江蘇電網(wǎng)1000 MW 超超臨界機組可靠性分析

蒯狄正

(江蘇省電力公司電機工程學(xué)會,江蘇南京 210024)

自2007年12 月6 日國電泰州發(fā)電廠1 號1000 MW 機組正式投產(chǎn)以來，到2013年12 月31 日，江蘇電網(wǎng)共有15 臺百萬千瓦等級超超臨界燃煤發(fā)電機組投入運行。

1 1000 MW 機組裝機情況

江蘇1000 MW 燃煤發(fā)電機組主機配置如表1 所示。百萬千瓦級的燃煤發(fā)電機組在電網(wǎng)總裝機容量中所占的比重越來越大，截至2013年底，江蘇全省統(tǒng)調(diào)裝機容量為7 833.26 萬kW，其中火電機組為7 266.04萬kW，百萬千瓦級燃煤機組的裝機容量占總裝機容量的19.15%，占火電裝機容量的20.64%，其運行可靠性的高低直接影響到江蘇電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。

表1 江蘇1000 MW 燃煤發(fā)電機組主機配置

2 機組異常停運統(tǒng)計

2013年全年，江蘇1000 MW 等級超超臨界燃煤發(fā)電機組共發(fā)生非正常停運25 次，平均每臺機組1.67次。引發(fā)異常停運的原因按專業(yè)劃分如表2 所示。其中鍋爐原因引起的異常停運10 次，占異常停運總數(shù)的40%，因熱控原因引起的異常停運9 次，占總數(shù)的36%；汽機原因引起的異常停運6 次，占總數(shù)的24%，但未發(fā)生電氣原因引起的異常停運。

表2 1000 MW 級燃煤機組異常停運原因統(tǒng)計

按百萬千瓦級機組異常停運發(fā)生的季節(jié)統(tǒng)計，異常停運主要發(fā)生在第二季度和第三季度，分別為7 次和8 次，2013年第四季度發(fā)生異常停運7 次，主要是因為當(dāng)年新投產(chǎn)機組在第四季度發(fā)生了4 次非停。

表3 1000 MW 機組異常停運按發(fā)生季節(jié)統(tǒng)計

按照單臺機組2013年全年發(fā)生異常停運次數(shù)統(tǒng)計，1 臺機組發(fā)生6 次異常停運，1 臺機組發(fā)生5 次異常停運，2 臺機組發(fā)生3 次異常停運，1 臺機組發(fā)生2次異常停運，6 臺機組發(fā)生1 次異常停運。另外4 臺機組未發(fā)生異常停運。發(fā)生異常停運次數(shù)最多的4 臺機組全年累計異常停運14 次，占15 臺百萬千瓦級機組2013年異常停運總數(shù)的56%。按照單臺機組發(fā)生異常停運次數(shù)的統(tǒng)計如表4 所示。

表4 按照單臺機組發(fā)生異常停運次數(shù)的統(tǒng)計

3 異常停運分析

3.1 鍋爐原因引起的停運分析

（1）爐管泄漏引起6 次異常停運中，有2 次是因水冷壁磨損引起的泄漏，3 次是因水冷壁焊縫缺陷引起的泄漏，1 次是因低溫過熱器焊縫缺陷引起的泄漏?？梢婂仩t四管爆漏仍是導(dǎo)致百萬千瓦級機組異常停運的主要因素[1]，進一步抓好鍋爐四管的防磨防爆工作仍然是減少百萬千瓦級燃煤發(fā)電機組異常停運和提高設(shè)備可靠性的工作重點。

（2）設(shè)備故障引起的3 次異常停運中，1 次是因送風(fēng)機動葉調(diào)節(jié)系統(tǒng)故障引起，2 次是因撈渣機故障，鍋爐無法排渣引起。其中1 次是因撈渣機鏈條連接銷斷裂，1 次是因撈渣機被爐膛掉落的大焦塊卡死。

送風(fēng)機動葉調(diào)節(jié)系統(tǒng)出現(xiàn)問題的主要原因是目前動調(diào)風(fēng)機轉(zhuǎn)子與動調(diào)系統(tǒng)無法進行現(xiàn)場檢修，通常都采取返廠檢修；檢修單位少、部分檢修單位檢修質(zhì)量控制體系運行不正常，存在漏檢漏修的問題。今后應(yīng)加強動葉可調(diào)軸流風(fēng)機檢修過程控制與檢修質(zhì)量驗收，防止出現(xiàn)漏檢漏修狀況。撈渣機鏈條連接銷斷裂，原因為鏈條連接銷材質(zhì)抗疲勞性能較差，存在質(zhì)量缺陷。撈渣機卡澀，主要是爐膛結(jié)焦引起。由于降低發(fā)電燃料成本的需要，大部分電廠都采取了摻燒劣質(zhì)煤的方法，導(dǎo)致大量易結(jié)焦煤種進入爐膛燃燒，結(jié)焦現(xiàn)象較為普遍；此外，結(jié)焦還與燃燒設(shè)備及系統(tǒng)設(shè)計布置不當(dāng)和運行調(diào)整和巡檢看火不及時有一定關(guān)系。今后一方面要嚴(yán)控鍋爐輔助設(shè)備質(zhì)量，另一方面要結(jié)合鍋爐特點進行配煤，從源頭上減少結(jié)焦，此外還要加強運行調(diào)整和監(jiān)視，發(fā)現(xiàn)結(jié)焦及時予以清除。

（3）運行操作原因引起的異常停運1 次。機組運行時鍋爐出口主蒸汽溫度偏低，運行人員擬通過調(diào)整分離器出口蒸汽溫度來提高主蒸汽溫度，調(diào)整操作過程不當(dāng)導(dǎo)致水冷壁出口溫度超過高二值，機組跳閘。今后需加強運行人員技能培訓(xùn)，增強參數(shù)監(jiān)控的責(zé)任心，熟悉事故處理的方法，杜絕相反方向地調(diào)節(jié)。

3.2 汽機原因引起的停運分析

3.2.1 軸承振動

在4 次振動大引起的異常停運中，1 次是因為機組大修期間汽封間隙調(diào)整偏小導(dǎo)致機組啟動時發(fā)生碰摩引起的軸承振動大跳閘。今后機組大修進行汽封間隙調(diào)整時，不應(yīng)片面追求經(jīng)濟性，將間隙調(diào)得過小，還應(yīng)兼顧安全性。另外3 次停運均是機組的1 號軸瓦振動大引起。第一次停運后，經(jīng)測試分析，發(fā)現(xiàn)振動存在低頻分量，振動原因診斷為軸瓦油膜失穩(wěn)，因該地區(qū)負(fù)荷偏緊一直未能處理，此后又重復(fù)發(fā)生2 次因同樣原因的異常停運事件。在異常停運原因查明后，要盡可能及時安排停機處理，不能心存僥幸，帶病運行，以免重復(fù)發(fā)生此類情況，造成更大的損失。

3.2.2 蒸汽泄漏

某1000 MW 超超臨界機組因中壓調(diào)門螺栓斷裂，引發(fā)中壓調(diào)門嚴(yán)重漏氣，機組緊急停運。中壓調(diào)門螺栓材質(zhì)為IN783 低膨脹高溫合金，失效的6 只螺栓均斷裂在螺栓腰部，而非螺紋齒根部，且在失效螺栓的斷口附近均發(fā)現(xiàn)從螺栓加熱孔內(nèi)壁向外表面存在擴展的沿晶裂紋，說明螺栓斷裂與螺栓裝配或拆卸時螺栓孔內(nèi)壁不當(dāng)加熱有關(guān)。今后應(yīng)加強檢修人員的資質(zhì)審核和檢修工藝的控制。

3.2.3 油路故障

油路故障1 次則是中調(diào)門因控制油路故障自行關(guān)閉導(dǎo)致負(fù)荷指令和實際值偏差過大，觸發(fā)機組甩負(fù)荷。

3.3 熱控原因引起的停運分析

3.3.1 熱工設(shè)備故障

熱工設(shè)備故障引起的3 次異常停運中，1 次是因一次風(fēng)機反饋齒條與反饋連桿之間的連接軸承損壞，造成動葉開度反饋異常，動葉迅速全開，電機超電流跳閘，另一臺風(fēng)機出力未能及時增大，鍋爐主燃料中斷保護動作。今后在設(shè)備巡檢時除了對主設(shè)備進行檢查外，還要加強對相關(guān)的附屬設(shè)備進行檢查，以便發(fā)現(xiàn)問題能及時處理。而2 次是因熱控卡件異常引起。某廠汽輪機1 號中壓主汽門、2 號高壓主汽門、2 號中壓主汽門、1 號高壓主汽門先后從100%開度緩慢下降至70%左右后快速關(guān)閉，機組負(fù)荷從700 MW 開始下降，由于主汽壓力升高，鍋爐給水泵出力下降，給水流量下降至跳閘值，鍋爐MFT 保護動作。某廠西門子DEH 系統(tǒng)在機組降負(fù)荷過程中因汽輪機進汽壓力3個測點間偏差大，在進入DEH 卡件進行壞點剔除時運算異常，導(dǎo)致汽機調(diào)門關(guān)閉機組跳閘。經(jīng)過更換卡件以及對DEH 壞點剔除運算邏輯優(yōu)化后，未再發(fā)生此類情況。

3.3.2 設(shè)計不合理

某廠ETS 系統(tǒng)中，汽輪機3個遮斷信號集中設(shè)計在一塊FDO 卡件上，該卡件故障后3個遮斷信號同時消失，導(dǎo)致機組跳閘。設(shè)計時應(yīng)先將信號引至不同的卡件上，再輔之以三取二邏輯計算，以避免出現(xiàn)保護誤動或拒動。

3.3.3 定值設(shè)置不當(dāng)

因定值設(shè)置不當(dāng)引發(fā)自足異常停運1 次。某廠機組負(fù)荷400 MW時，給水流量約1090 t/h，低于干濕態(tài)轉(zhuǎn)換設(shè)定值1100 t/h，鍋爐給水控制未能轉(zhuǎn)換為干態(tài)控制，由于煤水比失調(diào)，導(dǎo)致水冷壁出口溫度高，鍋爐MFT。將干濕轉(zhuǎn)換定值按機組實際情況調(diào)低后此問題解決。熱工定值設(shè)定時不能完全一味照搬照抄廠家設(shè)計說明，部分定值應(yīng)結(jié)合機組的實際進行相應(yīng)調(diào)整。

3.3.4 快速減負(fù)荷功能不完善

因為機組快速減負(fù)荷（RB）功能缺陷引起的異常停運2 次。某廠1 臺汽動給水泵跳閘，引起給水流量降低，鍋爐減煤跟不上給水流量降低的速度，煤水比失調(diào)，造成汽水分離器出口溫度高，鍋爐MFT 動作。某廠鍋爐給煤機煤塊將皮帶卡塞，手動停C 磨煤機，導(dǎo)致B 磨煤機點火能量不足跳閘，燃料RB 動作。燃料控制指令大幅下降，D 磨煤機的煤量低于40 t/h，造成C 磨煤機，E 磨煤機點火能量不足跳閘，鍋爐全爐膛滅火保護動作。今后應(yīng)對快速減負(fù)荷的自動控制邏輯進行優(yōu)化，并開展RB 試驗，在設(shè)備故障時能自動完成快速減負(fù)荷運行，減少快速減負(fù)荷過程中的人為干預(yù)，避免出現(xiàn)異常停運。

3.3.5 檢修維護

檢修維護中2 次是因熱工人員檢修維護不當(dāng)引起，其中1 次發(fā)生在軟件下裝時，某廠DCS 系統(tǒng)中涉及EH 油泵和潤滑油泵控制的控制器冗余功能退出，處于單DPU 運行狀態(tài)。在對該控制器進行軟件增量下裝過程中，導(dǎo)致運行DPU 通信故障并重新啟動。在此過程中，EH 油箱油位信號質(zhì)量判壞，導(dǎo)致EH 油泵跳閘，引起EH 油母管壓力低跳閘汽輪機。另外1 次發(fā)生在強置信號時，某廠一臺一次風(fēng)機潤滑油接頭密封墊為橡膠墊，老化滲漏，停該一次風(fēng)機將處理潤滑油接頭墊片更換為紙板墊。在停一次風(fēng)機時停機狀態(tài)顯示錯誤，熱控人員在做強置信號時失誤，誤置另一臺正常運行的一次風(fēng)機，引起一次風(fēng)機跳閘，2 臺一次風(fēng)機全停后，鍋爐MFT 保護動作，機組跳閘。今后應(yīng)加強檢修維護的過程監(jiān)護，杜絕因人為失誤引起的機組停運。

4 減少機組異常停運的管理措施

（1）重視基建，消除萌芽。從源頭做起，把好發(fā)電設(shè)備的設(shè)計、制造、施工、調(diào)試各環(huán)節(jié)的質(zhì)量檢驗和生產(chǎn)準(zhǔn)備工作，根據(jù)同類型機組異常停運的原因統(tǒng)計和分析，提早采取相應(yīng)的防范措施，提高設(shè)備的制造質(zhì)量、安裝質(zhì)量和調(diào)試質(zhì)量，并加強生產(chǎn)人員的技能培訓(xùn)，提高日常運行水平和事故處理能力，從而提高新投產(chǎn)機組可用系數(shù)。

（2）吸取教訓(xùn)，舉一反三。認(rèn)真對待機組每次異常停運事件，重點是要查清誘發(fā)原因，從技術(shù)上、管理上查找漏洞，采取對策，確保不重復(fù)發(fā)生同類型的異常停運事件。有針對性地認(rèn)真開展好專項安全檢查工作，特別是對易發(fā)生重大事故的部位進行全面排查，杜絕因人為責(zé)任而造成的機組異常停運。

（3）重視預(yù)防，加強監(jiān)督。加強鍋爐“四管”管理，周密部署，措施到位，嚴(yán)防“四管”爆漏導(dǎo)致停運的發(fā)生，四管泄漏是鍋爐故障停運的主要因素，因此，各電廠要進一步健全各級鍋爐運行安全監(jiān)督管理和金屬監(jiān)督體系。形成“橫向到邊、縱向到底”的監(jiān)督網(wǎng)絡(luò)，以適應(yīng)大容量機組新的管理體制的要求。從而提高設(shè)備安全可靠性。

（4）加強檢修，修必修好。相關(guān)發(fā)電企業(yè)應(yīng)結(jié)合百萬千瓦級機組的特點，合理安排好檢修計劃，嚴(yán)格計劃檢修周期管理，認(rèn)真執(zhí)行規(guī)范，保證機組檢修質(zhì)量。進一步加強發(fā)電設(shè)備日常維修消缺工作，及時消除各類缺陷，如設(shè)備缺陷、隱患能在低谷期間消缺處理的，在電網(wǎng)允許的前提下，及時聯(lián)系調(diào)控中心予以安排消缺，以提高機組健康水平。

5 結(jié)束語

百萬千瓦級燃煤發(fā)電機組的異常停運不僅會危及電廠和電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行，異常停運帶來的電量損失、設(shè)備修復(fù)費用、啟動燃油消耗、設(shè)備使用壽命損耗等也會給發(fā)電企業(yè)造成經(jīng)濟上的損失。異常停運次數(shù)的多寡直接反映了發(fā)電企業(yè)的技術(shù)水平和管理水平。統(tǒng)計分析大機組異常停運的原因和規(guī)律，落實有效措施，總結(jié)經(jīng)驗教訓(xùn)，超前管理和防范，對降低百萬千瓦級機組的異常停運次數(shù)，保證電網(wǎng)和電廠的安全穩(wěn)定運行有著重要的作用。

[1]伍健偉，呂 杰，金光亮，等.1000 MW 機組鍋爐受熱面超溫應(yīng)用分析及對策[J].東北電力技術(shù)，2012，33（9）：18-20.