1000MW超超临界二次再热超低背压机组运行中异常分析及治理
1000mw二次再热机组深度调峰安全运行问题浅析
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图 １ 各负荷下水冷壁金属温度 ＭＡＸ值
２．２ 低负荷下锅炉稳燃和制粉系统安全 机组深度调峰过程中，制约安全运行的最大因素就是锅炉
燃烧不稳定。超低负荷运行时，锅炉燃烧工况不稳定，伴随火 检信号晃动，容易发生灭火放炮事故。主要原因有：一是燃煤 加仓统筹调度和管理不完善，煤质变化幅度较大，尤其在加仓 错误情况下，影响比较严重；二是制粉系统燃烧调整不到位，煤 粉细度、一次风粉混合物温度、二次风压、燃烧器摆角、磨组运 行方式等不合理。三是锅炉吹灰安排不当，一般在机组进行深 度调峰前，水冷壁、省煤器及水平烟道区域需要进行吹灰，以防 减负荷较快时，发生大面积塌灰现象。因此，二次再热机组超 低负荷工况下安全运行，制粉系统和锅炉稳燃方面需要考虑。
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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
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。
标签：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。
1000MW超超临界汽轮机组振动异常问题分析
1000MW超超临界汽轮机组振动异常问题分析摘要：本文介绍某发电厂1000MW超超临界汽轮机组在投入生产运行半年内出现的振动大导致机组停运问题的分析过程，重点在对产生振动大原因进行多方面分析，并找出振动的根本原因为同类型机组提供可借鉴经验，并在调试及正常运行期间加以避免。
关键词：汽轮机、1000MW、超超临界、振动分析某电厂1000MW超超临界汽轮机组于2018年10月投入生产，汽机为上海汽轮机厂生产的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机。
在4个月的运行期内，经历几次启停机，振动参数基本正常，机组带满负荷能稳定运行。
但在第5个月的运行及停机过程中，存在两个振动异常现象，一是满负荷下1瓦轴振波动大，二是机组在滑停惰走过程中，轴系各瓦过临界轴振大。
一、机组振动大具体情况介绍：1.1、满负荷工况1瓦轴振波动情况2019年2月28日至3月16日，#1轴振随负荷变化而变化，负荷升高时，#1轴振增大，负荷降低时，#1轴振随之下降，在800MW负荷以下时，#1轴振单峰值在40~80μm波动；机组在满负荷1000MW工况下，1瓦轴振频繁波动并有爬升趋势，单峰值80~110μm波动，瞬时极值130μm，瓦振0.7mm/s，基本稳定不变；其它各瓦波动幅度较少，从#1轴振动曲线看，3月15日1时后有下降趋势。
从TDM系统分析可知，振动波动主要是工频成分，伴随明显的低频及二倍频分量。
DCS历史数据表明，在机组调试投运初期，1瓦轴振随负荷变化就存在明显波动现象，波动幅度30~130μm不等，频度相对要低。
查看满负荷工况下1瓦的润滑油回油温度在8个轴承中为较低，仅59.7℃。
润滑油压、油温基本不变，1瓦左下钨金温度有爬升趋势，2019年1月15日前，#1轴承左前下为81℃以下，1月27日升至83.4℃，2月11日升至88.5℃，3月10日以后，瓦温又开始上升至16日升至96.5℃，1瓦其它测点温度在70℃以下并变化不大。
1000WM超超临界二次再热直流锅炉水冷壁超温分析及对策
1000WM超超临界二次再热直流锅炉水冷壁超温分析及对策摘要：大唐国际雷州发电有限责任公司一期1、2号锅炉型式为超超临界参数变压运行螺旋管圈+垂直管圈直流锅炉。
自 2019 年投产以来，在低负荷时锅炉水冷壁常有短时超温现象，长期超温存在四管泄露风险，严重威胁锅炉受热面的安全运行。
现对锅炉水冷壁超温原因及对策进行简要分析。
关键词：超超临界直流锅炉；水冷壁；超温引言雷州发电厂1、2号锅炉型号为HG-2764/33.5/605/623/623-YM2，为哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的超超临界参数变压运行螺旋管圈+垂直管圈直流锅炉，单炉膛、二次再热、采用双切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、露天布置、π型锅炉。
从1号机组投产以来，锅炉前墙水冷壁发生大面积超温，而且管壁温升曲线基本与A侧过热汽温曲线一致570℃，水冷壁温度报警值为为515℃，此现象频繁发生在机组负荷波动期间，负荷刚开始波动时，水煤比短时失调，汽温、及水冷壁温超温频繁出现，当负荷开始稳定，水冷壁超温现象消失。
水冷壁超限不但严重威胁锅炉受热面的安全运行，而且影响了机组的调峰能力，特别是在广东省实行现货交易方式期间，严重威胁机组安全稳定运行。
1 原因分析1.1 超温发生工况通过对现场试验及数据的汇总，总结超温主要发生在以下工况：（1）低负荷段超温一般发生在400 -500MW 之间，A、B、C三层底层磨煤机运行。
（2）变负荷时负荷频繁变化，且负荷涨降时间没有稳定时间，汽温及水冷壁温都会出现超限的现象。
（3）启停制粉系统时：因雷州电厂制粉系统CD层之间间隔较大且没有CD层大油枪稳燃，制粉系统倒换方式受限，容易造成热负荷过于集中，而且上下层制粉系统倒换过程中不同制粉系统对AB侧烟气温度影响程度不同。
（4）炉膛吹灰长期无法投入：根据实际情况，炉膛吹灰投入条件要求负荷550MW及以上，长期低负荷，为了稳定燃烧无法投入吹灰。
1.2 影响水冷壁超温的因素（1）水冷壁表面积灰和结渣不均以及灰渣脱落引起的热偏差。
1000MW超超临界塔式锅炉典型问题及解决方案综述
1000MW超超临界塔式锅炉典型问题及解决方案综述1000MW超超临界塔式锅炉是目前国内燃煤发电厂中普遍采用的一种主要设备。
作为发电厂的核心设备之一，它在能源生产中发挥着至关重要的作用。
随着设备运行规模的不断扩大和工作环境的不断变化，一些典型的问题也随之而来，这些问题给设备的安全稳定运行带来了一定的影响。
本文将围绕1000MW超超临界塔式锅炉的典型问题及解决方案进行综述，以期为相关工程技术人员提供一些有益的参考和帮助。
一、问题一：超临界高温水冷壁温差问题在1000MW超超临界塔式锅炉中，一些运行人员反映，锅炉的超临界高温水冷壁存在温差问题，表现为管面温差过大，甚至出现局部过热现象。
这个问题一方面会影响到锅炉的热效率，同时也可能对设备的安全运行构成一定的威胁。
解决方案：针对这一问题，首先需要对锅炉的管道结构进行全面检测和评估，找出存在问题的节点并进行及时修复和加固。
可以适当增加管道的冷却水量，以减少管面温差。
也可以通过优化锅炉的控制参数，调整燃烧风量和出口烟气温度，以降低冷却壁面的温度差异，从而解决这一问题。
二、问题二：过热器管膨胀问题在锅炉的正常运行过程中，过热器管膨胀是一个普遍存在的问题。
特别是在1000MW超超临界塔式锅炉这样大型设备中，过热器管的膨胀问题更为突出。
如果管膨胀过大，就会导致管道的撑裂和震动，从而影响到整个设备的正常运行。
解决方案：解决过热器管膨胀问题的关键在于管道的设计和安装。
首先需要对过热器管道进行合理的设计，确定管道的膨胀量和膨胀方向，确保管道在运行中不会产生过大的膨胀应力。
可以采用一些特殊的管道材料，以提高管道的抗膨胀性能。
对过热器管道的支吊架也需要进行加固和优化，确保管道能够正常膨胀而不会造成意外事故。
三、问题三：燃烧器磨损问题燃煤锅炉的燃烧器是直接暴露在高温高压燃烧气体中的设备，长期运行后很容易出现磨损问题。
在1000MW超超临界塔式锅炉中，燃烧器的磨损问题一直备受关注。
1000MW超超临界直流机组深度调峰危险点分析与防范措施探讨
1000MW超超临界直流机组深度调峰危险点分析与防范措施探讨摘要：在能源结构转型升级的背景下，面对华北电网峰谷差的逐年增大，特别是新能源装机占比越来越大,传统火电机组不仅要降低出力，给新能源电源腾出空间，还要在新能源出力不足的时候及时补充。
这样就给电网调度带来极大的困难，要求火电机组在50%额定负荷以下深度调峰仍能安全稳定运行。
因此，开展燃煤机组深度调峰性能评估及优化关键技术的研究和实践就显的尤为重要。
本文阐述了横山煤电1000MW超超临界直流在深度调峰过程中存在的危险点与采取的防范措施，以及通过最低深调到380MW并通过运行得到的宝贵经验，经济收益与环保收益。
关键词：1000MW超超临界直流锅炉；深度调峰；技术措施；注意事项一、概述陕西榆林能源集团横山煤电有限公司现有2×1000MW高效超超临界燃煤空冷机组，锅炉采用东方电气股份有限公司生产的DG2973/29.3-Ⅱ3，直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型锅炉，前后墙对冲燃烧方式炉型。
汽轮机是东方汽轮机有限公司生产的1000MW超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机。
在华北地区，风电、光伏等新能源占到整个电网容量的40%，由于新能源调峰能力弱。
火电在负荷高峰期就要全力发电，低谷时就在自己来调峰。
由于能源监管对“弃风率”、“弃光率”的限制，必须保证风电、光伏发电的利用小时数，1000MW火电机组须达到35%的基本调峰能力势在必行，下面是对我厂深度调峰存在问题及相关控制措进行阐述。
二、目前对火电调峰机组政策支持1.现役火电机组发展对策“十四五”规划要求“加强调峰能力建设，提升系统灵活性”、“全面推动煤电机组灵活性改造”。
鼓励火电机组进行灵活性改造，提升调峰能力。
鼓励技改火电机组进行重大技术改造参与调峰的，同等条件下优先调用其参与调峰。
近期来看，火电厂尽早开展灵活性改造，可以保证机组优先上网，规避分摊成本，并通过参与深度调峰获得可观的调峰和容量市场补贴收入。
浅析1000MW超超临界机组高旁故障快开风险及处理
215管理及其他M anagement and other浅析1000MW 超超临界机组高旁故障快开风险及处理夏鹏远（国家能源集团泰州发电有限公司，江苏 泰州 215300）摘 要：某厂1000 MW 超超临界二次再热机组设计运用的旁路模式为三级旁路，其旁路控制策略是在传统旁路控制策略的基础上设计研发的一种全新控制策略逻辑，但如果运行过程中出现旁路误动作的情况，尤其是发生高压旁路误动作的情况，将会对机组的安全稳定运行带来极大的危害。
本文通过对高旁误动对机组产生的影响，以及之后发生的风险和应对处理措施进行逐一分析，为事故情况下的应急处置赢得宝贵的时间，尽最大可能保护机组设备的安全。
关键词：高旁；故障；快开；风险；处理中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：11-5004（2021）13-0215-2收稿日期：2021-07作者简介：夏鹏远，男，生于1996年，汉族，江苏泰州人，本科，助理工程师，研究方向：大型火电机组集控运行。
1 系统设备概述某厂二期1000MW 超超临界机组的三级串联旁路系统是由100%BMCR 高压旁路+50%中压旁路+65%低压旁路组成。
其中高压旁路安装在锅炉侧，由4组25%BMCR 阀组组成，如图1超超临界机组三级旁路系统图所示[1]。
高压旁路两侧分别从锅炉出口主蒸汽支管上接出，在接入锅炉侧一次冷再蒸汽支管的过程中要先经历减温减压等一系列措施，以便保护炉内一次再热的换热器。
中压旁路与低压旁路设置在汽轮机侧。
中压旁路由2组旁路阀组成，分别从一次再热蒸汽管道接出，期间经过减温减压后接入二次再热冷端蒸汽母管。
低压旁路则由2组旁路阀组成，分别从二次再热蒸汽管道接出，期间通过减温减压后接入凝汽器喉部。
图1 1000MW 超超临界机组三级旁路系统图高压、中压、低压旁路分别设置一套液压油站以便提供一定压力的液压油，作为旁路以及旁路减温水阀门的动力源。
高压旁路阀内有弹簧，正常运行时高旁油站系统负责维持油压，高旁阀门在液压油压力的作用下维持关闭的状态。
1000MW超超临界塔式锅炉典型问题及解决方案综述
1000MW超超临界塔式锅炉典型问题及解决方案综述1000MW超超临界塔式锅炉是当前燃煤发电厂中常用的一种锅炉，其性能优良、效率高，但在实际运行中也会出现一些典型问题。
本文将对这些问题进行综述，并提供解决方案，以帮助相关领域的工程师和运营人员更好地管理和维护这一关键设备。
一、过热器堵塞问题一般来说，过热器的堵塞主要是由于水管中钙和镁成分的附着和沉积而引起的。
当这些沉积物在过热器内壁上积累时，会对传热效率产生不利影响，甚至可能导致设备损坏。
解决这一问题的方法包括定期的清洗和维护过热器，并确保水质的优良和适宜。
二、铸件破损问题超超临界锅炉中的大部分关键部件（如叶片、壁板等）都是使用高强度合金钢铸造而成的，有时会因受热或机械应力过大而导致裂纹或破损。
对于这些部件的监测和检测尤为重要。
一种解决方案是采用超声波检测技术和热像仪检测技术，定期对这些部件进行全面的检测和评估，及时发现潜在问题并进行修复。
三、磨损和腐蚀问题锅炉内部的磨损和腐蚀问题是常见的，特别是在受热面和高温区域。
这些问题通常是由于工作介质的化学成分、流速和温度等因素引起的。
解决这一问题的方法包括加强对工作介质的水质控制、日常的检测和监测，以及采用耐腐蚀材料和涂层等措施来延长设备的使用寿命。
四、设备运行控制问题超超临界锅炉是一个复杂的系统，需要严格的运行控制来确保其稳定性和安全性。
设备运行控制问题也是一个关键的挑战。
解决这一问题的方法包括采用先进的自动化控制系统、建立完善的运行规程和操作标准，并加强对设备运行状态的实时监测和调整。
五、环保和节能问题随着环保和节能要求的不断提高，超超临界锅炉也需要不断优化和改进。
解决这一问题的方法包括采用先进的燃烧技术和烟气处理技术，降低排放物的含量，提高能源利用率，减少对环境的影响。
1000MW超超临界塔式锅炉在实际运行中可能会出现一些典型问题，但通过科学合理的管理和维护，这些问题是可以得到解决的。
相关领域的工程师和运营人员需要对这些问题有所了解，并采取相应的措施来确保设备的安全稳定运行。
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1000MW超超临界二次再热超低背压机组运行中异常分析及治理
摘要：介绍上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组轴
系结构特点，总结分析该机组运行中轴承振动原因及处理措施。
振动故障分析及
处理措施，对同类型机组振动故障诊断处理，设计优化具有参考意义。
1上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组轴系结构特点
1.1上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组汽轮机介绍
机组为上海电气在借鉴西门子1000MW五缸四排汽超超临界二次再热机组基
础上进行自主生产，拥有自主知识产权，型号为 N1000-31/600/620/620 ，世界
上首次采用六缸六排汽的单轴方案，单背压（超低设计背压2.9Kpa）、反动凝汽
式汽轮机，凝汽器采用海水直流单元制供水冷却，配置三台单级立式斜流泵独立
运行，其中两台双速泵，一台定速泵。
本机型由一个单流超高压缸（1*15级）、一个双流高压缸（2*12级）、一个双流中压缸（2*15）、三个双流低压缸
（3*2*6）串联布置组成。
本机组将高压缸前置，布置形式变为高压缸、超高压缸、中压缸、低压缸。
该机型取消调节级，采用全周进汽滑压运行方式。
1.2上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组轴系结构特
点
汽轮机六根转子分别由七个径向轴承来支承，除高压转子由两个径向轴承支
承外，其它转子均由单轴承支撑。
其中#3轴承座内装有径向推力联合轴承，且机
组的绝对死点和相对死点均在超高压、中压之间的#3轴承座上。
汽机转子采用单
轴承，整体轴系短。
七个轴承分别位于七个轴承座内，且直接支撑在基础上，不
随机组膨胀移动，不受背压变化和汽缸变形的影响，机组轴向稳定。
但机组仍是
国内汽轮机轴系最长机组，汽轮机轴系59.49米。
2 1000MW超超临界二次再热超低背压机组运行中7号轴承轴振逐渐增大。
2.1引起汽轮机组单个轴振大的原因：1、该轴承测量震动的探头松动测得数
值虚假；2该轴承盖松动；3该轴承轴瓦有；4该轴承间隙超标。
以上均已排除。
2.2由于7号轴振所处位置，初期怀疑是大轴接地碳刷接触不良影响轴振，
大轴碳刷接地回路的主要作用是提供发电机轴电压的释放通路和发电机励磁的保
护监测
回路信号。
轴电压的产生主要有以下几个原因：
2.2.1磁不对称引起的轴电压，在发电机制造、安装中由于气隙总是不那么
均匀，另外线圈安装中阻抗也不近相同，发电机运行中会在发电机转子上感应出
轴电压。
这种交流轴电压一般为1~10V,接地回路良好的情况下，这类因素产生的
轴电压一般较小，对机组的轴系测量不产生明显影响。
结合上汽说明书机组在BMCR工况下最大不超20V，，现场实际测量轴电压均在允许范围内，排除此项。
2.2.2静电电荷积聚引起的轴电压，接地碳刷回路良好的情况下，摩擦产生
的静电电荷会通过电刷接地通路释放入地，不会造成集聚，形成明显的轴电压。
如果电刷接地不良，摩擦产生的静电电荷会逐渐积聚，轴电压逐渐升高，直到机
组大轴对机座在某一绝缘薄弱点放电，释放静电电荷为止。
这种静电电压幅值可
能会较高，甚至可以达到百伏以上。
不但对轴系检测仪表造成明显干扰，还可能
形成较大的轴电流，烧损机组轴瓦、造成严重事故。
现场检查接地碳刷接地良好，排除接地不良因素。
2.2.3励磁系统引起的轴电压，目前发电机组普遍采用可控变流元件整流励
磁系统。
励磁系统因可控硅换向的影响，引入了一个新的轴电压源。
励磁系统将
交流电压通过静态可控硅整流输出直流电压供给发电机励磁绕组，此直流电压为
脉动型电压。
这个快速变化的脉动电压通过发电机的励磁绕组和转子本体之间的
电容耦合，在轴对地之间产生交流电压。
观察发现7号轴振经常发生在60%负荷，且工况稳定情况下，排除此项。
2.2.4剩磁引起的轴电压，当发电机严重短路或其他异常工况下．经常会使
大轴、轴瓦、机壳等部件磁化并保留一定的剩磁。
当机组大轴转动时，就会产生
电势。
与实际正常运行工况不符，排除此项。
2.3怀疑原因三，单个轴承振动大，有可能是异常的轴振处，润滑油量发生
变化引起，现场检查回油量及进油压力均无明显变化量，且轴承温度无异常变化，排除此项。
2.4本机组轴系间隙小，低压缸轴封温度异常对7号轴承轴振的影响，7号
轴振变大主要集中在60%负荷以下，机组轴封供气在负荷低于65%切至辅汽联箱
供汽，本机型辅汽联箱供汽供汽前会根据机组适配温度电加热自动调整，且检查
低压轴封减温水自动正常，各支路温度正常，排除轴封温度对轴系振动的影响。
3.1根据我厂机组设计特性为超低背压机组，是否因机组真空高对轴系振动
的影响，真空过高即背压降低，如背压降低过多会产生下列不利影响：
3.1.1在设计工况下，凝汽式汽轮机最末级喷嘴汽流一般是处于临界状态，
背压降低将使蒸汽进一步在喷嘴斜切部位膨胀，末级隔板前后压差增大，而造成
隔板过负荷．
3.1.2若背压继续降低，最末级动叶中将出现临界工况，这时动叶前（即喷
嘴后部）的压力并不随背压降低而降低，动叶后的压力下降，使动叶前后压力差
增大，造成动叶过负荷并引起轴向推力增大。
3.1.3如果背压继续降低，则蒸汽在动叶外膨胀不能产生有效功，因此背压
降低不能再增加汽轮机功率，这对汽轮机的安全和经济性都无好处的。
3.1.4真空过高，排汽温度低而湿气增加，末级叶片水蚀加剧。
3.1.5对于低压缸与轴承座一体设计的机组来说，真空过高有可能使低压缸中心发生偏移，是造成机组振动的一个原因。
本机组设计上属于超低背压机型，机组实际运行中机组背压除6至9月份，机组背压均低于设计值2.9Kpa，冬季经常出现阻塞背压大于背压工况，与7号轴振大工况吻合，本机组凝汽器冷却采用海水制冷，为节约厂用电循环水回水有虹吸结构，冬季循环泵已切至低速泵，通过停运真空泵，提高机组背压机组7号轴振逐渐降低至正常值。
1.结束语
本次异常的主要原因是机组背压太低、阻塞背压大导致汽轮机末级对应的轴承轴振异常，轴振对汽轮机安全稳定运行至关重要，有效避免此类故障的措施是监视好机组背压在设计值范围内，阻塞背压始终小于背压，必要时采用双速低速循泵运行或间歇性停运机组真空泵。
参考文献
[1]虞永斌 125MW发电机组的轴电压与转子接地保护。
华东电力，2002，2：50-51.
[2]李翔，韩浩，赵强，发电机大轴接地碳刷引起跳机事故的分析和处理。
东北电力技术，2005，06：36-37.。