2号机组C级检修后启动方案.docx
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2号机组C级检修后启动方案
河津发电分公司
2号机组C级检修后启动方案
批准:
审核:
编写:
2014年05月29日
2号机组C级检修后启动方案
一、时间安排
2号机组计划5月30日早高峰并网,下面是启动工作的安排,请各部门安排好值班人员,在5月29日20:
00到一期控制室、硫灰控制室集合。
05月29日
16:
00将1号、2号机组凝结水输送泵管路串联,同时给汽包、除氧器、凝汽器上水,要求20:
00汽包、除氧器、凝汽器上至正常液位。
16:
10投入主机盘车,保持连续运行。
16:
30启动2号机组一台循环水泵、开式冷却水泵正常。
将1号、2号机组开式冷却水供回水联络门隔离。
17:
00捞渣机上体槽注水正常,液压关断门开启,炉底水封建立。
启动底渣系统,启动2号炉输灰系统,启动2号脱硫系统(增压风机暂不启动)
18:
00启动2号机组风烟系统正常,进行微油系统试点火。
注意事项:
①启动引风机前,要注意与脱硫值班员取得联系,确认增压风机入口静叶全开;②送风机启动后,入口调整挡板一定要切手动,逐步开大防止通风量突增,引风机来不及调整,炉膛正压过大;③风烟系统启动正常后,调整通风量30%,引风机变频投自动。
18:
30启动2号脱硫增压风机运行,进行热工逻辑传动试验。
注意事项:
①确认锅炉送、引风机运行正常,引风机变频投自动,炉膛负压正常,方可启动增压风机;②增压风机变频启动后,1分钟内手动增加变频转速至40%,以防止电机因轴承低速运转而损坏;③增压风机转速增加的过程中,注意引风机变频转速自动调整炉膛负压正常(-100kPa);④增压风机转速达到40%,若风机入口负压低于-500kPa,应适当关小增压风机入口静叶;机组启动过程中,随着锅炉通风量的增加,需要开大增压风机入口调整挡板,维持增压风机入口微负压(锅炉点火后严禁出现正压),直至挡板达到74%经济开度后,将增压风机变频投入自动,并设定其入口负压在-100kPa。
18:
40主机、小机同时送轴封、抽真空。
18:
50锅炉燃油雾化蒸汽管路、辅汽供空预器吹灰蒸汽管路拉疏水。
20:
00汽包上至正常液位,启动两台炉水循环泵运行。
除氧器上至正常液位启动除氧器再循环泵,投入除氧器加热,关闭低压上水门,启动电动给水泵,采用边上、边放的方式对锅炉进行冲洗,并逐步提高除氧器水温至90℃,以提高水冷壁温度。
20:
10投入2号炉电除尘。
20:
302号炉点火,启动2A磨煤机。
,投入空预器连续吹灰。
升温升压期间注意事项:
①点火初期微油煤粉燃烧器投粉后,应控制磨煤机筒体压力不超过2.5kPa,一次风速不大于22m/s,严格控制升温升压速率不超规程规定值(点火初期炉水温升率不超过220℃/h);②增加2A磨煤机出力时应缓慢平稳,防止燃料量变动幅度较大;③汽包压力高于0.5MPa后可以缓慢投入高低压旁路,但应视主再热汽温的上涨幅度控制其开度,注意高低压旁路投入后的初期温升率控制在2℃/min左右。
00:
002A、2B小机冲转、暖机(用辅助蒸汽)。
05月30日
01:
00主汽参数满足冲转条件(6MPa,340℃),2号主机冲转。
01:
20主机转速2100转/分,开始中速暖机(3小时)。
04:
50主机升速至3000转/分。
05:
002号机组并网。
05:
30启动2B磨煤机。
注意事项:
启动第二台磨煤机前,应确认减温水管路电动总门及各级减温调整门后电动门已开启,减温水调整门具备开启条件。
第二台磨煤机启动后,应指派专人监视主再热汽温,升温升压的各个阶段严格控制一级减温器后的汽温不高于480℃。
05:
40投入高、低加。
05:
50投入A、B汽泵,退出电泵。
06:
00启动2C磨煤机,机组升负荷至200MW,小油枪撤出。
06:
20厂用电切换为高厂变。
06:
30负荷210MW,2A磨一次风旁路切除。
二、机组启动期间值班安排
机组整套启动值班表
值班负责人
时间
发电部
维护部
生技部
外围检修部
29日20:
00-
30日08:
00
贾震
62250
冯连根
62283
贾红强
67752
薛蛟
62408
三、专项措施
(一)防止受热面超温运行措施
1.点火初期微油煤粉燃烧器投粉后,应控制磨煤机筒体压力不超过2.5kPa,一次风速不大于22m/s,,严格控制升温升压速率不超规程规定值(点火初期炉水温升率不超过220℃/h)。
2.增加2A磨煤机出力时应缓慢平稳,防止燃料量变动幅度较大。
3.汽包压力高于0.5MPa后可以缓慢投入高低压旁路,但应视主再热汽温的上涨幅度控制其开度,注意高低压旁路投入后的初期温升率控制在2℃/min左右。
4.启动第二台磨煤机前,应确认减温水管路电动总门及各级减温调整门后电动门已开启,减温水调整门具备开启条件。
第二台磨煤机启动后,应指派专人监视主再热汽温,升温升压的各个阶段严格控制一级减温器后的汽温不高于480℃。
5.并网后炉主控BM值小于60MW前,将减温水电动总门切手动,防止减温水电动总门突然关闭引起受热面超温。
(二)微油点火改造后防止锅炉爆燃措施
1.冷炉点火,点火初期尽可能提高微油点火初期的燃尽率。
1.1提前给2A1、2A2原煤仓上发热量不低于20MJ/kg,干燥无灰基挥发分大于30%的煤种。
1.2在一次风管上装设靠背管及差压计,对各煤粉管的一次风速进行监测,通过可调缩孔开度的调整,控制各一次风管风速偏差≤5%。
1.3调节分离器挡板开度,适当控制煤粉细度。
1.4点火初期因含粉气流浓度较低,一次风管路堵粉的可能较小,可将一次风速度控制在20m/s左右,待点燃后再适当提高一次风速。
1.5微油煤粉燃烧器未全部投入时或微油枪跳闸时,应确认未投入的燃烧器对应的煤粉关断阀关闭严密,严防因关断挡板不严造成炉膛积粉爆燃。
1.6微油枪全部火焰失去不参与全炉膛火焰保护,但所有微油枪跳闸时应对锅炉进行充分吹扫,方可重新进行微油点火操作。
2.严防锅炉灭火爆燃
2.1定时清理微油点火油枪头及油过滤器,避免由于小油枪堵塞造成小油枪灭火而影响锅炉安全。
2.2微油点火之前制粉系统应调试完毕,严格避免在微油点火过程因断煤、制粉系统故障造成灭火导致爆燃。
2.3燃烧器着火后,应加强炉内燃烧状况监视,实地观察炉膛燃烧情况,火焰应明亮,燃烧充分,火炬长,火焰监视器显示燃烧正常。
如发现炉内燃烧恶劣,炉膛负压波动大,应迅速调节一次风量及给煤量来调整燃烧。
如效果不佳,应及时投入油枪助燃。
若燃烧状况仍不好,应立即停止相应的给煤(给粉),必要时停止少油点火,经充分通风、查明原因后再行投入。
2.4少油点火时,在启动初期应尽可能控制入磨风量(包括负荷风、密封风、单侧运行时还包括未投入侧的旁路风),尽快建立料位,以确保稳定地实行点火。
(三)微油点火期间防止锅炉尾部发生二次燃烧措施
1.空预器检修工作结束在封闭人孔前,确认空预器传热元件各部清洁、无遗留物。
2.机组检修工作结束,检修区域的杂物清理应彻底,防止遗留物堵塞在尾部受热面通道造成可燃物积存。
3.微油煤粉燃烧器投运后应就地检查着火良好、燃烧完全,火焰明亮,并至少每小时就地检查一次,发现异常及时处理。
发现着火不好应立即停止煤粉燃烧器,防止大量煤粉喷入炉内,积存在尾部受热面或烟道上。
4.只投入部分煤粉燃烧器时,应确认没有投入的燃烧器煤粉关断挡板关闭严密,严防挡板不严造成煤粉进入锅炉在尾部受热面沉积。
5.点火初期应适当调整一、二次风速,磨煤机出力,煤粉细度,各管间的流量分配,油枪功率等,尽可能改善燃烧情况。
要防止风煤配比不当,使燃料进入尾部内沉积;或者一、二次风量过大,使带入烟道以至风道的燃料量过多。
6.油枪投入或煤油混燃时,空气预热器吹灰装置必须投入运行,吹灰前应认真进行疏水,防止因疏水带入,造成预热器堵塞。
7.锅炉点火前或MFT后炉膛吹扫要充分,避免使未燃烬的煤粉或油在尾部积聚。
8.锅炉启动中,应保证尾部烟道各部温度监测正常,应经常检查空预器烟、风侧进出口差压以及烟、风温度变化情况,发现异常认真分析并及时处理。
(四)防止微油燃烧器的超温、结焦措施
1.少油点火装置投运过程中,应严密监视少油点火燃烧器壁温,并记录。
在燃烧器壁温超过600℃或壁温上升较快时,及时采取降低壁温的措施,包括降低磨煤机出力、加大磨的入口风量、降低小油枪出力等,燃烧器壁温超过800℃时,应停止该角进行检查。
2.在少油点火状态下,磨煤机给煤量应控制在少油点火状态下的燃烧器的设计出力范围内,如给煤量超过燃烧器的设计出力范围,应采取给煤量逐步增加的方式,并严密监视燃烧器壁温的变化。
如燃烧器壁温变化不大,可再增加给煤量2t/h,稳定1-2小时;如燃烧器壁温升高较快,应迅速降低给煤量,最终确定燃烧器出力范围,并记录。
3.在锅炉低负荷稳燃时,少油点火装置投入,磨煤机给煤量应严格控制在燃烧器在少油状态下的设计出力范围内。
4.微油枪长时间未进行投粉操作,应视燃烧器壁温情况决定是否需将微油燃烧器退出运行。
(五)2号脱硫去旁路改造后启动方案
1.启动前的试验:
1.1按规程规定,对2号塔所有电动、气动阀门进行开关试运;对增压风机入口静叶进行调试。
1.2各转动机械试运正常,增压风机油泵、轴承冷却风机联锁启动正常;
1.3增压风机、吸收塔各循环泵、氧化风机6kV电源开关送至试验位,分别做事故按钮跳闸试验;各设备应跳闸正常,DCS中状态显示、报警正确。
1.4启动前,试运事故烟气喷淋系统能可靠投运。
2.启动前的准备工作
2.1全部热工,电气联锁保护试验结束。
2.2检查各转动机械已送电,正常备用。
2.3检查”启动允许条件”石灰石浆液箱液位>5米,否则,应启动制浆系统备足浆液。
2.4通过除雾器冲洗水、循环泵注水等,将吸收塔注水至2米,然后通过事故浆液泵从事故浆液罐向吸收塔注浆至4.0米,投运各搅拌器,试运正常后,再由事故浆液罐向吸收塔注浆至8米。
2.5按启动前阀门状态检查恢复各手动阀门的开关位置。
2.6由于2号脱硫已拆除旁路挡板,为防止启动过程中由于油污的污染,吸收塔浆液大量起泡导致溢流,应在吸收塔地坑附近多准备几桶消泡剂备用。
3.启动步骤:
3.1风烟系统启动前,关吸收塔顶部放散阀,投运增压风机稀油站油泵,投运增压风机轴承冷却风机,增压风机入口静叶全开。
3.2风烟系统启动后,确认锅炉送、引风机运行正常,引风机变频投自动,炉膛负压正常,调整通风量30%,方可启动增压风机;增压风机变频启动后,1分钟内手动增加变频转速至40%,以防止电机因轴承低速运转而损坏;增压风机转速增加的过程中,注意引风机变频转速自动调整炉膛负压正常(-100kPa);增压风机转速达到40%,若风机入口负压低于-500kPa,应适当关小增压风机入口静叶;机组启动过程中,随着锅炉通风量的增加,需要开大增压风机入口调整挡板,维持增压风机入口微负压(锅炉点火后严禁出现正压),直至挡板达到74%经济开度后,将增压风机变频投入自动,并设定其入口负压在-100kPa。
3.3锅炉点火前,投运吸收塔pH计测量回路。
点火后根据PH值变化情况适时投运石灰石供浆系统。
保证吸收塔pH值在5.0-5.5之间。
3.3为了减少油污及烟尘对吸收塔内部件及浆液的污染,锅炉点火前,应投运事故喷淋水,锅炉点火后,投运电除尘一电场,进行低参数运行(二次电压40-45kV),随着入口烟温的升高,投电除尘二电场(二次电压40-45kV),电场的阴阳极振打手动投运,锅炉投第二台磨机时投电除尘三、四电场并手动投运电场阴阳极振打,(二次电压40-45kV)。
机组负荷到180MW,所有电场参数升到正常运行值。
两小时后,所有电场振打切到自动状态。
这时,可根
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