手段。
二、滑参数停机操作注意事项：
1、机组在滑参数停运过程中，严密监视锅炉燃烧的变化情况，及时投入稳燃油枪，保证主、再热汽温按要求值下降；
2、在停机前试验交、直流润滑油泵、高压密备油泵、顶轴油泵及盘车电机，均应备用正常；确认主汽阀及调节阀、抽汽逆止阀灵活、无卡涩；做好汽封辅助汽源、除氧器备用汽源的暖管投运工作；
3、机组负荷降至350MW左右时，及时将汽机阀门控制方式切为“单阀”控制；
4、机组滑停降温时，及时开启汽机侧主再热蒸汽母管及本体等有关疏水；
5、机组滑停降温过程中，尽量控制锅炉汽水分离器不要转态，一旦转态且无法控制，应尽快安排减负荷停机。
6、机组负荷降至240MW以下，启动电泵运行，停一台汽泵；
7、发电机负荷降至200MW以下，将#2机组厂用电系统切换至#01启备变供；
8、机组负荷降至150MW以下，停另一台汽泵，电泵单独运行。随后切除高压加热器汽侧；
9、发电机负荷降至150MW以下时，除氧器汽源切换为辅汽供汽，根据蒸汽参数变化情况，及时开启高、中、低压管道疏水阀，投入低缸喷水及疏水扩容器喷水；
10、滑参数停运需参照机组冷态滑停曲线参数控制主蒸汽、再热蒸汽的降温速度和降压速度；减负荷过程中注意高中压和低压胀差的变化，如胀差变化太大应放慢减负荷速度；
11、滑停过程中主再热蒸汽降温、降压不应有回升现象。停用磨煤机时，应密切注意主汽压力、温度、炉膛压力的变化。注意汽温、汽缸壁温下降速度，汽温下降速度严格符合滑停要求。主蒸汽温、再热汽温降温率及金属温降率应在允许范围内，主汽温降<1.2℃/min，再热汽温降<2℃/min，金属温降在1～1.2℃/min。减负荷过程中应注意机组各部温差在允许范围内，否则应减小降负荷率；
12、滑停中及时调整轴封汽压力和温度，使轴封汽温度与转子金属温度差控制在许可值内，低压轴封蒸汽温度应在121～177℃范围内；
13、注意凝汽器真空，低压缸排汽温度，排汽温度升高时，应检查低压缸后缸喷水投入正常；
14、机组降负荷过程中，注意高、中压调门无卡涩，蒸汽参数无突变；
15、在锅炉、除氧器及高压加热器未消压之前应严密监视汽缸金属温度，防止冷汽冷水倒入汽缸；
16、在滑参数停机过程中，严格控制蒸汽匹配度与过热度，主、再热汽温差不大于30℃。出现蒸汽温度急降或水冲击等异常情况时应立即打闸停机；
17、在滑参数停机过程中，对金属温度、负荷、汽压、汽温、差胀、轴向位移、振动、轴承油压、油温、氢油差压及氢压等每15分钟检查一次，30分钟记录一次，发现问题及时处理；
18、机组停机前，及时启动交流润滑油泵及高压密备油泵，汽轮机打闸，逆功率跳发电机，记录汽轮机惰走曲线；
19、注意汽轮机打闸后检查机组转速开始下降，无特殊情况严禁在2300r/min以上开启真空破坏门。转速至1300r/min，检查顶轴油泵自启动，各顶轴油压正常；
20、转速至0r/min，停真空泵,开真空破坏门，真空到零，停轴封供汽，停轴加风机；
21、机组破坏真空时，严禁向凝结器排热水、热汽；
22、转子静止后，投入盘车，认真做好停机后参数的记录工作，特别是壁温参数、盘车电流及转子弯曲值；
23、停机后调整主机润滑油温在35℃左右，关闭汽轮机本体疏水，检查高低压旁路减温水门关闭严密，以防止冷汽进入汽缸，注意除氧器及凝汽器水位，防止冷水进入汽缸；
24、汽机打闸后，注意调整内冷水温必须高于冷氢温度，否则应停止内冷水泵运行；
25、机组盘车过程中,应检查倾听汽缸内部有无摩擦声，防止冷汽、冷水进入汽轮机。监视润滑油压、油温，各轴承金属温度正常，发电机密封油压正常；
26、停机过程中当机组发生事故时，应立即停止故障设备的运行，并采取相应措施防止事故扩大化；必要时应保持非故障设备的运行，事故处理应迅速、准确、果断；事故的处理，应以保证人身安全和不损坏或尽量少损坏设备为原则；
27、其它辅助设备的停运操作按我公司运行规程执行。
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10、严密监视轴承回油温度、汽轮机振动、轴向位移应正常，严格监视高、中压的胀差变化，当高、中压胀差正值过小时应减缓机组温降速度，适当延长低负荷运行时间。
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11、机组滑停过程中应严格控制润滑油温在35-40℃之间。
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12、机组滑停过程中主汽压力不低于8.2MPa，主汽温度不低于400℃，严格保持工质参数的匹配度。
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13、机组负荷降至198MW时应将高加汽侧逐渐切除，检查轴封蒸汽由冷段或辅汽供汽。
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14、滑停过程中每半小时应对机组运行情况进行一次全面检查，作好汽机进冷气、冷水的事故预想和应对手段。
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二、滑参数停机操作注意事项：
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1、机组在滑参数停运过程中，严密监视锅炉燃烧的变化情况，及时投入稳燃油枪，保证主、再热汽温按要求值下降；
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2、在停机前试验交、直流润滑油泵、高压密备油泵、顶轴油泵及盘车电机，均应备用正常；确认主汽阀及调节阀、抽汽逆止阀灵活、无卡涩；做好汽封辅助汽源、除氧器备用汽源的暖管投运工作；
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3、机组负荷降至350MW左右时，及时将汽机阀门控制方式切为“单阀”控制；
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4、机组滑停降温时，及时开启汽机侧主再热蒸汽母管及本体等有关疏水；
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5、机组滑停降温过程中，尽量控制锅炉汽水分离器不要转态，一旦转态且无法控制，应尽快安排减负荷停机。
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6、机组负荷降至240MW以下，启动电泵运行，停一台汽泵；
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7、发电机负荷降至200MW以下，将#2机组厂用电系统切换至#01启备变供；
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9、发电机负荷降至150MW以下时，除氧器汽源切换为辅汽供汽，根据蒸汽参数变化情况，及时开启高、中、低压管道疏水阀，投入低缸喷水及疏水扩容器喷水；
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10、滑参数停运需参照机组冷态滑停曲线参数控制主蒸汽、再热蒸汽的降温速度和降压速度；减负荷过程中注意高中压和低压胀差的变化，如胀差变化太大应放慢减负荷速度；
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11、滑停过程中主再热蒸汽降温、降压不应有回升现象。停用磨煤机时，应密切注意主汽压力、温度、炉膛压力的变化。注意汽温、汽缸壁温下降速度，汽温下降速度严格符合滑停要求。主蒸汽温、再热汽温降温率及金属温降率应在允许范围内，主汽温降<1.2℃/min，再热汽温降<2℃/min，金属温降在1～1.2℃/min。减负荷过程中应注意机组各部温差在允许范围内，否则应减小降负荷率；
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12、滑停中及时调整轴封汽压力和温度，使轴封汽温度与转子金属温度差控制在许可值内，低压轴封蒸汽温度应在121～177℃范围内；
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13、注意凝汽器真空，低压缸排汽温度，排汽温度升高时，应检查低压缸后缸喷水投入正常；
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14、机组降负荷过程中，注意高、中压调门无卡涩，蒸汽参数无突变；
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15、在锅炉、除氧器及高压加热器未消压之前应严密监视汽缸金属温度，防止冷汽冷水倒入汽缸；
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16、在滑参数停机过程中，严格控制蒸汽匹配度与过热度，主、再热汽温差不大于30℃。出现蒸汽温度急降或水冲击等异常情况时应立即打闸停机；
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17、在滑参数停机过程中，对金属温度、负荷、汽压、汽温、差胀、轴向位移、振动、轴承油压、油温、氢油差压及氢压等每15分钟检查一次，30分钟记录一次，发现问题及时处理；
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18、机组停机前，及时启动交流润滑油泵及高压密备油泵，汽轮机打闸，逆功率跳发电机，记录汽轮机惰走曲线；
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19、注意汽轮机打闸后检查机组转速开始下降，无特殊情况严禁在2300r/min以上开启真空破坏门。转速至1300r/min，检查顶轴油泵自启动，各顶轴油压正常；
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20、转速至0r/min，停真空泵,开真空破坏门，真空到零，停轴封供汽，停轴加风机；
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21、机组破坏真空时，严禁向凝结器排热水、热汽；
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22、转子静止后，投入盘车，认真做好停机后参数的记录工作，特别是壁温参数、盘车电流及转子弯曲值；
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23、停机后调整主机润滑油温在35℃左右，关闭汽轮机本体疏水，检查高低压旁路减温水门关闭严密，以防止冷汽进入汽缸，注意除氧器及凝汽器水位，防止冷水进入汽缸；
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24、汽机打闸后，注意调整内冷水温必须高于冷氢温度，否则应停止内冷水泵运行；
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25、机组盘车过程中,应检查倾听汽缸内部有无摩擦声，防止冷汽、冷水进入汽轮机。监视润滑油压、油温，各轴承金属温度正常，发电机密封油压正常；
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26、停机过程中当机组发生事故时，应立即停止故障设备的运行，并采取相应措施防止事故扩大化；必要时应保持非故障设备的运行，事故处理应迅速、准确、果断；事故的处理，应以保证人身安全和不损坏或尽量少损坏设备为原则；
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27、其它辅助设备的停运操作按我公司运行规程执行。
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