机组运行及调试知识.doc

大唐三门峡发电有限公司设备部 学习、怀疑、思考、交流、受益机组滑压停机全过程1660MW汽轮发电机组附属系统调试中遇到的问题及处理措施21概况32部分附属系统特点介绍32.1闭冷水泵32.2真空系统32.3高低压旁路32.4润滑油系统32.5除氧给水系统42.6密封油系统42.7一次水系统43调试过程中遇到的问题及处理措施43.1旁路系统43.2凝结水系统43.2.1凝结水溢流管路43.2.2凝泵、精处理泵出口逆止门53.3汽封系统53.3.1汽封压力自动调整53.3.2汽封供汽温度与轴温的匹配63.4除氧给水系统63.4.1除氧器底部加热63.4.2绘制电动给水泵及汽动给水泵工况曲线63.4.3小汽机频繁跳闸63.5密封油系统73.6真空系统74结论7机组滑压停机全过程按照滑停曲线：从开始减负荷至停机时间为5.5个小时,最终蒸汽参数:主汽压力8.73MPa,主汽温度:450度;再热汽压力1MPa,再热汽温度:390度.在整个滑停过程中,请注意:1、注意选择机组控制方式，分析哪种方式有利于滑停过程的操作就选用哪一种；2、启动炉的运行与辅汽并汽工作，要保证启动炉的稳定运行；3、轴封汽源的切换工作；4、除氧器汽源切换工作；5、汽轮机高、低加解列工作；6、因各原煤仓存煤烧空，煤控根据此方式控制原煤仓煤位；7、磨煤机停运时请注意蒸汽惰化；8、给水泵切换；9、机组负荷180MW左右，请注意锅炉干湿态转换正常；10、进行厂用电的切换工作；11、在储水罐至凝汽器相关闸阀开启之前，请注意关闭切除361阀暖管管路；12、在低负荷下保证空预器连续吹灰，同时随着锅炉出口烟气温度的降低，严密监视空预器电流变化情况。根据需要可以将空预器密封装置提高至第一上限位；13、在减负荷过程中要注意检查监视各疏水门的动作情况；在机组负荷90MW时，注意检查低压缸喷水应能自动投入，否则手动投入；14、在机组解列前，将汽轮机交流润滑油泵、顶轴油泵启动运行。打闸后应重点注意机组转速下降，高、中压主汽门及调速汽门、高排逆止门、各段抽汽逆止门、抽汽电动门应关闭，BDV阀、通风排汽阀应开启。发电机出口两个开关应跳闸、灭磁开关跳闸，发电机逆变灭磁；15、锅炉MFT后，因注意机组各运行设备应该跳闸情况。尤其是给水泵应跳闸。同时锅炉需要吹扫时间不少于15分钟；16、机组停机后，发电机按照规定应由热备用转至冷备用状态；17、机组停运后，由于停机检修时间不长，维护人员需要进入炉膛检查，因此锅炉需要强制冷却，锅炉强冷过程中，应控制给水与水冷壁温度差不大于25度，请大家熟悉强冷的操作方法；18、机组解列停运后，请辅控停运脱硫、电除尘系统；同时在停机期间化学注意机组各水质化验工作，发现异常及时汇报；19、机组停运转速惰走期间，请注意惰走时间并要记录，在盘车投上后，注意转子偏心度与盘车电流的变化情况；汽缸上下温差、低压缸排汽温度变化情况，定期倾听汽轮机组有无动、静摩擦声；20、在整个停机期间，主汽、再热汽温度及压力严格按照滑停曲线进行降低，同时严密监视机组胀差和轴向位移、汽缸各金属温度测点变化情况，发现异常及时汇报以便采取措施处理，如主、再热汽温度在5分钟内急剧下降50度，应立即打闸停机。21、在整个停机期间，要注意人员分工调整重点的区别，同时2机组各人员全部加入到1机组停机过程中；22、在整个停机操作过程中，请各人员服从统一调配指挥。660MW汽轮发电机组附属系统调试中遇到的问题及处理措施摘要：介绍了660MW机组附属系统的特点，并对调试过程中遇到的一些问题及处理措施进行了详细的阐述。关键词：汽轮发电机组；660MW；附属系统；调试1概况邯峰发电有限责任公司660MW汽轮机为德国SIEMENS公司生产的亚临界、一次中间再热、单轴四缸四排汽凝汽式反动汽轮机。在660MW汽轮发电机组的调试过程中，调试人员对附属系统存在的较多问题进行了认真分析，并针对这些问题提出处理措施，使汽轮发电机组附属系统优化运行，提高了整个汽轮发电机组运行的安全稳定性。2部分附属系统特点介绍2.1闭冷水泵闭冷水泵的容量较大，除循环水泵及辅助冷却水泵外，所有附属设备冷却器的冷却水均为闭冷水，故闭冷水系统运行的稳定性直接影响主机的正常运行。该系统运行的可靠性较强，系统补水为自动补水。2.2真空系统真空系统配备3台半容量水环式真空泵，其有关管路的布置较为合理，例如汽轮机本体疏水先汇集至北侧2个本体疏水立管，再进入凝汽器，南侧立管则汇集加热器的危急疏水及凝泵和精处理泵再循环来水，两侧立管均有喷水减温装置，其它管路的疏水则引至清洁疏水箱，由于清洁疏水箱并没有和真空系统直接相连，故减少了真空系统泄漏空气的部位，2台机组真空系统泄漏率非常低。2.3高低压旁路高压旁路调整门及减温水调整门为电动控制，两阀门均具有快开功能，快开的时间为5s，低压旁路调整门为液动控制。高低压旁路系统均有热备用管，其中高压旁路热备用管引至主机高调门前，低压旁路热备用管引至主机中调门前，旁路系统管路热备用效果良好，在机组启动和停机过程中，旁路系统要参与控制，机组正常运行过程中，旁路系统处于自动控制状态，完全能满足机组甩负荷的要求。2.4润滑油系统主机无主油泵，润滑油系统包括2台全容量交流润滑油泵及1台直流事故油泵，进主机各轴瓦润滑油管路均有可调节流孔，根据节流孔前后压力及润滑油母管压力调整节流孔的开度，将进入各轴瓦的润滑油流量调至最佳值，机组试运前可较为精确地对各瓦润滑油进油量进行调整。2.5除氧给水系统除氧给水系统包括2台全容量汽动给水泵及1台30容量电动给水泵，泵运行工况点必须在工作区内，给水泵才能正常运行，3台给水泵润滑油温度均由机械恒温阀控制。再热蒸汽冷段至除氧器汽源设计有基地控制系统，具有在事故情况下对除氧器压力进行补偿的功能，以防止给水泵发生汽化。2.6密封油系统密封油系统为单回路供油，密封油泵出口压力由压力控制阀自动控制，主油箱的补油由浮球阀来控制，主油箱补油来源为密封油贮油箱，密封油贮油箱与主机润滑油回油母管相连，只要主机润滑油系统处于正常运行状态，则贮油箱的油位便会维持正常油位，故机组运行过程中可不必关心贮油箱的油位。直流密封油泵进油管直接与贮油箱相连，如果浮球阀的补油失灵，主油箱补油难以保障时，直流密封油泵也会保障系统的正常运行。密封油冷油器出口温度由热敏元件感受出口温度的变化自动控制冷却水回水调整阀的开度。2.7一次水系统发电机一次水系统的水质由加碱装置保证，机组运行时，不必对一次水进行换水，系统没有设计反冲洗管路。3调试过程中遇到的问题及处理措施3.1旁路系统低旁减温水管路有1个排气电磁阀，当凝泵启动时，电磁阀保护开启，25s后自动关闭；另外还有1个排气可调节流孔，机组正常运行时，节流孔保持一定的开度，以排出管路的空气，使低旁减温水管路处于热备用状态。调试初期2个阀门均不是从管路最高点引出，使得管路存积的空气很难排放干净，当凝泵启动时，凝结水直接进入低旁减温水管路，由于管路存有大量空气，且管路较长，造成管路强烈振动，管路的支吊架多次振断。为了减小管路的振动，将排气可调节流孔管路改为从减温水管路的最高点引出，并在凝结水管路注水前便将该节流孔打开。改动后减温水管路振动明显减小，低旁减温水管路热备用效果良好。3.2凝结水系统3.2.1凝结水溢流管路凝结水溢流管路的设计初衷为：当凝汽器或除氧器的液位较高时，溢流调整阀自动开启，以调整凝汽器或除氧器至正常水位，由于该管路接至凝补水箱，故凝结水还可以回收。机组启动初期，凝结水质无法保证，如果用凝结水溢流调整阀调整除氧器及凝汽器的水位，凝补水箱的水则会被污染。故凝结水水质较差时，凝结水溢流调整门无法参与水位的调节，并且无法实现凝结水的排污。正常运行情况下，溢流调整门处于关位，凝结水溢流管路约50m，管路较容易积累大量的空气，一旦调整门开启，压力较高的凝结水进入管路(凝结水压力为4.3MPa)，管路会发生强烈的振动，多处支吊架因此被振断。针对这种情况，在停机时对该管路系统进行了改造，在通往凝补水箱的管路加一个分路直接排至厂外，在机组启动初期起到启动放水的作用，但管路的振动仍无法消除。建议有机会再对此管路进行改进，可将管路引向清洁疏水箱，管路的长度可缩短至5m左右，水质合格时通过清洁疏水泵回收至凝汽器，水质不合格时排至循环水回水管路。这样既可以充当启动放水，又可以参与凝汽器及除氧器水位的调节。3.2.2凝泵、精处理泵出口逆止门由于凝结水泵和凝结水精处理泵逆止门不易回座，当一台泵停运，另外一台泵启动时，致使大量凝结水返回启动的泵，既造成停运泵的倒转，又可能使运行泵高流量保护跳闸。这将影响到泵组运行的安全性，尤其在机组运行过程中，发生此现象后，2台凝结水泵短时间均无法启动，使机组不得不被迫保护停机。经分析认为，逆止门配重机构中平衡锤杠杆角度不合理。与外方协商后，将杠杆从滚轴处切割下来，改变角度后重新焊接。处理后阀门开启状态的力矩明显比处理前增大，停泵后逆止门关闭自如，提高了泵运行的可靠性，闭冷水泵逆止门也做了相应的改进。3.3汽封系统3.3.1汽封压力自动调整主机汽封采用自密封形式，当机组负荷较低时汽封母管压力由汽封供汽门调整，当机组负荷达到350MW以上时，主机汽封形成自密封，汽封供汽压力由溢汽门调整。由于溢汽管直径达300mm，溢汽调整门开度的较小变化对汽封母管压力的影响也会较大，汽封母管压力的自动调整较为困难。机组运行过程中曾发生由于溢汽调整门开度达50，汽封母管压力较低，而溢汽调整门短时间无法关闭，凝汽器真空快速下降，险些造成机组停机。另外，当机组负荷变化较快，溢汽调整门开关频繁时，容易造成调节偏差增大，这时调整门开度忽大忽小，汽封母管压力随之忽高忽低，这对机组正常运行较为不利。如发生这种情况应尽快将汽封压力切至手动调整，当调整偏差降低时，再投入自动。这要求运行人员在机组负荷变化较大时，密切监视汽封母管压力的变化，发现异常及时采取措施。3.3.2汽封供汽温度与轴温的匹配在机组运行过程中，由于轴封供汽阀前汽温高于或低于与轴温匹配温度，导致保护关闭轴封供汽阀，机组多次发生真空低跳机的情况。为此在运行过程中，加强了对汽封供汽阀前温度的监视、调节，特别是机组负荷低于300MW时，保证了供汽阀前温度在允许范围内。然而，一旦汽封失去供汽，轴温较高时，会从汽封吸入大量冷空气，汽轮机大轴将被急剧冷却，因此建议在加强运行调节的同时，考虑适当放宽汽封供汽温度范围。汽封供汽温度与轴温匹配关系见图1。3.4除氧给水系统3.4.1除氧器底部加热除氧器底部加热投入运行时，只要辅汽至除氧器调整门开度稍大，除氧水箱便会发生强烈的振动，与除氧器连接的一些阀门多次被振坏，分析原因为，底部加热孔直径太大(底部加热孔直径为25mm)，蒸汽加热水箱给水时，发生水锤现象，从而造成强烈振动。后加工500个外径为25mm、内径为10mm的减径元件，并将其焊接在原来的加热孔上，这样除氧器底部加热孔的总面积大为减少。改造后除氧器底部加热投入运行时，仍可满足除氧水箱的加热要求，即使辅汽至除氧器调整开至满开度，也不会发生水锤现象。3.4.2绘制电动给水泵及汽动给水泵工况曲线1机电动给水泵初期启动运行时，频繁发生泵组跳闸的现象，电动给水泵甚至无法正常运行，查跳闸原因为“启泵后流量低于17kg/s延时5s跳泵”保护动作。后将流量计算程序修改，并将流量低保护延时改为30s，启泵正常。电泵运行过程中，当工况变化较大时，经常出现跳闸，由于运行人员很难判断电泵是否在安全区域运行，这对电动给水泵乃至整个机组的安全运行都是极大的隐患，因此，建议对电动给水泵及汽动给水泵绘制运行工况曲线，泵运行过程中，运行人员可以直观看到工况点是否在安全区域内，如果工况点已接近最大或最小流量曲线，运行人员可以快速进行操作，使工况点返回安全区域，此改动增加了机组运行的稳定性及安全性。3.4.3小汽机频繁跳闸小汽机在试运过程中，频繁发生跳闸现象，通过分析并进行模拟试验，查清原因为调节级3个压力值偏差定值太小，调节级压力稍有波动，便会造成偏差大而导致保护动作，将偏差值重新调整后，小汽机的运行正常。3.5密封油系统在密封油系统投入运行的过程中，发电机漏油监测装置(10MKA12CL011)经常发出液位高报警，经检查发现汽机侧及励磁机侧密封瓦均有漏油现象，于是调试人员对氢油差压阀重新进行了调整，密封油差压从146kPa调整至131kPa，漏油量有所减少，但漏油现象仍未消除，经统计每天漏油量大约为46L。分析后认为，漏油的主要原因为发电机端盖油档密封间隙大。另外由于密封油由主机润滑油系统供给，随着主机运行时间的增加，润滑油中携水量增加，也会造成密封瓦漏油，故主机真空滤油机必须保持连续稳定运行。后经测试，油档密封左右间隙为0.30mm(合格范围0.200.30mm)，上间隙为0.57mm(合格范围0.300.57mm)，测试值已达合格范围的上限。后将左右间隙调整至0.25mm，上间隙调整至0.40mm。机组重新启动后，漏油