机组C修停机安全技术组织方案含操作票.docx
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机组C修停机安全技术组织方案含操作票.docx
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机组C修停机安全技术组织方案含操作票
#1机组C修停机安全、技术、组织方案
批准:
审定:
审核:
初审:
编写:
发电部
张家港沙洲电力有限公司
年08月22日
#1机组C修停机安全、技术、组织方案
由于本次#1号机组停机的原因是C级检修停机,由于需要烧仓,采用滑参数停机方式。
为保证机组安全停运特制定本停机方案。
1、停机原则
本次#1机组采用滑参数停运方式,机组停运后汽轮机高压内上缸金属温及中压持环金属温度360℃以内,本次停炉时间约36天,在停炉过程中必须将制粉系统彻底走空,吹扫干净,各原煤仓需要烧空,08月22日中班值长控制低仓位交班。
锅炉采用停炉过程中加药钝化,停炉后带压放水、预热烘干、抽真空法进行保养,停炉后不进行任何冷却。
停机前汽轮机进行主汽门、调门活动试验,交流润滑油泵、直流润滑油泵、高压备用密封油泵、顶轴油泵、盘车电机启动试验。
停机过程中不进行任何试验。
2、组织机构
2.1组织分工:
操作指挥:
当班值长
组织协调组:
陈宝东岳利平
技术支持组:
黄伟王陆军徐峰顾宏昌
安全监督组:
当班值长徐峰
2.2分工职责:
操作指挥:
全面负责#1机组停运工作。
对#1机组停运的工作安排和协调工作负责,全面组织#1机组停运工作。
组织协调组:
负责机组停运前各项试验工作和停机操作的组织和协调,负责机组停运及启动现场具体协调指挥。
技术支持组:
负责机组停运及启动技术支持和技术监督工作,对措施、操作方案正确性负责。
安全监督组:
负责机组停运及启动工作中的的安全指导和工作程序、“三票”“三制”执行情况监督检查。
3、停机前系统运行方式的安排
3.1做好停机前的设备缺陷统计工作。
由各值负责,将缺陷及时统计,汇总,并记录在MIS缺陷记录中。
于08月20日前,分专业汇总到各位专业专工。
3.2各位专业专工做好机组停运前的相关参数统计和试验工作。
试验工作包括:
主机交流油泵、直流油泵、高压备用密封油泵、顶轴油泵启动试验,盘车电机启动试验,主机高压主汽门、调门活动试验正常;
3.3开始停机前10小时,值长根据停机进度控制上煤量,保证停机时将所有原煤斗处于低仓位(见停机过程原煤仓煤位控制表)。
3.4 辅助蒸汽系统:
机组准备降负荷停机时,确认冷再汽源充分备用;压力0.65MPa以上。
辅汽切至#2机组供。
3.5检查启动两台燃油泵工频运行,#1炉前油循环正常,炉前母管油压调整至0.8-1.0MPa,燃油雾化蒸汽母管压力(0.75—0.85)MPa,充分疏水。
炉前各油枪手动阀门正常开启,油枪正常备用
3.6将等离子装置切至#1机组,试拉弧正常。
3.7检查确认电泵处于备用状态;
4、停机过程中的工作
4.1本次停机1号机组采用滑参数停机方式,停机操作严格执行操作票。
4.2一切检查准备工作结束,按下表控制负荷和汽温。
时间
停留时间
负荷
压力
主汽温度
过热度
分离器出口过热度
一减后温度
A磨煤机
B磨煤机
C磨煤机
D磨煤机
E磨煤机
备注
02:
00
03:
00到规定参数
550
21.5(370℃)
490
120
<20℃
410℃
15/366
15/366
15/366
14/310
12/200
1℃/min降温速率
05:
00
停留2小时
550
21.5
480
110
15℃
405
13.5/283
13.5/283
13.5/283
12.2/211
9.5/100
06:
00
到规定参数
450
18.0(357℃)
460
103
15℃
395℃
13/255
13/255
12.8/244
11.3/168
8/60
0.5℃/min降温速率
07:
30
450
18.0(357℃)
460
103
15℃
395℃
12/200
12/200
11.5/177
10/116
0
E仓烧空
08:
30
400
16.5(350℃)
450
100
10℃
380℃
11/155
11/155
10.5/135
8.6/75
布袋全面喷吹后停用
09:
30
350
15.5(345℃)
440
95
10℃
370℃
10.2/123
10.2/123
9.3/94
6.5/32
脱硝SCR反应器入口烟温小于300℃停运脱硝
10:
00
300
14.5(339℃)
420
81
5℃
355℃
9.5/100
9.5/100
8.5/71
0
启电泵,退一台汽泵
10:
40
210
13(330℃)
410
80
330℃
8.5/71
8.5/71
6.5/32
11:
20
180
12(325℃)
405
80
6.5/32
6.5/32
0
电泵接汽泵、给水走旁路
12:
00
停机
0
8MPa以上
385
90
0
0
注:
本次停机由于烧仓,执行滑参数停机操作,但缸温要求不高,规定在350-360℃即可,为此值长按上表中的控制,08:
30时间以后项按节点工作和仓位配合即可
4.3负荷400MW,退出#1机组AVC调节功能,并注意监视、调节无功功率及发电机出口电压。
同时通知除灰进行一次布袋除尘器喷吹,喷吹完成后将喷吹系统停运;
4.4按操作票继续降机组负荷,当脱硝SCR反应器入口烟温小于300℃停运脱硝。
将1D制粉系统走空,吹扫干净停运,维持1A、1B、1C、制粉系统运行;
4.5当#1机组打闸前3小时,通知精处理值班员:
开高速混床手动旁路门,向给水,凝结水加氨,调整给水PH值到9.6至10,对锅炉做好停炉保养措施。
4.6机组继续减负荷至280MW,检查启动#1机电动给水泵走再循环运行。
4.7#1机组负荷降至220MW,进行厂用电切换,同时保持汽泵流量在650t/h,解除汽泵自动控制,继续降低总煤量,注意维持给水流量、主汽温度、再热器温度、炉螺旋管水冷壁出口温度及中间点出口温度稳定。
4.8机组继续减煤负荷降至180MW,锅炉由干态转为湿态,并注意分离器水位的控制,检查3A阀调节正常。
4.9锅炉干态完全转成湿态后,稳定#1机组负荷180MW,进行大小阀切换。
大小阀切换完成后,将电泵并入给水系统,将运行汽泵退出走循环。
继续减负荷并停运1C磨煤机。
4.10在停机过程中,当锅炉由干态转湿态稳定运行后(负荷150~160MW),将#1~#3高加正常疏水切至危急疏水运行;关闭各级高加正常疏水调整门,关闭#3高加正常疏水手动隔离门。
4.11当锅炉由干态转湿态运行后,除氧器压力高于四抽压力时,关闭四抽至除氧器供汽电动门。
4.12根据主、再热汽温,控制1A、1B制粉系统低煤位,磨吹扫干净停运。
迅速关闭汽机高压调门,维持主汽压力8.6MPa以上。
手动MFT。
4.13汽机跳闸后就地手动脱扣汽轮机,检查隔膜阀上方压力到“0”;检查汽轮机高、中压自动主汽门、调速汽门关闭,抽汽电动门、逆止门、高压缸排汽逆止门关闭严密,高压缸排汽通风阀开启。
4.14停机过程中,当汽动给水泵停运后及时关闭小机排气蝶阀,破坏小机真空,停轴封。
4.15给水泵停运后,及时停止给水化学加药系统;机组停运后,开前置过滤器手动旁路门,前置过滤器退出运行前选择一台前置过滤器(留一台周期制水量大的不反洗)进行反洗,为前置过滤器检查滤元工作时进行比对做好准备;停止化学加药系统、取样高温架开排污门,通知仪表维护停取样分析系统对仪表作必要维护。
4.16发变组解列后,将#1发变组转入冷备用
5、停运过程中的注意事项
5.1严密监视调节级金属温降小于1℃/min。
5.2停运过程中保证减温器后蒸汽有30℃以上的过热度,汽温10分钟下降50℃,必须打闸停机。
5.3停运过程中,控制主蒸汽、再热蒸汽温差≯14℃。
5.4停运过程中,不准进行汽轮机的注油试验或其它影响高、中压主汽门,调速汽门开度的试验。
5.5停机操作中,及时联系化学精处理,给水和凝结水系统加氨,机组停运前给水PH值保持在9.6至10,做好停机后的保养准备。
5.6在整个停机过程中,主蒸汽温度、再热蒸汽温度、汽机缸温不得出现回升现象。
5.8在停运过程中应密切监视汽机差胀、位移、振动、汽缸对点上下温差。
5.8在停运过程中随着减负荷总煤量的减少逐渐关小减温水,严防减温水使用过量,避免汽温突降或突升和大幅度波动,导致锅炉受热面氧化皮脱落。
5.9每减负荷至一定数值后,先保持汽压不变,降低汽温;当蒸汽过热度接近80℃,且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,降低主汽压力采用逐渐开大高压调门的方法进行降压,但必须注意调节级压力和温度的匹配,保持高排温度对应压力下30℃以上过热度;
5.10随负荷降低注意高加疏水水位及轴封压力,及时调整各油水氢温;
5.11随负荷降低注意汽泵高压汽门开启情况;。
5.12炉转湿态运行时,注意分离器及集水箱水位,确认3A阀动作良好;
5.13注意主机真空及排汽室温度,及时投入备用真空泵及缸体喷水。
5.15脱硝SCR反应器入口烟温小于300℃及时停运脱硝,关闭A、B侧喷氨手动门及氨区至#1机供氨手动门。
5.16停机期间除氧器水位控制在-150mm左右。
5.17负荷300MW时关闭#1循环水联络门;关闭定冷水自动净化装置加氨前、后手动隔离门。
5.18打闸前启动主机交流油泵以及高备泵。
5.19机组惰走过程中及时调整主机润滑油温。
5.20#1炉启动分离器至除氧器回收电动门(关闭)状态时有时无,注意停机过程中开关时联系检修进行配合。
6、停机后的保养
6.1MFT后检查一次风机、磨煤机、密封风机、过再热器减温水等设备联动正常,否则手动操作。
6.2停炉吹扫结束后,立即停止送、引风机,关闭所有风烟挡板、联络挡板、六大风机动叶、二次风小风门进行焖炉。
6.4待主汽压力降至1.0Mpa或者分离器管壁温度180℃以内,按规程规定,迅速开启疏水门,对锅炉进行热炉放水;待主汽压力、分离器压力降至0.3Mpa时,开启相应排空气门,开启水冷壁下联箱至大气扩容器疏水手动门疏水。
6.5待启动分离器压力降至0.1MPa后,开启水冷壁下集箱放水至零米地面手动门。
检查确认锅炉水冷壁下联箱疏水干净,立即关闭排空气门、疏水门。
6.6开启高低压旁路,利用凝汽器抽真空系统对锅炉主、再热器系统进行抽真空。
凝汽器维持-0.06MPa压力抽真空1小时后,全开排空气门用空气置换炉内残存湿气1小时后,关闭排空气门继续抽真空1小时后,停止抽真空。
6.7当不再向凝汽器排放热水和热蒸汽时,主机破坏真空,停轴封。
7、停机后的工作安排:
7.1锅炉专业
7.1.1锅炉MFT以后,以190T/H的流量继续上水10min,以冷却炉膛各受热面。
停炉电泵运行。
关闭锅炉所有给水电动门、调整门。
7.1.2锅炉MFT以后,以30%额定风量吹扫5min,关闭风压系统所有风门挡板,密闭锅炉,注意监视排烟温度的变化。
7.1.3锅炉MFT以后,抄录一次锅炉膨胀指示器。
7.1.4关闭锅炉本体吹灰手动门、辅汽至空预器吹灰手动门、燃油进油总门手动一次门、回油总门手动一次门、雾化蒸汽手动一次总门、磨煤机灭火蒸汽联箱进口手动总门。
停炉后第3天停用燃油泵,打开燃油回油电磁阀旁路门和回油手动总门,将管内存油放空后(1-2h)关闭上述两手动门,启动燃油泵运行(防止管内油压升高)。
7.1.5通知除灰专业,适当关小炉底水封、捞渣机补水的进水门。
7.1.6制粉系统停运2小时后,监视所有磨煤机入口风温小于60℃、出口门关闭到位。
然后停运所有磨煤机油泵,润滑油箱电加热维持“联锁”位置。
有工作时按照工作票安全措施执行。
7.1.7启动分离器3A阀联关后停电,防止前置泵停电后3A阀联开,锅炉主汽压降过快。
7.1.8锅炉MFT一次风机停用后将两台密封风机的备用、压力联锁切除,防止一次风机停电后备用密封风机联动。
7.1.9停机后根据检修的工作票安排决定6KV设备是否停电。
引风机的冷却风机、火检风机、等离子冷却水泵保持连续运行。
7.1.10引风机停运后每小时到就地活动一次,送风机、一次风机动叶每班活动三次。
7.1.11停机后20小时,分离器压力0.8MPa—1.0MPa,分离器壁温180℃左右,按照《锅炉带压放水、抽真空保养》操作票要求,进行放水保养工作。
7.1.12空预器入口烟温低于80℃,根据现场检修情况决定是否停运空预器运行。
7.1.13按专业要求进行相关工作。
7.2汽机专业
7.2.1汽轮机打闸后就地检查汽轮机高、中压自动主汽门、调速汽门关闭,抽汽电动门、逆止门、高压缸排汽逆止门关闭严密,高压缸排汽通风阀开启。
7.2.2打闸后,解除真空泵联锁,停运真空泵。
7.2.3检查汽轮机转速到零后盘车自动投入,否则手动投入,记录汽机惰走时间,盘车期间记录汽机缸温、盘车电流、大轴偏心率等参数。
7.2.4真空到-10KPa时停运轴封,关闭辅汽至轴封供汽站手动总门和轴封供汽站进汽手动门,停运轴加风机。
7.2.5关闭以下阀门:
a、#1---#3高加连续排空气二次门;b、#3高加正常疏水后手动隔离门;c、辅汽至小机调试用汽手动门;d、冷再至#1机辅汽联箱进汽手动门、电动门。
7.2.6以下电动门停电:
a、辅汽至除氧器电动前、后截门;b、辅汽至除氧器加热电动隔离门;c、冷再至#1机辅汽联箱进汽电动门;d、四抽至#1机辅汽联箱进汽电动门;e、高旁减温水电动隔离门;f、#1—#6抽汽电动门。
7.2.7锅炉上水完毕后,停止给水泵;排汽温度<50℃,凝结水系统的其它用户已停用,确认无汽水进入凝汽器;停止凝结水泵。
。
7.2.8主机盘车中应监视好缸温以及盘车运行状态;发现缸温异常变化应及时汇报并查找原因。
7.2.9按专业要求进行相关工作。
7.3电气专业
7.3.1#1发变组根据检修工作情况,决定是否将发变组操作至检修状态,确保检修工作票按时开工。
7.3.2发电机保持氢气态。
纯度按96%监视,只补纯,不补压,注意监视调整密封油油氢差压,防止发电机进油。
7.3.3保持定冷水系统的运行,用定冷水加热氢气使之保持在较高的温度水平,防止氢气温度下降至露点附近造成线棒凝露。
7.3.4按专业要求进行相关工作。
8.燃料、化学、除灰脱硫相关工作
8.1燃料专业
8.1.1停炉前,执行值长要求#1炉各仓配煤令,并和值长核对各原煤仓仓位。
8.1.2停炉操作中,严格执行值长令保持各原煤仓仓位
8.1.3加强对供油泵的检查
8.2除灰脱硫专业
8.2.1加强停机机组除灰脱硫各设备的检查,统计好缺陷汇报专业。
8.2.2加强对运行机组各设备的检查。
8.2.38月23日夜班值班员控制#1吸收塔液位安全低液位即可。
8.2.4严格执行值长令停运脱硫、除尘除渣各设备。
8.3化学专业
8.3.1执行值长令当#1机组打闸前3小时,通知精处理值班员:
开高速混床手动旁路门,向给水,凝结水加氨,调整给水PH值到9.6至10。
8.3.2给水泵停运后,及时停止给水化学加药系统;机组停运后,开前置过滤器手动旁路门,前置过滤器退出运行前选择一台前置过滤器(留一台周期制水量大的不反洗)进行反洗,为前置过滤器检查滤元工作时进行比对做好准备;停止化学加药系统、取样高温架开排污门,通知仪表维护停取样分析系统对仪表作必要维护。
9.#1机滑停操作票见下附页
编号:
年次
滑参数停运操作票
年月日
张家港沙洲电力有限公司发电部
年月日时分
值长
主值班员
副值班员
巡检、
滑参数停炉操作票
序号
操作内容
执行时间
执行人
备注
一、滑参数停炉前的准备及联系工作
1
全面检查系统,对设备缺陷进行详细记录登记,为停机后的消缺准备。
2
锅炉所有原煤仓及落煤管存煤要烧空,烧仓时应尽量保持均匀降低煤量,清仓时应特别注意燃烧稳定。
3
联系化学、燃料、除灰及脱硫各运行岗位,做好停机准备工作。
4
检查等离子点火装置在良好备用状态,拉弧试验正常。
5
检查油库有足够的存油,油系统循环正常(0.8-1.1MPa),雾化蒸汽压力正常(0.75MPa),压缩空气压力正常。
油枪试投正常。
6
负荷大于70%负荷以上,锅炉全面吹灰一次
7
炉侧启动分离器管路暖管备用,机侧高、低压旁路暖管备用。
8
柴发启动试验正常,热备用。
9
做停机前试验:
1、主机交、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车装置、氢密封备用油泵联动和启动试验;
2、高中压主汽门、抽汽逆止门活动试验
执行试验操作卡
10
辅汽切至邻机供,辅汽至除氧器和轴封管路提前暖管
11
全面抄录汽缸膨胀,各点金属温度一次,然后从减负荷开始,每隔20分钟记录一次,高压内下缸内壁温度降至200℃时每小时记录一次,直至高压内下缸内壁温度降至150℃
12
在停机前的夜班第二次加仓:
高仓位磨半仓运行,下层磨70%仓位运行,且保证煤的发热量(发热量大于5000大卡/Kg)。
13
14
二、锅炉滑停及停炉后冷却
15
机组负荷500MW以上,磨煤机可保持上5台磨运行,首先烧空F磨煤仓。
滑停前全面检查锅炉膨胀情况,并记录一次。
16
AGC方式退出,单阀控制,DEH开度指令开至85%以上,开始滑参数:
1)机组运行方式:
CCS。
2)压力控制方式:
滑压。
3)目标负荷:
500MW。
4)主蒸汽目标温度:
490℃,速率1℃/min。
再热汽目标温度:
490℃,速率1℃/min。
17
机组负荷500MW,F煤仓烧空后,F磨煤机电流26A左右,磨煤机内煤粉吹干净后停运,启动A磨煤机,烧E磨煤仓
每个煤仓烧空前就地敲打给煤机入口落煤管,观察煤位均匀下降,接近空仓时逐渐降低给煤量,防止突然断煤。
(下同)
18
逐步设低中间点温度,直至设定值与理论值偏置为-5℃,逐步开大一级减温水,二级减温水适当开启控制两侧汽温偏差。
整个过程中汽温始终保证至少80℃以上过热度。
一级减温器后温度过热度控制≮20℃。
19
主/再热汽温度到490/490℃时保持参数不变稳定120分钟。
20
按照每分钟3MW的速率减负荷至450MW。
21
各个参数在规定范围内,继续滑参数减负荷至450MW:
1)机组运行方式:
CCS。
2)压力控制方式:
滑压。
3)目标负荷:
450MW,速率3MW/min。
4)目标压力:
18.0MPa,速率0.174MPa/min
5)主蒸汽目标温度:
460℃,速率1℃/min。
再热汽目标温度:
460℃,速率1℃/min。
机组450-500MW高负荷时将缸温降下来。
并注意在整个滑停过程中不要出现汽温和缸温反弹现象。
22
主/再热汽温度到460/460℃时保持参数不变稳定90分钟。
E煤仓烧空后,E磨煤机电流26A左右,磨煤机内煤粉吹干净后停运,烧D磨煤仓。
期间将E仓烧空
23
负荷减至400MW时,退出#2机组AVC调节功能,并注意监视、调节无功功率及发电机出口电压。
同时通知除灰将布袋除尘器喷吹一次后将喷吹系统停运。
24
机组负荷往360MW以下减时,要注意脱硝系统两侧SCR装置入口烟温,在烟温小于300℃时停运脱硝喷氨系统。
关闭脱硝系统A/B侧氨/空混合器入口喷氨电动门和入口手动总门。
稀释风机保持连续运行。
通知化学关闭氨站到#2炉供氨手动门
25
机组各个参数在规定范围内,继续滑参数减负荷至300MW:
机组运行方式:
手动方式
1)压力控制方式:
滑压。
2)目标负荷:
300MW,速率2MW/min。
3)主蒸汽目标温度:
420℃,速率1℃/min。
再热汽目标温度:
420℃,速率1℃/min。
减负荷过程中注意低压差胀的变化,并及时调整。
26
滑停时随着负荷的降低在保证炉膛风箱压差不低于0.5KPa,一次风压6-7KPa的控制,并逐渐开大SOFA风挡板。
27
随着燃料的降低,逐渐关小减温水量,以先关二级减温水,再关闭一级减温水的原则使用减温水。
28
机组负荷降至300MW时,将给水的负荷转移到一台汽动给水泵上,保持另一台汽动给水泵带再循环运行。
空预器密封装置扇形板提升至最大,关闭启动分离器暖管管路电动门和手动门。
机组负荷降至300MW监视锅炉膨胀情况,并记录一次。
29
机组打闸前3小时,通知精处理值班员:
切除混床,向给水,凝结水加氨,调整给水PH值到9.6以上、前置过滤器系统并分别反洗两次,对锅炉做好停炉保养措施。
给水泵停运后,及时通知化学停止给水化学加药系统
30
机组负荷300MW稳定,投入等离子点火装置,方式放在常规模式。
D煤仓烧空后,D磨煤机电流26A左右,磨煤煤粉吹扫干净后停运。
31
继续减负荷,启动电动给水泵旋转备用。
开启#2机本体、主再热蒸汽管道、抽汽管道隔离的疏水手动门。
32
辅汽到空预器吹灰汽源提前暖管备用,以备空预器吹灰时使用。
33
随着负荷的降低,汽动给水泵的汽源将切换至冷段再热蒸汽。
(如需汽泵停机,联系热工解除MFT跳小机保护,小机调试用汽提前暖管,负荷250MW左右,投入运行小机的调试用汽)
34
厂用工作电源切至备用电源。
35
负荷滑停至220MW,此时启动分离器开始干态转湿态。
保持给水流量在650t/h左右不变,继续减煤减负荷。
注意启动分离器过热温度,过热温度逐渐降低时,说明分离器要见水。
36
机组各个参数在规定范围内,负荷滑参数减负荷至180MW:
机组运行方式:
手动
压力控制方式:
定压。
目标负荷:
180MW,速率2MW/min。
主蒸汽目标温度:
405℃,速率1℃/min。
主汽压力:
11MPa
再热汽目标温度:
405℃,速率1℃/min。
负荷减至180MW时检查启动分离器已转为湿态,启动分离器见水,HWL-I、HWL-2疏水调门调节正常。
37
负荷至180MW时,保持负荷稳定,将主给水切至旁路运行,切换过程中注意防止给水流量大幅度波动。
注意给水压力变化引起减温水流量变化造成汽温波动。
38
电动给水泵并入系统运行,汽动给水泵退出运行。
39
继续减负荷,C煤仓烧空前投运AB层对角油枪,当C磨煤机电流26A左右时停运。
投油枪前投运空预器连续吹灰。
40
机组各个参数在规定范围内,继续滑参数减负荷至120MW:
1)机组控制方式:
手动方式。
2)目标负荷:
120MW,速率2MW/min。
3)主、再热蒸汽目标温度:
不低于385℃,速率1℃/min
4
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