1000MW机组深度滑停过程控制及分析

1000MW机组深度滑停过程控制及分析

戚友同

（大唐抚州电厂江西抚州344000）

摘要：本文详细介绍了1000MW超超临界机组的一次深度滑停操作，总结出操作思路和特点，给出了注意事项，为今后同类型机组的深度滑停提供了参考。

关键词：超超临界；滑停；超低排放；烧空仓

1.引言

某厂#1、2锅炉型号为DG3060/27.46-π1型，为东方锅炉厂制造的超超临界参数直流炉，制粉系统为前后墙对冲布置，再热汽温采用烟气档板调节。#1、2汽轮机型号为N1000-26.25/600/600型，为单轴四缸四排汽、冲动凝汽式汽轮机，旁路容量能满足机组安全启停及保证主汽温度和汽轮机金属温度相匹配的要求。

2.滑停概述

为了使汽轮机停机后缸温和转子温度在短时间内降到较低的水平，缩短检修工期，通常有两种办法：一是运用压缩空气快冷技术，是在停机后的高温阶段，向汽轮机内输送300℃-350℃左右干燥洁净的空气，通过对压力、流量、温度的控制，按比例降低汽缸温度，达到快速冷却及防腐保养的目的；二是运用滑参数停机的方法，是在运行中用锅炉降温降压的方式来逐步冷却汽轮机本体，操作简便，也不需要额外配置冷却设备。

3.滑停目标

滑停目标是满足机组安全停机检修的各项要求的同时多发电量、避免考核，尤其是在环保要求日益严格的大形势下，一定要杜绝环保指标的长时间超标。

3.1机组滑停过程中降负荷率≯15MW/min，降温速度≯1℃/min，降压速度≯0.08-0.1MPa/min，主、再热汽温过热度＞80℃。300MW以下降负荷率≯10MW/min，降温速度≯0.8℃/min，主、再热汽温过热度≥50℃。同时密切监视汽缸上下缸、内外壁金属温差，汽轮机胀差、轴向位移、推力瓦温、各轴承振动及轴瓦温度、回油温度在规程规定的范围内。

3.2汽机打闸时控制内上壁缸温300℃，主汽压力滑至3.0MPa左右，锅炉主、再热蒸汽降至300℃左右，锅炉各煤仓烧空仓，各环保参数达超低排放要求。

3.3在燃料、汽压控制方面尽量平稳，减温水调节要避免大增大减，尤其在低负荷阶段，防止汽温剧烈波动造成锅炉氧化皮脱落，同时防止汽轮机发生异常。

4.滑停风险点及控制措施

4.1防止汽缸进水。滑停过程中汽压下降先于汽温，汽温下降保持平稳，防止汽温反复波动，尽可能保持主、再热蒸汽过热度大于56℃。加强对高中压缸上、下缸温度（温差≯50℃）和调节级温度、高排蒸汽过热度的监视。锅炉侧控制降温速率，严格控制分离器水位，给水量和煤量匹配降低，若发生汽温10分钟内下降50℃以上的情况应立即打闸停机。

4.2防止分离器满水。低负荷注意不要长时间负过热度运行，锅炉转湿态后按照“省煤器入口流量=炉水循环泵出口流量＋蒸汽流量－过冷水流量”动态平衡公式控制给水量，严禁储水箱满水，必要时通过361阀外排。

4.3防止氧化皮脱落。降负荷过程均匀缓慢减煤，烧空仓停磨时操作要缓慢，降温、降压率按要求控制。

4.4防止燃烧不稳，锅炉MFT。滑停前各煤仓上高挥发分的煤种，运行中及时调整磨煤机通风量及二次风配风，确保低负荷稳燃，油层只作紧急备用。

4.5防止汽轮机振动大。滑停过程加强对主、再热汽温的监视调整，防止蒸汽带水造成水冲击。

4.6防止汽机超速。发电机解列采用程跳逆功率保护动作方式，汽机打闸后注意主汽门、调门、抽汽逆止门和电动门、高排逆止门关闭严密。

4.7防止汽轮机烧瓦。打闸前启动BOP和MSP，转速下降后JOP应该联启，否则时手动启动；惰走过程中加强对顶轴油母管压力及各支管顶轴油压力的监视，加强对各轴瓦温度的监视，必要时破坏真空。

5.滑停操作过程和分析

5.1停机前准备工作。汽机方面，进行各油泵及盘车启动试验；进行主汽门、调门和抽汽段逆止门（四抽逆止门除外）活动试验；全开机侧疏水气动门、电动门前手动门，保证机组低负荷和打闸后疏水正常；打开低压轴封进汽滤网疏水手动门，加强低压轴封疏水；全开#1、#2机组辅汽联箱联络电动门，保证小机备用汽源正常。锅炉方面，进行等离子拉弧试验和全炉膛吹灰（包括脱硝蒸汽吹灰）；测量BCP绝缘合格；记录停炉前锅炉各膨胀指示；经总工程师批准后联系热工退出储水箱水位高MFT保护，将SCR烟温低保护由295℃修改为280℃。电气方面，试启动柴油发电机。化学方面，停炉前4小时退出精处理，加大凝结水和给水的加氨量，控制省煤器入口给水pH值至9.6-10.0。

5.2滑停前机组负荷878MW，AGC、CCS投入，主、再热汽压力：23.5/3.9MPa，提前将主/再热汽温控制到：550/555℃，总煤量337t/h，总给水量2478t/h，总风量3023t/h。A、C凝结水泵变频运行，B凝结水泵工频备用；A、B循环水泵高速运行，C循环水泵低速备用；A、C、D、E、F制粉系统运行，B制粉系统备用。

5.3接到滑停命令后，切除AGC，启动B磨煤机，六套制粉系统全部运行，逐步烧空各煤仓。将滑压偏置逐步设为-1.2MPa，降低主汽压力，维持汽机综合阀位在最大开度，大蒸汽流量有助于汽机本体的冷却。

19：20负荷768MW，主/再热汽压力：21.5/3.39MPa，降低主/再热汽温：542/538℃，控制方式由CCS切至TF方式，手动减少燃料量降负荷，汽机自动调节机组压力。

19：40负荷687MW，主/再热汽压力：19.8/3.0MPa，降低主/再热汽温：531/525℃，控制方式由TF切至BASE方式，保持综合阀位全开，通过燃料控制降压降温速率。

20：02负荷584MW，A、B侧凝汽器真空4.2/5.1kPa，排汽温度36.3/38.5℃，停运A高速循环水泵，停运后A、B侧凝汽器真空4.5/5.4kPa，排汽温度37.1/39℃。

21：02负荷449MW，A、B、E、F四套套制粉系统运行，投入A层等离子。解除B给水泵自动控制，手动降低B汽泵转速，此时应注意A汽泵转速自动上升，入口流量增加，加强对两台汽泵运行参数的监视和调整，维持主给水流量稳定。B给水泵出口压力小于母管压力1MPa时，关闭B汽泵至再热汽减温水电动门及泵出口电动门，盘台手动打闸B小机，B小机打闸后及时将将汽泵密封回水倒至地沟、关闭B小机排汽蝶阀退出B小机轴封。

21：12负荷432MW，总风量1834t/h，总煤量178t/h，A、B、F三台磨运行，解除一次风机自动，保持E磨冷风调门有一定的开度防止一次风机失速。解除送风机自动，炉膛负压始终由引风机自动调节。

22：20负荷330MW，逐渐关闭给水主路电动门，关闭过程中主给水流量基本无扰动。正常运行时为降低机组能耗，给水主旁路电动门均处于全开状态。

22：30负荷282MW，主给水流量813t/h，总煤量114t/h，过热度小于0，储水箱水位满足要求后启动BCP泵，锅炉转湿态。

22：50负荷259MW，将厂用电快切至启备变带。

23：45负荷211MW，A、B侧凝汽器真空：3.8/4.4kPa，排汽温度：30/29℃，启动C低速循环水泵，停运B高速循环水泵，倒换后A、B侧凝汽器真空：3.9/4.4kPa，排汽温度：31/30℃。之后进行停机前附加试验，等待打闸命令。

00：50负荷54MW，主/再热蒸汽压力：4.2/0.7MPa，主/再热蒸汽温度：365/412℃，汽轮机高压缸第一级内壁金属温度387℃，启动MSP、TOP，停运最后的A给煤机，锅炉全燃料丧失。锅炉MFT后，大联锁保护动作正常，汽轮机跳闸，发电机逆功率保护动作，发电机解列。过程趋势如图一所示。

图一

汽轮机惰走过程中，高压缸负向胀差最大涨至-7.1mm，未超过负向报警值-7.2mm。汽轮机跳闸后，高、中压主汽门及调门均关闭，汽缸内无进汽，低压转子鼓风摩擦效应明显，且这次破坏真空较早，加剧了低压转子的鼓风摩擦效应，同时加上泊桑效应，使低压缸正向胀差在汽轮机跳闸后上升明显，由跳闸时的1.7mm，最大涨至9.4mm，转速继续下降后低压缸胀差开始下降。汽轮机惰走过程中，转速处于二阶临界转速范围内时#2轴承Y向振动达到101μm。如图二所示。

图二

6.滑停经验总结

6.1机组控制方式的选择。协调方式下，通过设置滑压负偏置，降低主汽门前压力，保证综合阀位始终维持在99%以上，以保证有较大的蒸汽通流量。基础方式下，可手动开大高调门，通过调整燃烧和给水来实现降压降温。

6.2汽温的控制。汽温的调节需要时刻参照饱和温度对照表，保证各过热器出口汽温要高于当前汽压下对应的饱和温度。在高负荷阶段，提前把汽温降低至550℃左右，增大蒸汽量加速冷却，这时汽轮机各级的反动度增大，需加强轴向位移等参数的监视。在降负荷的过程中，通过逐渐增加减温水或者降低过热度来降低主汽温，适当关小再热挡板降低再热汽温。在低负荷阶段，为了保证尾部烟道的烟气温度满足脱硝的要求，需逐渐将再热烟气挡板全开，并逐渐关小过热烟气挡板至全关，同时用再热减温水配合调节再热汽温。需要烧空各煤仓时，往往上层制粉系统带有较多煤量，致使火焰中心较高，在低负荷时保证不转湿态情况下即使减温水全开也难以继续降低汽温。随着上层煤仓的逐个烧空，火焰中心逐渐下移，此类情况有所好转。低负荷时炉膛燃烧不稳定，烧空煤仓过程中会更加不稳定，过热度经常快速上升和下降，这时要保证储水罐水位不能快速上涨。低负荷时减温水量很大，过热度很低，控制过热器喷水减温器后温度不低于对应压力下的饱和温度，再热器减温器后温度不低于对应压力下的饱和温度。

6.3烧空仓的控制。停机前一天，值长应调度控制好煤位梯度，上中层4台磨对应煤仓保持中低煤位，为了在锅炉熄火时将所有原煤仓内的煤都走空，需要根据负荷及停炉时间精确的计算各仓煤位，确保能按照D、C、E、B、F、A的顺序烧空各煤仓。为保证脱硝装置退出后1小时内能够烧空仓，需提前控制各煤仓煤位，保证上层煤仓已烧空，中间和底层煤仓煤位在7米左右。煤位的控制很难一次完成，可能通过再次启动上煤系统补仓来弥补。机组负荷500MW左右应烧空上中层三台磨煤机对应煤仓，机组负荷280MW左右，保留底层A、F两台磨运行，锅炉转湿态。机组负荷降至100MW左右，保留A磨煤机运行。

参考上筒下锥型煤仓煤量和煤位对照表（10米以下220t，10米以上每米59t），当煤位降低至7米以下时，应就地核实实际煤位，并适当减少给煤量，防止给煤机突然断煤造成汽温突降。给煤机断煤时将磨辊提起，给煤机完全走空显示煤量为“0”后停运给煤机，对磨煤机进行大风量长时间吹扫，确认磨煤机出口火检无火后，停运该磨煤机，目的是走空各煤仓、给煤机皮带、磨煤机、粉管内的所有存煤、存粉。

6.4环保指标的控制。烟气温度是影响NOx脱除效率的重要因素，根据脱硝SCR设计参数，提前联系热工将脱硝跳闸温度由295℃修改到极限值280℃，为脱硝争取更多投入时间，同时A、B侧喷氨气动门均设置手动，防止烟温低而联锁关闭造成NOx排放超标。烟气侧主要手段是通过不断关小过热烟气挡板，开大再热烟气挡板来保证SCR入口烟气仍有足够的热量。由于环保监测数据均按标准折算浓度进行考核，折算浓度是实测浓度乘以折算系数（过量空气系数）得到的，在低负荷时送风机解除自动后，要及时根据煤量减小送风量，防止尾部烟道氧量过高，使脱硝、脱硫、烟尘参数的折算值超标。

6.5主参数的控制。整个滑停过程中需密切监视汽缸上下缸、内外壁金属温差，汽轮机胀差、轴向位移、推力瓦温、各轴承振动及轴瓦温度、回油温度，确保各控制值在规程规定的范围内，调节级内壁金属温度与主、再热汽温不能偏差大于30℃，防止胀差过大，而高中压缸上、下缸金属温度不能有较大偏差（小于50℃），防止汽轮机进水。发现参数异常变化或达报警值应停止滑停，保持负荷进行暖机，如任一控制值达停机值应立即打闸停机。

6.6节能控制。机组负荷700MW以上，凝结水系统采用更节能的“水位控制模式”，保持除氧器上水主调阀、副调阀，上水旁路电动门保持全开。随着负荷的降低，依次关小上水旁路电动门、副调阀、主调阀以维持除氧器水位稳定。负荷500MW左右，除氧器水位难以维持，这时可以考虑将凝结水系统控制方式由“水位控制模式”切至“压力控制模式”，除氧器上水主调阀投入自动控制。负荷500MW以下时，只需要维持一台凝泵、一台循泵运行。负荷继续降低，视真空情况，可以将高速循泵倒换至低速循泵运行。

6.7机组负荷和人员的分配。对于配置有多台单元制机组的火力发电厂，应向调度申请全厂负荷跟随，避免两个细则考核。随着滑停的进行，运行机组可以维持较高负荷，滑停的机组根据需要逐渐降低负荷，但应始终保证全厂负荷满足日发电计划曲线要求。机组负荷降至500MW以下后，操作量增大，应做好人员的组织和分工，汽温调整、燃料调整、辅机调整、就地操作、总体协调要各有兼顾，避免因为人手紧张导致设备异常不能及时发现和处理的差错。

7.结束语

深度滑停操作是对火力发电厂运行人员综合能力有极高考验的重大操作，操作过程要同时兼顾安全、经济性和环保要求，另外本次滑停没有使用到旁路。以上操作思路和经验总结希望能给同类型机组提供参考。

参考文献：

[1]佟义英.深度滑停在陡河电厂5号机组上的尝试，1998

[2]王志龙.机组滑停安全经济性分析中国新技术新产品，2011