实验(实习)目的和要求:
了解正常停机过程,掌握正常停机的操作方法和原理。了解停机方式的种类及适用的情况。
实验(实习)步骤:
1.机组负荷1000MW减至500MW
2.机组负荷500MW减至300MW
3.机组负荷由300MW减至200MW
4.汽机负荷由200MW减至30MW
5.机组解列停机
实验(实习)仿真操作规程:
1.机组负荷1000MW减至500MW
(1)机组控制方式保持炉跟机协调运行方式。
(2)联系邻机供辅助蒸汽,充分暖管疏水后,控制好辅助蒸汽压力。
(3)设定目标负荷500MW,以10MW/min的负荷变化率,逐渐减负荷至500MW。
(4)在减负荷过程中,逐渐停运两套制粉系统,至500MW时保持三套制粉系统运行。
(5)在机组减负荷过程中,应根据汽缸金属温度控制要求,控制主蒸汽、再热蒸汽温度,同时严密监视以下参数变化趋势:
①控制高压缸第一级金属温度、中压缸进口金属温度下降率。
②汽机绝对膨胀,高、低压缸差胀。
③轴向位移。
(6)在机组降负荷过程中,如果A磨没有运行,应及时倒磨将A磨投入运行。
2.机组负荷500MW减至300MW
(1)机组负荷低于500MW时,逐渐退出一台汽动给水泵、凝结水泵运行。
(2)将辅汽切换至邻机供,当冷再压力低至1.0MPa时,确认冷再至辅汽电动隔离阀关闭。
(3)机组降负荷过程中,注意监视燃烧器火检,必要时投入A磨等离子或对应层油枪助燃。
(4)当机组负荷减至 350MW以下时,停运第三套制粉系统。
(5)在减负荷过程中,注意小机汽源切换情况。当冷再压力无法维持小机正常运行时,应及时将小机汽源切换为辅汽供。
(6)将除氧器加热汽源由四抽切为辅汽供。
3.机组负荷由300MW减至200MW
(1)机组负荷 300MW 至 200MW 之间,机组切至“基本”控制方式,控制负荷变化率 1%/min,缓慢减少锅炉燃烧,逐渐减少汽机负荷指令,维持主蒸汽压力 8.5MPa 左右,将给水由主路倒为旁路调整。
(2)当负荷达到250-220MW左右时,贮水箱水位正常时,启动炉水循环泵,将锅炉转为湿态运行。
(3)锅炉循环泵运行后注意贮水箱水位控制平稳。
(4)当机组负荷至150MW时,停运第四套制粉系统。停运过程中注意监视燃烧器火检,必要时投对应层油枪助燃。
(5)将厂用电由本机切至启备变带。
(6)注意轴封汽源自动切换情况,检查轴封汽压力在28kPa左右,轴封汽温度正常。
(7)当再热蒸汽温度低于510℃后,检查关闭中压转子冷却进汽。
4.汽机负荷由200MW减至30MW
(1)视情况调整循环水系统的运行方式。
(2)当机组负荷小于120MW时,检查确认机侧所有疏水阀自动开启,本体疏水扩容器减温水自动投入。同时密切监视低压缸排汽温度情况,当排汽温度≥65℃时,确认低压缸喷水控制阀打开,否则手动开启。(为避免疏水同时全开对疏扩冲击太大,在低于140MW负荷后可逐步手动开启部分疏水)
(3)机组负荷至100MW,可退出所有高压加热器汽侧运行,正常情况下应尽可能采用随机滑停方式。
(4)主蒸汽流量<10%MCR,应慎重投运过、再热蒸汽喷水减温,避免引起汽温大幅波动。
(5)检查确认锅炉最后一组制粉系统燃烧正常,随着给煤量的减少,应严密监视 A 层燃烧器的运行情况,若燃烧不稳,可适当降低A磨煤机的一次风速,必要时投入AB层油枪。
(6)机组负荷减至30MW,检查机组各运行参数在正常范围。汇报值长,准备解列停机。
5.机组解列停机
(1)发电机解列停机的步骤:
①切主变冷却器控制手把至“试验”位
②确认发电机有功负荷至零,无功负荷近于零。
③启动交流润滑油泵,汽轮机打闸,通过程序跳闸逆功率保护动作解列发电机。
④确认MFT动作.
⑤确认发电机主断路器跳闸。
⑥查发电机三相定子电流表指示为零。
⑦确认发电机灭磁开关断开。
⑧按继保规程规定退出发变组保护压板。
⑨投入发变组保护柜发电机突加电压保护压板、启停机保护压板,按规程规定投入发变组保护相应压板。
⑩停机半小时后,停止主变冷却器运行。
(2)汽轮机打闸及惰走
①汽机手动打闸前手动启动交流润滑油泵、主吸油泵,并确认其运行正常。
②在集控室盘上按停机按钮或在机头手动打闸。
③确认汽机跳闸声光报警发出,检查确认高、中压主汽门、调门开度指示为零,高排逆止门、各抽汽逆止门、电动门关闭、高排通风阀开启。确认机组转速下降,进入惰走阶段。
④在主机惰走阶段,注意倾听机组各部分的声音正常,检查高、低压缸差胀、振动、轴向位移、轴承金属温度等参数正常,确认润滑油压、油温正常。当转子惰走进入临界转速区域时,如振动超应立即破坏凝汽器真空。
⑤转速至1200r/min时,应检查确认顶轴油泵自启,否则立即手动启动,检查主机润滑油压、顶轴油压应正常。
⑥机组转速到零后,投入盘车装置运行,检查盘车电流、转子偏心度正常,转速为1.8 r/min左右,记录转子惰走时间。
⑦汽机转速到零后,停运凝汽器真空泵,打开高、低压凝汽真空破坏阀,如果小机在运行,注意应保持凝汽器真空。
⑧当凝汽器真空下降到63kPa以下时,确认高、低压旁路阀关闭,检查关闭主、再热蒸汽管道疏水阀及高中压主汽阀前、高排逆止阀后的有关疏水阀。
⑨当凝汽器真空到零时,停止向汽机供轴封汽。
⑩轴封蒸汽母管压力到零,即可停运轴加风机。
⑾根据情况关闭高中压调节阀前、阀后疏水阀、导汽管疏水阀、高压内外缸疏水阀、高排逆止阀前疏水阀、中压主汽阀后疏水阀,检查关闭高压缸排汽通风阀。
⑿锅炉停止上水后,停止辅汽至除氧器加热,根据需要停止汽泵运行。
⒀当锅炉压力接近于零,汽机低压缸排汽温度低于50℃,且无其它凝结水用户时可以停止凝泵运行。
⒁当所有的冷却水用户均停止后,可停止闭冷水系统。
⒂排汽缸温度低于50℃且循环冷却水用户均停止后,可停运循环水系统。
⒃发电机内的氢气被置换合格且盘车停止后,方可停止密封油系统运行。
(3)机组解列后锅炉设备操作
①锅炉MFT后,确认所有油枪油控制阀关,进、回油跳闸阀关,炉膛无火检;一次风机、密封风机跳闸;各磨煤机冷热风隔绝门、出口门关闭,过再热减温水电动隔离门、调节门关闭。解列炉前燃油系统,关闭炉前燃油系统进回油手动总门,根据情况关闭各油枪进油手动门和蒸汽吹扫手动门。关闭各减温水手动隔绝门。
②保持锅炉总风量>30%,对炉膛吹扫5min。如果短时间停炉,为了尽量缩短启动时间保持热量储备,方便机组启动,可以采取以下方式进行停炉:将炉水循环泵停运,锅炉贮水箱上水至正常水位后停止锅炉上水,关闭锅炉上水主路电动门及旁路电动门。A、B侧送、引风机停运,关闭锅炉烟风挡板,进行锅炉闷炉,期间应加强对空预器监视,防止空预器着火。
③如果锅炉不进行闷炉操作,则采取以下操作方式进行自然通风冷却
a.一般停炉6小时后,开启引风机进、出口挡板进行自然通风冷却,在进行自然通风时应注意空预器电流的变化,18小时后根据需要启动一组送、引风机进行通风冷却。
b.根据机组停运时间长短,实施锅炉相应的保养。
c.应尽可能维持贮水箱水位,并保持循环泵运行至锅炉放水。
d.当主蒸气压力降至1.0MPa时开所有疏水门和放空气门进行热炉带压放水,放水过程中应注意锅炉水冷壁的振动。
e.若需进行空预器水冲洗,则宜安排在空预器进口烟温在130℃~150℃左右工况下进行。
f.空预器进口烟气温度<100℃,停止空预器运行。
g.低温再热器入口烟温小于50℃允许停止火检冷却风机和等离子冷却风机运行。
h.若机组停运时间超过5天,则停运锅炉辅机所有润滑油系统。
④如果锅炉要进行强制通风冷却,在锅炉MFT后采取以下措施:
a.保持炉水循环泵运行,维持贮水箱正常水位,必要时启动电动给水泵对锅炉换水。在进行锅炉换水期间应控制锅炉水冷壁管壁温度变化率不超过2℃/分钟。
b.将总风量控制在20~30%对锅炉进行通风冷却,在冷却期间应通过控制锅炉通风量以保证低温过热器和低温再热器入口烟气温度的降低速率不高于3℃/min;高温过热器、屏式过热器(包括前屏和大屏)、高温再热器管壁金属温度降温速率不超过1.5℃/min
c.下列条件满足时可以认为强制冷却完成:
分离器入口水温低于100℃。
空预器入口烟气温度低于100℃。
d.停下列辅助设备:
停运电动给水泵。
停运炉水循环泵。
停送风机和引风机。
空预器进口烟气温度<100℃,停A、B空预器。
低温再热器入口烟温小于50℃允许停止火检冷却风机和等离子冷却风机运行。
实验(实习)仿真操作票:
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正常停机 |
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1 |
机组负荷1000MW减至500MW |
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机组控制方式保持炉跟机协调运行方式。 |
DCS-负荷 |
联系邻机供辅助蒸汽,充分暖管疏水后,控制好辅助蒸汽压力。 |
就地-汽机-辅助蒸汽系统 |
设定目标负荷500MW,以10MW/min的负荷变化率,逐渐减负荷至500MW。 |
DCS-负荷 |
在减负荷过程中,逐渐停运两套制粉系统,至500MW时保持三套制粉系统运行。 |
DCS-锅炉-制粉系统 |
在机组减负荷过程中,应根据汽缸金属温度控制要求,控制主蒸汽、再热蒸汽温度,同时严密监视以下参数变化趋势: ①控制高压缸第一级金属温度、中压缸进口金属温度下降率。 ②汽机绝对膨胀,高、低压缸差胀。 ③轴向位移。 |
DCS-DEH |
在机组降负荷过程中,如果A磨没有运行,应及时倒磨将A磨投入运行。 |
DCS-锅炉-制粉系统 |
2 |
机组负荷500MW减至300MW |
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机组负荷低于500MW时,逐渐退出一台汽动给水泵、凝结水泵运行。 |
DCS-汽机-给水系统、凝结水系统 |
将辅汽切换至邻机供,当冷再压力低至1.0MPa时,确认冷再至辅汽电动隔离阀关闭。 |
DCS-汽机-辅助蒸汽系统 |
机组降负荷过程中,注意监视燃烧器火检,必要时投入A磨等离子或对应层油枪助燃。 |
DCS-锅炉-等离子系统 |
当机组负荷减至 350MW以下时,停运第三套制粉系统。 |
DCS-锅炉-制粉系统 |
在减负荷过程中,注意小机汽源切换情况。当冷再压力无法维持小机正常运行时,应及时将小机汽源切换为辅汽供。 |
DCS-汽机-抽汽系统 |
将除氧器加热汽源由四抽切为辅汽供。 |
3 |
机组负荷由300MW减至200MW |
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机组负荷 300MW 至 200MW 之间,机组切至“基本”控制方式,控制负荷变化率 1%/min,缓慢减少锅炉燃烧,逐渐减少汽机负荷指令,维持主蒸汽压力 8.5MPa 左右,将给水由主路倒为旁路调整。 |
DCS-负荷 |
当负荷达到250-220MW左右时,贮水箱水位正常时,启动炉水循环泵,将锅炉转为湿态运行。 |
DCS-锅炉-汽水系统 |
锅炉循环泵运行后注意贮水箱水位控制平稳。 |
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当机组负荷至150MW时,停运第四套制粉系统。停运过程中注意监视燃烧器火检,必要时投对应层油枪助燃。 |
DCS-锅炉-制粉系统 |
将厂用电由本机切至启备变带。 |
DCS-电气-发变组 |
注意轴封汽源自动切换情况,检查轴封汽压力在28kPa左右,轴封汽温度正常。 |
DCS-汽机-轴封系统 |
当再热蒸汽温度低于510℃后,检查关闭中压转子冷却进汽。 |
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4 |
汽机负荷由200MW减至30MW |
DCS-汽机-循环水系统 |
视情况调整循环水系统的运行方式。 |
DCS-汽机-本体疏水系统 |
当机组负荷小于120MW时,检查确认机侧所有疏水阀自动开启,本体疏水扩容器减温水自动投入。同时密切监视低压缸排汽温度情况,当排汽温度≥65℃时,确认低压缸喷水控制阀打开,否则手动开启。(为避免疏水同时全开对疏扩冲击太大,在低于140MW负荷后可逐步手动开启部分疏水) |
机组负荷至100MW,可退出所有高压加热器汽侧运行,正常情况下应尽可能采用随机滑停方式。 |
DCS-汽机-高加系统 |
主蒸汽流量<10%MCR,应慎重投运过、再热蒸汽喷水减温,避免引起汽温大幅波动。 |
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检查确认锅炉最后一组制粉系统燃烧正常,随着给煤量的减少,应严密监视 A 层燃烧器的运行情况,若燃烧不稳,可适当降低A磨煤机的一次风速,必要时投入AB层油枪。 |
DCS-锅炉-制粉系统 |
机组负荷减至30MW,检查机组各运行参数在正常范围。汇报值长,准备解列停机。 |
DCS-负荷 |
5 |
发电机解列停机 |
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切主变冷却器控制手把至“试验”位 |
DCS-电气-发变组 |
确认发电机有功负荷至零,无功负荷近于零。 |
启动交流润滑油泵,汽轮机打闸,通过程序跳闸逆功率保护动作解列发电机。 |
DCS-汽机-汽轮机润滑油系统 |
确认MFT动作. |
DCS-锅炉-FSSS |
确认发电机主断路器跳闸。 |
DCS-电气-发变组 |
查发电机三相定子电流表指示为零。 |
确认发电机灭磁开关断开。 |
按继保规程规定退出发变组保护压板。 |
就地-电气-发变组保护 |
投入发变组保护柜发电机突加电压保护压板、启停机保护压板,按规程规定投入发变组保护相应压板。 |
停机半小时后,停止主变冷却器运行。 |
就地-电气-变压器冷却系统 |
6 |
汽轮机打闸及惰走 |
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汽机手动打闸前手动启动交流润滑油泵、主吸油泵,并确认其运行正常。 |
DCS-汽机-汽轮机润滑油系统 |
在集控室盘上按停机按钮或在机头手动打闸。 |
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确认汽机跳闸声光报警发出,检查确认高、中压主汽门、调门开度指示为零,高排逆止门、各抽汽逆止门、电动门关闭、高排通风阀开启。确认机组转速下降,进入惰走阶段。 |
DCS-DEH |
在主机惰走阶段,注意倾听机组各部分的声音正常,检查高、低压缸差胀、振动、轴向位移、轴承金属温度等参数正常,确认润滑油压、油温正常。当转子惰走进入临界转速区域时,如振动超应立即破坏凝汽器真空。 |
DCS-DEH |
转速至1200r/min时,应检查确认顶轴油泵自启,否则立即手动启动,检查主机润滑油压、顶轴油压应正常。 |
DCS--汽机-汽轮机润滑油系统 |
机组转速到零后,投入盘车装置运行,检查盘车电流、转子偏心度正常,转速为1.8 r/min左右,记录转子惰走时间。 |
汽机转速到零后,停运凝汽器真空泵,打开高、低压凝汽真空破坏阀,如果小机在运行,注意应保持凝汽器真空。 |
DCS-汽机-真空系统 |
当凝汽器真空下降到63kPa以下时,确认高、低压旁路阀关闭,检查关闭主、再热蒸汽管道疏水阀及高中压主汽阀前、高排逆止阀后的有关疏水阀。 |
DCS-汽机-本体疏水系统 |
当凝汽器真空到零时,停止向汽机供轴封汽。 |
DCS-汽机-轴封系统 |
轴封蒸汽母管压力到零,即可停运轴加风机。 |
根据情况关闭高中压调节阀前、阀后疏水阀、导汽管疏水阀、高压内外缸疏水阀、高排逆止阀前疏水阀、中压主汽阀后疏水阀,检查关闭高压缸排汽通风阀。 |
DCS-汽机-本体疏水系统 |
锅炉停止上水后,停止辅汽至除氧器加热,根据需要停止汽泵运行。 |
DCS-汽机-给水系统 |
当锅炉压力接近于零,汽机低压缸排汽温度低于50℃,且无其它凝结水用户时可以停止凝泵运行。 |
DCS-汽机-凝结水系统 |
当所有的冷却水用户均停止后,可停止闭冷水系统。 |
DCS-汽机-开闭式冷却水系统 |
排汽缸温度低于50℃且循环冷却水用户均停止后,可停运循环水系统。 |
DCS-汽机-凝结水系统 |
发电机内的氢气被置换合格且盘车停止后,方可停止密封油系统运行。 |
DCS-汽机-发电机密封油系统 |
7 |
机组解列后锅炉设备操作 |
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锅炉MFT后,确认所有油枪油控制阀关,进、回油跳闸阀关,炉膛无火检;一次风机、密封风机跳闸;各磨煤机冷热风隔绝门、出口门关闭,过再热减温水电动隔离门、调节门关闭。 |
DCS-锅炉 |
解列炉前燃油系统,关闭炉前燃油系统进回油手动总门,根据情况关闭各油枪进油手动门和蒸汽吹扫手动门。 |
关闭各减温水手动隔绝门。 |
保持锅炉总风量>30%,对炉膛吹扫5min。 |
如果短时间停炉,为了尽量缩短启动时间保持热量储备,方便机组启动,可以采取以下方式进行停炉:将炉水循环泵停运,锅炉贮水箱上水至正常水位后停止锅炉上水,关闭锅炉上水主路电动门及旁路电动门。A、B侧送、引风机停运,关闭锅炉烟风挡板,进行锅炉闷炉,期间应加强对空预器监视,防止空预器着火。 |
如果锅炉不进行闷炉操作,则采取以下操作方式进行自然通风冷却: a.一般停炉6小时后,开启引风机进、出口挡板进行自然通风冷却,在进行自然通风时应注意空预器电流的变化,18小时后根据需要启动一组送、引风机进行通风冷却。 b.根据机组停运时间长短,实施锅炉相应的保养。 c.应尽可能维持贮水箱水位,并保持循环泵运行至锅炉放水。 d.当主蒸气压力降至1.0MPa时开所有疏水门和放空气门进行热炉带压放水,放水过程中应注意锅炉水冷壁的振动。 e.若需进行空预器水冲洗,则宜安排在空预器进口烟温在130℃~150℃左右工况下进行。 f.空预器进口烟气温度<100℃,停止空预器运行。 g.低温再热器入口烟温小于50℃允许停止火检冷却风机和等离子冷却风机运行。 h.若机组停运时间超过5天,则停运锅炉辅机所有润滑油系统。 |
如果锅炉要进行强制通风冷却,在锅炉MFT后采取以下措施: a.保持炉水循环泵运行,维持贮水箱正常水位,必要时启动电动给水泵对锅炉换水。在进行锅炉换水期间应控制锅炉水冷壁管壁温度变化率不超过2℃/分钟。 b.将总风量控制在20~30%对锅炉进行通风冷却,在冷却期间应通过控制锅炉通风量以保证低温过热器和低温再热器入口烟气温度的降低速率不高于3℃/min;高温过热器、屏式过热器(包括前屏和大屏)、高温再热器管壁金属温度降温速率不超过1.5℃/min c.下列条件满足时可以认为强制冷却完成: 分离器入口水温低于100℃。 空预器入口烟气温度低于100℃。 d.停下列辅助设备: 停运电动给水泵。 停运炉水循环泵。 停送风机和引风机。 空预器进口烟气温度<100℃,停A、B空预器。 低温再热器入口烟温小于50℃允许停止火检冷却风机和等离子冷却风机运行。 |
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实验(实习)结果:
机组正常停机完成,发电机解列、汽轮机打闸、锅炉MFT,机组部分辅助系统停运。
实验(实习)讨论和分析:
(1) 正常停机与滑参数停机有什么区别?
(2) 是否执行闷炉操作取决于什么?
(3) MFT后的联动设备包括哪些?