350MW热电机组低压缸零出力运行技术方案

第第#页共40页VA0**HTPCl*rT*一舊l/4■g§易Ml「总轉SIS?>K"111删聞TF~~11RI0.M9SP339阍373E515悅！iT巒亠L3W.7y6昌檳—-S-厂—書！l豆至uiJ476ME3N.r402甌33W1wi【，卿3C3逊W75SG085£T730%THA切缸工况rosMMW第19页共40页5MrSSR菩*工=4P£71■*g~rT尸hDC10WiW51<7■■-layffi6jnL44K.E327.41IM&ir-iIf|_嫖厂lle产—I沖1专S*蚤t—5|>.皆片毕書*SISIUGm弓冒0—銅30讪~~:3£8^25MTU/§

哲JT0i—圈—_l豊i5華常i10GC3-豎ICS附件2：1号机组低压缸零出力标准操作票集团-热K电有限公司操作票危险点分析控制单操作票编号：危险点、危险源分析要点：操作程序和工艺流程的颠倒、操作方法失误造成设备危险运行或不安全行为可能给作业人员带来的伤害操作作业人员当时身体状况、思想情绪和技术水平潜藏的因素3•操作工作中设备异常或使用的机械设备、工具及伴随的危害操作工作中使用的设施（脚手架、踏板、梯子、安全带）操作工作环境的特点（咼温、咼压、易燃、易爆、辐射、缺氧、有毒气体）操作工作场地的特点（高空、井下、容器内、带电作业、交叉作业）操作室外设备作业时伴随天气变化状况操作中违章冒险作业直接产生的危害及其他可能对作业人员造成的伤害操作任务：1号机组汽轮机低压缸切缸作业项目危险点危害后果控制措施1号机组汽轮机低压缸切缸低压缸排汽温度、末级温度、次末级温度异常升高低压缸鼓风严重，设备损伤及时调整旁路冷却流量、背压、低压缸喷水流量进行调整，如无效应投入低压缸运行。1号机组汽轮机低压缸切缸主机振动、胀差、轴位移等参数异常影响机组安全及时调整旁路冷却流量、背压、低压缸喷水流量进行调整，如无效应投入低压缸运行。1号机组汽轮机低压缸切缸低压缸投退操作过程中热网系统短时间内热负荷大幅波动热网加热器水位突然升高引起保护动作或热网加热器出口水温超过要求值低压缸投退操作前适当降低热网加热器水位至900mm〜1000mm运行，如水位快速升高应手动开大正常疏水门及疏水旁路门，水位持续升咼至1300mm,开启事故疏水门进行调整，如水位达到高三值1650mm应手动退出热网系统，同时手动投入低压缸，并保持中排压力在正常范围内。调整2号机组供热抽汽量，为1号机组低压缸投退瞬间抽汽量大幅波动做好准备。1号机组汽轮机低压缸切缸中排压力过高或过低中排压力过高将导致中排温度升高超限，中排压力过低将导致旁路冷却流量不足中排压力过高应提高热网系统热负荷或降低机组负荷，中排压力过低应降低热网系统热负荷或增加机组负荷。

1号机组汽轮机低压缸切缸中压缸排汽温度升高中压缸鼓风严重，设备损伤应提咼热网系统热负荷或降低机组负荷降低中排压力至正常范围，降低再热汽温度。1号机组汽轮机低压缸切缸低压缸热负荷过低环境温度低，间冷系统结冻根据间冷系统参数变化及时调整百叶窗开度及扇区投入数量。1号机组汽轮机低压缸切缸热网抽汽系统跳闸中排压力、温度超限值，机组保护动作。检查BV阀应联锁开启，如未开启应及时手动开启，BV阀卡涩无法打开，中排压力达到停机值应检查保护动作正常,如保护未动作应手动停机。1号机组汽轮机低压缸切缸锅炉转湿态锅炉分离器出口过热度消失，贮水箱见水，水位超限时过热器水塞或锅炉MFT。切缸后应维持主蒸汽流量大于450t/h以上，负荷变化速率尽可能放低，防止锅炉转态。1号机组汽轮机低压缸切缸脱硝反应器入口烟温降低脱硝系统跳闸或者环保参数超限。应控制锅炉脱硝反应器入口烟温大于305°C，保证环保参数合格。1号机组汽轮机低压缸切缸汽泵入口流量低汽泵入口流量低于220t/h时再循环突开引起给水流量突降。切缸前适当开启汽泵再循环门，切缸后机组运行应维持主蒸汽流量大于450t/h以上，降负荷时负荷变化速率尽可能放低。1号机组汽轮机低压缸切缸锅炉总风量降低主蒸汽流量下降时，总风量降低导致炉膛燃烧恶化，负压波动，严重时锅炉灭火。适当增加锅炉风量,维持总风量大于500t/h，必要时解除送风自动控制。1号机组汽轮机低压缸切缸总燃料量偏低炉膛温度下降，煤粉浓度偏低，导致炉膛燃烧恶化，负压波动，严重时锅炉灭火。保持12、13单台磨煤机煤量在20t/h以上，投入等离子点火装置进行稳燃。1号机组汽轮机低压缸切缸磨煤机断煤磨煤机断煤锅炉灭火。保证各煤仓原煤干燥，无篷煤、偏仓。1号机组汽轮机低压缸切缸低压缸喷水量过大机组振动增大，达到保护值时机组跳闸。整个切缸运行期间严格控制低压缸喷水流量。1号机组汽轮机低压缸切缸热网系统热负荷过大热网系统管道设备超温、超压运行导致设备损坏。如AGC负荷指令较高，应注意热网系统供回水温度、压力变化情况，控制热网系统供水压力不超1.4MPa,供水温度不超110C,回水温度不超55C，如供热量持续较咼，热网参数达到上述限制值应退出低压缸切缸，降低热网系统参数,热网系

统供回水压力较咼时可通过热网循环水泵入口滤网放水门进行排污放水泄压。监护人签字：时间：年月日时分我声明对上述危险点和控制措施已清楚并保证认真执行操作及监护人员本人签字：操作票审核人：审核时间：年月日时分备注：集团热电有限公司热机操作票NO：值别：岗位：操作开始时间：年月日时分，操作结束时间：年月日时分操作任务：1号机组汽轮机低压缸切缸V序号操作项目时间1接值长令：1号机组汽轮机低压缸切缸；2检查1号机组主、辅机系统运行正常，供热抽汽系统投入且运行正常；3检查1号机组低压缸切缸相关测点及逻辑保护已投入；4检查1号机组BV阀及冷却旁路阀开关灵活无卡涩；5检查1号机组交、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车电机、真空泵，处于良好

备用状态；6将1、2号机组高压辅汽联箱联络管微开，暖管至1号辅汽联箱进汽温度280°C以上备用；7检查1号机组11、12小机辅汽汽源已投入；8核对1号机组两台热网加热器远方、就地水位指示一致，热网加热器事故疏水电动门、正常疏水调整门及旁路门动作灵活可靠；9降低11、12热网加热器水位至900mm〜1000mm,保持水位稳定；10退出1号机组6号低加汽侧，投入6、7号低加事故疏水调门自动；11将1号机组5号低加由正常疏水切至事故疏水运行方式；12检查1号机组轴封供汽溢流已倒至凝汽器；13检查1号机组凝汽器、除氧器水位正常，投入除氧器上水调门调水位、凝结水泵变频调压力自动，设定凝结水系统压力不低于1.4MPa；14解除1号机组低压缸排汽温度低于70C联锁关闭低压缸喷水门逻辑；15申请退出1号机组AGC、解除锅炉主控自动，机组TF方式下运行，维持锅炉主蒸汽流量在500〜700t/h之间，机组负荷稳定；16根据1号机组给水流量情况提前开启汽泵再循环调门；17维持1号机组背压在8KPa以下，调整间冷扇区投入数量及百叶窗开度；18检查1号机组汽轮机中低压缸连通管冷却旁路阀开度为100%；19缓慢关闭1号机组BV阀至10%，同时缓慢开大供热抽汽调整阀，保持中排压力稳定，中排压力维持在0.1MPa〜0.2MPa,四五抽差压＜0.45MPa,低备注操作人：监护人：审核人：发令人：集团热电有限公司热机操作票NO：值别：岗位：操作开始时间：年月日时分，操作结束时间：年月日时分操作任务：1号机组汽轮机低压缸切缸V序号操作项目时间压缸进汽压力〉0MPa,低压缸排汽、末级、次末级温度无明显变化；20降低2号机组100t/h供热抽汽量，适当提高热网循环水流量，为消纳1号机组低压缸切除增加供热量留出升温余量；21在1号机组DEH系统“抽汽控制”画面检查汽轮机低压缸切缸条件已满足，点击“低压缸退出”按钮，发出指令后BV阀在20s全关；22根据排汽温度变化及时投入1号机组低压缸喷水，控制喷水流量7~12t/h；231号机组汽轮机切缸过程中，控制中压缸排汽压力在0.1MPa~0.2MPa之间，控制四抽与五抽之间差压＜0.45MPa；

24检查1号机组热网加热器水位变化趋势，必要时手动干预调整；25检查1号机组热网供水温度平稳上升，加热器出口水温不超110°C；26检查1号机组汽轮机轴位移、胀差、轴系振动、各轴承温度、中排温度、低压缸排汽温度应无异常变化，低压缸末级叶片温度、次末级叶片温度稳定在100C以内；27检查1号机组凝汽器及除氧器水位正常，必要时手动干预调整；28检查1号机组间冷系统运行参数无异常，防止间冷系统结冻；29全面检查1号机组主、辅机系统各运行参数正常；30投入1号机组协调控制；31申请投入1号机组AGC运行；32汇报值长：1号机组汽轮机低压缸切缸操作完毕。备注操作人：监护人：审核人：发令人：集团热--电--有-限公司操作票危险点分析控制单操作票编号：危险点、危险源分析要点：操作程序和工艺流程的颠倒、操作方法失误造成设备危险运行或不安全行为可能给作业人员带来的伤害操作作业人员当时身体状况、思想情绪和技术水平潜藏的因素3•操作工作中设备异常或使用的机械设备、工具及伴随的危害操作工作中使用的设施（脚手架、踏板、梯子、安全带）操作工作环境的特点（咼温、咼压、易燃、易爆、辐射、缺氧、有毒气体）操作工作场地的特点（高空、井下、容器内、带电作业、交叉作业）操作室外设备作业时伴随天气变化状况操作中违章冒险作业直接产生的危害及其他可能对作业人员造成的伤害操作任务：1号机组汽轮机低压缸投入作业项目危险点危害后果控制措施1号机组汽轮机低压缸投入主机振动、胀差、轴位移、轴承温度等参数异常影响机组安全投入低压缸前保持机组在稳定运行工况，主机各参数正常。

1号机组汽轮机低压缸投入低压缸投入过程中热网系统短时间内热负荷大幅波动热网抽汽压力大幅波动引起加热器水位咼保护动作或热网加热器出口水温大幅降低。低压缸投入前维持热网加热器水位900mm〜1000mm运行,如水位快速升高应手动开大正常疏水门及疏水旁路门，水位持续升咼至1300mm,开启事故疏水门进行调整，如水位达到咼二值1650mm应手动退出热网系统，并保持中排压力在正常范围内。调整2号机组供热抽汽量，为1号机组低压缸投退瞬间抽汽量大幅波动做好准备。1号机组汽轮机低压缸投入四五抽差压过大四五抽差压达到0.57MPa供热切除或达到0.59MPa机组跳闸。低压缸投入前适当关小供热调阀，提高中排压力至0.2~0.3MPa，防止低压缸投入后四五抽差压过高。1号机组汽轮机低压缸投入低压缸热负荷过高机组背压上涨过快根据间冷系统参数变化及时调整百叶窗开度及扇区投入数量。1号机组汽轮机低压缸投入热网抽汽系统跳闸中排压力、温度超限值，机组保护动作。检查BV阀应联锁开启，如未开启应及时手动开启，BV阀卡涩无法打开，中排压力达到停机值应检查保护动作正常,如保护未动作应手动停机。

集团热电有限公司热机操作票NO：值别：岗位：操作开始时间：年月日时分，操作结束时间：年月日时分操作任务：1号机组汽轮机低压缸投入V序号操作项目时间1接值长令：1号机组汽轮机低压缸投入；2检查1号机组主、辅机及热网系统运行正常；3检查1号机组低压缸在切缸状态，冷却旁路阀全开；4降低11、12热网加热器水位至900mm〜1000mm,保持水位稳定；5申请退出1号机组AGC；6解除1号机组锅炉主控自动，机组TF方式下运行，维持锅炉主蒸汽流量在500t/h〜700t/h之间，保持机组负荷稳定；7检查1号机组低压缸投入条件满足；8在1号机组DEH系统“抽汽控制”画面点击“低压缸投入”按钮，BV阀20s开启至抽凝工况最小开度10%，投入过程中，控制中压缸排汽压力在0.15MPa〜0.3MPa之间，四五抽差压＜0.45MPa；9检查1号机组汽轮机轴位移、高中压胀差、低压缸胀差、轴系振动、各轴承金属温度、中排温度、低压缸排汽温度、低压缸末级叶片温度、次末级叶片温度应无异常；10检查1号机组热网加热器水位无异常，必要时手动干预调整；11检查1号机组凝汽器及除氧器水位正常，如趋势异常，应及时手动调整；12根据1号机组低压缸排汽温度变化趋势，关闭低压缸喷水电动门；

13投入1号机组6号低加汽侧运行，各低加疏水倒至正常运行方式；14投入1号机组CCS控制，恢复1号机组各系统正常运行方式；15全面检查1号机组各系统设备运行参数正常，申请投入1号机组AGC；16根据1、2号机组负荷情况，调整两台机组供热量分配；17汇报值长：1号机组汽轮机低压缸投入操作完毕。备注操作人：监护人：审核人：发令人：1号机组切缸工况对应参数记录表：主i锚®t/h机组电负荷MW排唐温度匸4.421147,6131.64,4512S：-867,&131.7523,76&74r561382：J833.3：：1-,26544-嚣150S507„6221.221B.94.321637,&331.2■：ln.l4.5117J■1-^T.5031.9■■:c.vn主锚量tZh飒未级后辭温度匚末級琢温度£四五抽差压恥50093.4as.560.30.190.1217334391.083.160.20„300.12173S4.2fiO.60.24C.l：?c7；6.'48R,T呻0,25C.1.S：'7-.703S&.T80.90„2S0.13573£ai.7利.20.二0.1297S1号机组上年切缸试验过程中环境温度在o°c左右，汽轮机切缸后凝汽器热负荷急剧降低，由于要维持背压5.0KPa以下，所以强制间冷系统为夏季工况，主机循环水温维持较低水平，切缸后各扇区水温设定值27°C,但循环水母管温度仍由26.8°C下降至23・3°C,扇区冷却柱温度从21・1°C下降至18.7°C。应讨论在保证系统防冻的基础上，适当降低间冷水温及壁温保护定值，满足机组切缸运行工况的运行参数需要。切缸运行前应对间冷系统漏风情况进行统一封堵治理，对各扇区百叶窗关闭严密性进行排查，保证各百叶窗关闭状态下间冷系统的严密性，防止漏冷风导致间冷翅片结冻损坏。现有间冷扇区防冻保护条件及定值：（1）扇段一级防冻保护程序在冬季运行模式下（环境温度＜2°C）,冷却塔处于自动运行。触发条件：扇段回水温度（三取中）小于27C，延时60S。执行动作：该扇段的百叶窗将抑制开度（开度增大的方向受抑制）发出一级防冻保护报警。复位条件：扇段回水温度（三取中）大于30C或扇段泄水状态回来，延时20S,解除百叶窗的开度抑制。（2）扇段二级防冻保护程序在冬季运行模式下（环境温度＜2C）,冷却塔处于自动运行。触发条件：扇段回水温度（三取中）小于25C或者扇段散热器壁温小于20C，延时60S。执行动作：该扇段的百叶窗将关闭，发出二级防冻保护报警。复位条件：扇段回水温度（三取中）大于27C,延时20S,或者扇段散热器壁温大于25C，延时20S,或扇段泄水状态回来，延时20S。（3）扇段三级防冻保护程序在冬季运行模式下（环境温度＜2C）,冷却塔处于自动运行。触发条件：扇段回水温度（三取中）小于20C或者扇段散热器壁温小于16C，延时60S。执行动作：发出三级防冻保护报警；延时300S,在自动泄水投入下，自动进入扇段泄水程序；延时600S,如果三级防冻保护没复位，发紧急泄水请求报警。复位条件：扇段回水温度（三取中）大于25C，延时20S，或者扇段散热器壁温大于20C，延时20S,或扇段泄水状态回来，延时20S。经过相关专业讨论，此次切缸运行暂时退出间冷扇段防冻保护，就地发电部、设备部安排专人对间冷扇区翅片管连续测温，有结冻风险时及时进行调整。依据此次切缸工况间冷扇区现场测温数据及间冷系统运行情况，调整间冷扇区各级防冻保护定值。附件：定值扰动试验内容及要求附录1：MCS子系统自动控制品质扰动试验试验方法1、除氧器水位控制系统定值扰动试验保持机组负荷稳定、锅炉燃烧率不变；除氧器水位控制置自动，手动缓慢改变除氧器设定值60mm（具体根据机组运行要求而定），待除氧器水位调节平稳后，手动改变定值-60mm,观察除氧器水位调节效果。试验记录表格如表1所示。表1除氧器水位控制系统定值扰动试验系统名称品质指标标准除氧器水位控制系统定值扰动试验a）稳态品质指标：±20mmb）当水位给定值改变60mm时，过渡过程衰减率屮=0.75〜0.9、稳定时间（从扰动试验开始到被调参数进入新稳态值允许偏差范围内不再越出时的时间）小于10min项目要求扰动量衰减率稳态时间稳态偏差试验负荷要求±60mm屮=0.75〜0.9t<10min±20mm除氧器水位实际2、给水控制系统扰动试验给水泵总操自动方式，运行人员手动改变给水流量设定值30t/h（具体根据机组运行要求而定），待调节稳定后，手动改变定值30t/h,观察调节效果。试验记录表格如表2所示。表2给水控制系统定值扰动试验系统名品质指标标准

系统名品质指标标准称给水控制系统a）锅炉给水控制稳态品质指标：±25mm；控制系统的执行机构不应频繁动作b）定值扰动（扰动量为±30t/h）：过渡过程衰减率屮=0.75〜0.9；稳定时间小于3minc）直流锅炉给水流量控制，过渡过程衰减率屮=0.75〜0.9；稳定时间小于lmin项目要求扰动量衰减率内回路衰减率稳态时间内回路稳定时间稳态偏差试验负荷给水流量要求±30t/h屮=0.75〜0.9屮=0.75〜0.9t<3mint<1min±5t/h实际3、主汽温控制系统扰动试验过热器一级、二级减温水调门自动方式，开始进行主汽温控制系统扰动试验。运行人员将过热汽温给定值改变+5口，待蒸汽温度变化趋于稳定后，记录主蒸汽温度、二级减温器后导前汽温变化曲线；运行人员将一级减温水温度给定值改变+5口，记录一级过热器出口温度、一级减温器后导前汽温变化曲线；运行人员将过热汽温给定值改变-5口，待蒸汽温度变化趋于稳定后，记录机组负荷、主蒸汽温度、二级减温器后导前汽温变化曲线；运行人员将一级减温水温度给定值改变-5口，记录一级过热器出口温度、一级减温器后导前汽温变化曲线。试验记录表格如表3所示。表3主汽温度控制系统定值扰动试验系统名称品质指标标准主汽温a）稳态品质指标：过热汽温度为±3口；再热蒸汽温度为士4口；执行器不度控制应频繁动作。系统扰b）过热气温和再热气温给定值改变±5□时，过渡过程衰减率屮=0.75〜

动试验0.9；稳定时间为过热蒸汽温度小于15min，再热蒸汽温度小于30min项目要求扰动量衰减率稳态时间稳态偏差试验负荷主汽温度要求±5口屮=0.75〜0.9t<15min±3口实际4、再热汽温控制系统扰动试验再热汽温控制系统在自动方式，开始进行再热汽温控制系统扰动试验。运行人员将再热汽温给定值改变+5口，待蒸汽温度变化趋于稳定后，记录再热汽温、喷水减温器后导前汽温变化曲线；运行人员将再热汽温给定值改变-5口，待蒸汽温度变化趋于稳定后，记录再热汽温、减温器后导前汽温变化曲线。试验记录表格如表4所示。表4再热汽温度控制系统定值扰动试验系统名称品质指标标准再热汽温度控制系统扰动试验a）稳态品质指标：过热汽温度为±3口；再热蒸汽温度为士4口；执行器不应频繁动作。b）过热气温和再热气温给定值改变±5□时，过渡过程衰减率屮=0.75〜0.9；稳定时间为过热蒸汽温度小于15min，再热蒸汽温度小于30min项目要求扰动量衰减率稳态时间稳态偏差试验负荷再热汽温度要求±5口屮=0.75〜0.9t<30min±4口实际5、炉膛负压控制系统扰动试验炉膛压力控制系统投自动，手动降低炉膛压力设定值+200Pa,待炉膛压力调节平稳后,记录炉膛压力和引风机动叶变化趋势和参数；手动改变定值一200Pa，待炉膛压力调节平稳后，记录炉膛压力和引风机动叶变化趋势和参数。试验记录表格如表5所示。表5炉膛负压控制系统定值扰动试验系统名品质指标标准

称炉膛负压控制系统扰动试验a）稳态品质指标：±100Pab）炉膛压力定值扰动（扰动量为±200Pa）：过渡过程衰减率屮=0.9〜0.95、稳定时间小于3min项目要求扰动量衰减率稳态时间稳态偏差试验负荷炉膛负压要求±200Pa屮=0.9〜0.95t<3min±100Pa实际6、二次风控制系统扰动试验送风机控制系统在自动方式下工作。运行人员将总风量给定值改变+100t/h,待总风量变化趋于稳定后，记录总风量和送风机动叶开度的变化曲线；运行人员将总风量给定值改变-100t/h，待总风量变化趋于稳定后，记录总风量和送风机动叶开度的变化曲线。试验记录表格如表6所示。表6二次风控制系统定值扰动试验系统名称品质指标标准二次风控制系统定值扰动试验a）燃烧率指令增加时，风量应能在30s内变化b）二次风总风量定值扰动（扰动量为±100t/h）：过渡过程衰减率屮=0.9〜0.95、稳定时间小于60s项目要求扰动量衰减率稳态时间稳态偏差试验负荷要求±100t/h屮=0.9〜0.95t<60s—丿总、〃风^量实际7、一次风压控制系统扰动试验一次风压控制系统在自动方式下工作。运行人员将一次风压给定值加偏置+0.5KPa,待一次风压变化趋于稳定后，记录一次风压、一次风机动叶开度的变化曲线；运行人员将一次风压给定值加偏置-0.5KPa，待一次风压变化趋于稳定后，记录一次风压、一次风机

动叶开度的变化曲线。试验记录表格如表7所示。表7一次风压控制系统定值扰动试验系统名称品质指标标准一次风压控制系统定值扰动试验a）稳态品质指标：±100Pab）—次风压给定值改变500Pa时：过渡过程衰减率屮=0.9〜0.95，稳定时间小于60s项目要求扰动量衰减率稳态时间稳态偏差试验负荷一次风压要求±500Pa屮=0.9〜0.95t<60s±100Pa次风压实际8、磨出口温度控制系统扰动试验机组在正常工况下稳定运行，磨冷热风挡板控制系统在自动方式下工作。运行人员将磨出口风粉温度给定值改变+3口，待温度变化趋于稳定后，记录磨出口温度和冷风挡板的变化曲线；运行人员将磨出口风粉温度给定值改变-3D，待温度变化趋于稳定后，记录C磨出口温度和冷风挡板的变化曲线。试验记录表格如表8所示。表8磨煤机出口温度系统定值扰动试验系统名称品质指标标准磨煤机出口温度系统定值扰动a）稳态品质指标：磨煤机出口温度为3Db）磨煤机出口温度给定值改变3□时，过渡过程衰减率屮=0.9〜0.95，稳定时间小于5min。项目要求扰动量衰减率稳态时间稳态偏差试验负荷磨出口温度要求±3D屮=0.9〜0.95t<5min±3D实际9、磨入口风量控制系统扰动试验机组在正常工况下稳定运行，磨冷热风挡板控制系统在自动方式下工作。运行人员将磨的一次风量给定值改变+10t/h，待磨一次风量变化趋于稳定后，记录磨一次风量和热风

挡板的变化曲线；运行人员将磨的一次风量给定值改变-10t/h,待磨一次风