某电厂滑参数停机总结
某电厂12月15日#1机组滑参数停机总结
一、概述
大容量高参数机组滑参数停机的主要目的是：通过停机过程全开高、中压调门，逐步降低锅炉出口主蒸汽温度、再热蒸汽温度，从而逐渐降低汽轮机高、中压缸进汽温度，使高、中压缸温度，也就是高、中压转子温度快速均匀降低到一个较低的数值，再解列发电机停机。为汽轮机尽快达到停盘车要求创造必要的条件，使汽轮机尽早开始检修工作，从而缩短机组检修时间。因此，汽轮机脱扣时高、中压转子探针温度的最终值将直接影响日后汽轮机盘车运行的时间。在此过程中既要达到快速降温的目的，又要控制好降温速率符合规定(1.5℃/分)并注意主蒸汽、再热汽有足够的过热度，避免汽轮机进冷水冷汽，同时又要控制汽轮机热应力不超限。
（一）、参数停机的优点：
1、可以充分利用锅炉的部分余热多发电，节约能源。
2、可利用温度逐渐降低的蒸汽使汽轮机壁厚部件(主要是高中压转子)得到比较均匀和较快的冷却。
3、对于待检修的汽轮机，采用滑参数停机可缩短停机到开缸检修的时间，使检修时间提前。
（二）、滑参数停机必须坚持两个基本原则：
1、锅炉出口主蒸汽温度和再热蒸汽温度必须保证50℃以上的过热度，一般100℃为宜，防止汽机进冷水、冷汽。
2、严密监视汽机热应力值及其变化趋势，防止热应力超限。控制主蒸汽温度和再热蒸汽温度的温降率为1℃/min，高、中压转子热应力≯60%。
二、滑参数停机过程：
#1机组自12月15日09点15分开始滑停，至12月15日17:15分打闸停机解列，历时8个多小时，期间完成了#1机抽汽逆止门活动试验、汽轮机ETS通道试验、锅炉MFT、BT试验。实现了滑停的既定目标，将4个煤前仓基本烧空，调节级金属温度滑至370度,为尽早停运盘车及油系统进行检修赢得了时间，同时也为今后机组滑停积累了经验。现将停机过程总结如下：
（一）、滑停前措施的制定和学习：
滑停前发电车间组织专业人员编写了《#1机滑参数停机的技术措施》，使运行值班员的操作更有目的性和指导性，大家清楚的认识到滑停是分阶段进行的，每减负荷至一定数值后，先保持汽压不变，降低汽温；滑停过程中保持蒸汽过热度大于100℃，最低不小于56℃，保证高压缸排汽温度高于对应压力下饱和温度20℃。当汽缸金属温度下降趋于缓慢时，再降低主汽压力，负荷随之下降；当负荷降至另一预定数值时停留一段时间，保持汽压不变，继续降汽温达到上述温度变化要求后，再降压减负荷。
（二）、充分有序的停机前准备工作：
1、停机前确认开启汽机本体所有疏水手动门，由于机组正常运行中个别疏水门存在内漏，手动门在关闭状态，我们为了确保不遗漏一个疏水手动门，专门打了操作票和系统图确认高、中压缸疏水阀及管道疏水阀手动门等在开启状态。
2、为了防止机组滑停过程中炉膛燃烧不稳影响滑停质量，派专人检查炉前燃油系统，确保处于热备用状态。
3、滑停机前通知化学值班员，调整炉水PH值9.4-10.0，开启除氧器连续排汽手动门，开启高加连续排汽手动门。
4、准备好通讯工具。
5、主蒸汽至轴封暖管。
6、试启动交流润滑油泵、直流润滑油泵、空氢侧密封油备用泵、顶轴油泵、盘车电机正常。
7、滑停开始前对锅炉进行全面吹灰一次。
8、启动电泵辅助油泵并检查电泵具备启动条件。
9、试启柴油发电机运行正常。
10、通知输煤值班员#1机进行滑参数停机，炉前仓不再上煤，派专人到厂内#4皮带就地监控炉前仓料位，防止炉前仓烧空后损伤皮带。
（三）、滑停过程：
此次滑参数停机过程按照主要降温区域划分为四个不同阶段：第一阶段为230MW负荷减至200MW负荷时段降温过程；第二阶段为200MW负荷减至150MW负荷降温过程；第三阶段为150MW负荷减至100MW降温过程；第四阶段为100MW负荷减至0MW负荷发电机解列的降温过程。
1、机组滑停前的主要参数：
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名称 |
数值 |
名称 |
数值 |
名称 |
数值 |
|
有功功率 |
230MW |
高压调节级温度 |
503℃ |
凝汽器真空 |
-96.6KPa |
|
主汽压力 |
13.5MPa |
高压缸上半金属温度 |
499℃ |
转速 |
2999r/min |
|
主汽温度 |
532℃ |
高压缸下半金属温度 |
502℃ |
主汽流量 |
631t/h |
|
再热汽压力 |
2.23MPa |
中压缸上半金属温度 |
343℃ |
给水流量 |
703t/h |
|
再热器温度 |
528℃ |
中压缸下半金属温度 |
351℃ |
燃煤量 |
110t/h |
运行三值接班后负荷230MW，以过再热蒸汽降温速度：＜1.5℃/min降气温至520℃，期间机组在DEH控制方式下保持负荷不变、主汽压力不变，稳定运行30分钟。此阶段负荷较高，所以主要是通过降低负荷和增加过热汽、再热汽减温水流量达到降低主、再热蒸汽温度的目的。此阶段应该注意，由于机组负荷和主、再热蒸汽温度及高、中压转子探针温度都较高，因此在降温过程中，应控制减负荷速率和降温速率不宜过快，否则高、中压转子容易产生较大应力。
2、降负荷至200MW：
09:15全开汽轮机高中压主汽门，逐步降低机组负荷至200MW，同时采用控制过热度并配合二级级减温水及关小主给水阀门开度节流的方式同步降低主、再热汽温，从主、再热蒸汽温度520℃开始，控制汽温按每分钟1℃降温，降气温至490℃稳定运行降低汽轮机缸温，因需要将炉前仓烧空，做好炉前仓煤量的估算，根据估算情况调整各台给煤机的出力，此阶段运行2小时45分钟，汽压以0.15MPa/min降压，最终汽温降至440℃。保持主汽有100℃左右的过热度。这个阶段主、再热蒸汽温度不容易降低，主要是依靠降低负荷，增加过热器和再热器减温水流量来实现。特别是减温水流量的控制尤为重要。
10:00时200MW负荷主要参数如下：
|
名称 |
数值 |
名称 |
数值 |
名称 |
数值 |
|
有功功率 |
200MW |
高压调节级温度 |
468℃ |
凝汽器真空 |
-97.2KPa |
|
主汽压力 |
9.5MPa |
高压缸上半金属温度 |
477℃ |
转速 |
2999r/min |
|
主汽温度 |
490℃ |
高压缸下半金属温度 |
482℃ |
主汽流量 |
531t/h |
|
再热汽压力 |
1.96MPa |
中压缸上半金属温度 |
325℃ |
给水流量 |
559t/h |
|
再热器温度 |
490℃ |
中压缸下半金属温度 |
330℃ |
燃煤量 |
97t/h |
12:00时196MW负荷主要参数如下：
|
名称 |
数值 |
名称 |
数值 |
名称 |
数值 |
|
有功功率 |
196MW |
高压调节级温度 |
423℃ |
凝汽器真空 |
-96.8KPa |
|
主汽压力 |
9.5MPa |
高压缸上半金属温度 |
446℃ |
转速 |
2999r/min |
|
主汽温度 |
441℃ |
高压缸下半金属温度 |
453℃ |
主汽流量 |
549t/h |
|
再热汽压力 |
2.05MPa |
中压缸上半金属温度 |
300℃ |
给水流量 |
538t/h |
|
再热器温度 |
444℃ |
中压缸下半金属温度 |
301℃ |
燃煤量 |
91t/h |
从实际情况看，由于炉膛热负荷较高，主、再热蒸汽温度主要还是依靠增加减温水量来降低，因此在满足降温速率要求的情况下，应尽可能提早增加减温水量，否则到后阶段蒸汽温度就不易降低。
3、降负荷至150MW：
这个阶段是非常关键的一个阶段，此阶段用时4小时，机组负荷从200MW降至150MW。这个阶段操作难点主要是蒸汽温度和高、中压缸温度的控制。一方面如果此阶段温度控制的较高，可能使高、中压缸温度维持较高的温度，最终达不到停机规定的降温要求；另一方面如果蒸汽温度控制的较低，任何细小的工况扰动都可能使主、再热蒸汽过热度得不到保障，汽轮机高、中转子应力上升，给机组安全运行带来危害。
150MW负荷主要参数：
|
名称 |
数值 |
名称 |
数值 |
名称 |
数值 |
|
有功功率 |
150MW |
高压调节级温度 |
362℃ |
凝汽器真空 |
-97.1KPa |
|
主汽压力 |
7.8MPa |
高压缸上半金属温度 |
363℃ |
转速 |
2999r/min |
|
主汽温度 |
378℃ |
高压缸下半金属温度 |
368℃ |
主汽流量 |
440t/h |
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再热汽压力 |
1.75MPa |
中压缸上半金属温度 |
224℃ |
给水流量 |
440t/h |
|
再热器温度 |
378℃ |
中压缸下半金属温度 |
230℃ |
燃煤量 |
76t/h |
机组负荷从200MW降到150MW耗时近4小时左右，缸温已基本达到停机要求目标，说明适当延长低负荷运行的时间，有利于汽轮机的冷却。
4、降负荷至100MW：
这个阶段操作较多，诸如厂用电的切换、电泵与汽泵的切换、高旁的开启、停机前的试验、高加停运等等。因此如果控制不好，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保障，所以此阶段主要是汽包水位和汽温的控制，防止因汽包水位高跳闸汽轮机。此阶段用时1小时，主要是配合烧空炉前仓。
5、机组负荷至0，汽轮机打闸发电机解列，汽轮机进行惰走。17:15汽轮机打闸，18:04转速至零，惰走时间49分钟。此阶段对锅炉MFT、BT进行了手动试验，试验成功。
三、滑参数过程中遇到的问题与解决方案：
（一）、负荷200MW左右时，减温水调门开至最大，汽温不降，达不到降参数要求。
解决方案：关小锅炉主给水主路电动门进行节流。
（二）、负荷100MW时汽包水位与汽温波动。
通过曲线分析发现：造成波动的主要原因有两方面，一方面当时机组负荷减至100MW，炉前仓有给煤机断煤现象造成燃烧不稳使汽水调整增加难度；另一方面，电泵与汽泵切换后，给水压力、流量未得到及时调整。
解决方案：1、加强汽水盘监视，锅炉三人看盘，一人调整汽温，一人调整汽包水位，一人调整风烟燃烧系统。2、注意主汽压力与给水压力的对照。3、水位难以调整可以将锅炉给水由主路切至旁路运行
（三）、低负荷时二次风机的调节性能不稳定，电流偏差比较大，容易引起抢风。
解决方案：停运一侧二次风机。
（四）、负荷165MW，主蒸汽压力8.3MPa，主汽温度395°。由于辅汽联箱温度过低，小机进气温度只有195°，过热度低。
解决方案：1、降低辅汽联箱压力，小机进汽压力降低使饱和蒸汽温度降低，提高过热度。2、降低辅汽联箱压力使小机供汽切为四抽，提高小机进汽温度。
四、本次滑参数停机经验积累：
1、接到滑停命令后，值长应估算所需总煤量，合理控制各煤仓煤量，确保煤仓烧空与缸温调至既定目标尽量同步。
2、汽机汽缸和转子是厚壁部件热容量大，低负荷时蒸汽流量小冷却效果差，因此在较高负荷时就应逐渐降低蒸汽参数，可将协调切除后开足汽机调门，利用大流量先期冷却汽轮机，为后面的滑停打下基础。
3、滑参数停机在降低一、二次汽温过程中，必须注意降温的速率，同时应观察高、中压缸温度的变化，保证过热度及降温速率适当，高、中压转子的热应力在允许范围内。锅炉参数调整应防止汽温大起大落，重点监视汽机高/中压转子的内外温差、探针温度、热应力、振动、差胀、上下缸温差、轴向位移等，保证汽机运行安全。
4、负荷减至150MW后，给水控制应采用一台汽泵与电泵并列的运行方式，既保证锅炉给水流量和减温水量，又能使电动给水泵处于正常运行范围之内。
5、当高压旁路打开后，可根据高、中压缸温度的实际冷却情况，合理使用高、低压旁路进一步降低主/再热蒸汽温度，保证高、中压缸进汽均匀，使主/再热蒸汽温度逐渐降低至目标值左右。
6、经常注意轴封温度的变化，及时调整减温水量。降压过程严格按照速率进行滑降，防止蒸汽温度反弹。
7、低负荷时注意小机流量，可考虑将小机再循环设定值降低或将其解为手动，逐渐开展，防止再循环突然全开影响锅炉上水和电动给水泵的稳定运行。
8、停机后严密监视除氧器水位，防止由于凝结水系统阀门不严或辅汽供除氧器电动门不严，造成除氧器水位升高。
9、根据机组真空情况，注意轴封汽源的切换应正常。
10、机组停运后保持真空期间，应保持下列疏水阀门开启，将疏水排至凝汽器：高排逆止阀前、后疏水；汽缸、导管疏水；1～6段抽汽管道逆止阀前、后疏水；加热器启动疏水或事故疏水。
11、机组停运后破坏真空前，应关闭下列疏水手动门和气动门，防止冷汽、冷水返入汽轮机：加热器启动疏水或事故疏水；1～6段抽汽管道逆止阀前、后疏水；高排逆止阀前、后疏水；汽缸、导管疏水；轴封系统排向疏扩的疏水；辅助蒸汽系统排向疏扩的疏水；主、再热蒸汽管道疏水。
机组停运后真空破坏后，应开启下列阀门，放出管道内的疏水：高排逆止门后疏水排大气手动门；4段抽汽逆止门后疏水排大气手动门。
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