嘉兴电厂三期1000MW超超临界机组调试运行出现的问题及对策

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摘 要：嘉兴电厂的1000MW超超临界汽轮发电机组是目前国内单机功率最大火力发电机组，其中7号机组也是浙能集团首台百万机组，7、8号机组的在调试试运过程中，各有关辅助系统和控制系统的问题解决，保证了整个机组的成功投运。

关键词：超超临界汽轮发电机组；试运；问题；解决方案

1 系统简介

嘉兴电厂三期2台1000mw汽轮机是由上海汽轮机有限公司引进德国西门子公司技术，型号为N1000-26.25/600/600。汽轮机采用超超临界，一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽，额定功率1000MW，参26.25MPa/600℃/600℃，末级叶片高度1146mm。采用积木块模式，由1个单流圆筒型H30高压缸，1个双流M30中压缸和2个N30双流低压缸组成。高压通流部分l4级，中压通流部分2x13级，低压通流部分4x6级。共64级。汽轮机大修周期为l2年，是一般电厂的3倍，降低电厂维护费用的同时，使机组等效可用系数得到很大提高。

2 试运期间遇到的问题及处理

7号机组启动过程主要遇到了以下几个问题并且及时进行了处理。

2.1 锅炉水冷壁泄漏，水冷壁壁温在锅炉转干态期间温度上升较快；锅炉47米层水冷壁机械垫板往外严重弯曲变形；锅炉升温升压后发现锅炉47米层水冷壁机械垫板往外严重弯曲变形，造成水冷壁膨胀不畅，易拉裂水冷壁，经分析造成水冷壁机械垫板变形的原因为部分机械垫板未安装靠栅，引起机械垫板变形，并决定停炉处理。重新将机械垫板校正后加装靠栅，机组再次启动后机械垫板未发现变形现象。

2.2 热井补水发生管路冲击，振动大导致管路泄漏，7号机热井补水30%管路泄漏，由于无法隔离，锅炉MFT。认为原因在于几个方面：30%和70%补水调节阀选型错误，压力等级不够和阀门气缸偏小导致定位器晃动是主要原因；30%和70%补水管路分层布置，分别位于0米和9米，同时开启时容易发生串流；凝结水输送泵出口逆止阀设计错误和再循环流量孔板偏大，造成补水流量虚耗且就地再循环管路振动大。

2.3 发电机在并网瞬间，DEH会接收到一个较大的功率突变，造成汽轮机调门自动往下关，直接导致发电机出现逆功率，因发电机逆功率保护动作定值为10MW，在主汽门关信号未收到的情况下有30s的延时，虽然目前这种情况下只会触发逆功率保护启动，不会造成保护出口，但功率倒送对汽轮机和邻机以及系统会造成扰动。发生这样的异常原因是，发电机在并网瞬间由于DEH接收到发电机功率信号突变最高达200MW，虽然时间极短也足以使DEH的过负荷保护动作自动关汽机调门，其间7号机高调门和中调门分别由7.5%和2.6%直接关小至5.9%和0.4%，中压调门几乎全关，是导致7号机组逆功率的直接原因。（1）控制回路之间的切换：DEH的两个控制回路（转速、负荷）是受机组的并网信号决定的。当机组未并网时，DEH采用转速控制回路和转速 PID对调门进行控制；当机组并网时，DEH采用负荷控制回路和功率PID对调门进行控制。（2）并网带初负荷：当同期条件均满足时，机组并网，DEH立即增加给定值，使发电机带上初负荷避免出现逆功率现象。

2.4 在三期7、8号机组调试过程中出现的问题最多的是管屏超温现象，也是直流炉难控制的方面，作为运行人员，在平时操作过程中要格外小心，做好防止氧化皮脱落的措施。

2.4.1 水冷壁超温。水冷壁的受热方式是辐射受热方式，启动初期燃烧方式是从下层燃烧器开始逐渐往上层燃烧的方式，固它超温的原因是水冷壁受辐射受热距离很长，加之启动初期省煤器人口流量小，水冷壁热量不能够及时带走，固造成了水冷壁超温。为了控制水冷壁温，可采用以下方法：a.可以采用配风，减少上层风量，使燃烧火焰上移，减少水冷壁的辐射受热距离。b.适当的提高一次风的压头，使风速提高，将燃烧火焰推离水冷壁，使受热减少。c.适当增加省煤器人口流量，加快水冷壁内介质流速。d.若还是不行的话，只有减少燃料量来缓解超温问题。e.调整磨煤机运行方式，转干态后加负荷过程中若条件允许及时切换投用上层制粉系统。

2.4.2 过热器、再热器管屏超温。过/再热器管屏受热方式：其中一级过热器和一级再热器是以对流受热为主要受热方式，分隔屏和屏过是以辐射受热为主要受热方式，末级过热器和末再是以辐射受热和对流受热共同作用的受热方式。固在对过/再热器管屏超温有不同的方式调整，大体有：

（1）用上层AA风和OFA风开度来调节，将燃烧火焰下压或侧移，使管屏的辐射受热减少并能减少炉膛出口烟气温度来减少管屏的对流受热。（2）尽量将减温水量前移，降低过热器的入口气温来控制超温。（3）通过调节尾部烟气挡板的开度来控制。

7号炉在168期间观火时，前屏结渣很少。在燃烧器区发现前后墙水冷壁很干净，而侧墙则有少量结渣。前墙燃烧器着火距离较远，而后墙着火距离很近，现后墙煤粉管风速较前前墙要慢一些，个人认为可根据实际情况对后墙煤粉管的节流孔板进行相应调节。在运行时，也可在后墙炉膛差压条件满足的情况下，开大后墙二次小风门的开度进行适当开大，以缓解后墙着火距离太短这种情况。锅炉侧最主要监视的对象就是磨煤机了，磨从启动到煤的热量反应出来有一定的时间，再加上低负荷时煤量调整幅度有限，从而造成了这时给水调整的较大波动。通过观察我发现无论是干态还是湿态，在磨煤机启动时最现反应出来的总是贮水箱压力（水冷壁温也能反应），比水位（湿态）和过热度（干态）要早。若此时进行调整则可以减少波动。同时在磨运行的初期煤水比不能按照正常的比例调整，按照以往的操作给水先要多加150～200t/h然后减下来才行。

2.4.3 在机组负荷改变、启停制粉系统、投停油枪、炉膛或烟道进行吹灰以及煤质变化较大时，都对主再蒸汽温度产生扰动，要注意对主蒸汽温度的监视和调整。在汽机高加投停或跳闸时，给水温度将有较大变化，要注意省煤器进出口工质温度的变化。及时调整燃料与给水的比例，维持主蒸汽温度正常。由于水比煤响应性快，协调加减负荷时，水煤风同时加减，从而造成加负荷时中间点温度先下降后升高，减负荷时现象相反，对主蒸汽温度产生扰动，再加上我们的锅炉中间点温度设定偏低，减温水量没有达到设计工况，所以在主蒸汽温度下降时没有缓和的余地，所以我们只能从其他角度调节主蒸汽温度，例如提高火焰中心，有两种办法：减小附加风量，增加下层的风量或者增加上层磨的出力；对于机组负荷改变时再热气温的调节要作到再热器调温档板先行即可。

2.4.4 在升负荷启动小机，并泵过程中要注意以下几点。在并网以后，应尽早将四抽至备用小机的管路暖起来，暖管结束后如条件具备，尽早冲转小机，以减少升负荷等待时间，但低负荷小机热备用时，小机转速不要设定太高，防止小机用气对主蒸汽压力影响太大。受辅汽压力限制，注意并泵负荷不要太高，给原运行小机留点调节裕度，并泵时要通知两期稳定辅汽压力，条件具备，及早将另一台汽泵并入系统，并泵后及时将原小机汽源切至四抽供。

3 结束语

文章介绍了嘉兴电厂三期2×1000MW超超临界汽轮机本体、运行控制及其附属系统、设备在试运中出现的问题和解决对策，由于8号机组借鉴了7号机组的经验教训，试运比较顺利。同时西门子汽轮机具有设计独特、经济性高、运行调峰迅速，大修周期长等特点，成为火力发电的主力机组。通过嘉电7、8号机组的调试运行，积累丰富的运行经验，嘉电三期也将成为浙能集团百万机组的培训基地。

参考文献

[1]浙江浙能嘉兴发电有限公司.七号、八号机组集控运行规程[S].2010.

[2]浙江浙能嘉兴发电有限公司.7、8号超超临界燃煤发电机组培训教材[S].2010.

[3]浙江浙能嘉兴发电有限公司.7、8号机组启备变运行规程[S].2010.