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汽机专业的一次停、启机总结 |
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| 汽机专业的一次停、启机总结 |
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作者：佚名 文章来源：不详 点击数： 更新时间：2008-9-26 19:52:24  |
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5月5日#2机停机、启动总结
5月5日（二值停机）
22：33为处理#2炉风室底部漏水申请中调停机，负荷75MW，主蒸汽压力9.2MPA，主、再热汽温535/535。开始滑停。
22：33旁路暖管
22：49汽机打闸，发电机解列，汽机堕走，锅炉压火。投入旁路高旁20%，低旁100%。打闸后低压胀差上升至7.0mm(保护动作值7.5mm)
23：44转速129r/min，真空-79KPA。为尽快投入盘车开启真空破坏门
23：51转速到0投盘车，此时高压缸内壁上下温度390/389，此时没有及时提高轴封压力导致真空一直维持在56-60KPA之间。
23：57真空下降到-56KPA。
5月6日（四值启机）
00：00高压缸内壁上下温度393/390℃；高压进汽管外壁温度左侧427℃，右侧温度396/378℃；调节级温度379℃；真空-57KPA。
1：00高压缸内壁上下温度400/390℃；高压进汽管外壁温度左侧408℃，右侧温度315/287℃；调节级温度379℃；真空-66KPA。
1：30高压缸内壁上下温度404/386℃；高压进汽管外壁温度左侧276℃，右侧温度248/209℃；调节级温度362℃；真空-67KPA。检查发现盘车处有异音，大轴偏心4丝，盘车电流12.5-27A之间摆动，怀疑高旁减温水门不严密，冷水从疏水管返至高压导气管。将高旁减温水关闭后高压进气管外壁温度仍然下降。
1：55真空-55KPA，开始提高轴封压力提高机组真空。
2：00高压缸内壁上下温度405/380℃；高压进汽管外壁温度左侧189℃，右侧温度205/190℃；调节级温度358℃；真空-56KPA。
2：10锅炉点火
2：30高压缸内壁上下温度406/372℃；高压进汽管外壁温度左侧146℃，右侧温度166/164℃；调节级温度328℃；真空-60KPA。
3：00高压缸内壁上下温度406/363℃；高压进汽管外壁温度左侧109℃，右侧温度120/147℃；调节级温度325℃；真空-76KPA。
3：30高压缸内壁上下温度404/353℃；高压进汽管外壁温度左侧106℃，右侧温度133/181℃；调节级温度328℃；真空-80.5KPA。
3：48电动主汽门前压力6.54MPA，盘车冲开。
5：24汽机准备冲转。参数：主汽压力9.74MPA，再热蒸汽压力0.7MPA；主汽温度488℃汽再热汽温516℃；低胀6.73mm；高缸上/下温度387/322；真空-80.6KPA，大轴偏心3丝。
5：25机挂闸开主汽门，设定目标转速3000 r/min。汽机目标转速跟随不上实际转速。
5：30汽机转速3000r/min，但转速维持不住转速上升至3090 r/min，OPC超速保护动作。
5：49转速下降至3000 r/min趋于稳定。发电机并网带初负荷。并网后胀差逐渐降低，高胀-0.76mm,低胀5.64mm。并往后的操作同正常启机，没出现异常现象。
6：17负荷65MW切厂用电。
8：50负荷120MW各系统运行正常机组。此时真空以0.1KPA/min的速度下降检查系统。发现凝汽器水位从冲转开始一直1560mm（我厂在机组启动、停机时除氧器凝汽器水位就坏，只能依靠报警和就地监视），真空降低属凝汽器实际水位高所致。后经除氧器放水加大凝汽器的出水量，将凝汽器水位放至可见水位后凝汽器真空回复正常。
总结：
1、 滑停过程中机侧操作基本正确，但机组堕走期间不提倡采用破坏真空的方法使转子尽快堕走至0，应使其自然堕走。
2、 机组堕走期间采用破坏真空使转速到0投入盘车后，此时缸温很高，未能及时提高轴封压力，致使冷空气从轴封进入汽缸，造成高压缸内壁上、下缸温增大，高压导管外壁温度急剧下降（因高压导管疏水、与旁路疏水、一二段抽汽疏水在同一疏水扩容器），此异常应该值得总结。
3、 此次冲转及带负荷过程中，油温调整比较到位，没有出现油温大幅升降。
4、 汽机打闸后避免了除氧器振动。锅炉补水量和除氧器的上水量调整的比较好，锅炉和汽机专业配合较好（以往汽机打闸后锅炉需上水维持高水位，除氧器水位下降较快，又加之打闸后除氧器的上水温度急剧下降，除氧器补水量稍一增大容易发生除氧器的剧烈振动）。
5、 启动过程中特别是温、热态启动，由于缸温较高，不能直接开启电动主闸门，应开启电动主闸门旁路门进行暖管，防止由于压力过高主汽门不严较低温度的蒸汽流入汽缸，造成上下缸温差增大及其他事故，下次启动严格按照规程规定执行。（规程中此项规定还需做修改）
6、 机组并往后负荷带至120MW时真空下降，运行值班员发现问题处理比较及时，判断较准确，值得表扬。
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