1 000 MW超超臨界機組幾例非典型操作的研究與實踐

黃 寅

(華能玉環(huán)電廠，浙江 317604)

華能玉環(huán)電廠1 000 MW 超超臨界機組投產近六年來，出現(xiàn)了一些技術難題，對機組的安全穩(wěn)定運行構成了威脅。針對設備問題，華能玉環(huán)電廠通過分析與實踐，圓滿完成了一些非常規(guī)、非典型操作，解決了生產實踐中出現(xiàn)的技術難題，最大限度地保證了機組穩(wěn)定運行。

1 華能玉環(huán)電廠發(fā)電設備組成

華能玉環(huán)電廠4×1 000 MW 超超臨界機組的設備組成為:鍋爐為哈爾濱鍋爐廠有限責任公司(三菱重工業(yè)株式會社提供技術支持)設計的超超臨界變壓運行直流鍋爐(型號:HG-2953/27.56-YM1)。鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量2 953 t/h、主蒸汽額定溫度為605℃、主汽壓力27.56 MPa、再熱汽溫603℃、再熱汽壓5.94 MPa;汽輪機為上海汽輪機有限公司(德國西門子公司提供技術支持)設計的一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、凝汽式汽輪機(型 號:N1000-26.25/600/600(TC4F))。額定功率1 000 MW、主蒸汽額定溫度為600℃、主汽壓力26.25 MPa、再熱汽溫600℃、再熱汽壓力5.35 MPa。汽輪機高壓主汽門、高壓調門、中壓主汽門、中壓調門各兩個，從鍋爐再熱器傳輸來的蒸汽分兩路分別進入中壓缸兩個汽門，在中壓缸兩側汽門前設置了連通管進行蒸汽連通。旁路系統(tǒng)采用容量為40%BMCR 的高、低壓兩級串聯(lián)系統(tǒng);發(fā)電機為上海汽輪發(fā)電機有限公司(德國西門子公司提供技術支持)生產的三相同步汽輪發(fā)電機(型號:THDF 125/67);勵磁系統(tǒng)采用無刷勵磁系統(tǒng)。

2 汽輪機中壓缸單側進汽運行的分析與實踐

2.1 故障介紹

2009 年11 月5 日，華能玉環(huán)電廠3#機組在運行中出現(xiàn)了A 側中壓調門反饋裝置故障，按照邏輯和保護設置，該調門隨時會有快速全關造成機組非停的可能，所以必須盡快排除故障。針對這種情況，華能玉環(huán)電廠決定嘗試緩慢關閉A 側中壓調門將機組轉入中壓缸單側進汽運行工況，在線更換中壓調門反饋裝置。整個檢修過程需要20 min。

2.2 難點分析

要實現(xiàn)汽輪機中壓缸單側進汽運行20 min，主要有三個難點:

(1)汽輪機中壓缸單側進汽運行的工況無先例可循，是否能穩(wěn)定運行難預測;

(2)兩側再熱汽溫偏差必須控制。雖然再熱蒸汽進入中壓缸兩側汽門前設置了連通管進行蒸汽聯(lián)通，但由于連通管管徑較小，必然會產生兩側再熱汽溫偏差且難以控制，一旦汽溫偏差達到28℃，將要打閘停機;

(3)A 側低壓旁路閥后溫度必須控制。A 側中壓調門關閉后，為了減少再熱汽兩側偏差，開啟了A 側低壓旁路。而低壓旁路閥的開度大小受噴水減溫量的限制，如果閥后溫度達到200℃，將導致低壓旁路閥快關，從而影響整個系統(tǒng)的運行和設備的安全。

2.3 可行性分析

實現(xiàn)汽輪機中壓缸單側進汽運行是可行的，主要基于以下兩點:

(1)在汽輪機正常運行的閥門活動試驗中出現(xiàn)過中壓缸單側短暫進汽運行的工況。試驗一般是在機組負荷600 MW 時進行，過程中各參數(shù)均能保持在合格范圍之內，如圖1 所示。唯一不能確定的是閥門活動試驗時中壓缸單側進汽運行能維持的最長時間;

(2)選擇合適的負荷，適當打開低壓旁路和采取措施調節(jié)控制好兩側再熱蒸汽溫差，則實現(xiàn)汽輪機中壓缸單側進汽運行是完全可行的。

圖1 汽輪機閥門活動試驗中的參數(shù)波動情況Figure 1 Parameters wavy situation of turbine valve operation test

2.4 實際操作過程

2009 年11 月6 日至7 日，華能玉環(huán)電廠組織了三次試驗，分別是負荷500 MW 慢關A 側中壓調門、負荷500 MW 快關A 側中壓調門和負荷350 MW 快關A 側中壓調門。

在負荷350 MW 工況的試驗中，采用設定A側中壓調門閥限的方法，分40%、20%、0%三檔快速關閉A 側中壓調門。在關閉中壓調門后，及時開大A 側低壓旁路，并及時采取調整鍋爐煙氣擋板、投入再熱器事故噴水、投入B 側油槍、開大燃燒器AA 風(輔助風)擋板、降低省煤器出口氧量設定值等措施，有效控制兩側再熱汽溫偏差。A 側中壓調門全關后，兩側再熱汽溫偏差保持在21.4℃左右(A 側506.7℃，B 側485.3℃)，兩側主汽溫偏差保持在22℃左右(A 側542.6℃、B 側520.4℃);A 側低壓旁路最大開至59.2%，A 側低壓旁路后溫度最高至125.9℃;其它參數(shù)也均在正常范圍內，如圖2 所示。A 側中壓調門全關后機組穩(wěn)定運行16 分15 秒，使檢修工作順利完成并成功恢復正常運行方式。

圖2 A 側中壓調門全關過程的各參數(shù)情況Figure 2 Various parameters situation of A side IV in entire close procedure

3 高壓缸切缸后手動恢復運行的分析與實踐

3.1 故障介紹

華能玉環(huán)電廠汽輪機設置了高壓缸葉片溫度高切除高壓缸及汽輪機跳閘的保護，如圖3 所示。投產以來，多次發(fā)生高壓缸自動切缸故障，而自動恢復的程序無法使用，每次均是打閘汽機后才能恢復正常運行方式，對機組的安全穩(wěn)定運行帶來了極大的影響。2010 年11 月17 日，2#機組極熱態(tài)啟動過程中，再次出現(xiàn)高壓缸切缸故障。華能玉環(huán)電廠決定嘗試在不打閘汽機的情況下，手動恢復高壓缸運行的試驗。

3.2 關鍵點分析

造成高壓缸切缸的主要原因是:機組負荷低，高壓缸通汽量少，無法及時帶走摩擦鼓風產生的熱量，加之高壓蒸汽參數(shù)高，使高壓葉片溫度達到保護定值。因此，要實現(xiàn)高壓缸切缸后手動恢復運行，主要有四個關鍵點:

圖3 高壓葉片溫度保護曲線Figure 3 Temperature protection curve of high pressure blade

(1)高壓缸排汽壓力要控制在較低水平。排汽壓力高，將增加流通阻力，減少帶走摩擦鼓風產生的熱量?？赏ㄟ^適當開啟低壓旁路來降低高壓缸排汽壓力;

(2)高壓主汽門與高壓調門開啟時機要配合好。要充分考慮高壓調門不能嚴密關閉、高壓調門后為真空狀態(tài)等因素。在開啟高壓主汽門后，立即快速開啟高壓調門，以避免出現(xiàn)高壓主汽門部分開啟、漏汽使高壓葉片溫度迅速上升等情況;

(3)中壓調門開度要保持穩(wěn)定。手動恢復高壓缸的過程中，若中壓調門開度波動，則將引起高壓缸排汽壓力的波動，從而使手動恢復失敗?？赏ㄟ^實時修正目標負荷值，保持中壓調門開度穩(wěn)定;

(4)適當提高高壓缸切缸保護定值。高壓缸切缸和汽機跳閘的定值雖然很接近，但仍有一定裕量，其為適當提高高壓缸切缸保護定值，保證手動恢復一次成功提供了可能。保護定值一般以適當增加25℃為宜。

3.3 實際操作過程

華能玉環(huán)電廠首次成功實現(xiàn)了高壓缸的手動恢復運行。主要操作步驟如下:

(1)將機組負荷升至100 MW 左右，同時保證鍋爐有接帶180 MW 負荷的能力;

(2)主蒸汽壓力12 MPa，高壓旁路投入自動，再熱汽壓力1.2 MPa;

(3)DEH 壓力控制方式切至限壓模式，手動增加負荷設定值至180 MW，兩側中壓調門全開;

(4)將高壓缸切除保護定值提高到520℃;

(5)手動開大低壓旁路，降低再熱汽壓力至0.5 MPa 左右;

(6)安排兩名操作人員分別在兩臺DEH 操作站上操作高壓主汽門(人員1)和高壓調門(人員2)。人員1 按照順序開啟先導閥、關閉跳閘電磁閥1、關閉跳閘電磁閥2，開啟一側高壓主汽門后，人員2 立即釋放同側高壓調門開度至10%;對另一側的高壓主汽門和高壓調門也快速進行相同操作;檢查高壓排汽逆止門開啟正常，高壓排汽通風閥關閉正常。操作時，應監(jiān)測好EH 油壓，如果EH 油壓下降超過2 MPa，立即停止操作，恢復原來電磁閥狀態(tài)。操作應嚴格按照上述順序進行，并盡量縮短間隔時間;

(7)視高壓排汽溫度、機組負荷、鍋爐運行工況等，可適當再開大兩側高壓調門;

(8)監(jiān)測主蒸汽壓力相對穩(wěn)定，高壓旁路開度大于10%，以防止手動恢復失敗;

(9)監(jiān)測再熱蒸汽壓力穩(wěn)定，通過手動操作低壓旁路進行干預。

4 再熱蒸汽極低壓力運行的分析和實踐

4.1 故障介紹

2011 年6 月16 日，華能玉環(huán)電廠2#機組B側再熱蒸汽壓力取樣一次門前管道斷裂，要消除故障，必須將再熱蒸汽壓力降至接近于零。為了徹底消除缺陷，避免發(fā)生非計劃停運，同時快速恢復機組正常運行，華能玉環(huán)電廠決定放棄停機消除缺陷的計劃，改為進行再熱蒸汽極低壓力運行的嘗試。

4.2 關鍵點分析

本次操作目的就是要快速降負荷，并采取措施將再熱蒸汽壓力降至極低，同時要保持機組安全穩(wěn)定運行。主要有三個關鍵點:

(1)低負荷時降低再熱蒸汽壓力是關鍵。采取保持高壓旁路關閉、盡量開大低壓旁路、限制高壓調門開度、保持中壓調門全開等措施;

(2)提高汽輪機降負荷時的應力裕度是快速降負荷的關鍵。要提高應力裕度，就必須保持蒸汽較高的溫度，可以采取投入上層磨組和油槍、適當抬高燃燒器擺角、關小燃燒器AA 風、抬高AA風擺角、減少鍋爐排放減少熱損失等措施來實現(xiàn);

(3)低壓旁路開啟后，機組控制方式需要合理選擇。低壓旁路開啟后，鍋爐側負荷與汽機側負荷是不匹配的，所以機組控制方式不能使用常規(guī)的CCS 方式。爐側推薦使用BI 方式，汽機側可采用功率方式或壓力方式。若采用功率方式，即汽機調門控制負荷，則負荷設定值應保持在大于實際負荷值，同時要避免負荷設定值太高而出現(xiàn)DEH 自動切至轉速控制方式的情況;若采用壓力方式，即汽機調門控制壓力，對壓力設定值的選取要考慮到調門保持一定開度，同時要防范制粉系統(tǒng)出現(xiàn)異常情況。

4.3 實際操作過程

華能玉環(huán)電廠對制定的方案組織實施，實現(xiàn)了機組在再熱蒸汽極低壓力下的運行(見圖4)。順利完成了消除缺陷任務，避免了一次機組非計劃停運，同時實現(xiàn)了機組快速恢復正常運行。主要操作步驟如下:

(1)在CCS 方式下，減負荷至300 MW，主蒸汽溫度降至580℃，主蒸汽壓力降至9.03 MPa，再熱蒸汽溫度降至565℃，再熱蒸汽壓力降至1.6 MPa;

圖4 再熱蒸汽極低壓力下機組運行的系統(tǒng)工況圖Figure 4 Unit operation system working condition chart of reheating steam under ultralow pressure

(2)機組控制方式切至BI，汽輪機DEH 側切至初壓模式，設定壓力9 MPa，機組降負荷通過手動降低BID 指令實現(xiàn)，汽輪機調門自動控制壓力至設定值;

(3)打開低壓旁路至55%，此時再熱蒸汽壓力降至1.2 MPa，BID 設定300 MW，實際負荷降至240 MW;

(4)繼續(xù)開大低壓旁路至全開，監(jiān)測低壓旁路溫度正常;

(5)繼續(xù)通過設定BID 降負荷至90 MW，主蒸汽溫度降至563℃，主蒸汽壓力保持9 MPa，再熱蒸汽溫度550℃，再熱蒸汽壓力降至0.64 MPa;

(6)保持負荷指令比實際負荷高，緩慢向下設定汽機高壓調門閥限逐步關小高壓調門，閥限降低速率控制在1%/次，中壓調門逐步自動開大至全開。機組實際負荷降至33 MW，主蒸汽溫度546℃，主蒸汽壓力10.23 MPa，再熱蒸汽溫度533℃，再熱蒸汽壓力0.14 MPa。機組進入再熱蒸汽壓力極低狀況的運行狀態(tài)。

5 結束語

華能玉環(huán)電廠對1 000 MW 超超臨界機組運行中出現(xiàn)的問題，實施了一系列非典型操作，在機組運行過程中排除了故障，使機組的安全穩(wěn)定性得到進一步提高。將對今后1 000 MW 超超臨界機組的穩(wěn)定運營提供參考，具有較高的推廣價值。