深度滑参数停机技术措施.pdf

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1、编号FDJC-2013-004深度滑参数停机技术措施批准：于海洋审核：苗德存编制：邓全胜王文升张冰杨学军李宝刚段清云宁夏大唐国际大坝发电有限责任公司发电部2013年6月14日一、编制措施的目的为了防止滑停过程中操作不当造成汽轮机发生水冲击、大轴弯曲、汽轮机超速等恶性事故，通过合理地控制主再热蒸汽参数变化速度，保证机组各部件安全、均匀冷却，特制定本措施。二、技术措施内容1.机组准备停运前1天将仪用空压机冷却水倒至邻机带，关闭本机至仪用空压机冷却水供、回水手动门并挂“禁止操作有人工作”警告牌。2.停机前8小时值长合理安排煤仓配煤，

2、至少保证A、B、C仓配高热值大矿煤，锅炉降负荷停运制粉系统时，必须将制粉系统原煤仓烧空、给煤机皮带无煤、磨煤机吹扫干净。3.机组停运前8小时对锅炉进行一次全面吹灰，试启定排水池排水泵，发现异常及时通知点检人员处理或采取临时措施增加潜水泵。4.机组准备停运前6小时试验锅炉油枪及等离子设备，设备缺陷联系设备部点检人员安排处理。5.检查启备变运行正常，检查厂用快切装臵及6KV备用开关备用良好。6.检查直流系统和UPS系统运行正常。7.空载试转盘车电机正常。8.启动试验TOP、EOP、MSP、两台顶轴油泵正常、小机直流油泵和直流密封油

3、泵正常。9.检查电泵辅助油泵运行正常，电泵处于良好备用状态。10.通知热工、汽机专业配合进行高、中压主汽门、调门活动试验。11.高、低压旁路系统进行充分疏水暖管，使高、低压旁路系统处于热备用状态。12.检查柴油发电机及其冷却水、冷却液、燃油液位正常，试启柴油发电机正常。13.试验给水旁路调整门，保证其调节灵活可靠。14.将辅汽联箱汽源切换至邻机或老厂汽源供给。15.高、低辅联箱进行充分疏水暖管，辅汽供轴封汽源正常投入。16.辅汽至除氧器供汽管道充分疏水暖管，投热备用，辅汽至小机供汽管道充分疏水暖管，开启高辅至小机供汽分门。17

4、.准备机组停运记录表、操作票以及停机用各种工器具。18.机组停运前应记录机组各部膨胀指示器。19.整个滑停过程中，要求按时记录停机记录表。20.滑停过程中严密监视下列参数，若参数达到限制值，立即停止降温，待各参数恢复正常后，方可继续降参数：（1）高中压缸胀差不超过-5.3～10.3mm，低压缸胀差＜14mm。（2）轴向位移不超过-1.05～0.6mm。（3）过热、再热汽温降温速度：＜1℃/min。（4）过热、再热汽压降压速度：＜0.1MPa/min。（5）负荷下降速度：＜9MW/min。（6）汽缸金属温降率：≤1℃/min。（

5、7）汽温每下降≤30℃左右时，应稳定30min后再降温。（8）过热、再热蒸汽过热度＞56℃，高压缸排汽温度过热度＞20℃。（9）上、下缸温差＜35℃。（10）机组各轴承振动＜125um、支持轴承温度＜105℃、推力轴承温度＜100℃。（11）主、再热汽温差、主汽门内外壁温差、调门内外壁温差、中压进汽室及调节级内外壁温差在规程附录曲线允许范围内。（12）左右两侧缸胀下降速度一致,且缸胀曲线平滑无突变。（13）低压缸排汽温度＜60℃。（14）调整好燃烧和减温水，保证蒸汽温度、压力变化率在规定范围，若主、再热汽温在10min内突降5

6、0℃，立即打闸停机。（15）调节级后汽温不低于高压内缸内壁金属温度30℃。21.机组负荷从600MW至510MW之间，采用定压运行方式。22.负荷降至550MW，将主、再热蒸汽温度降至510℃。23.负荷由550MW降至500MW，同时主、再热蒸汽温度以＜1℃/min的速度由510℃降至480℃，稳定运行30min。24.按滑压运行方式降负荷至400MW，手动减煤，逐渐开启调门，直至调门全开，逐渐以0.05～0.1MPa/min的速度降主汽压力，检查汽轮机各运行参数无异常。25.将主、再热蒸汽温度降至460℃时，开始执行十八烷

7、胺停炉保养规定，具体要求如下：（1）保养范围为：给水管道—高压加热器—省煤器—锅炉本体（包括：水冷壁、过热器、再热器）—汽机本体（高、中、低压缸）—凝汽器—低压加热器—除氧器，以及所有汽水管道（包括各种疏水管道）。（2）停运保养前的准备工作a)机组开始滑停时，将凝结水精处理旁路门打开，覆盖过滤器下线。b)通知热工停运在线仪表。c)停运给水加氨泵。d)保持参数稳定，开始执行十八烷胺加药操作。（3）十八烷胺加药操作步骤加药前，先将加药高压软管接至给水加氨泵的接口管道上，检查加药车的电源已接好，向车内开始注入1/2除盐水，检查搅拌器

8、和加药泵正常，开始向加药车内加入除盐水和十八烷胺。加药量为400kg，加药时间控制在1小时。加药后循环2小时左右，期间主汽温度要控制在400-460℃，以保证形成良好的保护膜。（4）十八烷胺加药过程的化学监督自加药开始每隔10min人工化验给水、炉水、过热蒸汽、凝结水的PH、