論600MW亞臨界火電機組滑參數停機

摘要：文章以廣東國華粵電臺山發電有限公司600MW國產機組進行的多次滑參數停機為基礎，論述了600MW機組滑參數停機的重要性、必要性、操作關鍵步驟及控制要點，提出了滑參數停機過程中風險點的預防控制措施。

關鍵詞：滑參數停機；制粉系統；等離子點火裝置；高壓缸調節級；BOP；SOP

中圖分類號：TK267 文獻標識碼：A 文章編號：1009-2374（2013）20-0131-03

1 機組機爐設備規范

汽輪機為600MW汽輪機為上海汽輪機有限公司（按照美國西屋技術）生產的亞臨界、一次中間再熱、四缸四排汽、單軸、凝汽式汽輪機。汽輪機的型號是N600-16.7/538/538，最大功率為663MW（VWO工況）。

本鍋爐是上海鍋爐廠制造亞臨界一次中間再熱控制循環汽包爐。鍋爐采用單爐膛∏型露天布置，全鋼架懸吊結構，固態排渣，配有六臺直吹式中速制粉系統。鍋爐型號是SG-2028/17.5-M907，燃燒方式為四角布置切圓燃燒。

2 滑參數停機的目的

滑參數停機方式，通過降低主，再熱蒸汽的溫度，快速降低汽機金屬溫度，縮短停機冷卻時間以使機組得到最大限度的冷卻，使檢修提前開工，縮短檢修工期。

3 滑參數停機前工況要求

機組負荷降至350MW，主汽壓力10～11MPa，主汽溫度500℃，高壓調門全開。

4 滑參數停機注意事項

（1）滑停過程中，主蒸汽、再熱蒸汽溫差≯50℃，降溫過程中再熱汽溫應盡量跟上主蒸汽溫度。

（2）滑停過程中，注意汽溫、汽缸壁溫下降速度，主、再熱汽溫在10min內急劇下降50℃，應打閘停機。嚴防發生汽輪機水擊，主蒸汽過熱度控制在80℃，最低不能低于56℃。

（3）滑停過程中，注意降壓速度，注意爐水溫度變化不大于2.6℃/min（166℃/h）。

（4）滑停過程中，不準進行汽輪機的注油試驗或其他影響高、中壓自動主汽門，調速汽門開度的試驗。

（5）在降溫降壓的過程，應特別監視高、中壓轉子有效溫度、中壓葉片持環溫度變化情況，注意機組脹差及絕對膨脹的變化。

（6）減負荷過程中，高加切除后應特別注意主再熱汽溫的監視和調整，避免汽溫的反復。

監視和分析主汽門室、高、中、低壓缸溫及ATC所顯示的汽輪機各點金屬溫度下降率應正常。

（7）在整個滑參數停機過程中，參數不應出現回升

現象。

（8）在滑停過程中應密切監視汽輪機差脹、位移、振動、汽缸上下缸溫差。

（9）在啟停磨過程中，要避免燃料量的大幅度變化，調整磨煤機入口一次風量及加、減煤量時，必須要注意汽溫的變化，防止汽溫反彈。

（10）在汽溫下降的過程中，調節煤量一定要與調節汽溫協調好，要注意壓力的變化，特別是后期過熱度富裕量不足時，調節煤量更要緩慢，防止主汽壓力降的

過低。

（11）在負荷變化、風量變化時，要注意爐膛風箱差壓的變化，調整風門擋板的開度時也要關注對汽溫的

影響。

（12）在滑停后期，減溫水量穩定、負荷穩定時，燃料量的變化會直接反映出汽溫的變化，因此減煤幅度一定要緩慢，控制汽溫下將的速率。

5 滑參數停機的步驟

5.1 機組解列前操作步驟

5.1.1 機組負荷由600MW減至350MW且穩定后，保持下四臺制粉系統C/D/E/F磨煤機運行，調整蒸汽參數至GV1～GV4全開，調整機組主汽壓力和溫度達到滑停起始參數，開始滑停。

5.1.2 調整給水運行方式為一臺汽動給水泵和一臺電動給水泵運行。控制汽包水位，關閉另一臺汽泵出口門專供減溫水，注意控制減溫水壓力比主汽壓力高2MPa以上。

5.1.3 主、再熱蒸汽參數按滑停曲線進行降溫降壓，以每分鐘下降0.5℃～0.8℃速率降低溫度，最大不超過0.8℃/min。開始滑停，停運C磨。

5.1.4 負荷降至240MW，投用等離子點火裝置，減少煤量，停運D磨。維持主汽壓力7.0～8.0MPa，汽溫390℃～400℃，觀察高中壓缸第一級金屬溫度下降情況，穩定1小時。

5.1.5 負荷降至180MW，維持主汽壓力5.0～6.0MPa，汽溫340℃～350℃。觀察高中壓缸第一級金屬溫度下降情況，穩定1小時，退出空預器密封擋板，投入空預器連續吹灰。

5.1.6 負荷降至120MW，停用另一臺汽動給水泵和1號、2號、3號高加汽側。檢查相關中低壓疏水開啟。停運精處理及凝結水、給水加藥。F磨煤機投等離子模式，停電除塵。

5.1.7 負荷90MW，檢查汽輪機低壓缸噴水自動投入。

5.1.8 負荷60MW，檢查相關高壓疏水門開啟。

5.1.9 主汽參數降至汽壓2.0～3.0MPa左右，汽溫300℃～320℃，高壓缸第一級金屬溫度300℃。將供減溫水的汽泵汽源切換至廠用汽，關閉冷段及四抽汽源。

5.2 減負荷停機

5.2.1 啟動BOP（主機潤滑油泵）、SOP（高壓備用油泵）并檢查油壓正常。

5.2.2 關小高壓調門減有功至零，降低勵磁使無功近零；同時逐漸開啟旁路，保持汽溫汽壓不變。

5.2.3 聯系調度，汽輪機手動打閘，發電機逆功率解列，停運EH油泵。

5.2.4 檢查TV、GV、RV、IV及高排逆止門、各段抽汽逆止門均關閉，轉速下降。

5.2.5 轉速降至2200r/min，檢查頂軸油泵自動聯啟，記錄惰走曲線并與典型惰走曲線相比較；轉速到0，投盤車，測大軸晃動度并做好上下缸溫度、潤滑油溫、各瓦頂軸油壓等停機記錄工作。

5.2.6 鍋爐熄火后，調整風量30%～40%之間，吹掃5～10min，停止送引風機運行，關閉所有煙風擋板。

圖1 機組滑停曲線

6 滑參數停機的重要風險點操作解析

6.1 滑停過程中汽溫的調節總結

滑停過程中主、再熱汽溫按滑停曲線進行降溫，以每分鐘下降1℃～1.5℃速率降低溫度，主蒸汽過熱度應控制在80℃以上，不能低于56℃。再熱汽溫跟著主汽溫度進行調整，主蒸汽與再熱蒸汽溫度差不應大于50℃。

6.1.1 在滑停過程中汽溫的調節時：已經有一臺汽泵退出運行，專供汽溫減溫水用，這樣減溫水的壓力就基本保持恒定不變，減溫水的流量較易控制；在調溫的過程中由于主汽溫的過熱度小很多，所以使用減溫水時更要謹慎，嚴禁大幅度操作減溫水調門，特別是主蒸汽的二級減溫水。

6.1.2 在主再熱汽溫的調節中，特別應注意調節的提前量，若發現汽溫下降很快，應立即減少減溫水的用量，根據主、再熱蒸汽系統各個汽溫測點和汽溫趨勢來調整。并且將減溫水用量盡量集中在主蒸汽的一級減溫器，讓主蒸汽的二級減溫水用量盡量少一些。并注意影響汽溫的各種因素，減燃料時應緩慢，尤其在煤倉燒空的瞬間，要注意及時快速補充燃料。

6.1.3 汽溫的調整還應結合燃燒器的擺角、風門開度等手段進行調節，但滑停時機組負荷較低，上述調整應采用多次小幅度進行，避免大幅動作，引起對汽溫大幅波動。

6.2 滑停中汽包水位控制解析

在機組350MW時啟動電泵并入系統，退出一臺汽泵，定速專供減溫水，有利于溫度和水位的調節。在并入電泵退汽泵的過程中，應保持正常運行的汽泵的轉速始終放自動，因為電泵與汽泵的調節特性不同，在電泵并入出水后應該讓電泵帶基本負荷，汽泵投入自動調節水位，此時一定要注意汽泵的轉速在可調節范圍內。退出運行專供減溫水的汽泵的轉速應根據主汽溫度所需減溫水量及主汽壓力進行調節，以保證減溫水壓力始終高于主汽壓一定壓力。

正常運行的汽泵的轉速降到接近3100r，再循環已經全開，汽泵基本沒有調節余度。而汽包水位仍有上升趨勢，此時將該運行汽泵會切至MEH控制，在MEH中設定轉速，降低給水量維持水位平穩。

當機組負荷降至30%額定負荷的時候，該運行汽泵轉速已降至2650r左右，一臺電泵已經基本可以滿足機組用水需要。此時應關閉該汽泵出口門，退出該汽泵作為緊急備用，保持汽泵轉速不變，只用電泵對鍋爐上水，此時應注意電泵勺管開度最大沒有超過65%，隨著主汽壓力的降低，汽包水位開始比較難控制，電泵的開度也逐漸降低，故此時可將電泵給水切至副閥調節，以便更好地控制汽包水位，打閘前可控制水位至高水位，在打閘后水位降至最低后應迅速減少給水量，以免水位過高。另在主給水流量降至540t/h附近時，省煤器再循環頻繁開關，會對汽包水位造成一定影響，可提前手動開啟省煤器再循環門。

6.3 滑停中燃燒調整總結

滑停時燃燒調整的目的主要是在降低主汽壓力的同時配合汽溫能平穩降低。需要滑停的機組，在滑停前應采用走空給煤機、煤倉燒空的方式，要考慮煤倉煤位和配比。

由于滑停前主汽溫度過高，且最后停機時需要投運等離子模式，所以在保證總煤量不變的情況下首先減少F磨煤機的給煤量，同時為防止上層的A/B煤倉同時燒空，減少B給煤量，通過改變制粉系統的投用層次，降低火焰中心的位置使主再熱汽溫降低。

待A/B倉燒空后，機組負荷也可降至350MW，保持C/D/E/F磨煤機運行，240MW時，C原煤倉燒空，解除風量自動，投入等離子拉弧。降負荷至180MW，逐漸將D磨煤量倒至E、F磨，負荷降至120MW左右時，保持穩定，待D煤倉燒空停運。負荷穩定在120MW1小時后，然后依次再燒空E原煤倉停運。待F給煤機皮帶有煤信號消失，煤倉燒空，停運給煤機，直至F磨煤機運行至空載電流后手動MFT，發電機逆功率動作，發電機跳閘，聯跳汽機。如大連鎖未動作，則手動緊急停機。

參考文獻

[1] 廣東國華粵電臺山發電有限公司集控運行規程[S].

[2] 廣東國華粵電臺山發電有限公司滑停操作記錄，啟停機總結.

作者簡介：郝英男（1983—），男，遼寧人，廣東國華粵電臺山發電有限公司助理工程師，研究方向：火電廠集控運行。