华润常熟二电厂600MW超临界机组的启动调试 湖南电力 2005年增刊.pdf

华润常熟二电厂600MW超临界机组的启动调试 俞 牛 牛牛 (湖南省电力试验研究院,湖南 长沙410007) 摘 要:介绍了华润常熟二电厂国产化600MW超临界机组的设计特点、性能特性及辅 机配置,系统地阐述了该型机组启动调试的特点,并对调试过程中出现的主要问题和处 理过程进行了分析讨论,对同类型机组的启动调试和运行具有一定的参考作用。 关键词:超临界机组;启动;调试 中图分类号:TM 621 文献标识码: A 文章编号:100820198 (2005) S2 20006205 收稿日期:2005207215 1 前 言 华润电力常熟第二发电厂3600MW工程的 三大主设备分别为哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进 三井巴布科克技术生产的HG1952?25. 4- YM 1型 超临界、变压运行、复合循环本生直流锅炉;东方汽 轮机厂引进日立技术生产的N 600- 24. 2?538?566超 临界、一次中间再热、凝汽式汽轮机;东方电机厂的 Q FSN - 600- 2- 22A型发电机;三大厂均为首次生 产超临界600MW机组。经过各参建单位奋力拼搏, 1, 2号机组分别于2005年3月3日和6月16日通过 168 h试运行。总结其启动调试经验, 对我国今后同类 超临界机组建设工程具有重要意义。 2 工程概况 华润电力常熟第二发电厂工程地处江苏省常熟 市境内,位于常熟市城东北隅24 km的长江南岸, 介于徐六泾河以东, 6号丁坝以西的区域。 一期工程 为2600MW ,二期工程为1600MW , 2期工程 同步建设。该电厂以500 kV线路与电网连接,并承 担系统的基本负荷。工程计划2005年“一年三投” 。 2. 1 锅炉部分 锅炉为超临界参数变压运行本生直流锅炉,采 用 Π型布置,单炉膛、低NOX轴向旋流燃烧器 (LNA SB ), 前后墙对冲燃烧方式、 一次中间再热、 平 衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊 结构。锅炉型号为HG1952?25. 4- YM 1型。锅炉主 要参数见表1。 表1 锅炉主要参数 名 称BMCRECRBRL 过热蒸汽流量?th- 11 9501 740. 31 859. 25 过热器出口蒸汽压力?M Pa25. 425. 425. 4 过热器出口蒸汽温度? ℃543543543 再热蒸汽流量?th- 11 588. 51 427. 71 508. 8 再热器进口蒸汽压力?M Pa4. 824. 354. 57 再热器出口蒸汽压力?M Pa4. 634. 184. 39 再热器进口蒸汽温度? ℃307296301 再热器出口蒸汽温度? ℃569569569 省煤器进口给水温度? ℃289282286 锅炉燃烧方式为前后墙对冲燃烧,前后墙上各 布置4层三井巴布科克公司的LNA SB燃烧器,每 层各有4只,共32只。在最上层煤粉燃烧器上方, 前后墙各布置1层燃尽风口,每层布置7只,共14 只燃尽风口。每只燃烧器配有1只油枪,用于点火 和助燃。 锅炉设计煤种为神府东胜煤,校核煤种1为混煤, 校核煤种2为大同煤 。点火及助燃油为0号柴油 。 制粉系统采用双进双出钢球磨煤机正压直吹式 制粉系统,每台锅炉配置4台BBD- 4360型双进双 出钢球磨煤机、8台9224型电子称重式给煤机。 B- M CR工况时4台全部投运,无备用。每台磨煤机供 布置于前、 后墙同一层的LNA SB燃烧器。 系统配有 2台动叶调节轴流式一次风机、2台密封风机。风烟 系统配有2台动叶调节轴流式送风机、2台静叶调 节轴流式引风机、2台三分仓回转式空气预热器。 机组启动与调试湖 南 电 力第25卷?2005年600 MW机组调试增刊 1995-2006 Tsinghua Tongfang Optical Disc Co., Ltd. All rights reserved. 2. 2 汽轮机部分 本工程汽轮机选用东方汽轮机厂提供的N 600 - 24. 2?538?566超临界、 一次中间再热、 冲动式、 三 缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机;最大连 续出力为634. 18MW ,额定出力600MW。汽轮机 主要参数见表2。 表2 汽轮机主要参数 项 目数 据 型号N 600- 24. 2?538?566 型式 超临界、一次中间再热、冲动 式、 三缸四排汽、 单轴、 双背压、 凝汽式汽轮发电机组 铭牌功率TRL?MW600 最大连续功率T- MCR?MW634. 18 主蒸汽压力?M Pa24. 2 主蒸汽温度? ℃538 再热蒸汽压力?M Pa4. 074 再热蒸汽温度? ℃566 排汽压力?kPa4. 4?5. 4 最高允许背压值?M Pa 9. 0。除氧器进汽除氧。 低压给水系统冲洗结束后,除氧器即投入蒸汽 加热进行给水除氧。直到除氧器出水含氧小于3 10- 8后即对高压给水及锅炉进行冷态冲洗。 高压给水及锅炉的冷态冲洗,维持除氧器的最 低除氧温度并投入加药设备。当启动分离器铁离子 浓度大于510- 7时,冲洗水排放,当冲洗水铁离子 小于510- 7时进行循环冲洗,并投入前置过滤及 精处理装置。当循环到省煤器入口水铁离子浓度小 于510- 8、启动分离器出口铁离子浓度小于10- 7 时,冷态冲洗结束。 在锅炉启动过程中将水温提高到200℃左右 (以锅炉本体水汽系统出口水温为准 ), 停止升温并 维持锅内的水温,并沿高压系统冷态清洗时的循环 回路流动,使水汽系统中清洗出来的杂质不断被前 置过滤器及除盐混床除掉。经过一段时间后,再次 升高水温使其达到250℃左右并维持温度,继续进 行热态清洗。 再经过一段时间后,将水温升到290℃ 进行热态清洗。清洗时,监测包覆管出口水质,当 8 机组启动与调试湖 南 电 力第25卷?2005年600 MW机组调试增刊 1995-2006 Tsinghua Tongfang Optical Disc Co., Ltd. All rights reserved. 铁和二氧化硅小于10- 7,YD≈0Λmol?L , DD≤ 1Λs?cm时,热态清洗结束。 3. 4 整套启动 常熟电厂600MW超临界机组默认启动方式 为中压缸启动,冷态启动前需要对高压缸进行暖缸、 对高压汽门进行暖阀壳, CCS投用后运行方式为定 滑定。高缸预暖通过开启RFV阀,调整导汽管疏水 阀开度暖缸,高压第1级缸温达到150℃结束;接着 通过M SV 2阀开启进行阀壳预暖;冲转参数为:主 汽8. 73M Pa, 380℃;再热汽1. 1M Pa, 330℃,旁 路系统为定压运行方式。 并网带一段时间初负荷暖机结束后,即进行倒 缸。随着机组负荷增加, 1, 2号中压调节阀开启至 全开,事故排放阀BDV自动关闭, 1, 2, 3, 4号主 汽调节阀逐步开启,高压缸排汽通风阀VV自动全 关,高排逆止阀自动开,在机组负荷80MW左右 时,确认高、低旁控制阀逐渐关闭至全关。高旁全 关,“升负荷”结束,中压缸进汽方式倒成高中压缸 共同进汽方式。 160MW负荷左右进行给水旁路与主路的切 换,在180MW负荷时进行汽动给水泵与电动给水 泵的切换;另1台汽泵建议在400MW左右负荷下 并上。分离器出口(中间点)温度是直流锅炉给水 控制的关键,给水自动基本能满足锅炉正常工况和 一般故障工况下的给水控制要求,2台汽泵并列工 作时应通过给水自动来调给水流量,以避免手动操 作时汽泵转速偏差大导致给水流量较大波动。 建议尽量采用B, C,D磨煤机组合方式运行,以 保证汽温达到设计值,提高机组的效率。锅炉在煤 质稳定,各设备正常运行的情况下,能保证在35% 负荷工况不投油稳定运行。 4 国产超临界机组启动调试过程中的 主要问题及分析讨论 4. 1 炉水泵法兰泄漏 常熟二电厂为国内首台超临界、复合循环直流 锅炉,炉水泵为锅炉KSB泵,运行中承全压,调试 期间发生过由于炉水泵法兰泄漏而停炉,分析原因 为厂家的安装工艺存在问题,停炉后解体法兰,更 换垫子重新拧紧螺栓,机组再次启动后未发生泄漏 现象。 4. 2 爆管 在2号机组整套启动试运期间发生了标高 44m炉右墙水冷壁1个砂眼渗水和屏过右数第 1 屏第3根管超温爆管,均为制造厂方面的问题。其 中屏过爆管,割开屏过小联箱,发现内部有1个眼 镜片(562mm)等杂物,断定原因是由于遗留杂物 影响管子的蒸汽流量导致管壁超温爆漏。随后对所 有屏过入口小集箱进行割孔检查,在30个屏过入口 小集箱中,左1、左2、右2小集箱内部也有杂物, 比例为17%。这2处泄漏均及时发现,分别进行了 补焊和换管处理,同时为杜绝联箱内残留杂物导致 受热面超温爆管现象的发生,在停炉消缺期间对屏 过和末过小联箱进行割孔检查,清除了杂物。 4. 3 再热汽温偏高、过热汽温偏差大 锅炉带高负荷后发现再热汽温偏高,事故喷水 开度很大,而且在工况变化时,再热汽温很容易超 温,同时过热汽温存在较大偏差, A侧一减和二减 开度超过50% , B侧减温水基本全关,开始怀疑是 配风或燃烧方面的问题,经多次调整仍然不能解决, 停炉后对烟气挡板进行检查发现4组烟气挡板中有 3组执行机构厂家焊缝断开,执行机构动作而挡板 并未按指令动作,再热器侧挡板停在50%位置, A 侧过热烟气挡板30%开度, B侧基本是关的,经施 工单位重新焊好后问题得到解决。 4. 4 倒缸问题 目前,由于调门开启与旁路系统阀门关闭速度 不匹配, DEH不能保证机组倒缸全自动进行,旁路 系统,特别是高旁需要手动快关。倒缸期间要严密 监视高排内壁金属温度的变化趋势,当其温度升高 过快时,及时调整高旁开度,使高压缸进汽量上升, 缩短切缸时间; 20%流量指令联开高调门CV、联关 VV时,要注意防止高排超温,同时要密切注意锅炉 贮水箱水位和机组轴向位移等TSI参数的变化。 4. 5 低压轴封带水 汽机调试期间,曾发生过低压轴封供汽压力表 管处冒水现象,通过提高低压轴封进汽温度至 200℃和停止低压轴封喷水减温后,仍无改善。分析 原因为低压轴封供汽管在穿过凝汽器后受到水幕保 护和低压缸喷水以及低压缸排汽冷却,导致轴封带 水。通过加装轴封套管,增大进汽疏水节流孔径的 方法,解决此问题。 4. 6 标准问题 (下转第12页) 9 2005No. S2HUNAN EL ECTR IC POW ERVol . 25 1995-2006 Tsinghua Tongfang Optical Disc Co., Ltd. All rights reserved. 标准分享网 w w w .b z f x w .c o m 免费下载 能完成旁路自动状况下的倒缸操作。 3. 3 故障3:油涡轮调整问题 该机组润滑油供油采用的是油涡轮,而不是传 统的射油器供油,按照机组的启动说明书要求,在 3 000 r?m in时需对油涡轮进行调整试验, 在厂家指 导下对油涡轮的节流阀和旁路阀进行调整,但无论 采用何种手段,主机润滑油压调不上来,造成主机 交流润滑油泵和启动油泵停不下来的后果。通过对 主机润滑油系统(包括主油泵、油涡轮、冷油器、逆 止阀、轴承润滑油进油节流孔板等)进行查找和分 析,发现问题出在节流孔板上,轴承进油节流孔板 同进油滤网装在一起,在油循环合格后将滤网和节 流孔板一起撤除,造成主机润滑油压提不上来。重 新在轴承进油管上安装节流孔板后,油涡轮调整试 验顺利完成。 3. 4 故障4:汽动给水泵油中带水问题 汽动给水泵在带泵试转过程中发现小机油中含 水量严重超标,进行停泵检查和试验调整: a.在静 态下,密封水差压调整到0. 1M Pa,汽泵检水孔处 无水流出,从水泵回油窥视窗中可以看见水珠; b. 在静态下,密封水差压调整到0. 1M Pa,启动小机 排油烟风机,汽泵检水孔处成负压; c.在静态下,密 封水差压调整到0. 1M Pa,小机排油烟风机未运行, 从水泵回油窥视窗中未见水珠,但在泵冲转过程中, 检水孔未见水,小机油中含水量急剧上升; d.制造 厂来人处理:揭开泵轴承,发现轴承油挡处积有大 量水锈,进一步验证了密封水串入轴承回油中,由 于泵的密封部分为整装进口件,泵厂代表不同意解 体检查,无法检查泵轴与密封件的间隙以及阻水片 是否存在不合理; e.对泵密封水、泄荷水、密封水 管道检查发现泄荷水回水管道为 557,设计院提供 的厂家资料泄荷水回水管道为 589,通过核算两者 通流面积比1∶2. 56,可能是造成密封水回水不畅 的重要原因。 目前暂时采取临时措施:密封水进口加装压力 表;有压回水和无压回水布置成两边在中间位置汇 总后流出,避免一侧回水管道抢水而造成另一侧回 水不畅问题;水泵汽侧回水油管上增加放油一次阀; 水泵中间壳体检水孔上加装引风机,力争将漏入检 水孔中的水抽出。通过这些临时措施,从机组目前 运行情况看,基本上解决了油中带水问题,但要彻 底解决问题,需要从密封部件和阻水片的结构上进 行改进。 4 结论及建议 目前,国内投产和将要投产的600MW超临界 汽轮机启动,3大汽轮机厂家仅东汽默认启动方式 为中压缸启动方式,其它2厂默认为高压缸启动,相 比较高压缸启动模式,在冷态下,中压缸启动并未 缩短启动时间,但在热态和极热态,中压缸启动方 式具有更灵活、启动过程中寿命消耗少的优点,有 利于锅炉迅速达到冲转参数。当然,中压缸启动方 式对于旁路系统控制要求更高些,另外, DEH控制 暖缸程序合理性需要结合实际过程进行试验优化。 (上接第9页) 超临界600MW机组,点火前均要进行水冲 洗。锅炉热态下的水冲洗,目前没有明确的冲洗标 准,只能参考冷态标准,对比同类国外机组,炉水 品质以铁和二氧化硅小于10- 7为准。 目前,冲管合格标准均按照降压冲管确定,而 动态冲管期间,安装靶斑困难,主汽温度、压力达 不到,靶斑颜色难看;而且稳压冲管时间长,造成 靶斑合格难度加大;有必要对冲管标准进行修改。 4. 7 安全门校验 过热器安全门的整定,亚临界机组一般在空负 荷阶段进行过热器安全门的整定。而超临界机组在 此阶段整定过热器安全门有很大困难,该压力等级 的安全阀动作压力超过30. 0M Pa,且靠旁路保证锅 炉的本生流量,参数控制有一定的难度;并且容易 超温,极不安全。已经建议机组在带大负荷工况下 整定过热器安全门,负荷在75%～85%BM CR,用 千斤法对过热器安全阀进行了整定。 21 机组启动与调试湖 南 电 力第25卷?2005年600 MW机组调试增刊 1995-2006 Tsinghua Tongfang Optical Disc Co., Ltd. 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