实验(实习)目的和要求:
掌握机组滑参数停机操作方法。
实验(实习)步骤:
1、对锅炉进行全面吹灰一次;
2、降低给粉机转速,减少燃料量,相应降低一次风压,视燃烧情况,适量减少二次风量,降低主汽压力,降低机组负荷;
3、将阀门控制方式切至单阀,并将高调门全开;
4、减负荷至90MW,切换厂用电至启备变;
5、发电机有功小于15MW,发电机解列;
6、汽机锅炉相关设备停运。
实验(实习)仿真操作规程:
(1)汽轮机设备及系统启动基本步骤
1)将协调方式切到手动;
2)降低机组负荷至270MW;
3)将阀门控制方式切至单阀,并将高调门全开;
4)减负荷的全过程中,均采用降低锅炉燃烧率,使主蒸汽压力、温度、焓值等参数同时下降,从而降低机组负荷,降负荷速率自始至终控制汽机内部任何一处的金属温度下降不超过450C/H;
5)当主蒸汽温度下降300C时,保持10分钟,确保机组胀差正常;
6)若调节级后蒸汽温度比高压内缸调节级处法兰内壁金属温度低300C以上时,应保持。待此温差为零或为正时,方可继续减负荷;
7)若高、中压负胀差达-0.9mm时,停止降负荷;
8)设定目标负荷120MW,以减负荷速率4MW/min进行减负荷;
9)负荷至240MW时,确认轴封汽源切由辅汽供给;
10)启动电动给水泵,当电动给水泵出口压力大于A汽动给水泵中的压力相等时,开启电动给水泵出口门,当电动给水泵出口门全开后,缓慢增加电动给水泵转速,观察A汽泵转速相应下降,当A汽动给水泵最小流量阀开启时,关闭A汽泵出口电动门,停运A汽动给水泵。使汽包水位调节到+50mm与-50mm之间将给水旁路调节阀投自动;
11)负荷小于60MW时,关闭过热器一、二级喷水减温电动阀、气动阀、再热器喷水调节阀;
12)确认高压加热器疏水已切至凝汽器紧急疏水扩容器;
13)确认热再蒸汽管道、中主门后各疏水门已开启;
14)确认除氧器汽源已切换至辅汽供给;
15)投入除氧器加热;
16)负荷降至45MW时,确认汽机低压缸喷水投入;
17)确认汽包水位控制由三冲量切换至单冲量运行;
18)确认汽轮机高中压主汽门,调节门DEH中,高排逆止门(TURBà2B)、各段抽汽逆止门、电动门迅速关闭、汽轮机转速正常下降;
19)汽轮机转速至1000rpm时,停止真空泵运行,关闭辅汽至轴封供汽手动门,开启轴封蒸汽暖管疏水门,停运轴抽风机,开启真空破坏门;
20)注意汽机润滑油温度降至380C时,停运冷油器供水泵;
21)汽机转速至200rpm,检查顶轴油泵应自动投运,否则手动启动;
22)汽机转速至3rpm时,检查盘车应自启动,否则手动启动;
23)记录汽机惰走时间;
24)停运EH油系统;
25)确认锅炉短时无须上水时,停运电动给水泵,停运开式循环冷却水泵;
26)当低压缸排汽温度低于500C时,将备用凝结水泵切至“手动”,停运凝结水泵;
27)启动除氧器上水泵运行,维持除氧器水位正常;
28)当空预器入口烟温小于1200C时,停止A、B空预器运行;
29)当锅炉炉膛任一处金属均低于700C时,停运火检风机;
30)将备用闭式循环冷却水泵切至“手动”,停运闭式循环冷却水工作泵;
31)意在停机期间,必须执行备用设备轮换运行;
32)机组辅机停运且转速至零30分钟后,方可停止其润滑油系统运行;
33)根据机组实际运行情况,分别停运下列各设备与系统;
34)当除氧器已无须热保养时,退出除氧器加热,(TURBà2Cà1H)停运除氧器上水泵;
35)退出辅助蒸汽系统运行;
36)当汽轮机高压内缸第一级处金属温度低于1500C时(DEHà进水检测),停运连续盘车;
37)进行发电机气体置换;
38)停运主机密封油系统;
39)停运发电机内冷水系统;
40)停运主机润滑油系统;
41)当化学各水池、水箱储备充足且短时无须供水时,停运循环水系统;
42)机组停运后,对机组正在运行的设备必须进行正常监视与维护,不得疏忽。
(2)锅炉设备及系统启动基本步骤
1)减负荷过程中,应始终保持主、再热蒸汽温度过热度560C以上,主、再热蒸汽温度偏差小于280C;
2)通知煤控少量上煤或停止向原煤斗上煤;
3)改变燃料主控设定值降低总燃料量指令。降低全部自动状态给粉机转速,降低燃料量,相应关小一次风门,视情况降低一次风压,根据省煤器出口氧量,相应调低二次风量,在操作过程中,应注意汽包水位,主、再热汽温及其它系统运行情况;
4)根据粉仓粉位,负荷至280MW时,至少停运一套制粉系统;
5)逐步将E层给粉机转速降至最低,当负荷至210MW时,关E层煤粉燃烧器一次风门,适当降低一次风压;
6)逐支投入H层油枪运行;
7)根据需要投入送风机热风再循环、一次风机入口热风再循环;
8)负荷至180MW时,将油压升至1.0MPa后逐支投运F层油枪;
9)负荷至160MW时,逐只退出A层煤粉燃烧器,关闭A层煤粉燃烧器一次风门,调整燃烧,适当降低一次风压、减小二次风量;
10)负荷至140MW时,逐只退出B层煤粉燃烧器,关闭B层煤粉燃烧器一次风门,调整燃烧,适当降低一次风压、减小二次风量;
11)根据煤仓煤位情况,相应降低C、D层给粉机转速,C、D层给粉机转速均低于40%时,燃油压力调高至1.0MPa,逐步投入G层油枪;
12)当粉仓烧空时,逐只退出C层或D层煤粉燃烧器,调整好燃烧。吹扫一次风管10分钟后,关闭一次风门;
13)负荷80MW时,逐只退出最后两层煤粉燃烧器运行,降低一次风压,减少二次风量,吹扫一次风管10分钟,关闭一次风挡板。分别关闭A、B一次风机入口热风再循环门,一次风管吹扫完毕后,将B一次风机入口挡板缓慢关至零,在DCS操作站的CRT上,停止B一次风机运行,确认B一次风机出口挡板联关,用同样的方法停止A一次风机运行;
14)将油压降至0.5Mpa,逐支退出H层油枪运行,降低二次风量,风量调整至30~40%。维持二次风大风箱压力与炉膛压力差在380Pa运行;
15)负压调至-150Pa时,派人至现场检查炉内结焦情况,燃烧器、吹灰器损坏情况及每个油角阀内漏情况。检查完毕,退出最后两支油枪运行,确认MFT出现。关闭雾化蒸汽控制阀,关闭各层油角手动阀;
16)退出空气预热器热风再循环;
17)锅炉最后两支油枪吹扫完成退出后,炉膛吹扫5分钟,将B送风机入口动叶置手动并缓慢关闭,停运B送风机确认B送风机出口挡板应联关;将B引风机入口动叶置手动,停运B引风机,确认其进出口挡板应联关;
18)在DCS操作站的CRT上,用同样方法停运A送、引风机,锅炉封炉;
19)汽包水位上至+300mm,关闭旁路调节阀,开启省煤器再循环门。
(3)电气设备及系统启动基本步骤
1)负荷至90MW时,厂用电从高厂变切换至启/备变运行;
2)退出就地锅炉和就地汽机保护,除丧失燃料、全炉膛失火、MFT和汽机跳闸;
3)发电机有功小于15MW,选择发变组出口220KV断路器跳闸,或汽机停机/发变组出口断路器跳闸,确认发变组出口220KV断路器断开位;
4)拉开发变组出口断路器所并母线侧隔离开关。
实验(实习)仿真操作票:
11 |
滑参数停机 |
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11.1 |
滑参数降负荷 |
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降低给粉机转速,减少燃料量,相应降低一次风压,视燃烧情况,适量减少二次风量,降低主汽压力,降低机组负荷 |
DCS –锅炉-风烟系统 DCS –锅炉-煤粉控制系统 |
将协调方式切到手动 |
MCS–unit MASTER |
机组负荷达270MW |
DEHà控制设定点 |
将阀门控制方式切至单阀,并将高调门全开 |
DEH |
设定目标负荷120MW,以减负荷速率4MW/min进行减负荷 |
DEHà控制设定点 |
F减少到30% |
BLRà制粉系统 |
A、B切到手动,并减小开度,2C、1A、2A切手动,降低送风机开度1A、2A,但风量需维持在30%以上 |
DCS –锅炉-风烟系统 |
I、A过热器和再热器烟气挡板打到手动,I、A调到50% |
BLRà过热器/再热器热控系统 |
11.2 |
停运制粉系统 |
|
1L、1N àF到0,E、1H关闭 |
BLRàA/B制粉系统 |
1B打开,1C、1D关闭 |
DCS –汽机-汽封系统 |
1B打开,1K关闭 |
DCS –汽机-辅助蒸汽系统 |
1A、2A、2B、2C、2D、2E投入手动 |
BLRàA/B制粉系统 |
关闭5E |
DCS –锅炉-煤粉控制系统 |
A、B减小开度,风压维持4KPa,1A、2A降低送风机开度 |
DCS –锅炉-风烟系统 |
1SàSTART, 3SàSTART |
FSSSà17 |
调节G,燃油压力设定0.6MPa |
FSSSà01 |
打开5F、6F、1D、2D |
DCS –锅炉-风烟系统 |
负荷至180MW时,1SàSTART, 3SàSTART |
FSSSà11 |
调节G,燃油压力设定0.7MPa |
FSSSà01 |
负荷至160MW时,1A、1C打到手动,减小开度到零,维持一会再将1B、1D打到手动,减小开度到零 |
DCS –锅炉-煤粉控制系统 |
2A、2C打到手动,减小开度到零,维持一会再将2B、2D打到手动,减小开度到零,关闭B层一次风门 |
DCS –锅炉-煤粉控制系统 |
11.3 |
给水泵切换 |
|
G(RESET、 START)、打开2A;当电动给水泵出口压力大于A汽动给水泵中的压力相等时,打开5B,增加2A;当A汽动给水泵最小流量阀开启时,关闭6B、3A;调节2A至汽包水位到+50mm与-50mm之间,将2A投自动 |
DCS –汽机-除氧给水系统 |
减小3S、4S开度 |
DCS –锅炉-煤粉控制系统 |
1SàSTART, 3SàSTART |
FSSSà14 |
11.4 |
厂用电切换 |
|
合2103,分2101,合2208,分2201,6KV BUS A ATS BLK OUT 达到“NO”位,6KV BUS B ATS BLK OUT 达到“NO”位 |
DCS–电气-厂用电系统 |
当粉仓烧空时,逐只退出C层或D层煤粉燃烧器 |
DCS –锅炉-煤粉控制系统 |
吹扫一次风管10分钟后 |
FSSS |
关闭一次风门 |
DCS –锅炉-煤粉控制系统 |
负荷80MW时,减小3S、4S开度到零 |
DCS –锅炉-煤粉控制系统 |
A、B到零,5B手动停、6B手动停 |
DCS –锅炉-风烟系统 |
退出就地锅炉和就地汽机保护,除丧失燃料、全炉膛失火、MFT和汽机跳闸 |
就地 –电气-发变组保护 |
11.5 |
回热加热系统推出 |
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负荷小于60MW时,关闭所有减温水门 |
DCS –锅炉-过热器热控系统 |
开启热再蒸汽管道、中主门后疏水门 |
DCS –汽机-主蒸汽系统 |
E 打AUTO,4A 4B关闭 |
DCS –汽机-高压加热系统 |
打开1H |
DCS –汽机-除氧给水系统 |
调节G,将油压降至0.5Mpa |
FSSSà01 |
降低二次风量,风量调整至30~40% |
DCS –锅炉-风烟系统 |
负荷降至45MW时,检查1N已投入 |
TURBà汽机疏水系统 |
打开JIUDI1205 JIUDI1204 |
就地–汽机-凝结水系统 |
4C、5C自动关闭,调整D使汽报水位维持在+50 –50之间,D投自动 |
DCS –汽机-除氧给水系统 |
11.6 |
发电机解列 |
|
断开610 |
DCS–电气–发变组系统 |
负压调至-150Pa时,3C、4C打到手动,调节 |
DCS –锅炉-风烟系统 |
关闭H,关闭各层油角手动阀 |
FSSSà01 |
关闭5E,6E |
DCS –锅炉-风烟系统 |
锅炉最后两支油枪吹扫完成退出后,炉膛吹扫5分钟 |
FSSS |
2A关到零,E停运,3C关到零,C停运(同样方法停运A送、引风机) |
DCS –锅炉-风烟系统 |
2A、D打到手动,调大开度,汽包水位上至+300mm,关闭3C |
DCS –汽机-除氧给水系统 |
1F连锁退出停 |
DCS –汽机–抽真空系统 |
11.7 |
辅助系统停运 |
|
关闭1B |
DCS –汽机–汽封系统 |
打开1C |
DCS –汽机–抽真空系统 |
汽机转速至3rpm时,1B,RESET ,STOP |
DCS –汽机–EH油系统 |
2A到0,5B、G |
DCS –汽机-除氧给水系统 |
关闭1F |
DCS –汽机-开闭式循环水系统 |
2A手动,停止1B、1C |
DCS –汽机-凝结水系统 |
打开2C维持除氧器水位正常 |
DCS –汽机-凝结水系统 |
1J 、2J手动停 |
DCS –锅炉-风烟系统 |
当锅炉炉膛任一处金属均低于700C时,关闭1C |
FSSSà01 |
停止1C |
DCS –汽机-开闭式循环水系统 |
当除氧器已无须热保养时,停止1H |
DCS –汽机-除氧给水系统 |
关闭1B |
DCS –汽机-辅助蒸汽系统 |
停止A |
DCS –汽机-润滑油系统 |
氢站排出门打开,CO2出气门关闭,进气门打开 |
就地–汽机-发电机氢冷系统 |
停止1B、1D |
DCS –汽机-密封油系统 |
停止3A |
DCS –汽机-定冷水系统 |
停止3A |
DCS –汽机-润滑油系统 |
当化学各水池、水箱储备充足且短时无须供水时,关闭1A、3A、3C、2A、3B、3D |
DCS –汽机-循环水系统 |
实验(实习)结果:
机组滑参数停机完毕,各系统停运,机组金属温度变化满足规程要求。
实验(实习)讨论和分析:
(1)发电机解列前检查和准备工作有哪些?
(2)锅炉侧停运后如何决定是否需要通风或者封炉?