（河北大唐国际王滩发电有限责任公司）
摘要：机组在需要停机检修的情况下，为缩短停机后盘车及油系统运行时间，争取早检修、早恢复，往往采用滑参数停机。使汽轮机转子及汽缸得到均匀快速的冷却，同时减少汽缸及转子的热应力。本文主要以王滩电厂1号机组升级改造后首次滑停为例，阐释在6号瓦顶轴油管故障的情况下滑停过程及经验，希望对电厂运行工作有所帮助。
关键词：升级改造；滑停；顶轴油
1设备概述
王滩电厂锅炉选用哈尔滨锅炉有限责任公司制造的HG－2030/17.5－YM型锅炉。为亚临界、一次中间再热、固态排渣、单炉膛、Π型半露天布置、全钢构架、悬吊结构、控制循环汽包锅炉。采用平衡通风，摆动式四角切圆燃烧器。6套正压直吹式制粉系统，A磨煤机对应的燃烧器装有等离子点火装置。主蒸汽采用两级混和式减温器调温方式。再热蒸汽温度采用摆动燃烧器进行调节，再热减温水为事故喷水。
汽轮机为亚临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴凝汽式 600MW汽轮机，汽轮机型号为 N630-16.7/538/538-1型。高中低压缸均为哈汽制造。汽轮机通流部分采用反动式设计。机组分别于2014年8月份进行汽轮机抽汽供热改造，供热抽汽口设在中压缸排汽连通管处，机组于2015年11月份增加了对中储粮油脂（唐山）有限公司供工业用汽的项目改造，在机组的再热冷段管道上开孔抽汽，工业抽汽管道分别从1号机组和2号机组高排蒸汽管道引出汇合成一根供汽母管，通过减温减压器达到供汽参数。
2滑停背景及意义
2016年11月一号机组汽轮机升级改造后保持连续运行至今。2017年9月，由于烟道损坏，该公司向中调申请一号机组停机消缺。同时在停机前发现一号机组#4瓦轴承金属金属温度1、2号测点显示温度由原来的77℃、77℃上涨至92℃、88℃，顶轴油母管压力DCS显示值由3.68MPa下降至3.0MPa，就地4号瓦顶轴油压由4.0MPa下降至1.0MPa，汽轮机4号瓦轴振在小幅跳高后稳定在稍低于原来的水平，瓦振无明显变化，其他瓦的瓦温及振动运行稳定，判断为4号瓦顶轴油进油管道泄露，公司希望利用此次停机机会对4号瓦进行检查处理，为缩短检修工期，故采用滑参数停机方式，快速均匀降低缸温，以尽快停止盘车运行，为检修争取时间。其次，滑停可以减少停机过程中热量和汽水损失，充分利用锅炉余热发电，而且还可以利用大流量蒸汽对汽机喷嘴、叶片上的盐垢进行清洗。由此可见滑参数停机的优点是比较明显的。
3滑停过程及问题分析
3.1滑停前的准备工作
将公用系统一号机倒换至二号机组带，其中包括中储粮供汽，砖厂及板厂供汽，将机组变为純凝工况；公用6KV A段母线由标准运行方式倒换为联络带。
停机前的试验：试验等离子点火装置拉狐正常，主机交、直流油泵联启试验正常，盘车电机空载试运正常，顶轴油泵由于4号瓦顶轴油管损坏攒不进行试验以防止顶轴油压波动造成损坏加剧。
3.2停机前工况
机组负荷350MW，协调控制方式，AGC投入，A、B、C、E磨运行。主汽压力为13.3MPa，主汽温度543.5℃，再热器温度543℃，阀位方式为顺序阀。
3.3滑停参数要求
滑停过程严格按照滑停曲线及运行规程要求进行。锅炉降压速度为0.05～0.1MPa/min，主、再热汽降温速度为0.5～1℃/min，保持主、再热汽温差在合格范围；且在整个滑停过程中保持蒸汽过热度大于 100℃，最低不小于50℃；高压缸排汽温度高于对应压力下20℃以上，防止汽轮机进冷水冷汽；同时注意主机汽缸及转子自由均匀收缩，滑销系统无卡涩，胀差在规程规定范围内，防止出现动静摩擦。滑停结束要求高压缸调节级内壁金属温度低于300摄氏度。
3.4停机过程
9月29日晚上20点00接到停机指令，保持汽压13.3MPa稳定不变，下滑汽温，至21点30时，主汽温度为497℃，再热汽温为500℃。在此期间，由于机组AGC投入，机组负荷波动较大，造成汽压波动，进而造成汽温保持整体下降趋势的同时又有小幅度的反复波动。
20：20机组顺序阀切换为单阀控制方式。期间高压缸调节级内壁温度从385℃升高到395℃。
21：30解除机组AGC，手动降低机组负荷，利用减温水及锅炉配风继续减低锅炉汽温。
21：42机组负荷270MW，总风量740t/h，切除送风自动。防止降负荷过程中送风自动调整造成总风量低锅炉MFT。
21：47停运E磨煤机，关闭入口一次风门，但在关闭磨煤机入口一次风门时造成一次风量降低，进而造成总风量降低（最低降至656t/h），险些造成低风量动作MFT（总风量低于650t/h，延时120秒MFT）。增加F磨煤机通风量及送风量后恢复。
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21：50机组负荷250MW解除机组协调锅炉主控切为手动。降低煤量逐渐降低汽压
22：05机组负荷220MW#3高加疏水从除氧器倒至疏水扩容器。防止高加液位高造成高加解列。
22：07机组负荷220MW，将#1汽泵退出给水系统并将其打闸，用#2汽泵调节给水
22：27机组负荷165MW给水导致旁路带，增加减温水压力及流量，以保证主再热汽温均匀下降。
22：26至23：36保持机组负荷160MW左右，主汽压力10Mpa左右，利用减温水降低主再热汽温度。而后，逐渐减少煤量降低汽压，保证汽压下降速率在0.1MPa/min以下。
30日00：23手动MFT。
30日00：36机组负荷35MW，主汽压力4.2MPa，高压缸调节级内壁金属温度291℃，汽轮机手动打闸。
4滑停经验总结
4.1如果停机时间超过七天，按规定应将原煤仓烧空，因此，应提前估算所需总煤量，合理控制各煤仓煤位，既要满足烧空仓的需要，又要满足汽温滑降的要求。
4.2顺序阀倒换单阀期间高压缸调节级内壁金属温度从385℃升高到395℃。高压缸调节级内壁金属温度在汽温下滑后随之下降，而在阀门方式倒换过程中出现壁温上升，就整个滑停过程而言，壁温反复变化出现交变热应力，对汽机金属是不利的，因此建议在滑停开始时，如果条件允许，可以先倒换阀门方式，然后滑停。
4.3总风量800t/h左右时，可切除送风自动。防止降负荷过程中送风自动调整造成总风量低锅炉MFT。其次，随着滑停的进行，负荷逐渐降低，煤量逐渐降低，逐步停止磨煤机运行。停止磨煤机时应注意锅炉总风量的变化，防止总风量降低造成锅炉MFT。其次，应注意一次风压的变化，加强一次风通风，防止一次风机憋压造成喘振。
4.4汽温滑降过程中，减温水、锅炉配风、燃烧器调整相互配合，保证汽温均匀下降，同时尽量减少减温水量，可以提高锅炉效率。同时注意减温水量相对蒸汽流量的占比，避免过大造成减温水蒸发段变
长或无法完全蒸发，引起金属较大的热应力。
4.5滑停开启前确认小机（给水泵汽轮机）辅助蒸汽汽源手动门开启状态，联系临机提高高压辅助蒸汽联箱的压力，确保小机汽源压力。当负荷降低至240MW，由于两台汽泵并列运行用汽量较大，应逐步将1号汽泵退出给水系统并打闸，防止小机汽源匮乏，造成汽泵无法正常工作。
4.6负荷降至240MW时，投入空预器连续吹灰，锅炉再热蒸汽压力低于0.8MPa 时，将空预器吹灰汽源倒换至辅助蒸汽，确保吹灰效果。
4.7为保证汽轮机汽缸和转子均匀快速冷却，尽可能降低汽缸温度并缩短停机时间，应在较高负荷下利用大流量蒸汽逐渐降低汽缸及转子金属温度，为后面的滑停打下基础。
4.8滑停降低汽温过程中必须控制好温降率，并加强汽缸及转子金属温度的监视，防止蒸汽及金属温度反复变化，造成金属出现交变热应力。同时保持汽温与汽压相适应，保持新蒸汽及高排蒸汽具有足够的过热度，防止进冷水冷汽。同时应派人加强对汽机高中压高中压缸差胀、上下缸温差、轴向位移等参数的监视，保证汽机运行安全。
4.9随着负荷的下降，各抽汽段压力逐渐降低，应加强高加液位的监视，在负荷240WM左右时，可将3号高加正常疏水切为手动并逐渐关闭，将疏水倒至凝汽器，以防止3号高加疏水与除氧器压差降低，疏水无法正常排入除氧器，造成高加液位大幅度波动甚至造成高加高液位解列。
4.10滑停过程中应派专人监视调整汽包水位，随负荷降低汽泵流量逐渐降低，此时为防止汽泵再循环突然开启，造成汽泵水位大幅度波动，可将汽泵再循环门解为手动，并逐渐开启。
4.11随着负荷的逐渐降低，减温水量逐渐减少，主、再热汽温下降困难，当负荷达到160WM左右，在使用给水泵转速调节水位并且总给水量小于旁路给水管路最大流量 80％（400t/h）的前提下，进行给水主路切换至旁路的操作，切换时维持机组负荷稳定，汽压稳定，汽包水位稳定，同时调节给水母管压力高于汽包压力0.5至1.0MPa，避免压差过大，造成在开大给水旁路门时汽包水位快速上涨。操作中应注意保持给水与蒸汽流量的平衡关系。其次，在给水主路倒至旁路操作前应记录主、再热器减温水量，在关闭给水主路，给水压力上涨时，应及时调节减温水调节门，防止减温水量大幅度上涨造成汽温快速下降。
4.12注意轴封压力额监视与调整，注意负荷下降后轴封压力的调整，及时开启辅助蒸汽至轴封旁路门。
4.13随着负荷的降低，脱硝入口烟气温度逐渐减低，为防止脱硝跳闸造成环保超标，应利用高负荷阶段尽可能降低主、再热汽温，在低负荷阶段减少停留时间，尽快停炉停机，以防止环保参数超标。
4.14由于4号瓦顶轴油管故障，停机前应制定专门的技术措施并组织学习。开启交流润滑油泵，打闸停机，开启两台顶轴油泵，保持较高的顶轴油压，密切监视4瓦金属温度，汽机转速1400r/min，发现温度上涨至107℃，立即破坏真空，惰走过程中轴瓦金属温度最高上涨至132℃。在揭瓦检修时发现下瓦轻微磨损，轴颈完好，由此可见此针对汽机轴瓦顶轴油管损坏的技术措施的行之有效的。
论文作者:刘洋
论文发表刊物:《电力设备》2017年第31期
论文发表时间:2018/4/18
标签：机组论文; 负荷论文; 温度论文; 蒸汽论文; 汽轮机论文; 风量论文; 锅炉论文; 《电力设备》2017年第31期论文;