TMS-GT-U002运行操作技术措施(#1机组整组启动过程注意事项).doc

福建华电可门发电有限公司发电部技术措施编号：TMS-GT-U001文件下发：2006/07/05文件页码：6#1机组整组启动过程注意事项一、 汽水循环11 锅炉水质合格后应逐步开始回收工质。分别投入分离器至除氧器回收和锅炉集水箱到凝汽器热井回收。12 锅炉点火后热态冲洗回收工质和热量按以下要求进行：优先考虑从分离器至除氧器回收工质和热量。从锅炉集水箱回收到凝汽器热井的工质量主要由凝结水温度决定，以凝结水温度不大于40度为宜。其余不平衡部分从锅炉集水箱排地沟。13 锅炉热态冲洗后开始升温升压前，应尽快投入旁路系统。旁路系统投入按以下方法进行：先缓慢开启高压旁路一定开度至低压旁路前压力不为负压，然后缓慢低压旁路到20%开度及以上，投入低旁自动，期间注意凝汽器真空变化。随后开启高压旁路至30%及以上开度后，投入高压旁路自动，期间注意控制锅炉燃烧率。14 锅炉升温升压期间，回收工质和热量按以下要求进行：优先考虑从分离器至除氧器回收工质和热量，锅炉产生的蒸汽主要由旁路系统回收到凝汽器，从锅炉集水箱回收到凝汽器热井的工质量主要由凝结水温度决定，以凝结水温度不大于40度为宜。其余不平衡部分仍从锅炉集水箱排地沟。注意：分离器至除氧器回收工质量应注意保持除氧器压力不大于0.6MPA（除氧器压力大于0.7MP逻辑会强制关闭NWL）。二、 汽水控制2. 1 除氧器给水量低于550T/H时，采用除氧器水位副调节阀控制除氧器水位；除氧器给水量大于550T/H但小于700T/H时，适当开启除氧器水位主调节阀一定开度，仍由副调节阀控制除氧器水位；除氧器给水量大于700T/H时，除氧器水位由副调节阀切换到主调节阀控制。2. 2 当主汽压力达到8MPA，汽机冲转前，应即时安排进行主给水大小阀切换，注意检查电动给水泵自动控制给水量620T/H正常，但必须安排人员至就地，如出现给水流量大异常变化，应由就地人员将主给水阀电动门切就地暂停开启。总之应特别注意控制主给水流量稳定，并避免在汽机冲转或机组并网后进行主给水大小阀切换。2. 3 锅炉主给水副调节阀在45% - 55%时开度波动很大，请注意避开这一区域运行，锅炉给水流量低于540t/h延时2s MFT动作。投入过热器减温水前应注意对锅炉主给水流量的影响，防止锅炉主给水流量大幅波动造成锅炉MFT。开启减温水电动门应派人到就地电动缓慢开启。2. 4 请各值长注意汽机冲转前应恢复分离器水位高保护，负荷小于40%分离器水位高于13.2m则炉 MFT。当锅炉燃烧或主汽压出现大幅度波动时，应特别注意检查分离器水位自动调节是否被切出。2. 5 锅炉点火前，应确保三个主给水流量变送器和四个分离器水位变送器指示是否正常，如有异常立即汇报调试总指挥并通知有关单位处理。2. 6 投入任一凝结水用户前，应特别注意凝结水出口母压力正常。防止因凝结水压力造成低旁切出。2. 7、在旁路投入全过程中，应严密监视旁路运行情况，避免任何可能造成高、低旁路切出自动或快关情况（真空低、凝结水压力低、排汽温度高、凝结水温度高等等）出现。2. 8 汽机冲转前应保证高旁开度在40%以上，机组并网前应保证高旁开度在60%-70%之间，以确保机组并网后有足够蒸汽量带初负荷。汽机冲转前主汽压力暂定为8.28.6MPA。汽机冲转过程应注意高排温度变化，如有必要，可以降低高、中压进汽压力或提前释放高排逆止门气动电磁阀。2. 9 汽动给水泵在机组并网后应尽快安排800RPM暖机(40分钟及以上)，汽动给水泵并泵前（开出口电动门）应控制其出口压力小于给水母管压力约0.5-1MPA。并泵过程中应特别注意控制主给水流量波动范围。汽动给水泵开始出力时，应特别注意避免因汽泵、电泵抢水造成主给水流量大幅度下降而造成炉MFT；汽动给水泵开始出力时，应特别注意汽动给水泵各轴承振动变化情况，如果出现振动上升情况应降低转速暖机。三、 给水温度、汽温、壁温控制31 给水温度控制低压加热器可随机投入，但应严密监视主机真空变化。四抽压力大于除氧器压力后，应尽快暖管疏水投入除氧器加热避免因分离器至除氧器回水大量减少造成给水温度大幅下降。负荷达120MW后，应逐步投入高加（由低到高）以提高给水温度；#1高加抽汽量应逐步上升，防止抽汽量过大造成高压缸进汽量不足而造成高压缸排汽温度上升。当分离器压力大于13MPA，应即时检查分离器到除氧器回水已被自动切除，并派人将NWL电动隔离门关闭断电，防止出现除氧器超压现象。32 汽温、壁温控制锅炉启动给水流量约为620T/H，正常负荷升到200MW（旁路全切情况下），即达到干湿态转换临界点。当锅炉进入干态运行后，应严密监视中间点温度，控制范围详见参考附图（沁北电厂）。中间点温度控制原则： 中间点过热度不能太高，以避免出现水冷壁及过热器各受热面超温。 中间点过热度不能太低，以避免锅炉从干态向湿态转换。 避免出现主给水量或燃料量剧烈变化，保证水煤比不出现大幅度波动。四、 烟气温度及锅炉氧量控制全烧油时，锅炉总风量控制不大于700T/H；煤油混烧时，锅炉总风量应根据负荷情况控制，控制目标详见附图（烟空气温度与负荷关系曲线/过量空气系与负荷关系曲线）。氧量=21*过量空气系数/（1+过量空气系数）五、 锅炉主给水流量控制51 在锅炉湿态情况下，任何时候均应维持锅炉主给水流量620T/H恒定，注意监视电动给水泵自动控制给水量620T/H正常（大小阀未切换前，给水小阀手动保持在70%开度）；52 机组并网后，高低压旁路全切除且汽机中调门全开后应尽快投入汽机自动跟随（滑压）以控制主汽压相对稳定，避免锅炉主给水流量因主汽压波动而大幅波动，维持维持锅炉主给水流量620T/H恒定（湿态）或合适的煤水比（干态）。锅炉燃料量变化应缓慢均匀，切忌大幅波动，特别注意在启停磨/投退油枪过程。53 在锅炉湿态情况下，主值应随时掌控锅炉主给水流量的变化；在锅炉干态情况下，主值应随时掌控锅炉主给水流量/锅炉燃料量变化，保证合适的煤水比和中间点过热度。六、 有压系统与无压系统并列注意事项61 有压系统与无压系统并列前，应注意采用注压小阀或缓慢稍开大阀进行压力平衡，待两者之间确无压差，方可开启大阀并列。62 有压系统与无压系统并列举例如下但不限以下： 小机抽真空 闭式水各用户投入 燃油系统投入炉前油循环 循环水邻机注水 锅炉减温水投入七、 给水泵运行注意事项71 运行方式 主蒸汽流量达到720T/H前，一台汽泵应运行，另一台汽泵至少应挂闸 负荷180MW并第一台汽动给水泵，电动给水泵保持高转速热备用但出口压力应低于给水母管压力3MPA，避免与运行汽动给水泵抢水造成给水流量波动；负荷300MW并第两台汽泵，两台汽动给水泵出力均衡后，退出电动给水泵运行。 电动/汽动给水泵启动前应将再循环阀投自动并设定最小循环流量（电泵260T/H；汽泵450T/H）。 机组停运，凝汽器真空破坏前给水泵密封水应切至排地沟，否则会造成密封水从轴端冒出进入油系统。汽动给水泵停运后如转速降不下来应停运前置泵，在转子静止且瓦温降至正常值前禁止停运油系统。汽动给水泵停运后不进行盘车，但应关闭排汽阀、破坏真空、切除轴封、疏水10分钟后关闭疏水进行闷缸。72 汽动给水泵并泵注意事项 汽动给水泵电动门开启前，应控制出口压力与给水母管压力差压0.5-1MPa范围，方可开启给水泵出口电动门，汽动给水泵电动门开启过程汽动给水泵出力可能会上升，应注意控制主给水流量恒定。 给水流量从电泵到汽泵带负荷转移过程中，应注意控制主给水流量恒定，防止出现主给水流量突降。 当汽动给水泵出力降至最低流量292t/h时，再循环阀不论是在自动还是在手动状态均会自动强制开启，应特别注意防止给水流量突降；当汽动给水泵流量达到616t/h时，再循环阀不论是在自动还是在手动状态均会自动强制关闭，应特别注意防止给水流量突升。八、 其它8 1 各值值长/主值注意在机组启动或停止操作前，应按部门下发的机组启停参考操作卡进行操作指导。8 2 注意低压缸排汽温度变化，如发现异常应检查凝汽器疏水扩容箱喷水/低压缸喷水/低旁三级减温喷水各气动门状态是否正常，否则应就地开启相应喷水旁路门。8 3 一台一次风机运行，另一台并列前，应保证至少三台磨一次风通道打通，防止风机喘振。8 4 机组并网前，应检查所有双套系统、设备均已投运（如循环水泵双台运行）或备用系统、设备已投入联锁8 5 汽轮机挂闸前应确认DEH3302画