#1机大修后开机方案Word文档下载推荐.docx
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5、发电部总值长
6、燃运部一名领导及专工
7、安全监察部派驻设备部、控制部、检修部、发电部安监工程师
三、机组启动过程中试验计划(试验步骤按试验方案执行)
1、第一阶段:
冲转前的试验
1)按规定进行开炉过程中的热紧螺栓工作;
2)汽压0.5MPa,开启PCV阀排汽5分钟。
2、第二阶段:
开始冲转至第一次并网前的试验项目(机组升速过程由汽机组负责对轴瓦振动情况连续监测)
1)升速至500rpm,机头手动打闸一次,进行摩擦检查;
2)再次升速至600rpm,进行DEH、ETS电超速保护通道试验;
3)视振动情况,目标转速3000rpm,OIS手动打闸一次;
4)向3000rpm升速,升速过程中进行#1发电机、主励磁机转子交流阻抗试验。
5)维持3000rpm进行喷油试验;
6)完成严密性试验;
7)升速到3000rpm,完成#1主励磁机空载特性试验和#1发电机变压器组空载特性试验,进行主励磁机端电流回路带负荷检查和调节器通道切换试验;
8)断开#6103刀闸,合上#610开关。
进行#1发电机假同期试验;
9)#1发电机并网。
3、第三阶段:
并网带负荷4小时后打闸的试验项目
1)带25%额定负荷负荷运行4小时,期间进行#11、12小机超速试验(电超速及机械超速);
2)4小时后,退出电跳机、发电机出口开关跳汽机联锁,发电机解列维持3000rpm;
3)本特利3300/53超速保护提升转速试验;
4)进行机械超速试验。
4、第四阶段:
重新并网,带负荷后的试验项目
1)汽轮机升速及加负荷过程中同步进行振动监测;
2)负荷超过100MW,进行#1发电机、高厂变电度表带负荷检查;
3)负荷超过240MW,进行#1发电机轴电压测量试验;
4)#1发电机带额定励磁电流时,进行#1发电机整流柜均流试验。
附#1机大修后开机试验项目:
序号
试验内容
试验对机组状态要求
试验需要时间
试验责任人
专业
备注
1
PCV阀试跳
无要求
5分钟
王洪武
锅炉
2
手动打闸试验
汽轮机升速过程中完成
10分钟
黄琪
汽机
500rpm、3000rpm各一次
3
#1发电机、主励磁机转子交流阻抗试验
发电机转速从0升速至3000r/min的过程中完成
利用暖机时间
韦立学
电气
4
汽门严密性试验
汽轮机升速至3000转/分钟
90分钟
汽机机控
5
喷油试验
汽轮机维持3000转/分钟
30分钟
6
#1主励磁机空载特性试验
发电机空载,转速3000r/min、断开磁场开关
60分钟
李十幸
7
#1发电机变压器组空载特性试验
发电机空载,转速3000r/min、断开#6103刀闸
180分钟
8
调节器通道切换试验
发变组空载
丁锻
电控
开机前例行检查
9
#1发电机假同期试验
发变组空载,需断开#6103刀闸,合上#610开关。
与发电机变压器组空载试验同步
10
#11、12小机超速试验(电超速及机械超速)
开机带25%的负荷期间进行
120分钟
两台分开,先做一台
11
安全门试跳
主蒸汽压力约10MPa
1小时
12
OSP103%超速试验
汽轮机在新汽参数为5.88~6.88MPa,450~500℃下,带25%额定负荷连续运行四小时后,检查汽轮机及控制系统各项要求完全合格,逐渐减负荷到零,然后解列后进行
30分钟
13
DEH电气超速保护提升转速试验
14
本特利3300/53超速保护提升转速试验
15
机械超速保护提升转速试验
90分钟
16
振动监测
汽轮机升速及加负荷过程中
同步
17
#1发电机、高厂变电度表带负荷检查
发电机并网后带100MW以上负荷。
不另占用时间
丁锻
18
#1发电机整流柜均流试验
发电机带额定励磁电流
黄大杰
19
#1发电机轴电压测量试验
发电机带80%以上额定负荷进行
20
#1发电机绝缘过热装置通气调试
发电机开机带负荷后进行
不另外占用时间
21
热工各自动控制调节参数整定试验
机组开机后正常运行时都需进行
胡文龙
热工
22
RB试验
开机带负荷后进行
周孟宗
按方案进行
四、各专业开机注意事项
一)锅炉专业
1.#1炉主要技改项目
名称
注意事项
1.
空预器更换
与原空预器不一样,请各班注意学习相关规程:
1.油站已取消,但空预器的轴承油系统仍冷却水;
2.主、辅电机型号和转速一样
2.
引风机更换
请各班注意学习相关规程:
油站变化较大,其油箱冷却器采用循环泵方式。
3.
燃烧器已全部更换为低氮燃烧器
增加了燃尽风部分,其运行方式根据调试结果进行。
4.
取消了H层油枪,增加了A小油枪系统
A层小油枪在双通道的上、下通道各布置了一个点火油枪。
5.
在后烟道增加了一部分省煤器受热面
注意给水温度的变化
6.
高温过热器进行了减小面积的改造
注意减温水流量变化
7.
#1炉脱硫烟气旁路门封堵
请各班注意学习相关规程,热工逻辑有变更。
2.增强锅炉冲洗效果,防止凝结水泵进口滤网堵塞:
1)水质合格后,锅炉才能点火。
2)开炉前必须确认疏水、空气系统的手动门全开,不许处于半开状态。
3)加强炉底排污工作。
4)适当延长疏水时间:
主汽压力至0.5MPa,关闭空气门;
主汽压力至1.2MPa,关闭疏水门,主汽压力至1.2MPa,投入旁路系统。
5)严格控制受热面蒸汽和金属温度,严禁锅炉超温运行
6)加强受热面的热偏差监视和调整,防止受热面局部长期超温运行。
7)严格按照规程控制升温升压速度,尽量抑制受热面温度周期性波动和温度变化速率。
3.因#1机组此次开机时间较长,为控制#1炉开炉用油量,同时保证开炉安全(重点防止发生尾部烟道、省煤器、空预器、除尘器二次再燃烧),特制定如下技术措施:
1)开炉前各项试验、检查工作必须到位,保证开炉过程能够顺利进行。
2)投油点火要求:
a.A层小油枪系统为此次技改项目,投油时必须至就地检查着火情况。
b.启动制粉系统时必须确认二次风温应大于180℃。
c.投粉时需在就地检查着火情况,并根据着火情况和火检强度,进行相应调整,确保煤粉燃烧完全;
3)防止尾部烟道、空预器、除尘器等部位二次燃烧措施:
a.投粉时应就地检查燃烧情况,确保煤粉燃烧完全,投粉后应监视炉膛压力稳定;
b.在投粉后增加风量至40%以上,以增加其携带能力;
c.保证空预器连续吹灰;
d.严密监视空预器进口、出口烟气温度(空预器入口烟温应低于360℃,空预器出口烟温应低于140℃);
e.保证省煤器输灰管道畅通,锅炉点火前通知辅机班投入省煤器气力输灰,防止省煤器灰斗积粉自燃;
f.启动中出现锅炉灭火或保护动作,应立即切断燃料,经充分吹扫后方可重新点火。
4)如发生尾部烟道再燃烧的处理:
a.某处温度不正常升高时,立即采取调整燃烧和对应部位受热面吹灰等措施,使烟气温度降低;
锅炉运行中省煤器进口烟温应低于520℃,空预器进口烟温应低于450℃;
b.经采取措施无效,当尾部烟道烟温突升30℃,缓升50℃即判断发生尾部烟道再燃烧,或空预器出口排烟温度继续不正常地升高到250℃时,应手动MFT紧急停炉,此时绝对不能通风;
c.停炉后立即停运引、送风机,关闭各烟风挡板,严禁通风;
d.继续投入蒸汽吹灰,手动投入空预器连续吹灰方式运行,使空预器内充满蒸汽;
如无法灭火则应退出空预器吹灰装置,打开空预器消防水喷淋阀,开启空预器底部疏水阀,投入消防水灭火;
e.如火势不减,烟温继续升高,应启动给水泵、开启高、低压旁路以防管子过热损坏;
f.待火熄灭、烟温降至正常后,停止灭火和吹灰,缓慢开启人孔确认无火源后启动引风机通风5~10分钟;
g.在上述处理中,其它操作按热备用停炉处理。
4.脱硫旁路挡板门封堵后需修改的热工逻辑组态:
1)增加浆液循环泵全停延时5S触发锅炉MFT条件,此条件造成MFT动作后联跳送、引风机;
2)增加脱硫塔入口烟气温度(3选2)>170℃延时30S触发锅炉MFT条件,此条件造成MFT动作后联跳送、引风机;
3)取消原、净烟气挡板运行信号及原、净烟气挡板相关联锁、保护;
4)脱硫塔液位低跳浆液循环泵,改作报警(低于9米);
5)出现以下条件之一,联锁启动除雾器喷水泵(进行事故喷水改造后,改为联开事故喷水气动门):
a.浆液循环泵全停;
b.仅有一台浆液循环泵运行;
c.脱硫塔入口烟气温度高于设计值。
5.脱硫旁路挡板门封堵后存在问题及解决措施
1)机组启、停过程中存在的安全及可靠性问题
a.锅炉启、停过程中,高温烟气进入脱硫系统,损坏脱硫设施。
解决措施:
锅炉点火前需投入浆液循环系统(作为锅炉点火条件);
锅炉停运后,吸收塔入口烟气温度需降至85℃以下,方可停运浆液循环系统。
(责任部门:
环保部、发电部)
b.投油过程中油烟进入脱硫塔浆液中,影响浆液品质。
制定启动过程中浆液品质控制措施;
启动初期投油阶段,吸收塔清水运行;
油、粉混烧阶段加强浆液置换、排放,确保浆液品质。
环保部,完成时间:
7月14日)
c.烟气含尘,造成GGH堵塞。
制定布袋除尘器启动前喷涂方案,进行预喷涂;
机组启动过程中投粉后即投入布袋除尘器。
设备部、环保部,完成时间:
2)机组运行中脱硫设备安全及可靠性问题
a.脱硫设备电源可靠性不高
a)浆液循环泵电源有3台在6KV1B段,1台在6KV1A段,造成浆液循环泵的电源可靠性降低。
将1台浆液循环泵电源由6KV1B段改至6KV1A段。
设备部、检修部,完成时间:
b)其它脱硫设备电源可靠性不高(如GGH)
设备部电气专业对目前#1机组脱硫系统设备电源情况进行核对、分析,确定是否需要进行改进。
设备部,完成时间:
b.当烟气温度高时,可能损坏脱硫衬胶设备
a)增加脱硫塔入口烟气温度高于设计值联启除雾器喷水泵联锁。
控制部,完成时间:
b)增加浆液循环泵全停、脱硫塔入口烟气温度高触发锅炉MFT的保护,此条件造成MFT动作后应联跳送、引风机。
c)加强布袋除尘器入口喷水降温系统检查维护,确定定期试验周期,并严格执行,确保喷水可靠性。
d)严格控制锅炉空预器出口排烟温度,完善出现空预器异常或排烟温度异常应急预案,并严格执行。
发电部,完成时间:
c.烟气含尘多造成GGH堵塞
a)正常运行中,烟气必须经过布袋除尘器,不允许走除尘器旁路。
环保部,长期)
b)加强GGH吹枪维护,确保可靠性。
设备部,长期)
c)制定GGH吹扫和差压控制措施,并严格执行。
6.其余未尽事宜,依照《集控运行规程》和《二十五项反措》有关规定执行。
二)汽机专业
1.防止凝泵入口滤网堵塞注意事项:
1)凝结水泵启动后关闭#4低加出口门及其旁路门,开启#4低加出口排地沟门冲洗至凝结水水质合格后再上水至除氧器;
2)除氧器水质合格后,方可向锅炉上水进行冷态冲洗。
除氧器水质未合格,不能投运高加水侧;
3)发现凝泵入口压力下降,应及时提高凝泵变频器转速,并关小轴加再循环、疏扩减温水以提高凝泵出口压力至1.0MPa以上;
4)如凝泵转速提升至1500rpm仍不能保证凝泵出口压力大于1.0MPa,应启动备用凝泵,停止该台凝泵运行,并联系检修清理凝泵入口滤网,并加强对凝泵出口压力及进口滤网差压报警信号监视;
5)如凝泵入口滤网出现堵塞信号,凝泵出口压力下降至小于1MPa,且此时另一台凝泵未恢复备用,应立即通知锅炉MFT,锅炉MFT后,应立即停止该台凝泵运行,并联系检修清理凝泵入口滤网;
6)锅炉MFT后应立即破坏真空,退出大小机轴封;
并及时关闭汽机机前疏水,关闭高低压旁路;
7)待两台凝泵均恢复备用后即启动凝泵,并通知锅炉点火。
2.设备改造、异动情况及注意事项:
1)#1机取消了原有的两台制冷式氢气干燥器,新增了一台吸附式氢气干燥器,目前该氢气干燥器暂未调试,调试完毕后气体置换与发电机同步置换,新增氢气干燥器投入需要设备部点检到现场,并经部门相关人员同意后才能投运;
2)#1机冷油器供水与#2机冷油器供水准备联通,目前阀门已接好,但管道仍未接好,#1、#2机冷油器供水联络手动门正常运行中应关闭挂牌。
3)#1机进行了通流改造,改造与#2机一致,相关说明书见#2机通流改造说明书,相关操作票及系统图已进行了修改;
4)#1机凝汽器铜管改造为钢管,系统无改造。
三)电气专业
1.电气改造项目
1)取消增压风机,引风机增容。
运行注意事项:
无。
2)空预器改为变频器控制形式。
开关形式变为刀熔开关形式,取消了原有的接触器,送电应严格按照新的操作票执行,在送电前应检查变频器柜就地空断开关全部已合上。
3)取消空预器油系统。
4)#1机6.3MMCC改造如下:
原来#12氢气干燥器改为#11氢气干燥器,#13氢气干燥器改为#12氢气干燥器,#11氢气干燥器改为备用开关。
5)#1机封母微正压装置换型。
运行压力为200~1400PA,运行中应检查封母压力在上述值之内,并每周二、五中班定期排污。
6)#11真空泵电机换回原来的电机,电机极易受潮,应保持长期运行,#12真空泵按轮换周期时启动运行两小时后,仍尽量运行#11真空泵。
7)1号发变组保护A柜增加启停机保护和断路器闪络保护改造。
改造内容如下:
a.已将1号发变组保护A柜的并网接点由610开关扩展接点改为开关本体辅助常闭接点,接点接触良好,绝缘合格。
b.已对新增的启停机保护和断路器闪络保护定值进行重新整定计算,根据定值通知单对发变组A柜相应定值进行修改,并核对无误,同时模拟故障情况进行试验,新增保护功能正常。
c.在1号发变组A柜新增设了“1LP30投1号发变组启停机保护”和“1LP29投断路器断口闪络保护”压板,压板标识已修改,已通过试验确认压板投退正确可靠。
a.在1号发变组保护A柜新增设了“1LP30投1号发变组启停机保护”和“1LP29投断路器断口闪络保护”压板,运行人员操作票需进行相应修改。
b.启停机保护和断路器闪络保护在发电机并网前投入,并网后退出。
8)300MW#1机组OIS操作台上增加#1柴油机启动按钮改造,改造内容如下:
a)从保安IB段工作电源进线开关屏利用原备用电缆芯将7回路引至集控室马赛克#5屏保安IB段工作电源进线端子排上。
b)从集控室马赛克#5屏新放电缆至#1机组OIS操作台,从保安IB段工作电源进线端子排上将1、7回路接到#1机组OIS操作台“#1柴油机启动按钮”按钮的常开按点。
a)在#1机组OIS操作台上用“#1柴油机启动按钮”启动#1柴油机试验前,应先将A004开关摇至试验位,#1柴油机控制屏上的控制开关置“自动”位置,按“#1柴油机启动按钮”不应超过2秒钟。
以防止非同期合闸。
b)停机时应将#1柴油机控制屏上的控制开关置“遥控”位置,按“停车”按钮停机,并按下“复位”按钮。
c)鉴于有一定的风险,该按钮每年试运一次。
平时严禁采用该方式试运。
9)#1发电机碳刷换型。
冲转、发电机升压、并网后应重点检查碳刷运行情况。
2.开机前需进行的试验
开机前需进行主励磁机空载试验、发变组空载试验。
具体操作步骤见试验方案和一体化相关操作票。
进行空载试验时,应检查发电机内冷水、氢气冷却器、主励磁机空冷器已投入运行,并将主变冷却器运行方式切至手动运行方式。
3.其他运行注意事项
1)此次更换了#1G-01刀闸,操作时应注意检查刀闸是否合闸到位。
2)#1主变此次检修进行了油处理,应在并网后退出重瓦斯保护,待24小时后检查无气体方可投入。
四)化学专业
1.#1炉高温架各阀门进行了大修,投运高温架时需注意自我保护措施,同时,联系工作负责人到现场进行各阀门试运,特别是各水样管路减压阀开度。
2.#1机精处理混床均进行了大修,在混床投运至少8h后,运行中班请将三台混床逐一退运,再进行树脂捕捉器的反洗,以检查是否混床有漏树脂现象。
3.机组启动期间,只要有水样,每2小时必须化验水质所有需进行化验的项目化验一次。
应主动进行水质分析,而不是坐等值长通知!
并及时将水质结果汇报值长。
若各阶段水质不合格,及时汇报。
4.机组启动期间,有水样时,需依照《大唐发电有限责任公司300MW/600MW机组启动化学监督报告》(Word格式报表)和Mis化学运行日志报表要求化验水质并登录数据。
在化验各项水质时,必须按《大唐发电有限责任公司300MW/600MW机组启动化学监督报告(修改)》(Word格式报表)和Mis化学运行日志报表要求,化验的水样项目需同步化验。
请各位值班员及时完成并登录结果。
5.值长通知或在取样架取样化验内冷水水样,每次需同时检测铜含量,不仅仅是测其PH、YD、电导率等项目。
一旦铜含量严重超标,及时汇报值长,以利在机组点火前尽快对内冷水水箱换水。
否则,点火后才化验内冷水铜含量,发现严重超标时,可能由于多方面原因,即使内冷水铜超标,也难以引起值长过多关注。
虽然内冷水箱通过换水,铜含量也无法合格,但可以降低对机组的腐蚀程度和并网后的铜含量尽早合格。
6.凝结水和给水加除氧剂箱在进行水压试验时配足了水合肼,浓度较高,启动除氧剂泵运行前可向药箱补充除盐水,暂不配水合肼,待化验水质联胺剩余量后再根据情况是否配药。
7.机组启动期间,当凝泵启动上水时,水化验值班员即可向机组加入适量除氧剂。
无论给水、凝结水含氧量多高,都需启动除氧剂泵运行,以减少水中溶氧对系统的氧腐蚀。
但必须控制省煤器入口联胺剩余量小于50ug/L。
并网8h后即可停运除氧剂泵。
8.当凝结水铁含量小于1000ug/L,方可投运凝结水精处理系统。
9.#1机机组启动期间,需加强高温架排污。
因机组停运前,进行水压试验,加了大量氨和联胺,因此,要求并网后8h~40h,每班次必须对高温架排污一次。
10.机组启动期间,化学正班班应提前校表,备好药液,保证各表计正常备用,药品无变质等异常现象。
11.及时主动联系值长,掌握机组状态,调整加药,处理水质。
接到机组启动通知后,化学正班或化学备班派1名值班员协助开机(包括早晚班)化验水质铜铁含量,化学运行值班员完成本班应分析的水样的各项化验项目。
#1机机组启动期间,当班水化验值班员接到开机通知,值班期间若未及时增派人员,当班值班员必须化验水质铜铁含量(快速法)。
五)脱硫专业
1.脱硫系统改造项目:
1)取消增压风机;
2)取消脱硫烟气旁路烟道。
2.脱硫系统启动前准备工作及试验项目:
1)对改造后脱硫系统相关操作规程及图纸进行修改,并走完审批流程;
2)对修改后脱硫系统相关操作票进行修改,并走完审批流程;
3)完成脱硫系统主保护逻辑修改;
4)完成脱硫系统主保护试验及设备联锁试验;
5)对脱硫系统相关工作票办理竣工,并对系统进行全面检查,吸收塔补充工艺水至9米,脱硫系统具备启动条件;
6)将原、净烟气挡板门开启,就地核实挡板在正常开启位置后将原、净烟气挡板门停电并挂上“禁止合闸、有人工作”警告牌;
7)清空事故浆液箱,保证事故浆液箱有足够空间容纳吸收塔置换的浆液
8)将吸收塔石膏排出泵切换至事故浆液箱;
9)进行石灰石浆液制备,保持一期石灰石浆液箱液位在3米以上、密度在1200Kg/Nm3;
10)联系世纪天源维护人员对#1CEMS进行标定;
11)对一期工艺水箱加装临时消防水补水管,维持工艺水箱液位正常。
3.脱硫系统启动注意事项:
1)值长在锅炉准备点火前应通知辅机投运布袋除尘器(见辅机专业部分),辅机投运布袋除尘器后脱硫运行方可投运脱硫装置;
2)接到值长投运脱硫装置命令后,按规程启动脱硫装置,首先启动1台浆液循环泵,脱硫装置正常运行后,告知值长脱硫装置已正常运行,锅炉方可点火启动;
3)在锅炉点火后,脱硫运行应启动石膏排出泵向事故浆液箱进行倒浆,同时启动吸收塔除雾器冲洗系统对吸收塔补水,维持吸收塔液位(注意一期工艺水箱的液位变化,可开启消防水临时补水,维持工艺水箱液位正常);
4)当事故浆液箱液位超过5.0米以上,应联系辅机专业,将浆液外排灰坝,保证事故浆液箱有足够空间应对锅炉投油情况发生;
5)锅炉点火半小时后,启动氧化风机及脉冲悬浮泵,同时开始向吸收塔供浆,因吸收塔内部为清水,PH值下降相对
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