300MW循环流化床机组深度滑停研究分析

300MW循环流化床机组深度滑停研究分析

王刚

辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司

摘要：300MW循环流化床机组，因其蓄热量大，在机组深度滑停过程如何实现安全,缓慢地降低锅炉各部金属温度,浇注料温度,同时控制好汽轮机上下缸温差和缸温下降速度，让汽机高压内缸壁温滑至350℃以下.缩短机组停运后冷却时间,提前开展检修工作，,有效缩短检修工期,使机组尽早并网发电，为企业创造良好经济效益。为同类型机组提供运行经验，供同行借鉴。

关键词：循环流化床机组  深度滑停 缩短检修工期

1.设备简介

某电厂两台安装2台300MW循环流化床机组，锅炉是由上海锅炉厂有限公司在引进、吸收法国ALSTOM公司CFB锅炉先进技术而设计、制造的亚临界中间再热、单锅筒自然循环锅炉。炉膛两侧从上至下依次布置了4台旋风分离器、4台回料器、4台外置式换热器

汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，具有较高的效率和安全可靠性。

2. 机组停运方式规定

机组停机分为正常停机和事故停机。正常停机根据机组停机的目的又分为滑参数停机和正常参数停机两种方式。

2.1机组停机消缺、计划检修停机为了尽早开工应采用滑参数停机方式，以使机组得到最大限度的冷却，使检修提前开工，缩短检修工期，锅炉随机组负荷的降低而逐渐减少燃料，保证蒸汽温度、压力、平稳下降以降低汽缸温度。

2.2正常停机指机组停运后，尽量防止热量的损失，以便在较短的时间内重新启动，这种方式停机可采用滑压停机方式，尽量维持较高的汽温。

2.3事故停机则是根据机组所发生的事故而要求停机，它通常必须在工作负荷下切断燃料。

3. 滑参数停机存在问题及解决方法

机组检修时间能够缩短对火电厂提高机组利用率和提高经济性多发电是非常重要的，这里我们对以检修为目的滑参数停机过程存在的问题进行研究和提出解决办法。火电机组停运过程就是控制好机组蒸汽参数的下降速度，以通过蒸汽均匀冷却汽机各部金属和锅炉管壁的过程,防止产生过大的热应力和热变形造成设备损坏。在此过程必须保证一定的要求才能保证滑停的安全和提高机组的滑停效率,缩短了工期,减小了能源消耗量.

3.1滑停过程存在问题及分析研究

3.1.1汽轮机上下缸温差大问题

在机组停运过程，汽轮机中压缸抽汽口上下缸温差经常高，是制约机组停运缸温降低的关键问题。在以前机组停运过程，负荷降到90MW左右，高压内缸调节级温度降到400℃附近，中压缸抽汽口上下温差就达到56℃，按规程要求为保证机组安全必须进行解列停机，造成汽缸无法进一步降低，汽轮机缸温降到检修需要的温度时间延长，造成检修工期拖后。

对以上问题经分析汽轮机结构认为在机组滑停过程负荷低时，汽轮机通流部分在经过抽汽级时，蒸汽进入加热后，造成级内充度下降，汽缸夹层内汽流减少，汽机下部汽流相对增加，上部相对减少。由此造成汽轮机抽汽口上下金属部件冷却不同步，形成上下温差上升。

通过以上分析采取在机组滑停机组负荷降到50%负荷时，提前停运切换除氧器汽源切到辅汽接待，退出四段抽汽及1、2号高压加热器，增加汽缸夹层蒸汽流量和通流部门汽流充满度即可有效控制汽缸抽汽口温差。在2022年1号机组检修停机过程采取如上技术措施，成功将机组高压内缸调节级温度降到342℃，缩短检修工期至少2天。

3.1.2机组滑停过程降温不均波动大问题

在机组滑停过程要求控制参数：1）主再热蒸汽降温速度：＜1℃/min。2）汽缸金属温降率：＜1℃/min；3）主、再热蒸汽过热度：＞56℃，高压缸排汽有一定的过热度；4）主、再热蒸汽温度差小于30℃。在实际操作过程经常出现汽温波动大，不能满足上述参数要求，给机组滑停过程带来安全隐患，如控制不当可能造成汽轮机水击的异常事故。

针对以上问题，通过研究分析发现，在机组停运过程随机组负荷的下降，蒸汽流量和给水流量逐渐降低。调节给水量采用两台给水泵，在滑停过程给水流量降低后，一般停运一台给水泵。采用这种方式虽然可以很好的调节汽包水位稳定，但是由于随汽包水位变化，给水压力也相应发生波动，造成锅炉主蒸汽减温水发生波动，汽温随之变化，难以满足安全的要求。

通过原因分析后采取滑停过程保持两台给水泵运行，其中一台给水泵专门保持汽包水位，调节给水流量，另一台给水泵开启最小流量再循环门，关闭出口电动门专门调节汽温，起到了很好的效果。

3.1.3主汽温在滑停过程与主汽压力不匹配问题

在机组负荷降到120MW左右时，主汽压力可以按要求降压运行，但主汽温度温度下降缓慢。此时如单靠减温水压低汽温，很容造成各受热面汽温低于饱和温度，总成受热面积水发生管束振动，损坏设备。分析原因为循环流化床锅炉炉内存在大量浇注料，积蓄大量热量，在锅炉停运过程散热缓慢，造成汽温下降慢。

  针对此问题，根据汽温汽压下降情况，合理降低燃料量，保证降温速度，同时根据床温床压情况，适当增加流化风量，加速炉内整体温度下降。在滑停过程及时调整锅炉外置床的回料量和流化风量，也可很好的控制降温。经试验很好的解决了上述问题。

3.2滑停过程运行控制策略

  在2022年该厂1号机组停运过程调节级金属温度降到342℃，中压缸抽汽口上下温差控制在27℃，下面降该滑停控制策略总结如下供同行借鉴。

3.2.1调节级后汽温不低于高压内缸金属温度30℃，否则暂停降温。汽温每下降30℃，应稳定30min后再降温。

3.2.2在整个滑停过程中要严密监视汽轮机胀差、轴位移、上下缸温差、各轴承振动及轴瓦温度在

3.2.3严格控制降温、降压速度，主、再热蒸汽温差不应超过50℃。一般维持在30℃以下，再热汽温度不应高于主蒸汽温度。密切监视主、再热蒸汽的过热度应≥56℃，严防汽轮机水冲击事故发生。降参数过程中应严密监视汽缸各部温度的变化，汽缸各点温差控制在规定的范围内，特别是高压内缸外壁上下温差不得大于35℃。

3.2.4滑停过程中，如机组出现异常振动时，应立即停止降温降压，查明原因。

3.2.5滑降过程中，主、再热汽温在10min内下降50℃时，应立即停机。

3.2.6滑停前将机组负荷稳定在170MW,主汽压力控制在14MPa以上，待燃烧稳定，解除协调和燃料自动，投入汽机功控方式。

3.2.7主汽温降到500℃，将除氧器汽源切到辅汽供给，切除四段抽汽，除氧器按滑压曲线调整，以增加汽缸夹层冷却蒸汽流量。

3.2.8保持煤量不变，增大减温水量，降低左一、右一灰控阀开度，逐渐降低主、再热汽温，控制各段受热面出口温度不低于对应压力下的饱和温度，保证主、再热蒸汽温度过热度不低于100℃。

3.2.9当主在、再热汽温降到490℃，减温水基本全开后，适当关小左二、右二灰控阀开度，汽温逐渐向470℃下降。

3.2.10机组负荷降到150MW,关闭一台给水泵出口门，专门进行减温水调整，一台用来调节汽包水位。此时可停运1、2号高压加热器运行，其目的是保持中压抽汽口和汽缸夹层有足够的蒸汽流动。

3.2.11按约5分钟减4吨煤量降低燃料量，每调整半小时煤量，停止半小时给机侧留出足够降温时间，将煤量降到50吨。

3.2.12在降负荷时发现中抽温差升高，适当开启3号高加危疏利用排汽装置与抽汽压差，尽可能提高汽缸夹层蒸汽流速，降低上下缸温差。

3.2.13机组停运前及时停运锅炉给煤线，尽可能排空床料，锅炉床温400℃，锅炉灭火。

3.2.14滑停过程逐渐开大汽机调门，控制主汽压力下降速度。

3.2.15机组打闸前退出3号高加和除氧器运行。

4.总结

总之机组滑停过程控制号降温降压速度和上下缸温差是保证机组滑停安全和为检修争取时间的重要控制参数，因此如何控制滑停过程降温、降压且能滑降尽可能低的缸温，是机组滑停的重要监视研究的工作内容

5.参考文献

[1] 黄树红.《汽轮机原理》 中国电力出版社，2019.

[2] 杨巧云等 《汽轮机设备及运行 》中国电力出版社，2014

6.作者简介

姓  名王刚，性别：男  辽宁铁岭人，辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司工程师，主要研究方向：电厂集控运行