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135MW循环流化床机组仿真机汽机运行指导(3)

北极星电力网技术频道    作者:佚名   2010/12/1 13:05:34   

  启动高压油泵,检查调速油压、润滑油压正常后停交流润滑油泵,投其“联锁”。

  检查汽轮机ETS系统正常。

  冲转前15分钟汽机送汽封,(先送低压封再送高压封)并启动一台轴加风机运行,维持汽封供汽压力值20~30Kpa之间。

  设备位置:汽机主菜单—〉汽封系统

  操作以下设备:

  A、 汽封排汽风机A或者B

  B、 调整低压轴封调节门

  C、 调整高压轴封调节门

  汽机冲转前开启下列疏水至疏扩门:

  高压导汽管疏水

  一抽逆止门前及阀体疏水

  甲、乙高排逆止门前疏水罐及阀体疏水

  甲、乙中压导汽管疏水

  三抽逆止门前、后及阀体疏水

  四抽逆止门前及阀体疏水

  五抽逆止门前及阀体疏水

  六抽进汽管疏水

  在DEH控制总貌画面上检查:

  高、中压主调门均在“关闭”位置;

  画面上显示机组“OPC正常”;

  画面上显示机组“已遮断”;

  阀门方式为“单阀”;

  “功率回路”在退出位置。

  检查DEH报警面板上各种指示正常,无任何故障报警信号。

  注意:高压缸排气逆止阀门和各个抽汽逆止阀门都是由凝结水压控制的阀门。当该阀门控制侧的水压建立后。阀门关死。反之侧开启。也就是说,逆止阀门的开启控制是由相应的凝结水压来控制。

  所以在冲转前,挂闸后,一定要检查高压缸的排气逆止阀门是否已经打开。如果没有开启。按下列方法开启。

  l 把画面切换到汽机DCS主画面–〉汽机抽汽系统

  l 控制除氧器的水位在1750mm以下。

  l 把供热抽汽及高排逆止阀关闭

  如果要把加热器的逆止阀门打开,其方法和上面的方法一样。

  4.5冲转条件

  主蒸汽压力1.6~1.7Mpa(a);

  主蒸汽温度300℃以上,再热蒸汽温度应在250℃以上(主,再热蒸汽应在对应蒸汽压力下至少由50℃的过热度),主,再热蒸汽甲,乙管温差不应超过17℃;

  凝汽器真空为0.06Mpa以上,

  冷油器出口油温度在35—45℃;

  调速油压1.8Mpa(g),润滑油压0.3Mpa(g),各轴承回油及顶轴油压正常;

  DEH油泵已经启动;

  汽机在盘车状态,盘车连续运行不少于4h;

  转子偏心指示小于冷态原始值±0.02mm;

  检查汽轮机高、中压缸上下温差小于45℃;

  4.6冲转与升速

  以下的操作都在DEH主菜单上进行

  (1) 在DEH控制总貌面板上,点击DEH转速控制按钮,弹出DEH转速控制面板。

  在DEH转速控制面板,依次按下“挂闸”按钮、“自动”按钮、“GV控制”按钮。检查高、中压主汽门在全开状态,高、中压调门在关闭状态。

  在DEH控制总貌画面上,打开限制设定子画面,设定阀位高限120%,并按下“确定”按钮以确认。

  在DEH控制总貌画面上,打开控制设定点子画面,设定目标转速500rpm,设定升速率50rpm/min,按下“确定”按钮,设定目标转速和升速率后,按下“进行”按钮,此时汽机开始冲转。

  当转速>50rpm时,检查盘车自动脱扣,退出运行。(注:若盘车无法脱扣,应立即打闸停机。待故障消除后,方可重新启动。)

  在500rpm的状态下,进行低速暖机。低速暖机过程中应进行以下操作:

  全面检查各金属缸温、轴承振动、回油温度正常;

  停顶轴油泵,检查各轴承油膜压力正常;

  检查低压缸排汽温度小于80℃,否则应投入低缸喷水装置。

  各段升速暖机时间见下表:(注:从冲转到全速约90分钟)

  转速(r/mim) 时间(min) 汽缸膨胀(mm)

  500 10暖机5分 1

  500升至1200暖机 25 2.5

  1200暖机 25 3.5

  2200暖机 暖机3分钟 

  1200升至3000 25 5-6

  设定目标转速为1200rpm,设定升速率为50rpm/min,设定目标转速和升速率后,按下“进行”按钮,汽机继续升速。当在1200rpm暖机结束后。

  汽机转速在1200~2200rpm范围内不应停留。升速时间、汽缸整体膨胀应符合上表规定,否则应保持暖机。

  当汽机转速达到2200rpm时,保持当前转速进行高速暖机3min。高速暖机结束后继续升速。

  设定目标转速为3000rpm,设定升速率为100rpm/min,按“输入”“进行”按钮。

  全面检查机组正常后,汇报值长可并列。

  4.7暖机升速时的注意事项

  (1) 随时调整蒸汽参数,按冷态滑参数启动曲线进行升温升压并保持偏离不大;

  (2) 调整轴封供汽压力、温度正常;

  (3) 根据锅炉需要及时调节Ⅰ、Ⅱ级旁路开度,防止因炉侧汽压太高、旁路开度太大造成中调门大幅度摆动。同时注意Ⅰ旁减压后的压力应低于高排后的压力,以防止高排逆止门关闭、造成闷缸。

  (4) 注意汽轮机本体及有关管道疏水应畅通,无水击及振动现象;

  (5) 注意汽缸各点膨胀均匀,轴向位移,高、低压缸与转子相对膨胀等正常;

  (6) 汽轮机各点金属温度、温升、温差及胀差不应超限;

  (7) 通过临界转速时,应迅速、平稳,过临界转速时轴瓦振动大于0.1mm,振动值大于0.254mm时,应保护跳机否则立即打闸停机,投连续盘车。测大轴挠度、查明原因、消除振动。再次启动时,盘车连续运行应大于4小时,严禁强行通过临界转速或降速暖机;

  (8) 启动过程中,当转子转速低于1500rpm时,轴瓦振动大于0.03mm时应打闸停机;

  (9) 根据油温、变化情况及时投入各冷油器。

  (10) 本机组在越过临界转速时,其轴承座最大全幅振动许可值为0.15mm。

  4.8并网与带负荷(并网后,转速目标值变为负荷目标值)

  (1) 当发电机并网后,带3~10MW负荷暖机(暖机时间3min),稳定主汽压1.6Mpa、主汽温435℃、此间应进行以下操作:

  A、 经值长同意,联系热控人员投入“转速回路”。

  B、 机组负荷大于20MW时,经“总工”同意后方可投入功率控制回路。

  C、 联系化学化验凝结水硬度,凝结水合格后送至除氧器。关闭凝结水再循环门。

  D、 停旁路系统,其操作方法与投时相反(正常运行时可开启Ⅰ、Ⅱ级旁路电动门,稍开电动门前、后疏水门,投入热备用并检查Ⅰ旁减温水电动门应关闭严密。)

  初负荷暖机结束后,检查汽轮机各部无异常,主控值班员按冷态滑参数启动曲线升温升压加负荷.

  在DEH控制总貌画面上,打开控制设定值子画面,设定目标负荷35MW,设定升负荷率0.6~0.7MW/min,按下“确定”“进行”按钮,机组开始升负荷。

  当负荷升至13.5MW,主汽压2.0Mpa,主汽温455℃,.此时应进行以下操作:

  A、 当负荷升至13.5MW时,主汽温度>400℃时关闭下列各疏水门:

  u 乙侧电动主闸门前、后疏水

  u 乙侧高排逆止门前、后疏水

  u 一抽逆止门前及阀体疏水

  u 一抽逆止门后疏水

  u 二抽逆止门前及阀体疏水

  u 二抽逆止门后疏水

  u 高压导汽管疏水

  u 乙中联门前疏水

  u II旁减温减压器后疏水

  当负荷升至当27MW,主、再热汽温度>400℃,关闭下列各疏水门:

  u 三抽电动门后疏水

  u 三抽逆止门前、后及阀体疏水

  u 四抽逆止门前、后及阀体疏水

  u 四抽逆止门后疏水

  u 五抽逆止门前、后及阀体疏水

  u 五抽逆止门后疏水

  u 六抽进汽管疏水

  u 中压缸导汽管疏水

  给水泵流量大于200m³/h时,检查给水泵再循环门自动关闭,否则手动关闭。

  在DEH控制总貌画面上,打开控制设定值子画面,设定目标负荷60MW,设定升负荷率1.3MW/min,按下“确定”“进行”按钮,机组继续增加负荷。

  三段抽汽压力>0.2Mpa时,开启三段抽汽至除氧器门,逐渐关闭辅汽联箱至除氧器门,此时除氧器进入滑压运行。

  当#2高加汽侧压力高于除氧器压力0.3Mpa时,高加疏水倒至除氧器,关闭高加疏水至凝汽器门,开启#1、#2高加至除氧器空气门。

  负荷加至50MW时,根据#6低加水位情况,启动低加疏水泵运行。调整低加水位正常后,投入水位自动调节。

  当三抽压力>0.3Mpa时,辅汽联箱汽源应倒为本机三段抽汽供给。

  当负荷升至60MW时,主汽压7.5Mpa,主汽温480℃,暖机4min。

  在DEH控制总貌画面上,打开控制设定值子画面,设定目标负荷135MW,设定升负荷率1.5MW/min,按下“确定”“执行”按钮,机组继续增加负荷。

  负荷100MW时,主蒸汽参数逐步升至额定汇报值长机组由滑压运行改为定压运行。

  检查除氧器高负荷进汽门应全开。

  负荷升至135MW时,主汽压至13.2Mpa,主汽温至535℃。全面检查机组各部分均无异常后,机组汇报值长,作好记录。

  4.8增加负荷时注意事项

  (1) 增加负荷的速率及带负荷暖机时间应依据汽缸整体膨胀指示决定增加负荷速度,一般在15分钟内不超过10MW(注:但当负荷大于25%额定负荷时可根据需要适当增加升负荷率),同时还应监视高压汽缸与转子的相对膨胀值减小后再继续增加负荷。

  (2) 增加负荷时应注意机组振动情况和倾听各转动部分声音均正常。

  (3) 在增加负荷过程中,应经常监视汽轮机轴向位移,推力瓦块温度,油温,油流,油压,油位,胀差,缸胀,振动等正常。

  (4) 随着负荷增加,当高中压缸排汽压力超过轴封供汽室压力时,此时供汽调节阀根据汽封母管压力的变化将逐渐关小,直至关闭。蒸汽从高压轴封处发生相反流动,通过轴封供汽母管流至低压封。若自密封失败应设定轴封供汽压力不低0.02Mpa。

  (5) 经常分析金属温度变化情况,监视主蒸汽压力,温度及再热汽压力温度上升情况。

  (6) 在加负荷过程中,及时调整汽封压力、凝结器、除氧器以及高、低加水位正常。

  (7) 在低负荷时,应谨慎使用减温水,如需使用,要对其充分疏水和暖管,严防汽温下跌。

  5温、热态启动

  5.1启动步骤

  5.1.1启动前准备

  (1) 投入循环水系统运行;

  (2) 工业水系统;各设备冷却水正常;

  (3) 压缩空气系统正常;

  (4) 汽轮机润滑油系统正常,汽轮机盘车;

  (5) 辅汽联箱压力、温度常;

  (6) 机组DEH、DCS各部正常;

  (7) 除氧器投加热,给水泵组充水;

  (8) 凝结水系统正常;

  (9) 发电机定、转子冷却水系统运行正常,发电机空泠系统运行正常;

  (10) 检查盘车电流、各缸胀差、轴向位移、主、再热蒸汽参数等,测量大轴晃动应比原始值偏差不大于±0.02mm,否则应继续盘车、直到满足要求时方可启动。

  (11) 投轴封;

  (12) 各管道、本体疏水倒疏扩后启动真空泵抽真空;

  5.1.2锅炉点火升压

  (1) 按冷态滑参数启动有关要求进行锅炉点火前后的操作;

  (2) 开启Ⅰ、Ⅱ级旁路,根据炉侧要求调整旁路开度,逐步提升主蒸汽参数。

  (3) 当蒸汽参数达冲转要求后,稳定主汽参数,检查冲转条件具备后汽轮机方可冲转

  5.1.3热态启动冲转条件

  (1) 主蒸汽温度比高压缸下持环温度高50℃,再热蒸汽温度比中压段下缸壁温度高30℃;

  (2) 轴封供汽温度接近汽封体温度,与高压汽封体温度差≯±30℃;

  (3) 主再热蒸汽过热度≮50℃,两侧蒸汽温度偏差<17℃;

  (4) 凝汽器真空为:0.06---0.066Mpa;

  (5) 调速油压、润滑油压、主油箱油位正常,主泠油器出口润滑油温40――45℃,各轴承回油及顶轴油压正常;

  (6) 送轴封汽前已投入连续盘车4h以上;

  (7) 其他条件同冷态滑参数启动。

  5.1.4汽轮机冲转升速及加负荷

  温、热态冲转时各阶段控制参数见下表:

  状态 区间(rpm) 升速率(rpm/分) 暖机时间(分) 区间所用时间(分)

  温态 0~500 50 3 13

   500~1200 100 2 17

   1200~3000 50 / 19

   最大升速率≤100rpm/分冲转至全速时间约50分钟

  热态 0~2200 400 2 6.5

   2200~3000 350 / 1.5

   最大升速率≤450rpm/分冲转至全速时间约50分钟

  l 并列后尽快加负荷至相应缸温状态对应的负荷,再按冷态滑参数启动升负荷步骤将负荷升至额定。

  l 在整个启动过程中的有关操作调整应参照冷态滑参数启动,保证各设备、系统运行方式及运行参数正常。

  5.1.5注意事项

  (1) 应在盘车连续运行状态下,可在冲转前5分钟送汽封,然后抽真空。送汽封时应先送低压缸、后送高、中压缸并充分疏水提高轴封温度至250~350ºC,轴封蒸汽温度接近轴封体壁温度,一般不超过±30ºC,防止送轴封时使轴颈冷却,引起负胀差增大。

  (2) 冷油器出口油温度不低于40℃。

  (3) 为了防止高压调速汽门及中压联合汽门不严密引起汽轮机自动冲转或高温部件受冷却,故在锅炉点火后和汽轮机冲转前凝汽器真空及主蒸汽压力不宜维持过高。

  (4) 在锅炉尚有余压的情况下,锅炉点火前必须投入抽气系统,建立凝汽器真空。

  (5) 由于高压主汽门,调速汽门,中压联合汽门,导汽管等部件停机后冷却较快,启动时应注意这些部件温升速度,防止加热过快,,并注意机组振动。

  (6) 汽轮机的热态启动可根据高压静叶持环下半部温度情况,尽快使负荷加至所选择的工况下对应负荷运行,避免使原来较高温度下的部件急剧冷却;

  (7) 在增加负荷过程中,应密切注意高中压汽缸与转子相对膨胀的变化。

  (8) 热态启动时应尽快升速,从冲转到全速一般不超过10分钟,以增加进汽量,提高主,再热汽温,如果条件允许,尽快带负荷至第一级室金属温度对应的工况点。

  (9) 整个启动过程中严密注意差胀、轴向位移、各轴瓦、推力瓦以及轴承回油温度在规定范围内。

  (10) 满足冷态启动的其它条件。

  5.1.6运行中的维护与检查

  (1) 机组正常运行中维护检查规定:

  (2) 按照运行管理制度,做好各项检查工作和定期试验工作;

  (3) 经常分析运行工况,严格监视机组参数应在允许范围内,各监视段压力与负荷关系正常,每小时对机组巡检、抄表一次;

  (4) 经常注意负荷与油动机开度相对应,高,中压主汽门,调门无卡涩;

  (5) 检查主油箱油位,各轴承油压,油温,轴承回油畅通,油系统无泄漏;

  (6) 经常检查凝结器,各加热器,除氧器压力,温度,水位正常;

  (7) 检查各运行泵的电流、压力、电机轴承温度、油位、振动、运转声音正常、备用泵符合备用条件;

  (8) 检查调整发电机水冷系统各部流量,水压,进出水温度,水冷箱水位正常,水冷系统外部无渗漏现象;

  (9) 注意对汽轮发电机组进行听音检查,特别是在工况变化以及交接班时必须听音检查;

  (10) 注意各滤网前后的压差变化,发现压力超限及时通知检修清洗。

  6汽轮机组的停止运行

  6.1停机前的准备工作

  (1) 接到值长正常停机命令后,联系各岗位对系统进行全面检查,做好停机前的各项准备;

  (2) 试验启动低压交、直流油泵及盘车电机正常后,置备用状态;

  (3) 检查DCS系统工作正常,DEH系统在“操作员自动”位置。

  6.2减负荷停机操作

  (1) 接到正常停机命令后,在DEH控制总貌画面上,打开控制设定值子画面,设定目标负荷110MW,设定降负荷率1.25MW/min,按下“确定”“进行”按钮,机组开始减负荷。

  (2) 当负荷降至110MW时,主汽温降至500℃,再热汽温降至480℃,主汽压降至11Mpa,再热汽温降至480℃。

  正常停机负荷、汽温、时间对应表:

  负荷MW项目 135 110 75 54 5.4 0

  时间(分钟)  20 51 60 71 72

  主汽温(℃) 535 500 474 472 466 465

  再热汽温(℃) 535 480 452 450 445 444

  在降温降压过程中,温差不超过下列标准:

  序号 项目 单位 允许范围

  1 降负荷速率 Mw/min 5

  2 主汽压力降低速率 Mpa/min 0.05

  3 主汽温度降低速度 ℃/min 1.5

  4 再热汽温度降低速度 ℃/min 2.5

  5 主蒸汽和再热蒸汽温差 ℃ 40

  6 主蒸汽和再热蒸汽左右温差 ℃ 20

  在DEH控制总貌画面上,打开控制设定值子画面,设定目标负荷75MW,设定降负荷率1.13MW/min,按下“确定”“进行”按钮,机组继续减负荷。

  根据锅炉要求经值长同意,投入Ⅰ、Ⅱ旁路及Ⅲ级减温减压器。

  负荷降至75MW时,主汽温降至474℃,再热汽温降至452℃,高压静叶下持环金属温度降至415℃。

  在DEH控制总貌画面上,打开控制设定值子画面,设定目标负荷54MW,设定降负荷率2.33MW/min,按下“确定”“进行”按钮,机组继续减负荷。

  降负荷至45~60MW时,关闭高加进汽门。

  当三段抽汽压力降至0.3Mpa时,检查并打开辅助蒸汽联箱供汽门,关闭本机三段抽汽至除氧器进汽门,除氧器保持0.182Mpa定压运行。

  负荷降至54MW时,主汽温降至472℃,再热汽温降至450℃。

  在DEH控制总貌画面上,打开控制设定值子画面,设定目标负荷5.4MW,设定降负荷率4.42MW/min,按下“确定”“进行”按钮,机组继续减负荷。

  在减负荷过程中,检查轴封供汽压力应正常。

  负荷降至27MW时,开启下列疏水门:

  B、 三抽电动门后疏水

  C、 三抽逆止门前、后及阀体疏水

  D、 四抽逆止门前、后及阀体疏水

  E、 四抽逆止门后疏水

  F、 五抽逆止门前、后及阀体疏水

  G、 五抽逆止门后疏水

  H、 六抽进汽管疏水

  I、 当排汽温度≥80℃时,检查低压缸喷水投入。

  当负荷降至13.5MW时,开启下列疏水门:

  J、 甲、乙侧电动主闸门前、后疏水

  K、 甲、乙侧高排逆止门前、后疏水门

来源:电力网
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