1000MW机组低负荷运行措施修定版.doc

1000MW机组低负荷运行措施 （修订版） 批准： 审核： 编制： 1000MW机组低负荷运行措施 因电网系统负荷比较低，1000MW机组频繁深度调峰，确保1000MW机组在深度调峰期间，保障机组安全、稳定运行，特制定机组低负荷运行措施如下： 机组低负荷启动条件：机组负荷低于400MW时，或其它特殊工况时； 低负荷主要风险如下： 机组低负荷运行主要风险及控制措施 系统 低负荷主要风险概述 控制措施 锅炉启 动系统 锅机组负荷低于370MW时，一过进口过热蒸汽过热度低于10度，会导致分疏箱液位高、由干态转入湿态的风险。 机组负荷低于350MW与上锅炉主控低于350MW，给水在自动情况下，延时10分钟，给水自动加水，转入湿态运行。 负荷低于400MW,应检查分疏箱疏水子环在投入状态。 若锅炉运行方式进入“湿态”，应立即解除给水给水主控的自动（汽泵转速自动可不解除，在给水主控中手动设定目标流量）。 保持机组负荷在350MW以上运行或保持锅炉主控35%以上运行。 密切关注高加运行工况，做好高加跳闸的事故预想。 给水系统 机组负荷低于550MW时，两台给水泵在低流量下运行，会有两台给水泵出现抢水，给水不稳定的风险。 机组负荷降到700MW以下时,将一台汽泵再循环门提前开启，然后根据机组负荷下降，逐步将汽泵再循泵门开大，450MW需开启第二台汽泵再循环门。 制粉系统 低负荷运行时，会有燃烧不稳定、运行制粉系统出现故障导致机组工况出现大幅度波动风险。 燃油、微油保持备用； 负荷低于350MW，及时投油稳燃； 投油超过1小时，应启动B制粉系统并投入微油，及时退出大油枪，避免燃油消耗过多；若只有微油投入且燃烧不稳，需投入大油枪助燃。 风烟系统 低负荷下，因制粉系统运行方式及风压设定值不合适，会导致一次风机、送风机出现抢风及喘振，炉膛风量及负压大幅度波动的风险。 负荷低于370MW应解除送风自动，维持送风机动叶开度在35％左右； 磨煤机运行台数小于4台，则备用磨煤机冷风调门总开度不小于60％。 无故一次风压不得设置正偏至。 风烟系统 低负荷下，引风机静叶调节不良，会导致炉膛负压大幅度波动风险。 做好引风机抢风的事故预想。 若引风机静叶卡塞，应解除该引风机自动并维持负荷稳定，通过手动开关试验进行处理。 锅炉本体 机组长期低负荷运行，吹灰停运超过三天，会导致锅炉积会、结焦、掉焦的风险。 掺烧灰融点较高的煤种，掺烧比例不低于10%。 白班值长应与中调积极沟通，争取每天至少有1台机组可以吹灰； 汽机本体 在低负荷下运行，机组振动会有变大的风险。 维持机组参数在额定范围。加强观察，振动增大时适当增加机组负荷并及时通知相关人员。 辅汽系统 负荷低于300MW，因冷再压力降低，会有辅助蒸汽汽源不足和压力低，小机低压汽源不足风险。 1）观察冷再至辅汽调门开度，当调门开度大于50%调整辅汽用汽量或者辅汽供汽方式（如增加邻机供汽）。 凝结水系统 负荷低于700MW时，凝结水压力高，凝结水泵及其管道振动大。 负荷低于550MW时根据机组带负荷情况，保持单台凝泵运行。 根据就地凝泵本体及其管道振动情况，适当调整凝泵出口压力，并安排人员重点对凝泵出口管道、凝泵本体及精处理、前置过滤器系统每隔一个小时全面检查一次。 高加系统 机组从800MW降至400MW过程中，3号高加水位波动大，可能导致高加跳闸。 当负荷达600MW时提前开启3号高加危急疏水门，负荷稳定后关闭该门，并提前将3A/B高加危疏水位设低。 电气系统 发电机进相运行 6～7号发电机节假日期间进相，6～7号机6kV及380V各段电压下降，辅机电流必然上升，要注意监视，不得超过对应辅机电动机的额定电流。 严格控制进相深度，任何时候无功一次调整量不得超过10MVAr，不得超过发电机进相试验限制值。 运行人员要特别关注#6～7号发电机端电压、发电机铁芯温度、6kV母线电压、重要辅机电流 做好6～7号发电机快减有功、失磁和失步的事故预想。 除渣系统 渣仓渣含水率大，渣仓易板结、堵塞。 运行巡检人员对就地放渣情况进行检查，并及时通知放渣人员连续排渣，并现场监督放渣情况。 机组低负荷运行方式及措施如下： 低负荷准备工作：机组负荷低于450MW开始做好低负荷运行的准备工作：确认B、C、D层油枪备用；试投微油点火装置；恢复B制粉系统运行；确认启动系统在热备用状态，且分疏箱控制阀1、2在自动状态；确认高低旁状态正确。 机组负荷在400MW及以上工况时： 汽机系统： 机组负荷低于500MW时全开一台汽泵再循环门或者保持两台汽泵再循环调节开启； 机组负荷低于450MW时全开两台汽泵再循环门； 机组负荷550MW及以上情况两台凝泵运行，凝泵再循环全关，设定凝结水压力为2.8MPa； 机组负荷550MW以下持续时间8小时情况