350MW热电机组低压缸零出力运行技术方案.docx
- 文档编号:3397568
- 上传时间:2023-05-05
- 格式:DOCX
- 页数:51
- 大小:408.01KB
350MW热电机组低压缸零出力运行技术方案.docx
《350MW热电机组低压缸零出力运行技术方案.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《350MW热电机组低压缸零出力运行技术方案.docx(51页珍藏版)》请在冰点文库上搜索。
350MW热电机组低压缸零出力运行技术方案
--------1号机组低压缸零出力运行
技术方案
批准:
审核:
编写:
--------1号机组低压缸零出力运行技术方案
1、编制目的:
明确本次1号机组低压缸零出力投入运行工作的任务和各方职责,规范操作项目和操作程序,使各项工作有组织、有计划、有秩序的进行,确保机组在整个操作过程中安全、稳定的运行,特编制本技术方案。
2、组织机构及分工
2.1组织机构
2.2工作分工
发电运行部:
负责技术方案的编制,现场的整体组织、指挥工作。
对参与操作人员进行详细的技术交底,包括切换过程及运行中的控制要点及注意事项,负责按照技术方案及标准操作票,执行相关运行操作。
现场操作指挥:
当值值长。
操作:
1号机当值主值。
配合:
1号机当值副值。
监护:
发电部对应专业。
设备管理部:
负责各工况协调控制参数的优化,负责操作过程中设备的消缺和临时措施的实施,保证操作顺利进行。
安全监察部:
监督各岗位人员操作过程中严格遵循“两票三制”制度和遵守安全规程。
3、操作内容:
3.11号汽轮机由抽凝工况至低压缸零出力工况切换。
3.2投入CCS升降机组负荷,优化协调控制参数。
3.3投入机组AGC,协调控制下增减机组负荷。
3.41号汽轮机由低压缸零出力工况至抽凝工况切换。
4、操作应具备的条件:
4.1组织机构及人员配备落实到位。
4.2技术方案审核通过,各参与单位、部门已组织学习,并已经向所有参与操作的相关人员介绍交底。
4.3系统、设备的检查:
4.3.1低压缸零出力工况、抽凝工况以及工况切换过程中涉及的所有热控设备系统,经测试检查,符合设计要求,符合投运要求。
设备和系统内的监测仪表、远方操纵装置、灯光音响报警信号、保护联锁等,经系统检查完备合格,符合设计要求。
4.3.2向电网、热力调度申请的相关工作票已批准,操作过程中机组电负荷、热负荷均能满足此次操作需求。
4.3.3所有与此次操作相关的保护和联锁无异常情况不得退出。
4.3.4工况切换前确认锅炉、汽轮机、回热加热器及热网都处于稳定状态,工况切换所有条件已满足。
4.3.5各辅助系统的运行情况良好,无影响操作进行的设备缺陷。
4.3.6热控专业修改AGC功率指令下限,目前为175MW,修改为105MW。
5、低压缸零出力投入前的准备工作
5.1进行主机交直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车电机、备用真空泵试启,确认各项试验正常。
5.2检查机组BV阀及冷却旁路阀开关灵活无卡涩,相关测点已投入。
5.3确认机组主、辅机系统运行正常,供热抽汽系统投入且运行正常。
5.4将1、2号机组高压辅汽联箱联络门微开,暖管备用,投入11、12小机辅汽汽源。
5.5核对1号机两台热网加热器远方、就地水位指示一致,控制热网加热器液位至900mm~1000mm左右。
确认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。
5.6将1号机组5号低加由正常疏水切至事故疏水运行方式。
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,轴封供汽溢流倒至凝汽器。
5.7检查1号机组凝汽器、除氧器水位正常,疏扩减温水投入自动。
5.8检查汽轮机本体振动、瓦温、轴位移、胀差、缸温等参数稳定无异常,检查汽轮机控制系统无异常报警。
5.9根据环境温度退出1号机组间冷系统1~2个扇区运行。
(退出扇区数量根据环境温度待定)
5.10申请退出1号机组AGC、CCS控制,选择TF方式运行,根据本机供热抽汽量情况,调整机组至切缸前负荷(主蒸汽流量500t/h~600t/h),保证切缸后供热量与系统需求相匹配(根据附件1各切缸工况热平衡图及1号机组切缸工况参数表)。
控制背压在8KPa以下,主汽压力按滑压曲线设定值。
5.11解除低压缸进汽压力低于-0.011Mpa闭锁BV阀关逻辑。
(自动解除)
5.12全开1号机中低压缸连通管冷却旁路阀。
5.13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,低压缸排汽、末级、次末级温度无明显变化。
5.14降低2号机组100t/h供热抽汽量,为消纳1号机组低压缸切除增加供热量留出升温余量。
6、低压缸零出力投入
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阀以一定速率(20S)(30S)全关;
6.1切除过程中,适当开大热网抽汽快关调整阀,控制中排压力在0.1MPa~0.2MPa之间,控制四五抽差压<0.45MPa。
6.2检查热网加热器水位变化趋势,必要时手动干预调整,防止加热器水位波动过大。
6.3检查热网供水温度平稳上升,最终温度应不高于热调限定值。
6.4检查凝汽器及除氧器水位正常稳定,如趋势异常,应及时干预。
6.5密切监视汽轮机轴位移、胀差、轴系振动、各轴承温度、中排压力、中排温度、低压缸排汽温度、低压缸末级、次末级叶片温度的变化趋势。
6.6低压缸退出后观察间冷扇区温度变化,及时调整扇区投入数量及百叶窗开度,注意防冻。
7.低压缸零出力工况下协调控制参数优化,投入CCS、AGC
(1)在低压缸零出力且43%电负荷运行工况下,开展机组深度调峰工况下定值扰动试验,试验内容及要求见附件。
(2)在低压缸零出力且43%-50%电负荷运行工况下,开展机组深度调峰工况下变负荷扰动试验,负荷扰动量单次5MW,变负荷速率2MW/min,试验内容及要求见附件。
(3)在低压缸零出力且36%电负荷运行工况下,开展机组深度调峰工况下定值扰动试验,试验内容及要求见附件。
(4)在低压缸零出力且36%-43%电负荷运行工况下,开展机组深度调峰工况下变负荷扰动试验,负荷扰动量单次2MW,变负荷速率2MW/min,试验内容及要求见附件。
(5)在低压缸零出力且36%-50%电负荷运行工况下,核查机组各主要热控自动系统的运行状态,梳理各MCS子系统的设定值、各项限定值,进行定值设置是否合理,MCS各个系统在低负荷工况下,调节品质是否满足相关规程要求,核查脱硝系统出口NOx控制效果,确保深调负荷区间烟气温度满足脱硝系统要求,配合机炉和运行人员,对现有重要子系统(例如风烟、燃烧、给水、高低加等)低压缸零出力36%-50%电负荷运行工况下的联锁保护投退、超驰切换等控制方案进行进一步优化。
机组电负荷控制区间为120MW~175MW。
(或根据供热负荷确定)
8汽轮机由低压缸零出力工况至抽凝工况切换
8.1投入低压缸前应确认主、辅机及热网系统都处于稳定状态。
8.2申请退出1号机组AGC、CCS控制,选择TF方式运行,适当关小热网抽汽调门,提高中压缸排汽压力至0.2MPa~0.3MPa,控制四抽与五抽之间的差压<0.3MPa。
8.3保持机组负荷稳定,过程中维持锅炉蒸发量不变。
8.4控制热网加热器液位至900mm,避免热网压力突降后因饱和水汽化水位升高造成加热器水位剧烈波动。
8.5检查汽轮机本体振动、瓦温、轴位移、胀差、缸温等参数稳定无异常,检查汽轮机控制系统无异常报警。
8.6在DEH系统“抽汽控制”画面点击低压缸投入按钮,发出指令后BV阀以一定速率(20s)(30)开启至抽凝工况最小开度10%。
8.7检查热网加热器水位变化趋势,必要时手动干预调整,防止加热器水位波动过大。
8.8检查热网供水温度平稳下降,最终温度应不低于热调限定值;
8.9检查凝汽器、除氧器水位正常,如趋势异常,应及时干预。
8.10密切监视汽轮机轴位移、胀差、轴系振动、各轴承温度、中排压力、中排温度、低压缸排汽温度、低压缸末级、次末级叶片温度的变化趋势。
8.11BV阀开启至最小开度后,检查中排压力及四五抽差压在正常范围内,机组各项参数正常,汽轮机低压缸满足最小冷却流量需求,此时汽轮机已由低压缸零出力工况切换至抽凝工况。
8.12恢复各低加、低压缸喷水至正常状态。
9、相关逻辑保护:
9.1汽轮机主保护:
序号
项目
定值
备注
1
TSI超速停机
≥3300RPM
3取2
2
凝汽器真空过低停机
≥65kPa.a
3取2
3
轴向位移过大停机
≥1.2mm或≤-1.65mm
3取2
4
工作面推力瓦金属温度高停机
>110℃
4取2
5
非工作面推力瓦金属温度高停机
>110℃
4取2
6
高压排汽温度高停机
>420℃
4取2
7
#1、#2支持轴承金属温度过高停机
>115℃
3取2
8
#3、#4支持轴承金属温度过高停机
>115℃
2取2
9
低压缸排汽温度过高停机
>110℃
4取2
10
轴承振动大停机((同瓦X跳机与Y报警)或(同瓦X报警与Y跳机))
报警值125um、跳机值250um
1~6瓦6取1
11
高中压转子/汽缸胀差过大停机
≥10.5mm或≤-2.5mm
2取2
12
低压转子/汽缸胀差过大停机
≥10.5mm或≤-1mm
2取2
13
DEH综合故障跳机
13.1
DEH超速110%停机(软回路)
≥3300RPM
3取2
13.2
DEH超速110%停机(转速卡硬回路)
≥3300RPM
3取2
13.3
抽汽门故障停机
13.4
抽气压力高停机
≥0.6MPa
13.5
四抽五抽压差大停机
≥0.59MPa
9.2抽汽控制及切缸相关逻辑:
9.2.1抽汽控制
BV阀:
(一)供热控制允许(and):
1.负荷高于35%额定蒸汽量。
2.抽汽压力测点品质判断无故障。
3.供热请求按钮(人为确认,退出后,供热切除)。
4.供热管道通路(DCS逻辑判断后硬接线送DEH信号)。
说明:
供热管道通路判断条件为【五抽抽汽逆止阀1开and抽汽液控调阀1大于5%and(11热网加热器入口电动门开or12热网加热器入口电动门开)】OR【五抽抽汽逆止阀2开and抽汽液控调阀2大于5%and(21热网加热器入口电动门开or22热网加热器入口电动门开)】
(二)供热控制切除(or):
强制连通管蝶阀开度至100%。
低压缸退出过程中,中压排汽温度>320℃高Ⅰ值报警,>340℃高Ⅱ值报警(光字牌)。
1.手动切除按钮。
2.发电机解列。
3.汽机跳闸。
4.OPC动作。
5.供热抽汽两路通路取非,DCS送DEH硬接线信号。
6.抽汽压力≥0.5MPa(四取二)。
(三)减闭锁(or)
1.低压缸进汽压力小于-0.011Mpa。
2.抽汽压力大于0.45Mpa。
3.中压排汽温度>320℃(二取二)。
4.非低压缸切除工况,最小开度限制为10%。
(四)供热控制方式说明:
1.抽汽投入时处在手动控制方式,此时选择抽汽手动方式,在弹出的对话框中点击“增”、“减”按钮或手动设置一个开度值来控制抽汽碟阀。
供热按钮投入后未切缸工况抽汽蝶阀最小开度闭锁为10%。
2.抽汽保护定值
1)供热抽汽压力Pex≥0.45Mpa(四取二)报警
2)供热抽汽压力Pex≥0.5Mpa(四取二)联开BV阀
3)供热抽汽压力Pex≥0.6Mpa(四取二)跳机
4)四抽至五抽压差Pex≥0.54Mpa(三取中后做差)报警(闭锁供热抽汽阀门开)
5)四抽至五抽压差Pex≥0.57Mpa(三取中后做差)供热切除(关抽汽阀门)
6)四抽至五抽压差Pex≥0.59Mpa(三取中后做差)跳机(与上供热投入条件)
9.2.2低压缸零出力
(一)低压缸退出,允许条件(and):
1.低压缸退出按钮。
2.抽汽供热投入。
3.抽汽蝶阀旁路管道电动调节阀反馈>95%。
4.抽汽蝶阀开度<15%。
说明:
低压缸退出按钮投入后,抽汽蝶阀最小开度(10%)和低压缸进汽压力小于-0.011Mpa闭锁自动解除(可全关),以一定速率全关(20s)。
(二)低压缸自动投入条件(or)。
中排蝶阀开至最小开度10%(按钮投入开阀速率20s,其他保护动作时不做限速):
1.低压缸投入按钮(开阀限速20s)。
2.低压缸末级叶片温度高。
160℃(3取2)报警,200℃(3取2)联开BV阀。
3.低压缸次末级叶片温度高。
170℃(3取2)报警,210℃(3取2)联开BV阀。
4.中压排汽温度高>340℃,二取二。
5.供热抽汽压力高>0.47MPa,四取二。
(三)低压缸进汽旁路调节阀
1.控制方式说明:
低压缸退出时处在手动控制方式,此时选择手动方式,在弹出的对话框中点击“增”、“减”按钮或手动设置一个开度值来控制旁路调节阀。
10、操作注意事项
10.1汽轮机切缸后,中排压力将有一定幅度的升高,如在机组大负荷中排压力较高工况下切缸,应提前将中排压力降低至0.1MPa~0.2MPa,同时切缸过程中视中排压力升高速率,开大供热抽汽调门,保证中排压力稳定,防止切缸后中排压力升高触发联锁保护动作。
10.2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,为保持热网系统出口水温稳定,应提前调整临机供热抽汽量,为本机低压缸投退瞬间抽汽量大幅波动做好准备。
10.3低压缸投入后,中排压力将有一定幅度的降低,应提前将中排压力提高至0.15MPa~0.3MPa,同时低压缸投入过程中视中排压力降低速率,关小供热抽汽调门,保证中排压力稳定,防止低压缸投入后四五抽差压升高触发联锁保护动作,在机组大负荷工况下投入低压缸尤其要注意。
10.4低压缸投切过程中,注意监视热网加热器疏水调门动作良好,加热器液位稳定,防止热网抽汽压力变化引起热网加热器液位大幅波动,如自动调整不良应及时切手动调整,避免热网加热器水位高保护动作。
10.5低压缸喷水流量在7.0t/h~12t/h之间较为合适,流量低于此区间,低压缸排汽温度将快速上升,流量高于此区间,机组振动将异常升高。
为保证此流量稳定应首先保持凝结水压力稳定,低压缸切缸后视排汽温度升高趋势手动将低压缸喷水调门调整至流量要求值。
10.6汽轮机切缸后,低压缸末级蒸汽温度、次末级蒸汽温度、排汽温度为主要监视参数,务必严密监视温度变化趋势。
低压缸末级蒸汽温度、次末级蒸汽温度异常升高时应通过开大冷却旁路阀、提高中排压力等手段提高低压缸冷却流量,调整低压缸各级温度。
如机组背压还有调整手段也可通过降低运行背压来辅助调节低压缸温度。
低压缸排汽温度升高时主要调整手段还是依靠低压缸喷水,但是原则上低压缸排汽温度可控时,低压缸喷水量尽量减少,主要考虑喷水量过大对主机振动影响和对低压缸末级叶片水蚀问题。
10.7低压缸切缸运行为“以热定电”方式运行,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1.5MPa,供水温度不超110℃,回水温度不超60℃,如供热量较高,超过热调要求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高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,防止热网系统管道设备超温、超压运行导致设备损坏。
11、安全措施及预案
机组进行低压缸零出力运行,应首先保证机组的运行安全性,当重要参数异常并无法控制时,应及时退出切缸状态,并恢复至机组正常运行方式。
以下对机组可能出现的危险状况进行预估,并提出相应的处置措施。
11.1汽轮机本体安全
11.1.1本体安全相关参数异常低压缸回切定值
序号
项目
投入低压缸定值
1
凝汽器背压过高
≥10KPa.a
3
轴向位移过大
≥0.5mm或≤-0.9mm
4
工作面推力瓦金属温度高
>90℃
5
非工作面推力瓦金属温度高
>90℃
7
#1、#2支持轴承金属温度过高
>105℃
8
#3、#4支持轴承金属温度过高
>105℃
9
低压缸排汽温度过高
>80℃
10
轴承振动大
>125μm
11
高中压转子/汽缸胀差过大
≥8mm或≤-1mm
12
低压转子/汽缸胀差过大
≥8mm或≤0mm
11.2排汽参数安全控制措施
11.2.1低压排汽缸温度
切缸过程及切缸运行状态下,排汽温度升高超过50℃优先通过增大低压缸冷却流量、降低机组背压调节、超过60℃可以通过低压缸喷水辅助调节。
如果以上手段控制无效,排汽温度超过80℃仍继续上涨,回切低压缸。
11.2.2低压缸末级温度
切缸过程及切缸运行状态下,低压缸末级温度升高至超过100℃优先通过增大低压缸冷却流量、降低机组背压调节、超过120℃可以通过低压缸喷水辅助调节。
如果以上手段控制无效,低压缸末级温度超过160℃仍继续上涨,回切低压缸。
11.2.3低压缸次末级温度
切缸过程及切缸运行状态下,低压缸次末级温度升高超过120℃优先通过增大低压缸冷却流量、降低机组背压调节、超过170℃仍继续上涨,回切低压缸。
11.2.4中压缸排汽温度
当中排温度持续上涨时,应注意中排压力是否超出允许范围,调节热网抽汽调节阀,使中排压力恢复正常范围,密切关注中压缸排汽温度变化趋势,并通过增加热网抽汽调节阀开度或者降低锅炉负荷降低供热抽汽压力,降低再热汽温度(保证主再热温差不超过28℃),进而降低中压缸排汽温度。
中排温度>320℃时,回切低压缸,暂停低压缸零出力运行,并适当增大BV阀开度,提高低压缸进汽流量,以维持中压缸排汽温度在正常运行范围内。
11.3危急工况预案措施
11.3.1BV阀开启故障应急措施
如果是工况稳定状态下正常回切时BV阀卡涩,尝试通过改变机组负荷、热网抽汽量等方式,降低中排压力,减小BV阀前后差压,差压降低后,尝试开启BV阀,若上述措施无效,则制定专项措施,联系处理阀门;
热网保护动作触发时,若BV阀卡涩,则手动停机。
11.3.2中压缸排汽压力升高
(1)中排压力升高时,检查热网抽汽调阀、热网加热器进汽阀是否误关,否则手动开启维持中排压力,并查找误关原因、消除。
(2)检查是否由于机组负荷升高引起中排压力升高。
(3)检查是否由于热网循环水量降低引起中排压力升高。
(4)中排压力升高时,手动开启热网抽汽调阀、热网加热器进汽阀,增加热网抽汽量,维持中排压力稳定。
(5)由于机组负荷升高或热网循环水量降低引起中排压力升高,热网无法增加热负荷时,适当降机组负荷,维持中排压力稳定。
(6)稳定锅炉燃烧,调整好机组负荷,调整凝汽器、除氧器水位正常;
(7)调整中排压力过程中,注意低压缸最小冷却流量在要求范围内,低压缸排汽相关参数无异常。
11.3.3热网解列故障
(1)热网解列,检查中低压连通管旁路蝶阀和BV开启正常。
(2)如未自动开启,应手动全开中低压连通管旁路蝶阀和BV;
(3)根据中排压力调整机组负荷;
(4)加强机组运行情况及锅炉燃烧监视,加强主、再热汽温调整;
(5)如BV全关无法打开,则视情况手动停机;
(6)加强机组中排温度、振动、轴向位移、差胀、排汽缸温度、末级、次末级叶片温度等参数的监视。
附件1:
机组各工况热平衡图
1、额定抽凝工况
2.、最大抽凝工况
3、低压缸零出力最大抽凝工况
4、THA纯凝工况
5采暖抽汽50%额定负荷工况(低压缸切缸)
6、采暖抽汽40%额定负荷工况(低压缸切缸)
730%THA切缸工况
附件2:
1号机组低压缸零出力标准操作票
--------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:
1.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
2.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
4.操作工作中使用的设施(脚手架、踏板、梯子、安全带)
5.操作工作环境的特点(高温、高压、易燃、易爆、辐射、缺氧、有毒气体)
6.操作工作场地的特点(高空、井下、容器内、带电作业、交叉作业)
7.操作室外设备作业时伴随天气变化状况
8.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,水位持续升高至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
应提高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℃,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
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 350 MW 热电 机组 低压 出力 运行 技术 方案