玉环电厂调试运行概况1

华能国际电力股份有限公司HUANENGPOWERINTERNATIONALINC.华能玉环电厂调试运行概况华能玉环电厂陈胜军 内容摘要本文介绍了华能玉环电厂#1、＃2汽轮机组调试运行过程中出现的一些问题，通过对这些问题的分析处理有效地提高了机组的稳定性和经济性，希望能给在建的和即将建设的超超临界百万千瓦汽轮机组提供参考。 概述华能玉环电厂一期工程2台超超临界百万千瓦机组于2004年6月28日开工建设,1号机组于2006年10月13日并网，2006年11月28日通过168小时试运，投入商业运行；2号机组于2006年12月15日并网，2006年12月30日通过168小时试运，投入商业运行。机组目前运行稳定，各项参数均达到或接近设计值，2007年3－4月进行了机组的性能考核试验，试验结果表明汽轮机的各项考核指标均达到了厂家的设计保证值： 1号机组2号机组汽轮机热耗率kJ/(kWh)汽轮机最大连续出力MW汽轮机夏季工况出力MW7295.81001.721003.387314.91000.521000.22 2.系统及设备主要技术规范2.1系统简介2.2汽机的主要热力工况：2.3额定工况（TMCR）下抽汽参数2.4汽轮机主要辅助设备 系统简介华能玉环电厂汽轮机选用由上海汽轮机有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造的N1000-26.25/600/600(TC4F)型1000MW超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机。 发电机选用上海汽轮发电机有限公司生产的THDF125/67型水氢氢冷却发电机。机组轴系主要由高压转子、中压转子、低压转子、发电机转子及励磁机转子组成，各转子之间均采用刚性联轴器连接，汽轮机的四根转子由五个径向椭圆轴承支撑，发电机与励磁机转子由三个径向椭圆轴承支撑，其轴系布置如图1。 图1轴系布置示意图 汽轮机的主要技术参数型号型式高压缸N1000-26.25/600/600(TC4F)超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机14级反动级，包括1级低反动度叶片和13级扭叶片 中压缸低压缸A/B汽机末级叶片高度盘车转速转速2×13级反动级，每侧包括1级低反动度叶片和12级扭叶片2×6级反动级，每侧包括3级扭叶片和3级标准低压叶片1146mm60r/min3000r/min 旋转方向回热抽汽级数额定冷却水温额定工况背压夏季工况背压最大允许频率变化范围顺时针（从汽机车头向发电机方向看）八级（三台高加、一台除氧器、四台低加）20℃4.4/5.39kPa7.61/9.61kPa47.5～51.5Hz 汽轮发电机组转子临界转速项目轴段名称一阶临界转速(r/min)二阶临界转速(r/min)轴系轴段轴系轴段高压转子26403240786010620中压转子1920210054606840低压转子A1200132034804200低压转子A1320132036604200发电机转子72072020402520 汽轮机控制系统采用上海汽轮机有限公司配套的西门子公司的TELEPERMXP控制系统。液压部分采用高压抗燃油的电液伺服控制系统。由TELEPERMXP与液压系统组成的数字电液控制系统通过数字计算机、电液转换机构、高压抗燃油系统和油动机控制汽轮机主汽阀、调节阀和补汽阀的开度，实现对汽轮发电机组的转速与负荷实时控制。TELEPERMXP控制系统同时也提供了汽轮发电机组跳闸保护功能（ETS），其主要功能包括收集和处理汽轮机、发电机保护系统的所有信号，保护内容的判断与实施，首出跳闸报警等几个方面。汽轮机在控制阀 打开之前，用于汽轮机跳闸的两个电磁阀得电关闭，接通高压油使高压油作用于跳闸阀，断开回油管，以使油动机升压；所有汽轮机阀门的执行机构都有两个失电跳闸电磁阀、两个跳闸阀，它们以二选一方式工作，只要有一个电磁阀失磁，就会使一个跳闸阀打开，泄掉油动机中的压力油，使相应阀门关闭；每个电磁阀装有两个分离的线圈，每个线圈与跳闸系统之一联系，一个线圈通电可使电磁阀处于非跳闸位置，只有两跳闸系统都动作时，才使汽轮机跳闸，这种设置可有效地防止保护拒动与误动，提高保护系统的可靠性。 汽轮机正常启动方式为高中压缸联合启动，配置有CCI公司生产的两级串联40％BMCR容量、液压驱动的高、低压旁路系统，可实现低负荷下的停机不停炉。汽轮机采用全周进汽、滑压运行的调节方式，同时采用补汽阀技术，改善汽轮机的调频性能。设有两只高压主汽阀、两只高压调节阀、一只补汽调节阀，两只中压主汽阀和两只中压调节阀。补汽调节阀与高、中压调节阀一样，均是由高压调节油通过伺服阀进行控制。 补汽技术是从某一工况（玉环在TMCR工况）开始从主汽阀后、主调阀前引出一些新蒸汽（进汽量的5-10%，玉环为8%），经节流降低参数（蒸汽温度约降低30℃）后进入高压第五级动叶后空间，与主流蒸汽混合后在以后各级继续膨胀做功的一种措施。补汽阀的结构类同于其它进汽调节阀，它是一只单阀座的阀门，位于高压缸下部。蒸汽从二根主调阀中间的支管连接到补汽阀，然后经过补汽阀再从高压缸下部的供汽管道进入高压缸。 2.系统及设备主要技术规范2.1系统简介2.2汽机的主要热力工况：2.3额定工况（TMCR）下抽汽参数2.4汽轮机主要辅助设备 2.2汽机的主要热力工况⑴夏季工况（铭牌工况）汽机在额定进汽参数、回热系统正常投运、背压7.61/9.61kPa、补给水率为2%时连续运行，发电机输出功率为1000MW，此工况称为汽机的夏季工况（铭牌工况）；⑵阀门全开工况（VWO）汽机在额定进汽参数、额定背压，回热系统正常投运、调节阀均全开、补汽阀全开时连续运行，发电机输出功率1049.8MW，此工况称为汽机的阀门全开工况（VWO）； 2.2汽机的主要热力工况⑶最大连续出力工况（TMCR）汽机在额定进汽参数、额定背压，回热系统正常投运、补给水率0%、进汽量等于铭牌进汽量时连续运行，发电机输出1000MW，此工况称为汽机的最大连续出力工况（TMCR）；⑷高加切除工况汽机在滑压运行、额定背压，回热系统正常投运，补给水率为0％时，三级高加全部切除，汽机连续运行发出铭牌功率，此工况称为高加切除工况。 各类工况参数值工况项目夏季工况TMCR工况VWO工况高加切除工况功率MW100010001049.8471000热耗率kJ/kWh7568731673687587主蒸汽压力MPa(a)26.2526.2526.2523.28再热蒸汽压力MPa(a)5.5575.355.7465.606主蒸汽温度℃600600600600高压缸排汽温度℃371.4362.9377.8387.4再热蒸汽温度℃600600600600 工况　　项目夏季工况TMCR工况VWO工况高加切除工况主蒸汽流量t/h2864273329532371再热蒸汽流量t/h2366227424462357高压缸排汽压力MPa(a)6.1815.9466.3936.229中压缸排汽压力MPa(a)0.6300.6170.6590.690低压缸排汽压力kPa(a)7.619.614.45.394.45.394.45.39补给水率%2000给水温度℃295.5292.5297.9191.7发电机氢压MPa(a)0.50.50.50.5 2.系统及设备主要技术规范2.1系统简介2.2汽机的主要热力工况：2.3额定工况（TMCR）下抽汽参数2.4汽轮机主要辅助设备 2.3额定工况（TMCR）下抽汽参数 2.系统及设备主要技术规范2.1系统简介2.2汽机的主要热力工况：2.3额定工况（TMCR）下抽汽参数2.4汽轮机主要辅助设备 2.4汽轮机主要辅助设备a.凝汽器上海动力设备有限公司制造N-37000双壳体、单流程、矩形汽室、弧形水室、壳体和水室全焊接结构的双背压表面式b.汽动给水泵日本EBARA公司制造(2台50%容量)16×16×18-5stgHDB型双筒、多级式离心泵汽轮机日本三菱重工制造单缸水平轴流冲动式汽轮机前置泵日本EBARA公司制造 给水泵汽轮机电液调节系统日本三菱公司产品--（MEH）DIASYSNetmation分散控制系统c.电动给水泵日本EBARA公司生产型号为12X12X14-STGHSB型25％容量调速给水泵前置泵型号350X250KSM液力偶合器日本EBARA公司制造型号GCH104A-50H配套电机德国西门子生产型号为：1TZ1250-8AC02-Z。 d.凝结水泵英国SULZER公司制造BDC500-510型筒袋、立式多级离心凝结水泵每台泵容量均为100％，正常运行时一运一备配套电机韩国现代生产，型号为：HRQI569–D4。e.循环冷却水泵两台德国KSB公司制造SEZA26-165型立式、混流泵配套电机德国VEM公司制造型号为：DKMJL1140-20WE。 循环水系统的基本流程：取水口→自流引水隧道→循泵房进水前池→检修钢闸门→拦污栅→旋转滤网→循泵→出口液控蝶阀→循环水进水管路→凝汽器→循环水回水管路→虹吸井→排水沟→排水工作井→排水管→海岸排水口。f.三台真空泵组纳西姆工业（中国）有限公司按西门子技术制造的水环式机械真空泵，型号为NASHAT-3004。配套电机南阳防爆电机厂生产,型号为：Y400M-12正常运行时两运一备。 g.六台高压加热器(#1～#3双列)上海动力设备有限公司生产两台低压加热器（#5～#6）上海动力设备有限公司生产两台低压加热器（#7～#8）大连日立宝原机械有限责任公司生产均为表面式“U”形管式加热器，全部为卧式结构。h.除氧器杭州锅炉集团有限公司卧式喷雾淋水盘式除氧器，容量为100％水箱卧式，容量为100％。i.主机油系统配有两台交流润滑油泵，一台直流事故油泵及三台顶轴油泵。 盘车状态时交流润滑油泵一运一备，顶轴油泵两运一备，机组全速运行时，润滑油由一台交流润滑油泵供给。j.盘车装置主机厂配套的液压盘车装置（转速为60r/min，可调），位置在机头。该装置由DEH控制，具备自动投运功能。k.控制油系统由供油装置、油冷却装置、抗燃油再生装置及油管路系统组成，由博世力士乐（常州）有限公司成套供货。系统配有两台100％容量变量柱塞泵，正常运行工作压力16.0MPa。 l.发电机密封油系统主要包括2台100%容量交流主密封油泵、1台直流事故密封油泵、1台密封油真空泵、2台排油烟风机、1只密封油贮油箱（空侧回油箱）、1只氢侧回油箱、1只真空油箱、2台冷油器、2台滤油器、2只差压调节阀、2只浮动油流量阀及监测仪器、仪表及相关管路。系统基本流程：主机润滑油系统（油源）→真空油箱→主密封油泵→冷油器→滤油器→油氢差压调节阀→密封瓦→ m.高、低压旁路系统瑞士CCI公司生产的两级串联40％BMCR容量、液压驱动3调试、运行遇到的主要问题及处理3.1按照原设计，电泵进口压力低低保护跳泵值为一定值，这个保护定值是根据满负荷工况设定的；而实际运行中除氧器压力是随机组负荷变化而变化的,因而电泵进口压力低低保护跳泵设为固定值是不合理的。 引起电泵进口压力低的原因主要是电泵进口滤网或电泵前置泵进口滤网堵塞，能综合反映这两个滤网堵塞程度的参数就是电泵进口压力与除氧器压力的差值。在机组调试期间经专业组讨论后作如下修改：取电泵进口压力与除氧器压力的差值作为电泵跳闸保护量，在考虑了电泵前置泵的出力并预留一定的裕量后，该保护值取为0.65MPa，即电泵进口压力与除氧器压力的差值小于0.65MPa时，电泵跳闸保护动作。 3.2在整套启动试运过程中曾出现锅炉MFT后，三台给泵均跳闸，两台小机在盘车自动投运1小时后相继跳闸的情况。检查发现两台汽泵的前置泵均抱死，打开前置泵及汽泵进口滤网后发现前置泵进口临时滤网破损。由于滤网强度不够，在机组高负荷下泵跳闸瞬间的水流冲击将其冲破，部分杂质随水流进入前置泵泵体。小机盘车状态下前置泵的转速只有4rpm左右，在低速旋转时泵体上下的温差引起动静间隙变小，杂质进入后造成叶轮与密封环卡死，修复滤网并进行加固。 3.3在机组整套试运过程中曾出现凝汽器钛管泄漏现象。停机后对凝汽器内部进行检查，发现是由于#7、#8低加包壳发生破裂，掉落的碎片将凝汽器钛管砸破，会同厂家讨论后将低加包壳全部拆除。通过灌水查漏及真空查漏法检查后，将破损的钛管用专用堵头进行封堵。 3.4凝结水管道水击。发生在机组带负荷跳闸后重新启动过程中。在凝结水进除氧器前的管道上有一逆止，由于机组跳闸后除氧器的压力和温度较高，逆止阀后管段内为高温蒸汽，除氧器上水逆止门处于垂直管段并且离除氧头还有一定的距离，在向除氧器进水时，低温凝结水通过逆止阀后立即汽化形成汽水两相流，造成水击。后来利用停机机会将逆止阀改至靠近除氧头的水平管道上后消除了水击现象。 3.5原西门子公司的DEH组态中未设计汽门严密性程序，经专业组讨论，在DEH操作员站增加了相应逻辑，以实现国标方式的汽门严密性试验。3.6在控制油系统调试时曾出现控制油压无法建立，泵启动后由于出口压力低保护跳的情况，主要原因是首次启动时系统内没有存油。处理方法是先关闭几路供油管路的隔离阀，泵启动后再逐个打开其余各路供油管路的阀门，逐渐使系统油压建立。 3.7在机组首次冲转时曾出现润滑油泵频繁自启的现象，经检查分析系压力低开关设定值偏高，在机组冲转至全速后，由于油温上升造成油压有所下降，实际油压接近设定值，经西门子专家确认后修改了油泵自启的定值，后再未出现频繁自启现象。 3.8在汽轮机启动初期，DEH操作站经常出现大面积数据故障报警，对运行人员的正常操作和监视造成很大影响；经和DEH供货商分析认为，出现这种情况是与系统网络结构有关，在原有的DEH系统网络结构下，系统需要处理的数据量突然增大时，控制系统处理器与系统服务器、操作员站之间会出现短时数据阻塞，操作员站也因此会出现大面积数据报警，DEH供货商提供了软件补丁，该补丁安装后，类似的数据故障报警没有再次出现。 3.9汽轮机ATT（AutoTripTest）试验厂家推荐在机组负荷800MW时进行，实际操作时DEH程序工作正常，试验步骤与原设计一致，整个试验过程约18分钟。玉环主、再热蒸汽管道是分别从锅炉过热器、再热器出口联箱的两侧引出，分别进入高、中压缸两侧主汽阀，在汽轮入口前均有一连通管，主蒸汽管路尺寸为Ø349×72，连通管尺寸为Ø248×53，通流面积比为2:1；再热蒸汽管路尺寸为Ø699×50，连通管尺寸为Ø219×15.2，通流面积比为10:1。在ATT试验过程中，汽轮机的高压进汽和中压进汽均 有一段时间为单侧进汽，因主、再热蒸汽主管路与连通管路的通流面积相差较大，试验时引起过热器、再热器的两侧产生压力差并引起两侧产生较大温差。为确保试验时机组安全运行，ATT试验改为在550MW-650MW负荷段进行。3.10汽轮机在冲转过程走SGC步序时多次出现停步现象，原因为冲转参数不匹配，受汽轮机应力限制引起，运行人员在每次冲转前需针对高压缸缸温及中压缸缸温查出SGC逻辑中允许的冲转参数来控制锅炉的燃烧；经过不断摸索，目 前运行人员已熟悉了汽轮机的启动特性，每次都能在最短的时间内顺利地启动和并网带负荷。3.11在进行汽轮机甩负荷试验时出现高压缸排汽温度高引起高压缸保护动作、高压主汽阀关闭的情况，需手动开启高压主汽阀，但在参数较高时又由于高排逆止阀来不及手动开启再次造成高压缸切缸保护动作。最终需要修改OPENCV的SGC程序，通过程控实现高压主汽阀及高排逆止阀自动开启。这项工作计划在二期调试时进行实施。 3.12在机组春节调停期间，＃1、＃2机均出现了低旁控制阀卡涩的现象，经检查为阀门轧兰套与阀杆间隙偏小，将2台机4个低旁阀的轧兰套与阀杆间隙均适当放大后目前运行正常。我厂低旁控制阀为水平布置，一方面容易引起卡涩，另一方面也较易发生内漏。3.13在＃2机组春节调停检修结束，主机投盘车时发现只有在3台顶轴油泵同时运行的情况下（正常运行方式是两用一备）油压才能维持在正常压力15MPa以上，此时盘车转速也只有44rpm。如两台泵运行时液压盘车无法启动，经对＃1 顶轴油模块的检查，发现模块中顶轴油进液压盘车的管路与润滑油管路之间的逆止阀未装，在盘车电磁阀开启时，部分顶轴油直接漏至润滑压系统，导致顶轴油压力大幅下降。在制造商重新提供逆止阀并装复后，在2台泵运行的情况下对顶轴油系统进行重新整定，顶轴油压15.5MPa，盘车转速55rpm，恢复正常。3.14机组正常运行过程中曾发生一起由于一台汽动给水泵振动大跳闸引起机组RB，经检查泵轴承振动正常，是由于探头故障引起误跳，现将保护单点跳方式改为二选二的逻辑。 投产初期，我厂机组的供电煤耗在310g/kWh以上，经过不断摸索，通过对运行参数的合理控制和运行方式的优化，通过对设备的精心维护，6月份我厂的供电煤耗降到301.52g/kWh。综合厂用电也从年初的6.0%以上降至现在的5.15%。4运行优化与节能改造 汽机专业较为显著的节能工作如停运开式冷却水泵、循环水泵采取两机三泵运行方式、辅汽疏水扩容器疏水回收、轴加疏水回收等。接下来我们还要继续从设备改造、运行调整、检修维护等环节来开展节能降耗工作。玉环电厂是一个新建的电厂，投产不到一年，没有太多的经验。今后我们将向国内一些优秀的电厂学习，学习他们先进的管理经验和技术水平，不断地提高机组的经济性和稳定性，充分发挥超超临界机组的优势。 谢　　谢　！THANKYOU！