1000MW超超临界机组若干非典型操作的研究与实践

2012.12中国宁波超超临界机组技术交流2012年会261000MW超超临界机组若干非典型操作的研究与实践黄寅陈念军赵智慧张守文华能玉环电厂浙江省玉环县大麦屿317604摘要：随着1000MW超超临界机组陆续投入商业运行，许多前所未有的技术难题不断涌现,需要通过一些非常规、非典型的操作来加以解决。华能玉环电厂作为国内1000MW超超临界机组技术发展的创始者和推动者，在非典型操作方面进行了诸多有益尝试，取得了良好成效，使机组的安全稳定性得到进一步提高。本文对汽轮机中压缸单侧进汽运行、高压缸切缸后手动恢复运行、再热蒸汽极低压力运行等非典型操作进行了详细描述和深入剖析，对类似发电机组具有一定的指导意义和推广价值。关键词：1000MW；超超临界机组；非典型操作前言自2006年以来，短短六年间，我国已经投产了多台1000MW超超临界机组，这些机组的投产对我国大幅缩短与世界先进发电技术的差距，起到了良好的促进作用，使国内电力工业在各方面均取得长足进步。随着1000MW超超临界机组陆续投入商业运行，许多前所未有的技术难题不断涌现，对机组的安全稳定运行构成威胁。如何成功驾驭1000MW超超临界机组，圆满完成一些非常规、非典型的操作，解决生产实践中出现的难题，最大限度地保证机组稳定运行，已经成为一项势在必行的工作。华能玉环电厂是我国率先投产1000MW超超临界机组的电厂，也是迄今为止国内唯一拥有四台1000MW超超临界机组的电厂。机组投产近六年来，解决了一大批生产实践中出现的技术难题，在1000MW超超临界机组的运行管理方面，积累了丰富的经验。本文将对华能玉环电厂在运行实践中所采取的若干非典型操作进行详细描述和深入剖析。1华能玉环电厂设备介绍华能玉环电厂4×1000MW超超临界机组。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2953t/h，主蒸汽额定温度为605ºC，主汽压力27.56MPa，再热汽温603ºC，再热汽压5.94MPa。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1000MW，主蒸汽额定温度为600ºC，主汽压力26.25MPa，再热汽温600ºC，再热汽压力5.35MPa；汽轮机高压主汽门、高压调门、中压主汽门、中压调门各两个，锅炉再热器来的蒸汽分两路分别进入中压缸两个汽门，在进入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（型号为：THDF125/67），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背景介绍2009年11月5日华能玉环电厂#3机组运行中出现了A侧中压调门反馈装置故障的缺陷，按照逻辑和保护设置，该调门随时有快速全关造成机组非停的可能，必须尽快消除缺陷。针对这种情况，华2012.12中国宁波超超临界机组技术交流2012年会27能玉环电厂经过反复研究和试验，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以消除缺陷，整个检修过程需要20分钟。2.2难点分析要实现汽轮机中压缸单侧进汽运行20分钟，难点主要有三个：1、汽轮机中压缸单侧进汽运行的工况无先例可循，是否能稳定运行是个未知数。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，按照以往的经验，两侧再热汽温偏差不可避免，且难以控制，而如果汽温偏差达到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，可以开启A侧低压旁路，但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、汽轮机正常运行中的阀门活动试验出现过中压缸单侧短暂进汽运行的工况。试验一般在机组负荷600MW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。图1汽轮机阀门活动试验时参数波动情况──A侧再热蒸汽温度──B侧再热蒸汽温度──A侧中压调门开度──B侧中压调门开度2、如果选择合适的负荷，再加上适当打开低压旁路和采取措施调节两侧再热蒸汽温差，则实现汽轮机中压缸单侧进汽运行是完全可行的。2.4实际操作过程2009年11月6日至7日期间，华能玉环电厂组织了三次尝试，分别是负荷500MW慢关A侧中压调门、负荷500MW快关A侧中压调门和负荷350MW快关A侧中压调门，终于在最后一次尝试中获得了成功，圆满完成了消缺工作。在负荷350MW工况的尝试中，华能玉环电厂认真总结前两次试验的经验教训，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；并在关闭中压调门前后，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℃；其它所2012.12中国宁波超超临界机组技术交流2012年会28有参数均在正常范围内，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2A侧中压调门全关过程的各参数情况──A侧中调开度──B侧中调开度──A侧低旁后温度3高压缸切缸后手动恢复运行的分析与实践3.1背景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的情况，由于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的情况，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。图3高压叶片温度保护曲线460390390460495395395495530530430430350400450500550-5002501100高压转子名义温度（℃）高压叶片温度（℃）高排温度控制器控制曲线高压叶片温度高切除高压缸保护动作曲线高压叶片温度高跳机保护动作曲线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，关键点主要有四个：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。2012.12中国宁波超超临界机组技术交流2012年会292、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，开启高压主汽门后，快速开启高压调门，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，如中压调门开度波动，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，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。一般以适当增加25℃以内为宜。3.3实际操作过程在反复研究和试验后，华能玉环电厂认真组织，精心操作，成功首次实现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100MW左右，同时保证锅炉有接带180MW负荷的能力。2、主蒸汽压力12MPa，高旁投自动，再热汽压力1.2MPa。3、DEH压力控制方式切至限压模式，手动增加负荷设定值至180MW，两侧中压调门全开。4、将高压缸切除保护定值放大到520℃。5、手动开大低旁，降低再热汽压力至0.5MPa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通过顺序开启先导阀、关闭跳闸电磁阀1、关闭跳闸电磁阀2的方法，开启一侧高压主汽门，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；检查高排逆止门开启正常，高排通风阀关闭正常。操作时，应监视好EH油压，如EH油压下降达2MPa以上时，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、视高排温度、机组负荷、锅炉运行工况等，可适当再开大两侧高调门。8、监视主蒸汽压力相对稳定，监视高旁开度大于10%，以防止手动恢复失败。9、监视再热蒸汽压力稳定，否则通过手动操作低旁进行干预。4再热蒸汽极低压力运行的分析和实践4.1背景介绍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，要消除缺陷，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，经过充分研究，华能玉环电厂决定放弃停机消缺的计划，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。关键点主要有三个：1、低负荷时降低再热蒸汽压力是关键。可以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实现。2、提高汽轮机降负荷时的应力裕度是快速降负荷的关键。而要提高应力裕度，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、低旁开启后，机组控制方式需要合理选择。低旁开启后，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，机侧可采用功率方式，也可采用压力方式。如采用功率方式，即汽机调门控制负荷，则负荷设定值应保持大于实际负荷值，同时要避免负荷设定值太高，出现DEH自动切至转速控制方式的情况。如采用压力方式，即汽机调门控2012.12中国宁波超超临界机组技术交流2012年会30制压力，压力设定值的选取要充分考虑调门保持一定开度，同时要防范制粉系统出现异常情况。4.3实际操作过程。在反复研究后，华能玉环电厂确定了方案，并成功组织实施，实现了机组在再热蒸汽极低压力下的运行（见图4），进而顺利完成了消缺任务，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300MW，主蒸汽温度降至580℃，主蒸汽压力降至9.03MPa，再热蒸汽温度降至565℃，再热蒸汽压力降至1.6MPa。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9MPa，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1.2MPa，BID设定300MW，实际负荷降至240MW。4、继续开大低压旁路至全开，监视低压旁路后温度正常。5、继续通过设定BID降负荷至90MW，主蒸汽温度降至563℃，主蒸汽压力保持9MPa，再热蒸汽温度550℃，再热蒸汽压力降至0.64MPa。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