#2机组启动总结

2011年#2机组检修总结
一、总体部分
本次检修于9月21日21:56解列，10月20日15：47并网，共用时29天17小时51分钟。

期间共产生外购电13.426万度电，共用燃煤269吨，共用油26.2吨。

本次启机总共用除盐水3000吨，氢气448标方（其中180标方为17日中班的氢气置换）。

二、机组停运过程
1、由于此次停机为#2机组消缺，未采取滑参数停机，停机前的参数如下，主汽温度465℃，主汽压力11.9Mpa ，再热蒸汽压力1.59Mpa ，再热蒸汽温度530℃，高压缸内壁金属温度396℃，中压缸内壁金属温度410℃(如下图
)
2、锅炉冷却步骤为：9月21日21:56锅炉MFT 动作，9月23日17：00（43小时后）分离器出口压力0.75MPA 锅炉开始放水，9月24日08：50（60小时），放水时螺旋管壁温度96℃，9月24日11：50（63小时）进行自然通风，前面锅炉一直在焖炉状态，9月25日09：00（85小时），锅炉自然通风冷却结束，锅炉本体具备工作条件。

分析；1）、由于这次停炉主要进行机组消缺，从停炉到本体具备开工条件，垂直管壁、屏式
过热器管壁、末级过热器管壁温度按照一定速率进行冷却，分别为垂直管壁温度下降速率2.15℃/h，屏式过热器管壁温度下降速率1.42℃/h，末级过热器管壁温度下降速率4.08℃/ h；2）从锅炉停炉到锅炉放水之间（43小时），螺旋管壁温度下降速率3.71℃/h；3）、从锅炉放水到捞渣机放水（时间为24小时）的管壁温度变化速率，螺旋管壁温度下降速率2.5℃/h，3）、从捞渣机放水到锅炉具备开工条件，螺旋管壁温度下降速率2.32℃/h，4）从锅炉停炉到具备检修条件共80小时， 4）、期间天气最高气温30℃，最低气温15℃。

3、停机惰走：
2011年9月21日，#2机组停运惰走曲线，真空-85KPa,顶轴油泵2000rpm联启，惰走时间96分钟，与以往相比基本相同。

惰走曲线：
4、主要事件记录
三、机组启动。

1、启动过程：10月20日05：25锅炉点火；11：30主机冲转，冲转参数：主汽压力/温度：6.2Mpa/440℃,再热压力/温度：0.7Mpa/344℃；10月20日15：47 并网，18：20 机组负荷350MW，撤油枪，其中整体启动用燃油26.2吨，用煤269吨。

2、机组启动曲线
启动过程中主汽温升1.3℃/min,压升0.021Mpa/min,再热蒸汽温升0.8℃/min,压升
0.002Mpa/min。

3、机组启动转态分析
1）转态时间发生在10月20日16：59 转态时主汽流量778t/h，给水流量774t/h，机组负荷232MW。

2）转态参数符合设计要求
4、启动主要事件记录
四、检修总结
1、超前谋划：
1）机组停运后，立即成立了运行操作组，并且对某一项检修工作负责到底；谁出问题谁负责的责任制。

2）对于检修过的系统能够具备条件试运的，一定创造条件进行了试运；并且由各个专业负责监督，在机组10月11日报省调备用时所有系统/阀门均以检查完毕。

单一检修工作结束后，及时恢复安措，使设备系统处于备用状态，并且部门制定一个整个计划，要求各专业在10月11日所有系统具备投运条件，安排如下表：
#2机组启动安排计划
集控各值：自#2机调停消缺以来，各个值时刻准备着，做好启机打硬仗、打苦仗的准备，利用上班时间、学习班时间重点学习机组的启动、优化启机步骤。

利用头脑风暴法，各抒己见多次讨论学习，按照部门的要求模拟安排启机的步骤，以及各个系统恢复的时序。

锅炉专业：根据现场情况完成以及检修进度：完成了风机油站、磨煤机油站、A/B/C磨煤机、A/B空预器、火检冷却风机（包括微油）的试转工作，对锅炉所有系统都进行了恢复，炉水循环泵注水管路进行了冲洗并且水质化验合格。

期间发现C磨煤机振动大，有检修进行了处理，进行了所有阀门传动，对有缺陷的阀门进行了处理。

汽机专业：根据现场实际情况，在具备条件时及时进行了阀门传动，主机DEH仿真试验和小机挂闸试验，并在各系统启动过程中及时进行了设备联锁试验，在检修检修工作全部结束后，组织进行系统全面的检查布置，为机组启动时减少了操作量，缩短了启动时间。

暖缸操作结束时间后移至暖阀前，减少中速暖机时间，本次启动暖机时间节约约1小时。

化学专业：10月7日19时，#2冷却塔池进行#2机冷却塔污泥清理工作结束，10月8日#2冷水塔开始进水，为更好保证循环水启机时水质，本次#2塔循环水补水全部为反渗透产水。

于10月13日达到正常运行水位2.2米。

制氢站4个氢罐始终保持2个满罐（压力在2.6MPa），保证#2机组随时启动。

3个除盐水箱始终保证可用水量4000吨以上，保证#2机组随时启动。

2、快速反应
由于机组启动时间定的时间比较仓促，在发电部在19日17：30接到机组启动命令后，根据值内人员的数量和技术水平、现场工作量，合理安排加班人员进行支援，19日中班加班人员副值2人、单元长1人，巡检5名，保障现场实际工作的需要。

3、讲究科学、注重实效
面对机组在的纯冷态，所有热力系统都未恢复备用，电气开关均在冷备用。

根据以往多次的启动经验，首先把这次任务理出一条主线来，以水系统的恢复作为主线工作，其余工作均为这条主线让路。

在人员上，把本值的副职、巡检、以及加班人员，进行合理的人员安排，把各自擅长专业发挥到极致。

一个老人带一个巡检，将人员分成三组，每组人员专门进行一个系统恢复，完后接着下一个系统。

如经常在机侧干的巡检和副职，作为水系统恢复的主要战斗力量，其他两组人员恢复剩余系统。

留出本值一人专门巡检，对刚启动的系统进行全面的检查，防止存在缺陷未能及时发现。

其次将主机油系统、盘车投入。

一组人进行电机测绝缘送电的工作，首先安排测量闭式水、凝结水、汽前泵等设备的绝缘，绝缘合格立即送电转热备。

另两组人进行闭式水、凝结水系统恢复，实现同时给闭式水、凝水管路、凝汽器注水，到具备启动条件，立即启动。

等就地操作告一段落后，再在对剩下的转机测绝缘送电，不耽误设备的启动。

凝结水系统进行冲洗过程中，同时恢复给水、锅炉上水、循环水系统投入。

再对辅汽用户系统暖投。

水系统都投上后，炉侧则对空预器、风烟系统、制粉系统、捞渣机水封等进行恢复备用。

线路恢复运行、发变组恢复备用，实现机、炉、电具备整组启动条件。

不因个别系统不具备而影响关联系统的投入，进而影响整机启动进程。

4、存在的问题
1）发电机氢压由0.08MPa补至0.35MPa，在此过程中一定要进行各死角的排空，特别是像此次氢气系统没有置换，密封油真空泵却长时间停运状态下，氢气纯度不高（大概在96%）时，各死角存在其他气体的可能性较大。

2）由于定冷水压力调节阀进行了重新定位（DCS指令为0就地实际开度50%左右），定冷水系统启动时在压力调节阀未开的情况下，系统压力达0.3MPa左右。

调门开度过大，需要在有机会时重新定位。

3）高压缸倒暖时严格控制温升率不大于50度/小时，倒暖时高压缸排气压力维持在0.03MPa 左右，由于高旁逆止门不严，造成暖缸时间加长，同时再热器管壁温度升高，影响升温时参考数据。

4）在锅炉点火，2A磨煤机启动初期，由于蒸汽流量较小，过热器冷却效果差，在饱和温度以下水冷壁温升能控制在1.1度/分钟，过热器温升大于此值。

此后通过控制高、低旁和给水量，升温升压速率比较平稳。

5）由于机组启动比较仓促，各个专业专工存在本位主义，直接下令给单元长或者以下岗位，给值长的统筹安排工作造成了被动。

6）发现A1油枪投入后中心筒壁温急剧上升至600℃以上，原因可能为开始A1粉管的风量较小，进入中心筒的冷却风量不够，为避免损坏设备将其退出运行，并用吹扫风进行吹扫，派人就地定时测量PC管温度，防止出现异常。

机组并网之后投入A1油枪，开启PC闸，中心筒壁温正常。

7)大机冲转后发现左侧中调阀打不开，及时联系检修；在处理前联系热控将中调指令由20%缓慢关至0，待更换好伺服阀后，再联系热控缓慢开启，以防止汽压波动大。

8)本次启机过程中2A汽前泵入口滤网放水门处两次出现严重漏水，检修消缺工艺仍须提高。

9) 2B磨启动后火检很差，及时投入B层油枪，原因可能为B磨内钢球较凉，暖磨时适当开点负荷风门，使暖磨更加充分。

10)2C磨启动后电流偏小，只有120A，及时联系加钢球。

11)本次启机2A磨上的煤热值不高，切缸后负荷带到100MW左右，虽不断提高一次风压至10.6KPA以上、开大负荷风门至70%,主汽压力仍缓慢下降，建议下次启机应该上热值更高一点的煤，已利于调整。

5、经验总结
1）严格控制锅炉水冷壁温升率不超标，将水冷壁温度做成曲线，随时关注，开始2A磨负荷风门开度较小时，为防止PC管堵管，适当开大旁路风门。

2）本次启机给水调整启用新人，派休班值单元长进行监护调整，并在调整过程中时刻关注曲线，非常直观，能做到快速调整，本次启机给水调整相对比较平稳。

3）经讨论将更换左侧中调阀的工作安排放在1500rpm中速暖机时进行，没有因更换伺服阀而影响启动过程。

4）利用中速暖机时间，将工作提前安排：发电机转热备，厂用电倒正常方式、备用磨的检查、机侧疏水门检查等，暖机结束前启动另一侧风烟系统，为机组并网后快速带负荷节省了时间。

5）机组并网后切缸采用手动切缸的方式，即一边缓慢开大汽机调节器指令，一边缓慢关闭关闭高旁的操作方式，整个过程中主汽压力比较平稳，保证了给水、汽温的稳定，减少了扰动。

6）本次起机过程较为顺利，一些突发的情况，如左侧中调阀卡涩、工况变化引起的真空突降等等，都及时发现，并作出很好的应对和总结。

7）在这次启机过程中，运行人员根据机组启动过程及化验室水质数据及时启动化学设备，始终保证启机水质PH值在9.7以上，当化验室测得凝水铁含量小于500PPb时，立即投运精处理，缩短机组冲洗时间。

五、除灰脱硫系统
（一）、机组启动过程
本次脱硫系统随机组同时启动，19日17：30接到启动命令，20日16：00并网，接到命令后，17：40开启事故浆液返回泵向吸收塔内进浆液并开启吸收塔搅拌器，17：45投入电除尘保温箱加热，20:35 投入#2炉电除尘器灰斗加热器运行，21：08吸收塔液位5.5米，
停止进浆。

22:30投入#2炉电除尘器阳极振打。

20日05：25值长通知锅炉点火，05：30投入#2电除尘及省煤器输灰系统，08：00开启事故浆液返回泵继续向吸收塔进浆。

09：30吸收塔液位达到7米，开启#2C氧化风机。

11：00#2吸收塔液位达10.12M，停运事故浆液泵并冲洗（整个通过事故浆液返回泵进浆，从5米升至10米用时2.5小时）。

14：30投运#2炉电除尘高压控制柜，电除尘投入运行，电流极限设定为10%。

14：45分别启动#2A、#2B 吸收塔循环泵；15：10分别启动#2A、#2B增压风机，15：47#2机组并网，15：51#2机组脱硫旁路挡板关闭，脱硫系统投入运行。

相关记录：
2、数据分析
（1）此次脱硫除灰系统随机组同时启动，机组并网后，脱硫系统立即投入：
（二）并网后脱硫率与供浆量
3、#2机启机总结
（1）启动过程
为优化脱硫除灰系统启动流程，提前适应新环保政策下旁路挡板取消趋势，整个#2机组启动，脱硫除灰系统随机组同时投运。

启动前针对机组启机投旁路做了大量准备，其中包括到江苏太仓电厂调研，制定《机组启动脱硫系统及时投入方案》等，对机组启动投旁路积累了大量理论基础。

本次启动从接到命令到机组并网不到24小时，除灰脱硫系统在机组启动前5天已提前将备用设备试运送电转备用状态，吸收塔液位因之前进行了注水实验，提前预留3米清水液位，这些提前谋划措施均对脱硫除灰系统随机组同时启动做了良好的基础。

（2）启动后出现的问题
机组启动后，观察石膏脱水效果没有较大变化，石膏表面仅有少量发黑，分析为微油点火期间进入到吸收塔内的油渍。

脱硫率及除尘效果均未受微油点火的影响。

#2机组启动后，现场出现了一些缺陷，其中包括：
1、#2吸收塔原烟气入口烟道漏浆；
2、#2炉BT/R10二次电压偏低；
结合本次启机过程，分析原因：
1、#2吸收塔原烟气入口烟道自检修前已出现漏浆现象，检修期间发现出现漏浆原因为吸收塔原烟气入口烟道上檐因吸收塔喷淋层长时间冲洗喷刷，导致上檐出现接缝漏点，浆液漏进烟道夹层。

检修处理方式是检查漏点修补，并将夹层内浆液放空。

机组启动后，随着吸收塔循环泵投入运行，原烟气入口烟道再次出现漏水现象，检修已将此漏点做引流处理，待#2机再次检修时检查原因。

2、此次启机#2电除尘高压控制柜在并网前投入运行，启动初期高压控制柜BT/R2、BT/R10出现控制柜短路报警、二次电压升不上去等现象，后经过断电振打处理，BT/R2基本恢复正常，BT/R10至今仍是二次电压偏低。

目前BT/R10对应振打装置仍投强制振打，继续跟踪观察。

（3）总结
本次启动脱硫除灰系统超前谋划，对除灰脱硫系统与主机同时投入运行做出贡献，并从机组启动后运行状况分析，微油点火情况下，脱硫除灰系统的同时投入，对吸收塔浆液、脱硫率、除尘器均没有较大影响，微油点火下脱硫除灰并网前投入可行性得到了实践的验证。