滑停技术措施.doc

****有限责任公司 发电部技术措施 执行技术措施单位：*号机组 ［20**］GL0** 主题：*号机组滑停技术措施 编写：*** *** 审核：*** 批准：*** 技术措施内容： #*机组检修时间为10-25日，为了保证*号机组停备检修工作的顺利进行，缩短检修工期，减少外购电耗用，本次停机采用滑参数停机方式，滑停时间为9日16：00开始，要求将高压内缸上壁温滑至270℃以下，特制定如下措施。 1．机组停运前的准备 试验汽轮机交、直流润滑油泵，顶轴油泵，检查各油泵出口油压、声音、振动、转动方向，油泵运行必须正常，试验正常后停泵投入备用。 在计划滑停前8小时，AB煤仓上高热值煤中，保证等离子拉弧良好，联系等离子厂家服务人员提供技术服务。 在滑停前，锅炉炉膛全面吹灰一次。 检查锅炉等离子、燃油系统，逐个试投，确保各角等离子、油枪能可靠地投入。 试验给水旁路调整门，保证其调节灵活可靠。 检查电泵辅助油泵运行正常，电泵处于良好备用状态。 高、低压旁路系统进行充分的疏水暖管，使高、低压旁路系统处于热备用状态。 汽机轴封供汽系统、夹层加热系统、除氧器备用汽源的暖管疏水工作。 机组滑停预计16：00开始，一值班E磨煤机提前烧空仓，二值交班前，汽温降低至510℃，联系输煤岗位尽量保持煤仓低煤位， D仓保持1/5仓位，C仓保持1/4，B、A仓保持1/3。 在滑停前应将DEH阀门控制方式切为单阀控制，以保证滑停过程中汽缸的均匀冷却。 机组滑停开始前将汽机夹层加热系统预暖至投用前状态。 值长通知相关领导、设备部、维护队人员到场，录入重大操作现场指导书。 2．滑参数停机控制指标 主、再热汽温降速度：＜1-1.5℃/min。 主、再热汽压降压速度：＜0.03-0.05MPa/min。 汽缸金属温降率：≤1℃/min。 负荷下降速度：＜3MW/min。 主再热蒸汽温度差小于30℃。 汽缸各部件温差不超过规程规定值。 2.7 主、再热蒸汽过热度至少＞50℃，高压缸排汽有一定的过热度，不能进入饱和区，否则应用打开高排逆止阀阀前疏水电动门，来提高高排过热度，如果无效应停止降温，继续降压降负荷，以提高过热蒸汽的过热度。 2.8调节级后汽温不低于高压内缸法兰内壁金属温度30℃，否则暂停降温。汽温每下降30℃，应稳定30min，后再降温，目的是控制主蒸汽与再热蒸汽的温差，以及汽机的热膨胀和胀差。 2.9滑停过程中应严密监视高中压缸胀差变化的趋势，当负胀差达–1.5mm时停止滑参数降负荷，若负胀差明显继续增大,超过–2mm，且采取措施无效而影响机组安全时,应快速减负荷到零。 3．滑停过程中的降温降压 滑停过程中的主汽压力控制，在协调控制方式时，应切为定压，在降负荷的同时，进行降压。在DEH控制方式时，应切为阀位自动控制，保持95%以上开度，采用减少锅炉燃料量，降低汽压、负荷。 滑停过程中严格按下表所示的参数及暖机要求进行控制、调整，暖机时间可视情况适当延长。 负 荷 减荷时间 主汽压力 主汽温度 暖机时间 备 注 MW min MPa ℃ min 220-210 10 13-11 470-440 30 210-180 10 11-10 440-410 30 高调门全开 180-150 10 10-8 410-380 30 投入夹层加热 150-120 10 8-6.5 380-350 30 120-90 10 6.5-5 350-320 30 过热度≥50℃ 90-60 10 5-3.5 320-300 30 过热度≥50℃ 60-30 10 3.5-2.2 300-270 30 30-15 10 2.2-1.4 270-250 30 15-0 1 1.4 250 1 减负荷至0 当滑停初始负荷不为220MW时，不再升负荷至220MW，将主汽压力、温度以规定速率调整至对应值，再按上表规定参数进行滑停。 在滑停过程中，降负荷、降压同时进行，但在降负荷、降压过程中，主蒸汽温度尽量保持不变，以免主汽、汽缸温度下降过快。 汽温主要通过调整锅炉燃烧、总风量、减温水量和调整烟气挡板比例来控制。 滑停过程中加强监视汽机胀差和高压内缸外壁与高压外缸内壁温差的变化情况，根据需要及时投入夹层加热系统。 锅炉按照先上后下的次序逐层停运制粉系统，降低锅炉热负荷。停制粉系统前，本层给煤量应减至最小，关闭给煤机入口挡板，并将煤仓储煤燃尽，当给煤机皮带走空后停该制粉系统。滑停后期保持A、B仓低煤位运行，设专人监视煤仓煤位，少煤量、多频次上煤，必须保证滑停结束后A仓烧空，为下次机组启动做好准备。 在滑停过程中停止制粉系统时应平稳，保证燃料量无突然变化，并加强对主汽温度监视、调整，防止汽温大幅降低。 因本次检修需配合设备部