|
更多学习题库，请进入首页菜单选择 某电厂的660MW超超临界机组汽轮机为哈尔滨汽轮机厂引进日本日立技术生产的超超临界、单轴、三缸四排汽、一次中间再热凝汽式汽轮机，型号为：CCLN660--25.2/600/600。汽缸采用高中压合缸、双层缸结构，两个低压缸采用对称双分流结构中间进汽。锅炉为东方锅炉股份有限公司生产的DG2000／26.15-II2型一次中间再热、超超临界参数变压运行，带内置式启动旁路系统的本生直流锅炉。型式为单炉膛、尾部双烟道结构、采用烟气挡板调节再热汽温、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、平衡通风、露天布置、前后墙对冲燃烧方式配套六台ZGM-113G型中速磨，制粉系统布置由上至下前墙E、B、A，后墙C、D、F。本次检修时间短，检修任务重，进行六套制粉系统原煤仓改造，同时更换汽机轴承。尽可能降低调节级温度，缩短盘车运行时间；同时尽可能降低仓位，为更换原煤仓提供条件。滑参数停机控制目标值：主汽温380℃，主汽压8MPa，调节级金属温度340℃，燃油消耗＜20T。确定停机时间后，通知燃料部门在停机15小时保证煤质为较高发热量适烧煤种，保证上层煤仓半仓上煤（5小时左右煤量），中下层2/3仓上煤（8小时左右煤量），并根据滑停过程适当调整仓位。滑停前需要进行阀门活动试验保证调速系统处在良好状态，并完成交/直润滑油泵、顶轴油泵、盘车电机空转的启动试验，炉膛油枪进行试投，炉膛进行全面吹灰工作。制定详细的滑停方案，确定滑停终参数，并让运行人员学习掌握。1）主汽温度突降导致滑停失败：机组在降参数过程中由于直流炉煤水比对应关系已经改变，调整过程中容易出现汽温大幅度上下波动，尤其负荷调整过程中，汽机调门需要人为进行调整，一旦配合不顺就会造成汽温快速下滑。2）锅炉燃烧不稳定，被迫中断以及发生更为严重的问题3）给水泵故障造成给水调节波动：由于本机组给水泵配置为2*50%汽动给水泵+30%定速电动给水泵，为减少汽泵、电泵出力不平衡异常发生，电动给水泵处于不备用情况，因此两台汽泵的可靠性尤为重要。1）确定滑参数初始负荷为590MW，主蒸汽降压速度＜0.1MPa/min，降温速度＜1.5℃/min，汽缸金属温降率＜1.5℃/min。减负荷速度控制在减负荷速度应控制在3MW/min，最大速度不超过5MW/min。降参数过程减温水调整应做到缓慢，且保证在低负荷时减温器后过热度不低于20℃，防止蒸汽带水。燃料递减过程要缓慢合理，根据本机组制粉系统最好出力40～55T之间，当磨煤量降低至40T时及时停运一套制粉系统，并最后尽量保持A、D、F磨运行（保留制粉系统根据磨的稳定性及锅炉燃烧特性决定，F磨配套微油点火装置稳定性好。上层制粉系统运行本台炉低负荷容易超温，且屏过热偏差较大）。2）停炉前15小时由值长向输煤部门要求准备发热量稳定、挥发份在适烧范围、流动性较好燃煤，保证输煤流程随时备用，同时运行人员实时联系人员观察仓位，从而调整制粉系统出力，达到负荷到、磨停、仓空。如出现意外断煤应及时投如油枪，并合理计算总燃料量，防止燃料过调汽温波动。3）滑停前全面检查给水泵运行情况，确保汽泵安全可靠。滑停过程保证辅助汽源良好备用，以防负荷较低抽汽汽源无法满足汽泵需要，同时在过低负荷＜300MW及时停止一台给水泵。重点监控给水流量变化曲线，当达到给水泵最低流量时及时检查再循环开启，防止出现单台泵给水流量低跳闸。同时观察汽泵调节汽门动作情况，通过调整转速避开调门调节不稳定区。4）密切监控胀差、及汽缸上下温差参数，如果偏差已影响机组安全立即打闸停机。降参数过程注意汽压和汽温的配合，高负荷＞500可以先降温在降压，在高负荷通流量较大且减温水量较好控制，可缩短滑停时间；低负荷要求先将压后降温保证机组安全。在420MW左右且顺序阀为单阀，切阀后稳定30min，在调节级温度稳定后，手动缓慢将高压调阀全开，增大通流量。监视调整轴封温度、压力通过辅汽压力的调整，保证轴封的稳定。回热系统保证投入，有回热系统的投入，一方面可以保证较高的给水温度，降低锅炉燃烧难度，另一方面汽机疏水可以方便排出，有利于控制汽缸的上下缸温差，同时注意观察抽汽间压力，当无法完成逐级自流时应及时切换至凝汽器，防止出现水位满水。观察转子应力曲线，一旦偏差较大，应稳定参数，降低转子出现裂纹风险。5）发电机轴承振动受氢温影响较大，在滑停过程跟踪调整氢温，防止降低过多导致振动超标。同时振动无法控制设备有异音应及时打闸，防止设备的损坏。此次滑参数停机达到值：主汽温380℃，主汽压7.3MPa，调节级金属温度337℃，燃油消耗4吨。1）17:30机组负荷590MW，主汽压25Mpa，主/再热汽温600℃。维持负荷不变，首先降汽温至570℃， 历时1小时15分钟，降温率0.4℃/min。2）18:50-19:30负荷由585MW降至550MW，主/再热汽温由570℃/572℃降至552℃/556℃。降负荷率0.875MW/min，降温率0.45℃/min。3）19:40因C空仓负荷由550MW突降至527MW，维持负荷10分钟。19:50因E空仓负荷由527MW突降至450MW，维持负荷10分钟至20:00。4）20:00负荷440MW，顺序阀切至单阀运行。维持负荷、汽温稳定30分钟。5）20:30负荷由440MW开始逐步降负荷、降汽温，至21:10负荷减至330MW，主/再热汽温由556℃/538℃降至506℃/498℃。实际降负荷率2.75MW/min，降温率1.25℃/min。6）21:10—21:44负荷稳定在300MW左右，约34分钟。期间逐步主/再热降温至477℃/478℃。实际降温率0.85℃/min。7）21:44—22:25负荷滑降至225MW，约41分钟。期间逐步主/再热降温至453℃/461℃。实际降温率0.85℃/min，降负荷率1.82 MW/min。期间负荷280MW，退出B汽泵3000rpm旋转备用；负荷240MW，锅炉给水切至旁路运行。8）22:25—23:00维持负荷225MW，约35分钟。23:00-23:32负荷降至217MW。9）22:25—23:32主再热汽温滑降至384℃/397℃。降温率为1.21℃/min。10）23:32—00:31降负荷至152MW，维持主再热汽温不变。调门全开，大流量冷却。期间降负荷至160MW时，厂用电切换正常。1）炉侧参数：滑停过程中，水煤比控制在6.18-9.0之间，过热度控制在小于20℃。2）机侧参数：主汽温变化率0.51℃/min，主再热汽温偏差小于20℃；调节级温度变化率0.46℃/min；上下缸温差小于6℃，高中压缸调端、中部、电端缸温变化率分别为0.37℃/min、0.31℃/min、0.38℃/min；胀差变化率0.0107mm/min（13.63mm减小至9.16mm）；总缸胀收缩率0.025mm/min（24.83mm减小至14.23mm）；轴向位移变化在-0.2～-0.15mm。（表 1：从数值标注由上到下分别代表负荷、主汽温、再热汽温、调节级蒸汽温度、调节级温度、高排温度、高排压力、主汽压）（表 2：从数值标注由上到下分别代表负荷、调端上缸温、调端下缸温、中部上缸温、中部下缸温、电端上缸温、电端下缸温） 由于本次滑停目标明确，减少检修周期就是增加企业效益。初步计算：按照正常停机，调节级金属温度取历次停机经验值为497℃，按照环境温度为20℃，金属温度自然冷却速度为1.2℃/min，至盘车停止需要11天，本次滑停终参数为337℃，至盘车停运需要5.5天，缩短检修工期5.5天时间。按照75%负荷率计算，共产生电量6534万千瓦时，带来的经济收入上千万。通过查询本台机组的运行说明书，针对机组运行的特性进行总结，参考兄弟电厂滑停经验，制订出详细的滑停指导书，把握住滑停的每一个环节，将风险降到最低达到可控再控。从过程来看是一次较为理想的滑停，结果符合预期，在完成检修工作以外为单位增加了千万经济效益。
|
