660MW超超临界机组深度滑参数停机分析

660MW超超临界机组深度滑参数停机分析摘要:滑参数停机能快速降低缸温，适用于计划中的A/C级机组检修或抢修工作前宜采用的停机方式。本文探讨了某电厂2X660MW超超临界机组一次典型深度滑缸温至352°C的停机过程。通过实际数据分析，总结出上汽660MW机组滑参数过程的注意事项及经验总结，并探讨了深度滑参数停机的限制条件，及应对措施，对同类型机组具有很好的借鉴意义。关键词：上汽660MW超超临界；汽轮机；滑参数停机；滑停曲线；排汽湿度;概述某电厂2X660MW超超临界机组。锅炉为北京B&W公司制造的超超临界、螺旋炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、紧身封闭的n型锅炉。汽轮机为上海汽轮机厂引进西门子技术生产的超超临界参数汽轮机，型号为NJK660-27.0/60/610.形式为超超临界、一次中间再热、单轴三缸两排汽、间冷凝汽式。大型汽轮机参数较高，为了减少散热损失，汽缸需要有良好的保温，这样也使得停机后汽缸温度下降较慢。为了防止汽轮机转子弯曲，需要在缸温很低的时候才能停盘车。滑参数停机，就是逐渐降低主蒸汽和再热蒸汽参数进行减负荷，直至达到目的要求的参数后停机、停炉。以往该厂滑参数停机最终高、中压缸温最低400C左右。此次#2机组停机C级检修，工期紧张。故尝试深度滑参数停机，以汽轮机高、中压缸温度360C为目标，早日停运汽轮机盘车系统。下文对此次停机过程进行概述。深度滑参数停机阶段控制1.此次滑参数整个过程计划用时11h,需烧空全部煤仓，提前通知煤控值班人员，合理控制各煤仓煤位。2.停炉前应对锅炉各受热面（包括空预器）进行一次全面吹灰。3.进行主机备用交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、备用交流密封油泵及直流密封油泵、小机备用交流油泵、直流油泵试转，确认正常并检查联锁投入。4.确认锅炉启动疏水泵电机绝缘合格，启动系统具备投用条件。5.检查邻机至辅汽联箱汽源正常（或启动锅炉投运正常），辅汽至除氧器、空预器吹灰、辅汽至小机供汽管道暖管正常。6.检查6kV备用电源正常且柴油发电机空载试验正常。2.2第一阶段参数控制：减负荷至330MW1.滑停开始，保持磨煤机原煤仓低煤位，滑停过程中烧空原煤仓，防止自燃。2.将锅炉最上层磨煤机F、D给煤机保持较大煤量，必要时给煤量控制解手动，根据负荷情况先烧空F、D原煤仓。3.主汽压下降速率0.1MPa/min，目标主汽压10.49MPa/min；汽温下降速率控制：主汽温0.75°C/min，再热蒸汽温度：0.1°C/min，将主、再汽温降至500°C左右。4.监视好温度裕度控制，主汽温下降过程中保持稳定，防止汽温反复波动。5.烧空F、D煤仓后，停运F、D磨煤机。6.负荷降至330MW后，将空预器扇形板提升至最大位置。2.3第二阶段参数控制:将负荷至250MW1.主汽压下降速率0.1MPa/min，目标主汽压10.49MPa/min；汽温下降速率控制：主汽温0.75C/min，再热蒸汽温度：0.1C/min，将主、再汽温降至450C左右。2.当SCR进口烟温V295C，脱硝系统退出运行，保持脱硝系统稀释风机和声波吹灰器运行。3.根据原煤仓煤位运行情况，停运中层第三套制粉系统。2.4第三阶段参数控制：将负荷至200MW1.解除机组协调控制，手动将负荷。2.投入空预器连续吹灰，投运微油油枪助燃，调整电除尘运行方式。3.主汽压下降速率0.1MPa/min，目标主汽压10.49MPa/min；汽温下降速率控制：主汽温0.75°C/min，再热蒸汽温度：0.1°C/min，将主、再汽温降至400°C左右。4.根据原煤仓煤位运行情况，停运中层第四套制粉系统。5.将给水由主路切至旁路。6.负荷200MW锅炉转湿态运行，开启贮水箱水位调节阀前隔离阀，检查贮水箱水位正常。7.当蒸汽流量小于760t/h，检查锅炉384、387暖管系统停用。2.5第四阶段参数控制:将负荷至150MW1.负荷198MW检查汽机低压组疏水开启；2.将厂用电切换至启备变带；3.200MW向调度申请退出AVC；4.负荷150MW，高低旁逐步开启；将主、再汽温降至370°C左右。2.6第五阶段参数控制:逐渐降负荷至机组解列1.调整高、低旁调门开度，控制主汽压，将主/再热汽温调整在饱和温度以上50C。2.通过调整燃料量、给水量将主汽温降至365C。3.根据调度负荷降至100MW以下，打闸停机。4.缸温最终降至353C。3深度滑参数过程中的注意事项3.1锅炉调整注意事项1.控制煤位，将A/B/C/D/E/F原煤仓要烧空，提前控制好原煤仓煤位。2.在滑停的整个过程中，应严格控制机组主汽温下降速率汁0.75C/min，再热汽温下降速度＞0.1C/min，主汽压下降速度汁0.1Mpa/min。3.特别注意低负荷时主、再热蒸汽喷水量要平稳增加，保证减温器后蒸汽温度应至少有10C左右的过热度，低负荷时应特别注意减温后的出口汽温的变化，减温水量不可猛增、猛减，在调节过程中，避免出现局部水塞和蒸汽带水现象。在降汽温过程中，要平稳，防止温度反复变化，特别是降负荷过程中，调节好水煤比，减少温度大幅波动。同时在利用减温水时，严格监视好温度变化，禁止大幅加减减温水量，防止汽温突降发生水冲击。5.在滑参数过程中，因炉膛温度低，脱硝入口温度低，脱硝退出较早，注意监视。6.在整个滑停过程中，避免汽温回升，禁止大幅提高汽压。主、再热汽温应始终保持至少有50°C的过热度，如主、再热汽温在10min内急剧下降50°C及以上，应紧急停机。7.在转湿态前，注意过热度监视，防止温度降幅过大，导致提前进入锅炉湿态。8.锅炉转入湿态时，注意341阀调节疏水箱水位正常，尽量减小341阀开度，有利于降低主汽温。9.在原煤仓烧空时，由于总燃料瞬时减少，一次风通风量增大，主、再热汽温会有大幅波动的过程，要及时通过调整其它运行磨煤机的给煤量以及减温水稳定主汽温，防止汽温下滑过快，蒸汽带水。10.加强对炉膛火焰、负压、汽温、汽压及功率的监视，做好事故预想，防止炉膛热负荷较低而熄火。11.在滑停过程中，适当增大燃尽风挡板开度，有利于降低主汽温。1.机组降负荷速率，降汽温速率应缓慢，严密监视汽轮机TSE温度裕度参数，控制裕度N-30°C，防止出现闭锁降负荷情况。若裕度下降速度较快，接近-30°C时，应立即停止降汽温，待裕度稳定回升后再继续降参数。2.滑停过程中根据逐级自流压差，监视高低压加热器也为，可随机组滑停，有利于汽缸本体的凝结水通过各抽汽管道排出，防止机组出现水冲击，同时可以增大汽轮机进汽量，有利于降低缸温。3.降负荷过程中，将压力偏置调整至负偏置，尽量保证高压调门开度在100%，增大蒸汽流量，可适当提高机组背压，有利于缸温下滑。4.在机组滑停过程中，监视好轴封集管温度，及时开启辅助蒸汽至轴封供汽，调整轴封压力在3-3.5kPa左右。5.滑停过程中注意汽温、汽缸壁温的下降速度，主、再蒸汽的温度偏差必须满足偏差曲线要求；高、中压外缸内壁上、下温差小于30C，汽机侧主蒸汽或再热蒸汽管道两侧的蒸汽温度偏差应小于17C，若温差达28C超15分钟，应故障停机；6.滑停过程中，应加强对机组轴向位移、汽缸金属温度、振动等重要参数的变化趋势监视与控制，防止汽轮机滑参数过程中，主再热汽温下降过快，汽轮机缸体冷却收缩不均匀，或者蒸汽带水，造成汽轮机振动摩擦，被迫紧急停运或者对设备造成损害。滑停过程控制主机润滑油温在50°C左右。禁止解除汽轮机主保护，并严密监视推力瓦温度、推力轴承回油温度，机组振动及内部声音。滑停过程轴瓦振动不超过报警值，否则应立即查明原因。4深度滑参数停机对低压缸末级叶片的影响分析一般末级叶片型线下部出汽边的水冲蚀损伤是可能导致末级叶片受损的原因。出汽边水冲蚀所造成的后果不仅使叶栅的气动性能恶化，级效率降低，更严重的是对汽轮机的安全运行造成威胁。水冲蚀形成的锯齿状毛刺造成应力集中以及减小叶型根部截面的面积，还会影响到叶片的振动特性，大大地削弱叶片的强度，这就增加了末级叶片断裂的危险性。通常规定汽轮机末级排汽的湿度不超过10%〜12%。中间再热机组的排汽湿度一般为5%〜8%。根据能量平衡和物质平衡计算排汽焓，利用排汽焓计算汽轮机末级排汽湿度，计算公式如下：&.排入凝汽器的净热量Qni二系统得到的热量Qsr-（汽轮机轴功耗热Qp+各加热器抽汽热量Qscj+各加热器轴封阀杆等辅汽热量Qscf+小机耗热量Qscxj+补水带入的热量Gbs*Ibs）其中：Qsr=Gms*Ims（主汽焓）+Ghrh*Ihrh（再热焓）-Gcrh*Igp（高排焓）Qp=3600*（Pe*1000+Pjd）Pjd：发电机的机电损失约10073（kW）Qscj=Qi=Gic*Iei（对i加热器而言）Qscf=Qf2g+Qfzj排入凝汽器的净热量：Qni二Qsr-Qp-Qscj-Qscf-Qscxj+Gbs*Ibs低压缸排汽焓：Ic二Qni/Gni排汽湿度计算：H=1-（Ic-Ics）/（Icq-Ics）

式中：Ics和Icq-—排汽压力下的饱和水和饱和汽焓。计算结果如下表所示：表1：滑停各阶段排汽湿度情况再机主热排低组负汽压 主汽 再 汽压主再 压缸 排荷力汽温压热汽 力蒸汽热汽 末端 饱 排汽焓设度温MM 过热M 过热 k温和汽焓汽焓计值WPa °C 度Pa C度 Pa度CkJ/kgkJ/kgkJ/kg625 24 5 3 1 5 26 22 2404.36.3 96.7 23.3.8 99.1 37.7 8.7 8.2 06.2 93.3 21.1TOC\o"1-5"\h\z5 2 5 1 4 5 2 1 5 26 22 2452.0 4.1 22.3 48.9 .7 32.7 72.0 7.1 6.4 02.7 19.6 18.43 1 5 1 2 5 2 1 4 25 23 2427.3 6.6 14.4 64.4 .7 19.5 90.9 1.2 7.7 87.7 34.3 96.42 1 4 1 2 4 2 8 4 25 22 2552.0 1.4 48.4 27.6 .2 61.5 44.2 .9 4.8 78.9 33.5 21.41 8 4 1 1 4 2 8 4 25 23 2593.8 .7 05.3 04.4 .7 40.0 35.0 .0 2.2 76.1 58.7 37.3由表1可以看出，此次滑参数停机过程，排汽湿度小于8%，汽轮机末级基本在安全范围内；且机组主、再热蒸汽温度控制过热度较高，进汽侧无带水威胁。滑参数停机过程中#7低加水位在-50mm至+50mm之间，属允许范围内，可判断#7段抽汽所在次末级工作正常。5深度滑参数经验曲线机组负荷下降速度决定着滑参数停机顺利与否，负荷下降主要可分为三个阶段：1.负荷330MW以上，可连续降负荷；2.330MW至220MW间，降负荷速率减缓，每个负荷段稳定时间45~60min；3.负荷在220MW以下时，为保证锅炉稳燃，每次降负荷V30〜40MW，每个负荷段稳定时间45~