海门发电厂1000MW超超临界机组汽机停机特点

汽轮机正常停机

制稿：陈凡夫1、正常停机的准备当汽轮机准备停机时，按下列程序进行：a)降负荷b)停机方案可按下述情况选取，即机组是低负荷运行；或要完成一些运行试验；或计划有一段较长时间的空负荷试验期；或在减负荷情况下机组需立即打闸停机。内外表面的温度差应降至最低并满足“允许温差”的规定，为了控制蒸汽温度，锅炉运行应该非常小心谨慎。如果计划没有要求机组在低负荷下延长运行时间以及在减负荷条件下机组须立即打闸停机，此时的停机可按简化程序进行。a)逐渐降低负荷到额定负荷的5%左右。b)当机组负荷降到15%时，注意低压缸排汽口喷水系统应在喷水。停机前的准备工作

接到停机命令并明确停机的原因、时间、方式后，应通知各相关部门及各岗位做好停机前的准备及工作安排。按中调下达的解列停机时间，提前12小时通知输煤停止向原煤仓加煤。准备好机组停运操作票和机组停运记录卡。机组值班人员对所属设备、系统进行一次全面检查，将需停机处理的设备缺陷详细记录在运行记录中（登记在缺陷单上）。做好辅汽、轴封、小机及除氧器汽源切换的准备。确认燃油系统正常备用。将所有点火油枪试点一遍，发现缺陷及时通知检修处理。对等离子系统全面检查一次，确认系统备用良好。停炉前应对锅炉受热面全面吹灰一次。检查旁路处于备用状态，对旁路试开5%，然后关闭。分别进行主机MSP、TOP、EOP、顶轴油泵和小机直流油泵启动试验，检查其转动正常后停运投入备用。联系热工，盘车电机空试正常。仔细检查四管泄漏装置的历史记录值，分析受热面是否存在微漏。主汽阀壳内外壁温度允许差值

汽轮机调节阀阀壳内外壁允许温差中压进汽室及高压调节级缸体内外壁允许温差

2、机组减负荷

接值长停机命令后，按照锅炉、汽轮机滑停曲线要求，在协调方式下，开始降温、降压。设定负荷变化率不高于12MW/min，主汽压变化率不高于0.3MPa/min。负荷800MW，根据情况做真空严密性试验。负荷700～800MW，检查主机轴封压力正常并注意轴封汽源切换。检查各系统运行参数、自动控制正常。开始停运第一台磨煤机（若原煤仓需烧空，则需进行确认及时敲打）。负荷至650MW，开始停运第二台磨煤机。负荷至500MW，锅炉应维持10分钟运行，停运一台汽动给水泵，并投入其盘车运行。将空预器密封间隙自动调节装置手动提升至最大位。负荷450MW，辅汽、小机、除氧器、空预器吹灰汽源切换。负荷至400MW，开始停运第三台磨煤机,视燃烧情况投等离子稳燃（或点油助燃），加强空预器吹灰。负荷降至300MW，维持10分钟后，退出高加运行，机组负荷变化率应设为5MW/min，启动电动给水泵，可以并泵运行。检查汽机低压段疏水开启正常。机组减负荷当锅炉负荷降到300MW,压力降至9.6MPa左右时，缓慢减少燃料量，随着储水罐水位的上升锅炉转入湿态运行。当储水罐水位>2.4m后，首先应关闭锅炉循环泵、361阀暖管管路，开启锅炉循环泵最小流量阀，锅炉循环泵过冷水管路，启动锅炉循环泵，储水罐的水位由360阀控制。维持锅炉给水流量>758t/h,负荷进一步下降，360阀全开后水位继续升高，则投入361阀控制储水罐水位，阀后疏水排至凝汽器，361阀投入自动。当负荷降至250MW时，开始停运第四台磨煤机。降负荷过程中应过程中注意检查高中压缸和低压缸负差胀不要超限，当差胀上升趋势较快时应稳定负荷，待差胀稳定后再继续降负荷。停运一台凝结水泵。负荷250MW，停用第二台汽动给水泵。通知环运退出电除尘运行。负荷70MW，检查高、中压段疏水开启正常。检查机组轴封由辅汽供汽正常。停运最后一台磨煤机，停运A、B一次风机，降负荷至50MW，启动TOP、MSP运行，检查其正常。将机组负荷降至0，逆功率保护工作，发电机解列，跳汽机。3、汽轮机停机按下操作台上的“停机”按钮。检查危急遮断阀位于脱扣位置。确认MSV阀和RSV阀是全关闭状态。汽轮机停机

检查TOP、MSP运行正常，油压正常。汽机手动脱扣，记录脱扣时间和主机真空。检查高、中压主汽门、调门关闭，各抽汽逆止门关闭，低加进汽电动门关闭，通风阀开启，机组转速开始下降。当转速降至2000r/min，检查联锁启动一台顶轴油泵，检查顶轴油压正常。停用一台循环水泵。转速到零，注意检查盘车进油压力正常，将盘车投入连续运行，记录盘车电流。记录惰走时间，确认转子隋走正常。记录轴向位移、差胀、顶轴油压、润滑油压、大轴弯曲等参数。检查低压缸A、B排汽温度正常。检查除氧器水位及凝汽器水位正常。停用氢气冷却器及氢气去湿装置。

4、汽机停机后的操作（a）确认VV阀开。VV阀开时红灯亮。（b）机组脱扣并且具备以下条件时辅助油泵（TOP）应该自动投运：主油泵出口油压低于1.2Mpa（g）。关闭真空泵（A、B）。汽封系统必须一直运行以维持机组的真空，这样可以防止冷空气顺轴端进入通流部分。（c）当主油泵吸入油压低于69Kpa（g）时，电动启动油泵（MSP）应自动启动。（d）转速下降至盘车装置投入后，轴承温度会在27℃～40℃之间波动。（e）打开所有疏水泵。此时绿灯灭。（f）锅炉完全停炉后，打开真空破坏阀。（g）当凝汽器真空为零时关闭汽汽封系统。（h）关闭汽封加热器。汽机停机后的操作

锅炉泄压后，确认无热水、热汽进入凝汽器后，开启凝汽器真空破坏门，停用真空泵。真空到“0”，停轴封汽和轴封减温水，停轴加风机。注意轴封系统汽、降温水阀门关闭严密，防止冷汽、冷水串入汽缸、轴封和凝汽器。停机后，主机盘车应保持连续运行。根据锅炉情况，除氧器停止辅汽加热，关闭除氧器辅汽进汽调门，微开辅汽进汽调门后疏水门。停机后，若需进行气体置换，应开启排氢总门，逐渐降低氢压，为用CO2置换H2做准备。根据发电机定子温度，停用定子水冷泵，关闭定子水箱补水门。停机后应关闭有可能使汽水返回到汽缸危及设备安全的所有阀门，如旁路降温水。确认凝结水无用户时，停运凝结水泵。若有短时需要凝结水的设备，再启动凝结水泵运行，使用完毕应及时停运。当低压缸排汽温度降至50℃以下，确认机炉设备不再需要循环水时，启动辅泵运行，停最后一台循环水泵。在闭式水系统停运及其它用户停运后，停最后一台循环水泵。汽轮机调节级后高压内缸内壁温低于180℃且高、中压缸上下缸金属温差均＜42℃时，方可停用盘车。将盘车自动/手动切换开关置“手动”位置，按盘车“停用”钮，检查盘车电流到零。主机转子停止后，停用运行顶轴油泵，检查顶轴油泵停止转动，无倒转现象。发电机氢气置换工作结束后，汽轮机调节级后高压内缸内壁温低于150℃,停用密封油泵、主机交流润滑油泵，停运主机润滑油箱排烟风机，主机油箱油位正常。盘车投运a）启动盘车电机。b）大机转子停转时投入盘车。大机转子停转时盘车电磁阀会控制盘车自动投入。此时红灯亮。盘车投运刚停机的热转子必须盘车。大机转子停转时，必须立即投入盘车。注：当大机转子停转时没有被盘车立即盘动，应使盘车尽快投入以盘动转子，在转子无法被盘车带动时不应用通入蒸汽的方法使转子转动。c）确认辅助油泵（TOP）自动启动。辅助油泵（TOP）启动时红灯亮。d）确认辅助油泵（TOP）工作正常。e）关闭辅助油泵（TOP）确认事故油泵（EOP）能自动投入。事故油泵（EOP）投入时红灯亮。当油泵切换时盘车可能会因油压波动而停止工作。此时应随时监测大机转子转速，若转子停转应立即重新投入盘车。当油压低于69kPa（g）时，盘车不能启动。在油压高于103kPa（g）后盘车才能启动。f）确认事故油泵（EOP）工作正常。g）重新启动辅助油泵（TOP）。h）关闭事故油泵（EOP）。i）确认没有蒸汽或水进入汽轮机。j）关闭电动启动泵（MOP）。k）继续盘车：——直至汽轮机需要完全停止或重新启动——按要求维持尽量长的时间。——直至汽轮机冷透。盘车运行条件5、停盘车停盘车a）确认事故油泵（EOP）已停止并处于非自动状态。b）停盘车电机。c）关闭大机冷油器冷却水。d）关闭汽封加热器给水。e）检查高压内缸内壁金属温度。当内缸内壁金属温度低于150℃时停盘车。停盘车8小时后，可以停供润滑油。停盘车a）确认事故油泵（EOP）已停止并处于非自动状态。b）停盘车电机。c）关闭汽机冷油器冷却水。d）关闭汽封加热器给水。e）检查高压内缸内壁金属温度。当内缸内壁金属温度低于150℃时停盘车。停盘车8小时后，可以停供润滑油。正常停运注意事项

如果汽轮机脱扣后，逆功率保护电路没有自动将发电机从电网切除，不允许手动解列发电机。只有确认不会再有蒸汽进入汽轮机，而且发电机保护单元确实发生了故障，才可以手动断开断路器。降负荷过程中注意各水位正常，及时解列高加。给水泵最小流量阀可根据负荷情况提前手动打开。滑停过程中汽机、锅炉要协调好，降温、降压不应有回升现象。停用磨煤机时，应密切注意主汽压力、温度、炉膛压力的变化。注意汽温、汽缸壁温下降速度，汽温下降速度严格符合滑停曲线要求。汽温在5min内急剧下降50℃，应打闸停机。控制主蒸汽、再热蒸汽始终要有50℃以上的过热度。过热度接近50℃时，应开启主蒸汽、再热蒸汽管道疏水门，并稳定汽温。降负荷过程中注意除氧器、凝汽器、高低加水位变化，保持正常水位运行。注意凝汽器真空的变化，低压缸排汽温度升至70℃时，检查喷水自动投入正常。滑停过程中注意加强轴振、瓦振的监视和测量，振动超限时立即破坏真空停机。机组应尽量避免在低负荷下长时间运行。注意汽轮机打闸后转速开始下降，无特殊情况严禁在