1 000 MW超超临界机组几例非典型操作的研究与实践

2013-11-18黄寅

中国重型装备 2013年4期

黄寅

(华能玉环电厂，浙江 317604)

华能玉环电厂1 000 MW 超超临界机组投产近六年来，出现了一些技术难题，对机组的安全稳定运行构成了威胁。针对设备问题，华能玉环电厂通过分析与实践，圆满完成了一些非常规、非典型操作，解决了生产实践中出现的技术难题，最大限度地保证了机组稳定运行。

1 华能玉环电厂发电设备组成

华能玉环电厂4×1 000 MW 超超临界机组的设备组成为:锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司(三菱重工业株式会社提供技术支持)设计的超超临界变压运行直流锅炉(型号:HG-2953/27.56-YM1)。锅炉最大连续蒸发量2 953 t/h、主蒸汽额定温度为605℃、主汽压力27.56 MPa、再热汽温603℃、再热汽压5.94 MPa;汽轮机为上海汽轮机有限公司(德国西门子公司提供技术支持)设计的一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机(型号:N1000-26.25/600/600(TC4F))。额定功率1 000 MW、主蒸汽额定温度为600℃、主汽压力26.25 MPa、再热汽温600℃、再热汽压力5.35 MPa。汽轮机高压主汽门、高压调门、中压主汽门、中压调门各两个，从锅炉再热器传输来的蒸汽分两路分别进入中压缸两个汽门，在中压缸两侧汽门前设置了连通管进行蒸汽连通。旁路系统采用容量为40%BMCR 的高、低压两级串联系统;发电机为上海汽轮发电机有限公司(德国西门子公司提供技术支持)生产的三相同步汽轮发电机(型号:THDF 125/67);励磁系统采用无刷励磁系统。

2 汽轮机中压缸单侧进汽运行的分析与实践

2.1 故障介绍

2009 年11 月5 日，华能玉环电厂3#机组在运行中出现了A 侧中压调门反馈装置故障，按照逻辑和保护设置，该调门随时会有快速全关造成机组非停的可能，所以必须尽快排除故障。针对这种情况，华能玉环电厂决定尝试缓慢关闭A 侧中压调门将机组转入中压缸单侧进汽运行工况，在线更换中压调门反馈装置。整个检修过程需要20 min。

2.2 难点分析

要实现汽轮机中压缸单侧进汽运行20 min，主要有三个难点:

(1)汽轮机中压缸单侧进汽运行的工况无先例可循，是否能稳定运行难预测;

(2)两侧再热汽温偏差必须控制。虽然再热蒸汽进入中压缸两侧汽门前设置了连通管进行蒸汽联通，但由于连通管管径较小，必然会产生两侧再热汽温偏差且难以控制，一旦汽温偏差达到28℃，将要打闸停机;

(3)A 侧低压旁路阀后温度必须控制。A 侧中压调门关闭后，为了减少再热汽两侧偏差，开启了A 侧低压旁路。而低压旁路阀的开度大小受喷水减温量的限制，如果阀后温度达到200℃，将导致低压旁路阀快关，从而影响整个系统的运行和设备的安全。

2.3 可行性分析

实现汽轮机中压缸单侧进汽运行是可行的，主要基于以下两点:

(1)在汽轮机正常运行的阀门活动试验中出现过中压缸单侧短暂进汽运行的工况。试验一般是在机组负荷600 MW 时进行，过程中各参数均能保持在合格范围之内，如图1 所示。唯一不能确定的是阀门活动试验时中压缸单侧进汽运行能维持的最长时间;

(2)选择合适的负荷，适当打开低压旁路和采取措施调节控制好两侧再热蒸汽温差，则实现汽轮机中压缸单侧进汽运行是完全可行的。

图1 汽轮机阀门活动试验中的参数波动情况Figure 1 Parameters wavy situation of turbine valve operation test

2.4 实际操作过程

2009 年11 月6 日至7 日，华能玉环电厂组织了三次试验，分别是负荷500 MW 慢关A 侧中压调门、负荷500 MW 快关A 侧中压调门和负荷350 MW 快关A 侧中压调门。

在负荷350 MW 工况的试验中，采用设定A侧中压调门阀限的方法，分40%、20%、0%三档快速关闭A 侧中压调门。在关闭中压调门后，及时开大A 侧低压旁路，并及时采取调整锅炉烟气挡板、投入再热器事故喷水、投入B 侧油枪、开大燃烧器AA 风(辅助风)挡板、降低省煤器出口氧量设定值等措施，有效控制两侧再热汽温偏差。A 侧中压调门全关后，两侧再热汽温偏差保持在21.4℃左右(A 侧506.7℃，B 侧485.3℃)，两侧主汽温偏差保持在22℃左右(A 侧542.6℃、B 侧520.4℃);A 侧低压旁路最大开至59.2%，A 侧低压旁路后温度最高至125.9℃;其它参数也均在正常范围内，如图2 所示。A 侧中压调门全关后机组稳定运行16 分15 秒，使检修工作顺利完成并成功恢复正常运行方式。

图2 A 侧中压调门全关过程的各参数情况Figure 2 Various parameters situation of A side IV in entire close procedure

3 高压缸切缸后手动恢复运行的分析与实践

3.1 故障介绍

华能玉环电厂汽轮机设置了高压缸叶片温度高切除高压缸及汽轮机跳闸的保护，如图3 所示。投产以来，多次发生高压缸自动切缸故障，而自动恢复的程序无法使用，每次均是打闸汽机后才能恢复正常运行方式，对机组的安全稳定运行带来了极大的影响。2010 年11 月17 日，2#机组极热态启动过程中，再次出现高压缸切缸故障。华能玉环电厂决定尝试在不打闸汽机的情况下，手动恢复高压缸运行的试验。

3.2 关键点分析

造成高压缸切缸的主要原因是:机组负荷低，高压缸通汽量少，无法及时带走摩擦鼓风产生的热量，加之高压蒸汽参数高，使高压叶片温度达到保护定值。因此，要实现高压缸切缸后手动恢复运行，主要有四个关键点:

图3 高压叶片温度保护曲线Figure 3 Temperature protection curve of high pressure blade

(1)高压缸排汽压力要控制在较低水平。排汽压力高，将增加流通阻力，减少带走摩擦鼓风产生的热量。可通过适当开启低压旁路来降低高压缸排汽压力;

(2)高压主汽门与高压调门开启时机要配合好。要充分考虑高压调门不能严密关闭、高压调门后为真空状态等因素。在开启高压主汽门后，立即快速开启高压调门，以避免出现高压主汽门部分开启、漏汽使高压叶片温度迅速上升等情况;

(3)中压调门开度要保持稳定。手动恢复高压缸的过程中，若中压调门开度波动，则将引起高压缸排汽压力的波动，从而使手动恢复失败。可通过实时修正目标负荷值，保持中压调门开度稳定;

(4)适当提高高压缸切缸保护定值。高压缸切缸和汽机跳闸的定值虽然很接近，但仍有一定裕量，其为适当提高高压缸切缸保护定值，保证手动恢复一次成功提供了可能。保护定值一般以适当增加25℃为宜。

3.3 实际操作过程

华能玉环电厂首次成功实现了高压缸的手动恢复运行。主要操作步骤如下:

(1)将机组负荷升至100 MW 左右，同时保证锅炉有接带180 MW 负荷的能力;

(2)主蒸汽压力12 MPa，高压旁路投入自动，再热汽压力1.2 MPa;

(3)DEH 压力控制方式切至限压模式，手动增加负荷设定值至180 MW，两侧中压调门全开;

(4)将高压缸切除保护定值提高到520℃;

(5)手动开大低压旁路，降低再热汽压力至0.5 MPa 左右;

(6)安排两名操作人员分别在两台DEH 操作站上操作高压主汽门(人员1)和高压调门(人员2)。人员1 按照顺序开启先导阀、关闭跳闸电磁阀1、关闭跳闸电磁阀2，开启一侧高压主汽门后，人员2 立即释放同侧高压调门开度至10%;对另一侧的高压主汽门和高压调门也快速进行相同操作;检查高压排汽逆止门开启正常，高压排汽通风阀关闭正常。操作时，应监测好EH 油压，如果EH 油压下降超过2 MPa，立即停止操作，恢复原来电磁阀状态。操作应严格按照上述顺序进行，并尽量缩短间隔时间;

(7)视高压排汽温度、机组负荷、锅炉运行工况等，可适当再开大两侧高压调门;

(8)监测主蒸汽压力相对稳定，高压旁路开度大于10%，以防止手动恢复失败;

(9)监测再热蒸汽压力稳定，通过手动操作低压旁路进行干预。

4 再热蒸汽极低压力运行的分析和实践

4.1 故障介绍

2011 年6 月16 日，华能玉环电厂2#机组B侧再热蒸汽压力取样一次门前管道断裂，要消除故障，必须将再热蒸汽压力降至接近于零。为了彻底消除缺陷，避免发生非计划停运，同时快速恢复机组正常运行，华能玉环电厂决定放弃停机消除缺陷的计划，改为进行再热蒸汽极低压力运行的尝试。

4.2 关键点分析

本次操作目的就是要快速降负荷，并采取措施将再热蒸汽压力降至极低，同时要保持机组安全稳定运行。主要有三个关键点:

(1)低负荷时降低再热蒸汽压力是关键。采取保持高压旁路关闭、尽量开大低压旁路、限制高压调门开度、保持中压调门全开等措施;

(2)提高汽轮机降负荷时的应力裕度是快速降负荷的关键。要提高应力裕度，就必须保持蒸汽较高的温度，可以采取投入上层磨组和油枪、适当抬高燃烧器摆角、关小燃烧器AA 风、抬高AA风摆角、减少锅炉排放减少热损失等措施来实现;

(3)低压旁路开启后，机组控制方式需要合理选择。低压旁路开启后，锅炉侧负荷与汽机侧负荷是不匹配的，所以机组控制方式不能使用常规的CCS 方式。炉侧推荐使用BI 方式，汽机侧可采用功率方式或压力方式。若采用功率方式，即汽机调门控制负荷，则负荷设定值应保持在大于实际负荷值，同时要避免负荷设定值太高而出现DEH 自动切至转速控制方式的情况;若采用压力方式，即汽机调门控制压力，对压力设定值的选取要考虑到调门保持一定开度，同时要防范制粉系统出现异常情况。

4.3 实际操作过程

华能玉环电厂对制定的方案组织实施，实现了机组在再热蒸汽极低压力下的运行(见图4)。顺利完成了消除缺陷任务，避免了一次机组非计划停运，同时实现了机组快速恢复正常运行。主要操作步骤如下:

(1)在CCS 方式下，减负荷至300 MW，主蒸汽温度降至580℃，主蒸汽压力降至9.03 MPa，再热蒸汽温度降至565℃，再热蒸汽压力降至1.6 MPa;

图4 再热蒸汽极低压力下机组运行的系统工况图Figure 4 Unit operation system working condition chart of reheating steam under ultralow pressure

(2)机组控制方式切至BI，汽轮机DEH 侧切至初压模式，设定压力9 MPa，机组降负荷通过手动降低BID 指令实现，汽轮机调门自动控制压力至设定值;

(3)打开低压旁路至55%，此时再热蒸汽压力降至1.2 MPa，BID 设定300 MW，实际负荷降至240 MW;

(4)继续开大低压旁路至全开，监测低压旁路温度正常;

(5)继续通过设定BID 降负荷至90 MW，主蒸汽温度降至563℃，主蒸汽压力保持9 MPa，再热蒸汽温度550℃，再热蒸汽压力降至0.64 MPa;

(6)保持负荷指令比实际负荷高，缓慢向下设定汽机高压调门阀限逐步关小高压调门，阀限降低速率控制在1%/次，中压调门逐步自动开大至全开。机组实际负荷降至33 MW，主蒸汽温度546℃，主蒸汽压力10.23 MPa，再热蒸汽温度533℃，再热蒸汽压力0.14 MPa。机组进入再热蒸汽压力极低状况的运行状态。