滑参数停机操作指南
1.1 滑停过程中有关参数的控制
1）主、再热蒸汽降温速度：≤0.5～1℃/min。
2）汽缸金属的温降率： 0.5～1℃/min。
3）主、再热蒸汽过热度：不少于50℃。
4）先降汽压、再降汽温，分段交替下滑。
5）在整个滑停过程中要严密监视汽轮机胀差、轴位移、上下缸的温差、各轴振动及轴瓦温度在规程规定的范围内，否则应打闸停机。
限制项目单位运行极限值报警遮断
振动全幅值
轴上μm ＜125 ≥125 ≥250 GENE盖＜50 ≥50 ≥80
胀差转子/汽缸胀差高中压mm ＜+10.3和＜-5.3 ≥+10.3和≤-5.3 ≥11.6和≤-6.6 低压mm ＜+19.8和＜-4.6 ≥+19.8和≤-4.6 ≥+30和≤-8.0
轴承推力轴承
金属磨耗mm ＜+0.6 ≥+0.6 ≥+0.8
金属温度℃＜85 ≥85 ≥110
回油温度℃＜75 ≥75 —
支持轴承
#1～2金属温度℃≤115 ≥115 ≥121
#3～6金属温度℃＜107～110 ≥110 ≥121
#7～8金属温度℃≥105 回油温度℃＜75 ≥75 —
位移轴向位移mm ＜+0.6和＜-1.05 ≥+0.6和≥-1.05 ≥+1.2和≥-1.65 1.2 机组滑停的准备工作
1）根据停机计划，在最后一次上煤时调配好各个煤斗的煤量，降低C/D/E三台磨煤机的仓位，以便将各个煤斗的存煤在汽机停止时清空。下层两台磨煤机上好煤，以保证低负荷时燃烧
稳定。
2）做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备。
3）停机前分别进行汽轮机辅助油泵（TOP）、启动油泵（MSP）、直流事故油泵（EOP）、直流事故密封油泵、顶轴油泵的启动试验及主机盘车电机空转试运，检查其正常并备用良好。若
试转不合格非故障停机条件下应暂缓停机，待缺陷消除后再停机。
4）准备好机组停运操作票。
5）检查燃油系统运行正常，试投所有点火油枪，发现缺陷及时通知检修处理。
6）停炉前对锅炉全面吹灰一次，保持空预器的吹灰器运行，直到锅炉熄火。
7）全面记录一次蒸汽及金属壁温，然后从减负荷开始，在减负荷过程中每小时记录一次金属壁温。
8）过热器减温水管道切换至给水操作台前，切换前应充分暖管。
1.3 滑参数停机前减负荷操作
1）接到值长停机命令后，加大上层两台磨煤机煤量，定时向燃料值班员询问仓位情况，以便尽快烧空上层磨。
2）用滑压运行方式按正常操作减负荷至300MW时，检查主汽压力13.0MPa，温度566℃；再热汽温566℃，如上层磨煤机烧空仓时间较长，提前以0.6℃/min的速度降低主、再热汽温
度。
1.4 在上层两台磨煤机煤仓烧空后，开始第一阶段滑停操作
1）目标负荷：250MW，速率2MW/min。
2）目标压力：12.5MPa，速率0.1MPa/min。
3）主蒸汽目标温度：540℃，速率1℃/min。
4）再热汽目标温度：520℃，速率1℃/min。
5）视燃烧状况可投入油枪助燃，油枪投入后，停止电除尘器3、4电场运行。
6）约25分钟后负荷降到250MW，保持负荷、主汽压力不变稳定30分钟，主、再热汽温继续以原速率下滑520/500℃。
7）检查主机振动、胀差、缸胀、振动、调节级金属温度、中压缸进汽口温度、上下缸温差、主再汽温差等参数在规定范围内。
1.5 机组在250MW稳定30min，开始第二阶段滑停操作
1）目标负荷：200MW，速率2MW/min。
2）目标压力：10.37MPa，速率0.1MPa/min。
3）主蒸汽目标温度：480℃，速率1℃/min。
4）再热汽目标温度：460℃，速率1℃/min。
5）负荷减至220MW稳定后将10kV厂用电由厂高变带切换至启备变带。
6）负荷降到200MW、主汽压力10.37 MPa时，保持负荷、主汽压力不变稳定30分钟，主、再热汽温继续以原速率下滑。
7）检查主机振动、胀差、缸胀、振动、调节级金属温度、中压缸进汽口温度、上下缸温差、主再汽温差等参数在规定范围内。
1.6 机组在200MW稳定30min，开始第三阶段滑停操作`
1）目标负荷：150MW，速率0.95MW/min。
2）目标压力：8.73 MPa，速率0.03 MPa/min。
3）主蒸汽目标温度：465℃，速率1℃/min。
4）再热汽目标温度：430℃，速率1℃/min。
5）负荷到192 MW（30％），检查低压段气动疏水阀自动开启。
6）将锅炉给水管道由主给水管道切换至给水旁路，切换过程中注意维持给水流量稳定。
7）负荷降至180MW时，联系化学将炉内水处理切换至AVT（加氨、联氨）方式运行。
8）当锅炉由干态转为湿态运行后，控制分离器出口压力不大于12MPa，检查361阀在自动，开启排水至排汽装置的电动门。
9）负荷150～160MW，除氧器汽源倒至辅汽联箱。
10）将机组辅汽切为由相邻机组辅汽联箱供汽或二期辅汽联箱供汽，并且确认辅汽系统运行正常，本机冷再至机组辅汽压力调节阀关闭。
11）根据需要启动30％容量电动给水泵，退出第二台50％容量电动给水泵。
12）主汽压力降至8.73MPa，机组转入定压运行，通过控制高压调门开度控制主汽压力。
13）当主汽压力降至8.73MPa时，首先应关闭361阀暧管管路，当储水箱中水位达到2350mm 时，检查启动循环泵自启动正常，或手动启动启动循环泵；其过冷水调节阀、再循环电动
门联锁动作正常。
14）启动循环泵启动后，出口调节门手开5%，随后逐渐缓慢开启，直到省煤器入口流量大于35%BMCR后，将启动循环泵出口调节门投自动。
15）加强对高、低压加热器水位的控制。
16）54分钟后，负荷降到150MW、主汽压力8.73MPa时，保持负荷、主汽压力、主再热汽温度不变稳定30分钟。保持负荷、主汽压力不变，主再热汽温度在42分钟内以0.6℃/min的
速率下滑至450/404.8℃后保持稳定48分钟。
17）检查主机振动、胀差、缸胀、振动、调节级金属温度、中压缸进汽口温度、上下缸温差、主再汽温差等参数在规定范围内。
1.7 负荷机组在150MW稳定120min，开始第四阶段滑停操作
1）目标负荷：100MW，速率2MW/min。
2）目标压力：8.73 MPa，速率0.03 MPa/min。
3）主蒸汽目标温度：430℃，速率1℃/min。
4）再热蒸汽目标温度：380℃，速率0.6℃/min
5）高压旁路、低压旁路系统投入，压力人为设定。
6）23分钟后待机组负荷降至100MW，保持负荷稳定30min，主再热汽温度在42分钟内以0.6℃/min的速率下滑至430/380℃。
7）根据缸温、胀差变化及锅炉调整情况，决定是否继续降低主再热汽温至370/330℃，再热汽温降至350℃时，打开管道、导管、汽缸本体疏水门；
8）30分钟后待机组负荷降至60MW。
9）汽缸金属温度、内外缸温差、胀差稳定后手动停炉联跳机组保护动作，滑停结束，完成停机后有关操作。
1.8 锅炉熄火后的操作
1）锅炉熄火后再热汽压力低至0.2MPa后关闭低压旁路。如高旁不严，再热汽压力上升，开启炉侧有关疏水、排空泄压。
2）关闭主再热汽管道至排汽装置有关疏水。
3）轴封停运后关闭辅汽联箱供轴封隔离门。
4）除氧器加热停运后关闭辅汽联箱供除氧器隔离门并手动摇紧。
1.9 机组滑停注意事项
1）滑停过程中，要分几个阶段把负荷、压力、温度滑下来，在每个阶段要有足够的停留时间，保证各参数在允许范围内变化。
2）严密监视调节级金属温降小于1℃/ min。
3）滑停过程中，主蒸汽、再热蒸汽温差≯42℃，降温过程中再热汽温应尽量跟上主蒸汽温度。
4）滑停过程中，严防发生汽轮机水击，主蒸汽过热度控制在80℃，不能低于56℃。严密注意汽温、汽缸壁温的下降速度，汽温在10分钟内急剧下降50℃，打闸停机。
5）滑停过程中，不准进行汽轮机的注油试验或其它影响高、中压自动主汽门，调速汽门开度的试验。
6）应及时通知化学加强对凝结水质的监督和分析。
7）在降温降压的过程中，应特别监视高、中压转子有效温度，应力趋势、中压缸第一级温度变化情况。
8）监视和分析主汽门腔室、高、中压缸温及TSI所显示的汽机各点金属温度下降率应正常。
9）在整个滑参数停机过程中，汽机缸温不应出现回升现象。
10）在滑停过程中应密切监视汽机差胀、位移、振动、汽缸上下缸温差。
11）在滑停过程中锅炉加强燃烧、主再汽温调整，严防减温水使用过量，避免汽温突降或突升和大幅度波动。
12）滑停过程中在煤油混烧阶段加强空预器吹灰工作。
13）滑停过程中根据磨煤机煤量及时投入油枪，投油时应相应降低煤量。
14）滑停过程中旁路处于热备用状态，注意监视高低旁后压力、温度变化，必要时投入旁路运行。
15）滑停过程中轴封汽源和辅汽切换要缓慢，避免因切换汽源导致汽轮机进水事故发生。
16）在滑停过程中，当发现汽轮机缸温、轴瓦温度、胀差、振动达到紧急停机条件立即打闸停机。
17）抄录滑停的全部运行数据，并进行分析和比较。
1.10 滑参数停机过程控制要点
1）机组低负荷时，维持一定的减温水量。在机组负荷降到180MW前，进行给水管道切换，将过热器减温水切换到给水操作台前管道，以保证足够的减温水量，便于汽温控制。
2）滑停过程中确保高低压加热器随机滑停。本汽轮机汽缸本体没有专门设置疏水口，机组滑停过程巾确保高低压加热器随机滑停，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。因此，高低压加热器随机滑停中，当3号高加压力低于除氧器压力
0.2MPa时将疏水切至排汽装置，调整3号高加水位正常后投入自动。
3）锅炉干态转湿态操作过程：机组负荷160 MW左右时，开大汽机高压调门，降低主汽压力至
10.37 MPa，汽水分离器出口压力和主汽压力缓慢降低，当汽水分离器出口压力降至12 MPa
后开启36l 阀，锅炉干态转湿态完成后注意汽压调整，防止汽压波动关闭36l 阀，导致过
热器进水。
4）机炉协调各参数变化率控制
(1) 电负荷下降率：3 MW/min
(2) 主汽压力变化率：0.2 MPa/min；
(3)主汽温、再热汽温变化率： 0.6～ 1.0℃/min；
(4) 汽轮机首级温度变化率：0．7～1．2℃/min。
1.11 滑参数停机过程中存在的风险和控制手段分析
1）预防主汽温度突降导致滑停失败
机组在降参数过程中由于直流锅炉煤水比例的对应关系不再呈现，调整中很容易出现汽温大幅度上下波动，尤其是在锅炉蒸汽由干态转湿态过程中，锅炉热负荷的调整和汽机调门的关系理不顺，造成主汽温度下滑。
(1) 滑停过程严密监视主汽温、再热汽温、主汽压力、再热汽压力、高排压力的变化，保持主汽
应有≥50℃、高排应有≥20℃的过热度。
(2) 滑停过程锅炉参数的调整应密切依据汽轮机的运行参数进行，避免出现参数过调现象。
(3) 在干态转湿态过程中，一定要专人注意汽温的变化并及时调整，防止汽压波动下关闭36l 阀，
导致过热器进水。
(4) 在通过减温水对汽温降温的过程中，减温水用量一定要平稳，严禁大幅度开关减温水阀门，
避免汽温大幅度波动。
(5) 滑停控制温降速度≤0.6℃/min，汽机开调门控制降压速度O.2MPa/min。
(6) 根据滑停参数控制好锅炉的煤水比，保证汽温均匀下降，严禁汽温反弹，为此要保证燃料量
均匀减少。
(7) 滑停过程中在停磨时要保持锅炉热负荷的稳定，负荷低于300MW时投入油助燃。
(8) 滑停至低负荷阶段，注意控制给水流量，避免给水泵切换过程中再循环门的开关导致给水流
量大幅变化。
( 9) 滑停过程中，主汽、再热汽温10min内急剧下降50℃应打闸停机。
2）防止锅炉燃烧不稳、炉膛灭火导致恶性事故
(1) 在滑停前应联系热工检查炉膛压力保护投入正常，校对炉膛负压、二次风压表正常，检查火
焰电视投入良好。
(2) 在原煤斗走空过程中，加强与燃料运行人员的联系，以保证锅炉热负荷的稳定。
(3) 加强监视炉膛火焰的燃烧情况，根据燃烧情况及时调整风量。
(4) 如因燃烧不稳造成锅炉灭火，必须立即停炉，防止灭火放炮。
3）防止除氧器压力不稳造成给水泵跳闸
(1) 机组滑停前核对除氧器压力、水位调节器运行正常，特别是除氧器进汽凋整门动作良好。
(2) 除氧器降压速度控制在0.01MPa／min，压力每降低0.05 MPa，稳定10min。
(3)滑停过程中加强辅汽的监视，协调邻机厂用汽的调整，防止汽压波动和汽温下降。
(4) 除氧器水位要控制平稳，不要突然大量增加或减少上水量，保持水位的稳定，防止除氧器超压和汽化。
4）防止高中压缸相对膨胀负胀差过大
(1)严格控制降温速度不大于0.6℃／min。
(2) 滑停过程中要注意高中压胀差的变化，及时调整，控制降负荷、降温速度，负胀差增长较快时要停止降参数，稳定后再继续滑停。
(3) 轴封的备用汽源充分暖管备用。
5）高中压缸温差的控制
(1) 滑停过程控制主汽、再热汽左右侧偏差不超过10℃。
(2) 汽缸、主汽门、调速汽门、导汽管的金属冷却速度控制在0.5℃／mi n，最快冷却速度控制在1.0℃／min以下。
(3) 高中压缸温每30min记录1次，发现温度下降趋势异常增大应立即检查处理。
(4) 滑停各阶段的控制要在汽机各处的金属温度、差胀、上下温差稳定的前提下进行，并密切注意缸温的变化趋势。
6）机组振动的控制
(1) 控制主、再热汽温的变化，避免蒸汽带水造成水冲击导致振动。
(2) 滑停过程控制主机润滑油温在40～45℃。
(3) 滑停过程各瓦轴振增大到150mm，或瓦振增大到40mm时必须立即停止降温，稳定蒸汽参数，现场检查汽轮机，观察变化趋势，并加强监视机组运行状况，轴振增加到250mm或轴承振动达100mm，应立即打闸停机。
7）加强各容器水位控制，避免水位保护动作
(1) 滑停过程中加强监视高低压加热器、排汽装置水位的变化，及时调节各容器水位正常。
(2) 滑停前核对疏水调节门应投人自动并检查跟踪良好。
赵楼电厂12月15日#1机组滑参数停机总结 一、概述 大容量高参数机组滑参数停机的主要目的是：通过停机过程全开高、中压调门，逐步降低锅炉出口主蒸汽温度、再热蒸汽温度，从而逐渐降低汽轮机高、中压缸进汽温度，使高、中压缸温度，也就是高、中压转子温度快速均匀降低到一个较低的数值，再解列发电机停机。为汽轮机尽快达到停盘车要求创造必要的条件，使汽轮机尽早开始检修工作，从而缩短机组检修时间。因此，汽轮机脱扣时高、中压转子探针温度的最终值将直接影响日后汽轮机盘车运行的时间。在此过程中既要达到快速降温的目的，又要控制好降温速率符合规定(1.5℃/分)并注意主蒸汽、再热汽有足够的过热度，避免汽轮机进冷水冷汽，同时又要控制汽轮机热应力不超限。 （一）、参数停机的优点： 1、可以充分利用锅炉的部分余热多发电，节约能源。 2、可利用温度逐渐降低的蒸汽使汽轮机壁厚部件(主要是高中压转子)得到比较均匀和较快的冷却。 3、对于待检修的汽轮机，采用滑参数停机可缩短停机到开缸检修的时间，使检修时间提前。 （二）、滑参数停机必须坚持两个基本原则： 1、锅炉出口主蒸汽温度和再热蒸汽温度必须保证50℃以上的过热度，一般100℃为宜，防止汽机进冷水、冷汽。 2、严密监视汽机热应力值及其变化趋势，防止热应力超限。控制主蒸汽温度和再热蒸汽温度的温降率为1℃/min，高、中压转子热应力≯60%。 二、滑参数停机过程：
赵楼电厂#1机组自12月15日09点15分开始滑停，至12月15日17:15分打闸停机解列，历时8个多小时，期间完成了#1机抽汽逆止门活动试验、汽轮机ETS通道试验、锅炉MFT、BT试验。实现了滑停的既定目标，将4个煤前仓基本烧空，调节级金属温度滑至370度,为尽早停运盘车及油系统进行检修赢得了时间，同时也为今后机组滑停积累了经验。现将停机过程总结如下：（一）、滑停前措施的制定和学习： 滑停前发电车间组织专业人员编写了《#1机滑参数停机的技术措施》，使运行值班员的操作更有目的性和指导性，大家清楚的认识到滑停是分阶段进行的，每减负荷至一定数值后，先保持汽压不变，降低汽温；滑停过程中保持蒸汽过热度大于100℃，最低不小于56℃，保证高压缸排汽温度高于对应压力下饱和温度20℃。当汽缸金属温度下降趋于缓慢时，再降低主汽压力，负荷随之下降；当负荷降至另一预定数值时停留一段时间，保持汽压不变，继续降汽温达到上述温度变化要求后，再降压减负荷。 （二）、充分有序的停机前准备工作： 1、停机前确认开启汽机本体所有疏水手动门，由于机组正常运行中个别疏水门存在内漏，手动门在关闭状态，我们为了确保不遗漏一个疏水手动门，专门打了操作票和系统图确认高、中压缸疏水阀及管道疏水阀手动门等在开启状态。 2、为了防止机组滑停过程中炉膛燃烧不稳影响滑停质量，派专人检查炉前燃油系统，确保处于热备用状态。 3、滑停机前通知化学值班员，调整炉水PH值9.4-10.0，开启除氧器连续排汽手动门，开启高加连续排汽手动门。 4、准备好通讯工具。 5、主蒸汽至轴封暖管。
机侧注意事项： 1 滑参数停机是为了使停机后的汽缸金属温度降到较低的温度水平，一般用于小修、大修等计划停机。 2 该方式汽机跟随锅炉按滑压曲线滑压减负荷，同时调门逐渐开 启。 3 在减负荷过程中，应密切监视高压内缸调节级后金属温度和 中压缸进汽区金属温度变化梯度。 4 按滑参数停机曲线降温、降压、减负荷应满足下列要求：4.1 主、再热蒸汽温度下降速度：小于1℃/min； 4.2 主、再热蒸汽降压速度：小于0.098MPa/min； 4.3 主、再热蒸汽过热度：大于50℃；高压缸排汽有一定过热度。 4.4 滑停过程中，主、再热蒸汽温度若10分钟内下降50℃，应立 即停机 4.5 降负荷速度1MW/min； 4.6 汽缸金属温度下降速度不超过1℃/min； 4.7 在主蒸汽温度下降30℃左右时，应稳定5～10分钟后降温，以 控制主蒸汽与再热蒸的温度差在规定范围内，并保证汽轮 机的热膨胀和胀差均匀收缩下降； 4.8 当调节级后蒸汽温度降到低于高压内缸调节级处法兰内壁金属 温度30℃时应暂停降温，并延长暖机时间； 4.9 减负荷过程中应注意高、中压缸胀差的变化，当胀差达到-1mm 时应停止减负荷，若负胀差继续增大，采取措施无效而影
响机组安全时，应快速减负荷到零；减负荷过程中应根据 运行情况及时投入旁路系统，并注意低压缸喷水投入。炉侧注意事项： 1）负荷降到40%以下，将自动给水改为人工给水； 2）锅炉减负荷变化率应控制在≤1%/min，饱和蒸汽降温速度≤1℃/min，降压速度≤0.098MPa/min，汽包上任意两热电偶间的温度差≤32℃，负荷降到30%时，负荷变化率≤0.5%/min，主蒸汽降温速度≤1～2℃/min，降压速度≤0.098MPa/min； 3）当负荷减少，根据燃烧情况，及时投入油燃烧器或等离子点火装置； 4）当负荷降到零时，停止供燃料，熄火后，保持总风量30～40%进行5～10分钟炉膛吹扫，排除炉膛及烟道内可能残留的可燃物，然后送、吸风机，同时对油枪喷头用蒸汽吹扫。 5）熄火后，维持空气预热器继续运转，直至进口烟道气流温度降至150℃以下时，方可停运预热器； 6）熄火后，当汽包压力降至0.172MPa(表压)时，开启再热器疏水阀和对空排汽阀，若炉内温度较高，压力有上升趋势时，可开启旁路及疏水阀。 7）熄火后，保持汽包水位，水位低时应进行补水，严禁为了加速冷却汽包金属壁温而采取边排水边补水的做法。 8）熄火后，关闭排污门，取样门，加药门。 9）熄火后，应密切注意排烟温度的变化，防止发生尾部再燃。
600MW超超临界汽轮机介绍第一部分 两缸两排汽 600MW超超临界汽轮机介绍 0 前言 近几年来我国电力事业飞速发展，大容量机组的装机数量逐年上升，同时随着国家对环保事业的日益重视及电厂高效率的要求，机组的初参数已从亚临界向超临界甚至超超临界快速发展。根据我国电力市场的发展趋势，25MPa/600℃/600℃两缸两排汽 600MW 超超临界汽轮发电机组将依据其环保、高效、布局紧凑及利于维护等特点占据相当一部分市场份额，下面对哈汽、三菱公司联合制造生产的25MPa/600℃/600℃两缸两排汽600MW超超临界汽轮机做一个详细的介绍。 1 概述 哈汽、三菱公司联合制造生产的600MW超超临界汽轮机为单轴、两缸、两排汽、一次中间再热、凝汽式机组。高中压汽轮机采用合缸结构，低压汽轮机采用一个48英寸末级叶片的双分流低压缸，这种设计降低了汽轮机总长度，紧缩电厂布局。机组的通流及排汽部分采用三维设计优化，具有高的运行效率。机组的组成模块经历了大量的实验研究，并有成熟的运行经验，机组运行高度可靠。 机组设计有两个主汽调节联合阀，分别布置在机组的两侧。阀门通过挠性导汽管与高中压缸连接，这种结构使高温部件与高中压缸隔离，大大地降低了汽缸内的温度梯度，可有效防止启动过程缸体产生裂纹。主汽阀、调节阀为联合阀结构，每个阀门由一个水平布置的主汽阀和两个垂直布置的调节阀组成。这种布置减小了所需的整体空间，将所有的运行部件布置在汽轮机运行层以上，便于维修。调节阀为柱塞阀，出口为扩散式。来自调节阀的蒸汽通过四个导汽管（两个在上半，两个在下半）进入高中压缸中部，然后进入四个喷嘴室。导汽管通过挠性进汽套筒与喷嘴室连接。 进入喷嘴室的蒸汽流过冲动式调节级，然后流过反动式高压压力级，做功后通过外缸下半的排汽口进入再热器。 再热后的蒸汽通过布置在汽缸前端两侧的两个再热主汽阀和四个中压调节阀返回
一、机组滑参数停运的操作要求：（以供参考，根据当天停机安排做适当停止并以滑参数停机操作卡进行操作。） 1、本次停运要求将＃1炉原煤斗烧空。 2、值长做好和省调度员联系，确定准确的停运时间，最少提前10小时安排机组的负荷曲线，估算停机前需要消耗的燃料量（按当前机组的负荷和燃料量及对照表估算煤斗存煤确定补仓量），如果根据机组负荷曲线、磨煤机的带负荷能力允许，C、F原煤斗保证停机前尽量烧空，其余原煤斗原则上按照E、B、D、A顺序烧空仓。 3、通知燃料按此停磨顺序控制上煤时间和上煤量。 具体操作要求： 1、停炉前4小时，400MW负荷以上进行炉膛、受热面和空预器全面蒸汽吹灰，试投等离子。 2、机组降负荷过程中先停止上层制粉系统运行，防止下层磨先停运，特别A磨先停运。 3、提高下层D、A磨出力，保持燃烧稳定，继续降负荷停止E制粉系统运行，根据情况投入等离子，将机组负荷降至180MW，在降负荷过程中，继续以不大于2℃/min的速度，降低主蒸汽温度至465℃（操作卡350-320℃），缸温滑至410℃左右。 4、负荷降至180MW后，注意控制给水流量，及燃料量，以防主汽温大幅回升，锅炉转湿态后注意炉水泵的调节。 5、由于机组降负荷初期需通过增加减温水量的方式达到降低主、再热蒸汽温度的目的。因此在降温过程中，应控制机组减负荷速率和主、再热蒸汽温度降温速率不宜过快，控制主汽压与温度匹配，其中控制减温水流量的尤为重要，否则将使汽机高、中压转子产生较大应力。 6、机组负荷从300MW到发电机解列是非常关键的阶段，这个阶段的操作重点主要是蒸汽温度和高中压转子应力的控制。其一：如果此阶段温度控制得较高，高、中压缸温度维持较高的温度，将达不到机组降温要求的；其二：如果蒸汽温度控制的较低，机组细小的工况扰动都可能使主、再热蒸汽的过热度得不到保障，给机组安全运行带来不利影响；其三：由于此阶段的运行操作较多，如停运磨煤机、电泵与汽泵的切换，如果控制不好，很容易引起机组运行工况的波动，使主、再热蒸汽温度过热度难以得到充分保障；为了使高、中压转子应力在降温过程中不至于增加过大，需适当延长机组低负荷（180-300MW之间）运行的时间，使高、中压转子应力平稳降低，为机组进一步降温打下基础。在低负荷运行期间，应尽量避免同时进行两个及以上的相关联的操作（如减负荷与给水泵切换、减负荷与高加停运同时进行等），以免机组运行工况出现较大幅度的波动。 7、机组滑停过程中严密监视汽轮机上、下缸温差，不得超过汽轮机的允许报警值，否则要停止降负荷、降温、降压；汽轮机上、下缸温差及各抽汽管道上下对点金属温差应小于40℃。 8、机组滑参数停止和正常停止的准备工作、操作相同；参照机组冷态启动曲线参数来控制主蒸汽、再热蒸汽的降温速度和降压速度。机组主要参数变化率控制如下：负荷下降率＜2-3％额定负荷主汽压力＜0.05-0.1MPa/min主、再热汽温度下降率＜83℃/h调节级蒸汽温度变化率＜100℃/h，严密监视调节级金属温降不得大于165℃/h。 9、控制汽温与汽压匹配，按照先降汽压后降汽温的原则进行控制，主汽过热度应控制在80℃以上。控制蒸汽温度的标准为调节级蒸汽温度略低于调节级金属温度20-40℃。 10、严密监视轴承回油温度、汽轮机振动、轴向位移应正常，严格监视高、中压的胀差变化，当高、中压胀差正值过小时应减缓机组温降速度，适当延长低负荷运行时间。
Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 汽轮机滑参数停机安全技术措施 (新版)
汽轮机滑参数停机安全技术措施(新版)导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。 1.机组停机前要求所有煤斗全上大矿煤。 2.机组停机前对锅炉进行一次全面吹灰，启动试验排污降温池排水泵，发现异常及时通知点检人员处理或者采取临时措施增加潜水泵。 3.机组准备停运前将锅炉油枪及等离子全部试验一次，并将缺陷通知设备部相关专业人员。 4.将仪用空压机冷却水倒至临机接带，并将仪用空压机冷却水供、回水门关闭停电上锁并挂禁止操作有人工作标示牌。 5.锅炉降负荷停运制粉系统时，将A、B、C、D、E、F磨煤机的原煤斗、给煤机及磨煤机烧空并吹扫干净。停炉过程中注意调整好汽包水位，防止因水位保护动作锅炉灭火。 6.空试盘车电机。 7.试验TOP、EOP、MSP、两台JOP。 8.将辅汽汽源切换至邻机供。 9.检查辅汽供轴封汽源正常投入。
10.辅汽至除氧器供汽管道充分疏水暖管，投热备用。 11.接到值长滑停命令，机组负荷降至550～500MW时，机组由顺序阀运行方式切换至单阀运行方式。 12.整个滑停过程中，要求按时记录停机记录表，汽机负荷低于90MW，检查开启主再热疏水及抽汽管路疏水。检查低压缸减温水应投入，否则手动开启，保证排汽缸温度在正常范围。 13.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）高中压缸胀差小于-4mm。 2）轴向位移-1.05～0.6mm 3）上、下缸温差小于35℃ 4）机组各轴承振动、轴承温度的变化。 5）主、再热蒸汽温差、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。 6)左右两侧缸胀下降速度一致,且缸胀曲线平滑无突变。 7)低压缸排汽温度小于52℃。 8）维持主、再热蒸汽过热度不小于100℃，高压缸排汽温度过热度不小于10℃。
滑参数停机注意事项 1、滑参数停机前的准备工作 1）接到值长停机命令后，做好停机前准备工作。 2）对机组设备进行全面检查，记录并核定设备缺陷。 3）准备好停机记录本、操作票以及停机用的工具。 4）试转交、直流润滑油泵、顶轴油泵正常，油泵联动投入。 5）试转盘车电机正常，准备好盘车操作工具。 6）检查电泵辅助油泵运行正常，泵组备用正常。 7）轴封汽源、除氧器备用汽源处于热备用。 8）确认MSV、RSV、CV、ICV活动试验正常、各抽汽逆止门、供热快关阀活动试验正常，无卡涩现象。 9）本机组所带的公用系统提前转至临机或其他的系统供。 10）检查各控制装置均在自动位置并工作正常，DEH切至单阀控制，用操作员自动方式停机。 2、滑参数停机的参数控制指标 1）主、再热汽温平均温降率小于1℃/min，并具有80℃以上的过热度。 2）主、再热汽压下降速度小于0.098MPa/min。 3）汽缸金属温降速度不超过1℃/min。 4）主、再热蒸汽过热度：大于80℃。 3、滑参数停机步骤： 1）得值长令，机组开始减负荷，逐渐全开大机调门。 2）滑参数停机过程采用先降主蒸汽压力，后降主蒸汽温度的方式连续进行，降温降压过程中控制主蒸汽过热度始终在80℃以上。 3）在主蒸汽温度下降30℃左右时应稳定5～10min后再降温，目的是控制主蒸汽与再热蒸汽的温差，以及汽轮机的热膨胀和胀差。 4）当调节级后蒸汽温度降到低于高压内缸调节级处法兰内壁金属温度30℃时应暂停降温，待调节级处法兰内壁金属温度与调节级后蒸汽温度基本一致后再进行降温操 作，保证滑停过程中的汽缸缓慢冷却。
5）负荷低于160MW时，注意轴封汽源切换正常。 6）负荷降至150MW，根据情况，汽机切除遥控方式，启动电泵，退出一台汽泵运行。7）负荷120MW，保留一台循泵运行。 8）负荷90MW，逐渐将给水切至电泵带，切换厂用电，检查低压部分疏水自动开启。9）负荷60MW，退出第二台汽泵运行，主汽压力5.0MPa，主汽温度360℃，中压部分疏水自动开启；开启辅汽至除氧器电动门及调节门，关闭四抽至除氧器电动门。10）负荷至50MW时，开启凝结水再循环门。 11）根据情况投入低压缸喷水。 12）负荷30MW，高压部分疏水自动开启。 13）当主汽压力降到4.9～5.88MPa，汽温降至330℃～360℃时，应在定压下降负荷至15MW。 14）启动主机交流润滑油泵，检查润滑油压正常。 15）检查机组无异常后打闸停机。发电机解列，检查MSV、RSV、CV、ICV、IECV、LCV、抽汽快关阀、抽汽电动门、气动逆止门关闭，VV阀开启正常，转速下降，记录惰走时间（本机组惰走时间在全真空下应为大约50分钟左右）。 16）打闸后开启加热器汽侧疏水阀门，排尽加热器内的疏水。检查汽缸本体、各抽汽管道疏水阀门开启，排尽抽汽管道内疏水。 17）转速1200rpm时，检查顶轴油泵联启正常。 18）转速到零，投入盘车装置。计算惰走时间并与上次停机惰走时间进行比对。 19）记录转子偏心值、盘车电流、缸温、缸胀等表计，做好停机后参数的记录工作。20）关闭主、再热蒸汽管道排向凝汽器的疏水，关闭辅汽管道、抽汽管道等排向凝汽器的疏水。 21）停运真空泵，降低机组真空。真空至0，停止轴封供汽及轴加风机，关闭轴封减温水手动门。 22）真空到零后，全面检查汽轮机本体及各相连管道疏水。做好全关疏水闷缸的措施。 开始闷缸后应注意观察汽缸温度的变化情况，发现缸温差异常变化时应谨慎进行疏水操作。防止在闷缸期间操作疏水阀门造成汽缸温差的进一步增大。 23）闷缸过程中注意对盘车装置的定期检查。 24）汽缸调节级上壁金属温度小于150℃时，可以停止盘车、顶轴油泵。
#5、6机组滑参数停机操作指南 1.1 滑停过程中有关参数的控制 1）主、再热蒸汽降温速度：≤0.5～1℃/min。 2）汽缸金属的温降率： 0.5～1℃/min。 3）主、再热蒸汽过热度：不少于50℃。 4）先降汽压、再降汽温，分段交替下滑。 5）在整个滑停过程中要严密监视汽轮机胀差、轴位移、上下缸的温差、各轴振动及轴瓦温度在规程规定的范围内，否则应打闸停机。 限制项目单位运行极限值报警遮断 振动全幅值 轴上μm ＜125 ≥125 ≥250 GENE盖＜50 ≥50 ≥80 胀差转子/汽缸胀差高中压mm ＜+10.3和＜-5.3 ≥+10.3和≤-5.3 ≥11.6和≤-6.6 低压mm ＜+19.8和＜-4.6 ≥+19.8和≤-4.6 ≥+30和≤-8.0 轴承推力轴承 金属磨耗mm ＜+0.6 ≥+0.6 ≥+0.8 金属温度℃＜85 ≥85 ≥110 回油温度℃＜75 ≥75 —支持轴承 #1～2金属温度℃≤115 ≥115 ≥121 #3～6金属温度℃＜107～110 ≥110 ≥121 #7～8金属温度℃≥105 回油温度℃＜75 ≥75 — 位移轴向位移mm ＜+0.6和＜-1.05 ≥+0.6和≥-1.05 ≥+1.2和≥-1.65 1.2 机组滑停的准备工作 1）根据停机计划，在最后一次上煤时调配好各个煤斗的煤量，降低C/D/E三台磨煤机的仓位，以便将各个煤斗的存煤在汽机停止时清空。下层两台磨煤机上好煤，以保证低负荷时燃烧 稳定。 2）做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备。 3）停机前分别进行汽轮机辅助油泵（TOP）、启动油泵（MSP）、直流事故油泵（EOP）、直流事故密封油泵、顶轴油泵的启动试验及主机盘车电机空转试运，检查其正常并备用良好。若 试转不合格非故障停机条件下应暂缓停机，待缺陷消除后再停机。 4）准备好机组停运操作票。 5）检查燃油系统运行正常，试投所有点火油枪，发现缺陷及时通知检修处理。 6）停炉前对锅炉全面吹灰一次，保持空预器的吹灰器运行，直到锅炉熄火。 7）全面记录一次蒸汽及金属壁温，然后从减负荷开始，在减负荷过程中每小时记录一次金属壁温。 8）过热器减温水管道切换至给水操作台前，切换前应充分暖管。 1.3 滑参数停机前减负荷操作 1）接到值长停机命令后，加大上层两台磨煤机煤量，定时向燃料值班员询问仓位情况，以便尽快烧空上层磨。 2）用滑压运行方式按正常操作减负荷至300MW时，检查主汽压力13.0MPa，温度566℃；再热
浅谈350MW机组深度滑参数停机运行控制 摘要：本文介绍了东方350MW亚临界机组通过采用分阶段参数控制方法，达到深度滑参数停机目的降低缸温，缩短缸温冷却时间，尽快达到检修条件，并对深 度滑参数停机评估，可供同类型机组参考。 关键词：350MW机组深度缸温滑参数控制 1 前言 乌兰察布市宏大实业有限公司2×350MW机组亚临界机组，锅炉设备由东方锅炉（集团）有限公司制造，锅炉型号DG1239/17.4-II23型，为亚临界、单汽包自然循环、一次中间再热、四角切圆燃烧、固态排渣、全钢架悬吊结构、紧身封闭型燃煤锅炉。汽轮机由东方汽轮机 （集团）有限责任公司制造，汽轮机型号CK350/316.5-16.7/0.4/538/538型，亚临界、一次中 间再热、高中压缸、单轴双缸双排汽、直接空冷抽汽式汽轮机。机组停机达到检修开工条件，缸体冷却占用时间较长，如何缩短汽轮机缸体冷却时间，尽快满足检修开工条件，一直是火 电厂研究的课题。实践证明，一次较为深度的滑停可以至少节省检修时间4-6天，采用深度 滑参数停机方法降低缸温，缩短检修停机时间，即可有效灵活把控检修工期安排，又可创造 巨大的经济利润。 2 深度滑停前的准备阶段 充分做好滑参数停机准备是顺利完成深度滑参数停机过程的重要环节，滑参数停机前需 要做到几个关键点：1、煤仓煤位把控。停止上煤，检修时间超过7天，接到停机命令后至 上而下采用倒三角燃煤法逐渐烧空原煤仓，这个工作需要跟输煤密切联系，精准把控煤仓煤 位和不同煤仓燃煤量，防止断煤发生影响滑停参数控制。2、滑停前试转、切换。对锅炉油 枪试投，在最低稳燃负荷以下，为防止炉膛灭火，需投运油枪稳燃，尤其对BC层油枪和微 油的试投正常。防止燃烧扰动引起滑停参数波动大，不能合理控制温度。对主机交流油泵、 直流油泵、顶轴油泵、盘车的试转正常。3、公用系统倒换。因采用30%电泵#1、#2机组公用，及时进行倒换停运机组并试运正常。供热、辅汽、冷却水等及时切换运行机组。4、停 机参数记录。对于深度滑参数停机，分析停机前后数据是很有必要的。尤其对主汽温度、再 热汽温度、上下缸体温度、主汽压力、缸温差、胀差以及蒸汽压力下对应饱和温度等参数的 变化分析。 3 滑停阶段 3.1 滑停参数控制 主再热蒸汽降温速率≤1℃/min。主再热汽压力≤0.098MPa/min。缸体金属降温率0.5- 1℃/min。降负荷速率＜3MW/min。主再热蒸汽过热度＞80℃，控制在100±10℃。调节级后 蒸汽温度不低于缸体金属温度30℃。上下缸温差＜50℃。 3.2 350MW-175MW阶段 根据停机时间，滑停过程时间控制在3小时，需要向调度申请解除AGC进行滑停。具体 步骤如下：1）解除AGC至CCS模式。2）压力控制方式选择滑压模式。3）目标负荷175MW。4）主蒸汽温度控制目标：520℃，再热汽温度控制目标：500℃，降温速率1℃/min。5）主 蒸汽压力控制目标：13.0MPa。6）根据煤仓煤位逐渐烧空E、D原煤仓，保留A、B、C磨倒 三角煤量运行。7）根据背压依次停运空冷风机。8）负荷到175MW，将顺序阀切至单阀运
总结 通则 1.系统注水、注油、充气前要关闭系统中全部的放水门，水排空门连续见水后关闭， 油系统排空气至油箱，充气结束后要排放死角的残气。 2.系统注水、注油、充气时要保持一定的合适的速率，不可太快，防止因流速过快造 成水锤现象，损坏管路。氢气系统置换氢气时一定要注意控制流速不能太快，防止因流速快造成局部过热，引起氢系统爆炸。CO2置换过程中要也要控制流量，太快容易造成管道过冷，发电机结露，造成接地。 3.热力系统管路投运前必须充分暖管：开启疏水器前后手动门和旁路疏水门（全开或 者开一半都可以），稍开管路的手动门2~3圈，如果管路振动剧烈可以适当开大（切记不可关小，因为关小后，供汽压力不足以使管道内疏水排出，汽水共存后，管道振动会加剧），带疏水门中无水排出且有大量蒸汽时，暖管合格（一般半小时即可，不推荐用测温的方法，因为打保温后测量不准确，更重要的是暖管过程中大量蒸汽排出容易造成烫伤）。 4.给水泵再循环是给水系统最大的排空，注水时要开启再循环门。 5.油系统启动前，必须保证油质合格。 6.系统注水前，必须保证其系统内相关设备的油系统已运行。 7.氢气系统中：保证油压>氢压（防止氢气外泄）>水压（防止水漏入发电机），油温 <氢温<水温（防止发电机内部结露）。 8.轴封系统：轴封系统压力不可太高，防止轴封漏气（各轴瓦处，用手感觉有湿热感， 说明存在漏气，可适当调低轴封压力，防止轴封压力过高，进入轴承润滑油中，影响油质，破坏油膜，出现轴系干摩擦）。轴封系统压力不可过低，防止高压侧蒸汽外漏，低压侧漏真空。 9.真空建立：先投入轴封系统，在启动真空泵抽真空，检查真空破坏门联关，注水密 封（禁止手动关闭真空破坏门，防止低压缸安全膜破裂）。 10.凝泵变频启动后，5分钟内一定要加频率至30Hz以上，防止因转速过低形成泵体内 部汽蚀。 11.主机油系统启动顺序：润滑油→密封油→顶轴油。油质合格且油温、油压满足条件， 允许投入盘车运行。密封油系统投入后允许进行气体置换。 12.EH油系统启动后，必须投入其再生装置，防止油质恶化。 13.电机启动前必须测量绝缘合格，且在台账中清楚记录。联锁保护试验、试转试验、 开关传动试验必须合格。 14.直流锅炉对水质要求严格，冲车前必须化验水质合格，不合格禁止冲车。 15.带压放水时，要先利用放水门或者疏水门进行泄压，待系统压力恢复至常压时，一 定要开启排空门，进行彻底放水，放油类似。 16.放水过程中必须保证锅炉处于闷炉状态（防止降温速度过快，造成启动分离器内外 壁温差扩大，热胀冷缩不均匀，产生不均匀的应力，造成损伤）。
600MW超临界机组试题 600MW超临界机组补充试题 一、填空题 1.小机盘车可分为手动和油涡轮两种；其中油涡轮盘车盘车时，可以将转子 盘车转速控制在80~120 转/分左右（高速），它是靠控制进入油涡轮的压力油量来实现盘车的启停和转速高低。 2.中速磨煤机防爆蒸汽分别从一次风室、机壳＿、分离器＿入磨，用于防止磨煤机启动 和停止过程中的爆炸。 3.磨煤机的变加载是接受给煤机的电流信号，控制比例溢流阀压力大小，变更蓄能器和 油缸的油压，来实现加载力的变化。 4.密封风用于磨煤机传动盘、拉杆关节轴承、磨辊。 5.冷一次风的用户有密封风机风源、给煤机密封风、磨一次冷风。 6.汽轮机密封油主油源是空侧密封油泵，第一备用油源（即主要备用油源）是汽机 主油泵。当主油源故障时，第一备用油源自动投入运行。第二备用油源由主油箱上备用交流电动密封油泵供给，当汽机转速小于2/3 额定转速或第一备用油源故障时，第二备用油源自动投入。第三备用油源是直流密封油泵提供的。 7.主油箱事故排油门应设 2 个钢质截止门，操作手轮上不允许加锁，并应挂有明 显的警告牌。 8.汽机房内着火时，当火势威胁至主油箱或油系统时，应立即破坏真空紧急停机， 并开启主油箱事故放油门，并控制放油速度应适当，以保证转子静止前润滑油不中断。 9.轴封溢流正常情况下溢流至#8低加，当#8低加停运时溢流至凝汽器。 10.除氧器滑压运行时可避免除氧器汽源的节流损失。 11.汽轮机正常运行中的配汽方式为喷嘴配汽。 12.汽轮机停运后，如果转子短时间无法转动，转子会向_下__弯曲，此时应将转子高点置 __最高位___，关闭__汽缸疏水__，保持__上下缸温差_，监视转子__挠度__，当确认转子正常后，再手动盘车180o。当盘车电机电流过大或转子盘不动时，不可__强行盘车___，更不可用吊车__强制盘车或_强行冲转。停盘车_8__小时后，方可停止润滑油系统。
哈汽300MW机组滑参数停机过程中上、下缸温差大原因分析及解决措施 摘要：本文详细介绍了某电厂哈汽300MW机组滑参数停机运行操作过程中上、下缸温差的控制方法。通过对滑停操作过程的分析，总结了运行操作方面的经验，提出了今后应注意的问题，为下一步的深度滑参数停机打下基础。 关键词：汽轮机；滑参数停机；高压加热器；差胀；上、下缸温差 0前言 一般而言，对于大功率机组滑参数停机过程中，应保证回热系统的全程投入，一方面可以保证较高的给水温度，减轻锅炉在滑停过程中燃烧调整的控制难度，另一方面由于抽汽的存在，汽轮机内疏水可以方便排出，利于控制汽轮机上、下缸温差，而通过本厂新#3、4机组高加投入滑参数停机过程及参数分析，发现这种方法并不适应于新#3、4机组，相反，对于新#3、4机组需在机组开始滑参数停机前高压加热器需全部退出运行，并待机组各参数趋于稳定，再进行降温降压滑参数停机，可有效的控制机组在滑停过程中上、下缸温差在标准范围内。 1机组简介 某电厂新#3、4机组是哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界、单轴、双缸、双排汽、中间再热凝汽式汽轮机，型号N300-16.7/538/538。 主要参数如下： 主汽门前压力： 16.67 MPa（a） 主汽门前温度： 538℃ 主汽门前流量： 893.7t/h 高压缸排汽压力： 3.607 MPa（a） 高压缸排汽温度： 316.9 ℃ 再热主汽门前压力： 3.247 MPa（a） 再热主汽门前温度： 538℃ 再热主汽门前流量: 744.73 t/h 低压缸排汽压力: 4.9 kPa（a） 低压缸排汽温度: 32.5 ℃ 低压缸排汽流量: 535.22 t/h 汽轮机级数： 高压缸：1 调节级+ 12 压力级 9级后Ⅰ段抽汽 13级后二段抽汽 中压缸：9 压力级 18级后三段抽汽 22级后Ⅳ段抽汽 低压缸：双流 2×7 压力级 24级后Ⅴ段抽汽 33级后Ⅵ段抽汽 27、34级后Ⅶ段抽汽 28、35级后Ⅷ段抽汽 2滑参数停机过程中存在的问题： 新#3、4机组在投运两年来的历次滑参数停机过程中，均不能控制汽轮机上、下缸温差＜42℃，屡次滑停均造成中压缸上缸温度达410℃，上、下缸温差已达50℃以上，机组被迫停止滑停，快速减负荷停机，造成打闸停机后快冷装置不能投入，机组冷却时间延长，延长了检修工期。现就2009年10月2日新#4机组滑参数停机为例，通过参数分析，找出上、下缸温差大原因，并提出解决方法。 表1
滑参数停炉技术的探讨与应用 运行部项岱军 【摘要】：本文通过对600MW机组锅炉的滑停技术探讨，进一步规范了滑参数停炉过程，有序地安排好滑停前、滑停过程中的各项工作，较好地解决锅炉抢修时间和锅炉寿命之间的矛盾。并通过与正常停炉的比较，阐明了滑参数停炉的意义与经济效益。 【关键词】：设备简介滑停探讨与正常停炉的区别应用情况 0 前言 锅炉的停运指的是锅炉从正常运行状态逐渐或快速减少燃料量的过程，根据停炉的目的和要求，可采用正常停炉、滑参数停炉、故障停炉和紧急停炉，并根据停炉时间的长短采取不同的保养方法。就紧急停炉和故障停炉而言，由于时间上的限制，运行人员对停运过程的控制难有发挥，但就正常停炉和滑参数停炉而言，运行人员却可以根据不同的要求进行有效的控制，达到停炉的目的，并能在保证设备寿命的同时缩短停役时间，具有较好的经济意义。但由于锅炉的燃烧调节是个复杂的过程，并赖于一定的经验，所以滑参数停炉的操作也显得较为复杂，值得有关技术人员不断地研究和探索。 1 北仑＃1－5锅炉设备简介（各数据均为BMCR值） ＃1炉＃2炉＃3～5炉 型式亚临界中间一次再 热单汽包强制循环 平衡通风炉亚临界中间一次再 热单汽包自然循环 平衡通风炉 亚临界中间一次再 热单汽包自然循环 平衡通风炉 制造厂美国燃烧工程公司 （CE）加拿大 BABCOCK&WILCOX公 司 日本石川岛播磨重 工业株式会社（IHI 公司） 蒸发量（t/h）2008 2026 2045 主蒸汽压力（MPa）18.2 18.2 17.26 主蒸汽温度（℃）540 537 538
再热汽压（MPa） 3.82 4.05 4.26 再热汽温（℃）540 537 538 1.498 1.306 0.96 燃烧器区域热负荷 （MW/m3） 5.363 4.967 4.50 炉膛断面热负荷 （MW/m3） 炉膛出口温度（℃）1070 1054 1055 燃用煤种晋北烟煤晋北烟煤晋北烟煤 2 滑参数停炉技术的研究与探讨 2.1 滑参数停炉的意义 由于锅炉设备相当庞大，这些金属部件的使用寿命与温度变化息息相关，进而影响着锅炉检修的时间和进度。滑参数停炉要和滑参数停机同时进行，采用滑参数停炉既可利用锅炉的部分余热多发电以节省能源，又可利用温度逐渐降低的蒸汽较均匀地冷却汽轮机设备，使整个炉膛的温度水平得到下降，从而提前检修开工时间，缩短检修周期。停炉过程可分为降负荷过程和停止燃烧后的降压、冷却过程二部分。在降负荷的过程中，不仅要考虑蒸汽参数对汽轮机的影响，而且要注意锅炉各部件的降温和降压速率。熄火后，仍然要保证锅炉各部件的降温、降压率在合理的范围内，这样，才可以保证锅炉各部件在停炉过程中尽可能均匀冷却，避免因热应力超限等而引起锅炉设备的损坏，提高锅炉设备的寿命。 2.2 停炉前的准备工作 2.2.1根据检修工期安排是否将原煤仓的煤烧空（一般15天以上要求烧空），但原煤仓至给煤机的闸板必需关闭并走空给煤机、磨煤机内剩煤。 2.2.2做好停炉前的设备试转（验）工作，如锅炉油枪试点，主机、小机事故油泵试转，柴油发电机带负荷试验等。 2.2.3做好全厂公用系统运行方式的调整工作，如电源、气（汽）源、水源等。 2.2.4安排好停炉前或停炉过程中的试验。
一、超临界机组给水系统的控制特性 汽包炉通过改变燃料量、减温水量和给水流量控制蒸汽压力(简称汽压)、蒸汽温度(简称汽温)和汽包水位，汽压、汽温、给水流量控制相对独立。而直流炉作为一个多输入、多输出的被控对象，其主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量（负荷），其主要的输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度,由于是强制循环且受热区段之间无固定界限，一种输入量扰动将对各输出量产生作用，如单独改变给水量或燃料量，不仅影响主汽压与蒸汽流量，过热器出口汽温也会产生显著的变化，所以比值控制(如给水量/蒸汽量、燃料量/给水量及喷水量/给水量等)和变定值、变参数调节是直流锅炉的控制特点。 实践证明要保证直流锅炉汽温的调节性能，维持特定的煤水比来控制汽水行程中某一点焓（分离器入口焓）达到规定要求，是一个切实有效的调温手段。当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焓值的动态特性相似；在锅炉的煤水比保持不变时（工况稳定），汽水行程中某点工质的焓值保持不变，所以采用微过热蒸汽焓替代该点温度作为煤水比校正是可行的，其优点在于： 1) 分离器入口焓（中间点焓）值对煤水比失配的反应快，系统校正迅速； 2) 焓值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变焓给定值不但有利于负荷控制，而且也能实现过热汽温（粗）调正。 3) 焓值物理概念明确，它不仅受温度变化影响，还受压力变化影响，在低负荷压力升高时（分离器入口温度有可能进入饱和区），焓值的明显变化有助于判断，进而能及时采取相应措施。 因此，静态和动态煤水比值及随负荷变化的焓值校正是超临界直流锅炉给水系统的主要控制特征。 二、超临界机组给水系统工艺介绍 某电厂2×600MW超超临界燃煤锅炉（HG-1792/26.15-YM1），由哈尔滨锅炉厂引进三菱技术制造，其形式为超超临界、П型布置、单炉膛、墙式切园燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、带再循环泵的启动系统、一次中间再热。锅炉采用平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，燃用烟煤。主要参数见表一：
滑参数停机 一、停机前的准备 1、接到停机命令后，司机做好下列工作： （1）通知有关各岗位专责，做好停机的准备工作 （2）准备好停机操作票，并认真填写 （3）准备好停机工具及仪表 （4）试验高压油泵、交直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车装置，确证无问题恢复备用状态 *试验的目的是为了检查这些设备的可靠性，如果发现不正常，务必在停机前检修好，否则不能停机。油泵是确保转子惰走和盘车过程中轴承的润滑用油，并冷却轴劲的。油泵启不来或工作不正常，将发生烧瓦事故。顶轴油泵是保证盘车顺利启动的首要条件，即便有一个轴劲顶不起，盘车也很难投上，而盘车投不上，转子将产生热弯曲。所以要进行盘车电机空载试验。 油泵试转正常后，出口门必须开启，联锁开关投入，且空载电流：高压：240A,交流：20A，直流：60A,正常出口油压：高压：2.0Mpa，交流：0.45 Mpa，直流：0.45 Mpa （5）法兰螺栓加热装置及轴封备用汽源、除氧器备用汽源暖管，并进行疏水，维持厂用联箱压力0.4Mpa，通知锅炉厂用联箱疏水 *由于加热装置轴封备用汽源长时间停运，进入热汽将产生很多疏水，应及时排出，提前暖管疏水，也防止对加热装置及轴封供汽备用汽源联箱、管道产生很大的热冲击（6）将带厂用的二、五、六抽倒为其它机组，#1、2机其中一台停运时，将供#3~6机冷却水倒为邻机带 *不解列二、五、六抽，滑参数停机保证不了供汽压力，不解列二、五、六抽打闸停机后，由于抽汽逆止门不严倒返汽将产生超速 （7）湿冷机组停运前控制水塔水位不高于1.7m，空冷机组停运前储水箱水位不高于1m 二、停机过程中的控制数据： 1、主、再热蒸汽温降速度≯1℃/分 2、自动主汽门壁和调速汽门门壁温降速度≯4℃/分 3、主、再热蒸汽管壁温降速度≯5℃/分 4、汽缸内外壁温降速度≯3℃/分 5、减负荷速度：1000KW/min 6、各扇段出水温度≮25℃ 7、其它控制指标按启动指标控制 三、滑参数停机必须注意的问题： 1、滑停开始时，逐渐全开调速汽门稳定一段时间后，通知锅炉按滑参数停机曲线 降温、降压、减负荷。 2、负荷稳定后，保持汽压不变，降低主汽温度，当汽缸金属温度下降缓慢且主汽 过热度接近80℃时，可降低主汽压力 *滑参数停机先降温后滑压，因为先滑压力后，主汽压力下将，给水压力也下降，减温水压
2009年12月(下 ) ［摘要］现代大型燃煤机组为了能保证机组安全和调峰快速启停都装配有旁路系统，本文以东方汽轮机和锅炉厂600MW 机组旁路系统为 例介绍了其构成和功能，为正常启停、调峰运行和事故处理时提供参考。［关键词］旁路；旁路系统；回收工质；快速启停600MW 超临界机组旁路系统简介 马旭涛 王晓晖 （广东红海湾发电有限公司，广东汕尾516600） 广东红海湾发电有限公司一期工程＃1、＃2机组为国产600MW 超临界压力燃煤发电机组，循环冷却水取自海水，为开式循环，三大主设备由东方电气集团公司属下的东方锅炉厂、东方汽轮机厂、东方电机股份有限公司制造，容量及参数相互匹配。汽轮机型号：N600-24.2/566/566，型式：超临界压力、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽、凝汽冲动式汽轮机。 1设备概况 机组旁路采用高压和低压两级串联的旁路系统，其中高压旁路容量为40%锅炉最大容量，布置在汽机房的6.4m 平台上。低压旁路设置两套装置，总容量为高压旁路的蒸汽流量与喷水流量之和，布置在汽机房的13.7m 平台上。高、低压旁路各由一套液压控制装置驱动控制。 高压旁路系统从汽机高压缸进口前的主蒸汽总管接出，经减温减压后接入再热蒸汽冷段总管上。低压旁路系统从汽机中压缸进口前的再热蒸汽总管接出，经两路减温减压后，分别接入A 、B 凝汽器。 高、低压旁路各设有独立的液压控制装置，通过电液伺服阀调节。高、低旁正常调节全行程开、关均需20~30秒，在事故状态下，高、低压旁路均可实现快开（2秒全开）和快关（2秒全关），高压旁路减温水来自给水母管，低压旁路减温水来自凝结水精处理装置出口母管。高、低压旁路减温水调节阀也是用各自液压控制装置电液伺服阀控制。 2旁路系统的构成及主要作用 2.1构成 由高压旁路和低压旁路串联而成，高压旁路为40%容量，低压旁路为52%容量。高压旁路和高压缸并联，低压旁路和中、低压缸并联。示意图如（图一） ： 图1旁路系统结构组成 2.2主要作用 1）回收工质（凝结水）和缩短机组启动时间，从而可以大大节省机组启动过程中的燃油消耗量； 2）调节新蒸汽压力和协调机、炉工况，以满足机组负荷变化的要求，并可实现机组滑压运行； 3）保护锅炉不致超压，有安全门的作用，保护再热器在机组启动初期因没有蒸汽流通发生干烧而损坏； 4）实现在FCB 时，停机不停炉。 3旁路的基本控制及功能介绍 由于我厂采用的是中压缸启动，在汽机冲转时，要求高低旁控制好冲转参数，因此，启动初期，调节锅炉出口压力是旁路主要的控制功能，正常运行之后，旁路处于跟随状态，实现对主汽压力，再热器，凝汽器的一些保护功能。具体的自动启动过程如下： 在冷态时，也就是主汽压力小于1.0Mpa 的时候，旁路自动启动的过程如下，在锅炉点火以后，在触摸屏上点击STARTUP 按钮，这时候旁路系统的状态显示会出现Ymin on 和cold start ，这时候是最小阀位过程，高旁阀门会开启到设定的最小阀位（ 10%），这时候保持这个阀位不动，让压力上升，在主汽压力上升到设定的最小压力1.0MPa 时候，显示切换到Warm start 状态，同时阀门开启维持这个压力，在阀门开度达到设定的阀位30%的时候，程序根据计算出来的锅炉允许的升压速率升高主汽压力的设定值，如果这时候锅炉燃烧能和设定速率配合，阀位基本保持30%不变，同时主汽压力上升，这时候就是设定阀位状态，如果锅炉燃烧使得主汽压力升速率过快，设定值低于实际压力，阀门便会开大维持压力为设定值，实际压力如果升速率过慢，则阀门会关小。在阀门低于30%的时候，设定值则不会继续增加，只有阀门重新开到30%以上才会继续增加设定值。在这个过程中主汽压力根据调节上升，到了设定的冲转压力则整个自动启动过程结束，高旁自动切换到压力控制方式，屏幕显示Press CTRL .这时候可以从屏幕上设定压力设定值，高旁就会来调整主汽压力到设定值。在汽机准备冲转的时候要低旁设自动并跟踪再热蒸汽压力，随着汽轮机转速上升关小低旁，一般3000转定速低旁还是未关闭完全的。再并网后随着继续开大阀位，准备高压缸进汽（即切缸），这时候需手动快速加阀位的同时快速把高压旁路切除。检查高压缸排气VV 阀关闭并给高排逆止门开启信号。高旁切除以后，旁路保持快关状态，这时候检查高排逆止门确已开启高低旁关闭。在切缸过程中，高低旁和阀位协调控制好主再热蒸汽压力，过程连续快捷保证高排逆止门顺利开启是关键。当然按每次启动的实际情况，我们常用手动控制来实现上述过程。 高旁温度控制，目的是控制进入再热器的蒸汽温度在适当的范围内，设定值由运行人员手动设定，它是通过简单的单回路偏差调节，取高旁出口温度与设定值比较形成偏差。当高旁出口温度达到360℃时，旁路系统会延时20S 发出报警，当高旁出口温度达到400℃时，高旁保护快关。 低旁在投入自动以后就一直是压力控制，来控制热再压力，屏幕上的压力设定值是热再压力的最小限制，低旁的压力设定值是根据调节级压力计算出来的一个值，如果这个值小于设定的最小压力，取最小压力设定值作为实际的压力设定值。 低旁温度控制，目的是控制进入凝汽器的蒸汽温度在适当的范围内，由于低旁出口饱和蒸汽温度不能准确测量，故不是采用单纯的偏差调节。根据低旁的阀位和进入低旁的蒸汽压力和温度可得出进入低旁蒸汽的焓值。另外低旁喷水取用的是凝结水，温度和压力已知，再通过喷水调节阀开度和阀前后差压可得出喷水的流量，通过能量平衡计算出所需减温水的量，即得出喷水调节阀的开度。 喷水截止阀是开关门，当截止阀所对应的减压阀开度大于2%时，截止阀联锁全开，小于2%时，联锁全关。 226