华能玉环电厂1 000 MW超超临界汽轮机调试出现的问题及对策
超超临界1000MW机组汽轮机单侧进汽运行的实践与分析
Ａ侧 再热 调节 阀全关 后 参数 曲线见 图 ４ 。两侧 再
热蒸汽 温度 偏差 保 持在 ２ ． １ ４℃ 左右 （ 侧 ５ ６ ７℃ ， Ａ ０．
Ｂ侧 ４ ５ ３℃） 两 侧 主蒸 汽温 度 偏差 保 持在 ２ ８． ， ２℃左
右 （ 侧 ５ ２ ６℃ 、 Ａ ４． Ｂ侧 ５ ０ ４℃） Ａ 侧低压 旁路 阀开 ２． ，
为汽 轮机单侧进 汽 可行 。
图 ２ 中压 缸 阀 门组 试 验 过 程 参 数 曲线
高压缸 阀门组 试 验 时 ， 侧 调 节 阀先 根 据 指 令 关 Ａ
闭， Ｂ侧调 节 阀开启 ， 其开 度根 据机 组 负荷进 行 自动控
制， 此时 高压缸 即为 Ｂ侧 阀 门单 独进 汽 工 况 。Ａ 侧 高
辅 助风挡 板 ， 降低 省 煤器 出 口氧量 设定值 ， 同时注 意低
超限。
负荷 稳燃 以及 防止 局部水 冷壁热 负荷高 造成金 属壁 温
侧 蒸汽 流量存 在偏差 ， 使得 Ａ 侧 再热 蒸汽 温度 升 高 ， Ｂ
侧再热 蒸汽 温度 降低 ， 侧 低 压 旁路 阀后 温度 已达保 Ａ 护值而 无法继 续 开 大 阀 门增 流 ， 热 蒸 汽 事故 减 温 水 再 流量 已为最 大流 量 （ 调节 裕 量 ） 通 过 燃 烧调 整 来 减 无 ， 少再热 蒸汽 温度偏 差造成 主蒸 汽温度 产生反 方 向偏 差
阀门活 动特 性 试 验 全 过 程 约 ２ ｉ ， 轮 机 高 、 ０ｒ ｎ 汽 ａ 中压 缸左右 侧 单侧 进 汽运 ： 间 均 约 为 ７ｒｉ， 验 行时 ｎ试 ａ 过程 相应参数 曲线 见 图 １ 图 ２ 、 。
试 验过程 分析 如下 ：
汽 轮机 中压缸 单侧进 汽 时造成 锅炉两 侧通 流量 出现 较
百万千瓦超超临界汽轮机特性及启动调试技术
百万千瓦超超临界汽轮机特性及启动调试技术骆贵兵孟颖琪张亚夫（西安热工研究院有限公司陕西西安 710032）摘要：本文简要介绍了华能玉环电厂1000MW超超临界汽轮机的技术特点、启动调试过程及出现的一些问题，并简要介绍了该型汽轮机甩负荷试验的情况。
关键词：超超临界机组汽轮机启动调试动态特性前言大容量、高参数是提高火电机组经济性最为有效的措施。
由于世界一次能源资源中煤的储量远远超过石油和天然气，以及环境保护要求减少污染物（特别是CO2、NO X）的排放，使得以超超临界机组为代表的高效洁净燃煤发电技术成为世界电力工业的主要发展方向之一。
作为我国863 科技攻关项目依托工程的第一个超超临界电厂——华能玉环电厂4 ×1000MW 项目于2003 年11 月开工建设，2007年11月4台机组全部投产，标志着我国电力工业进入了以可持续发展为目标，更加注重安全、经济、环保的新阶段。
我院承担了玉环电厂启动调试工作，本文将简要介绍该电厂超超临界汽轮机的技术特点、启动调试过程及出现的一些问题。
1. 机组概况华能玉环电厂锅炉系哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进日本三菱重工业株式会社（MHI）技术设计制造的HG-2953/27.46-YM1型1000MW超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、平衡通风、固态排渣、单炉膛、低NO X型PM主燃烧器和MACT 型低NO x分级送风燃烧系统、反向双切圆燃烧方式、摆动式燃烧器，设计燃用神东煤和晋北煤。
汽轮机系上海汽轮机厂引进德国西门子公司技术设计制造的超超临界1000MW 汽轮机组。
该机组为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸、四排汽、双背压、八级回热抽汽汽轮机。
发电机为上海汽轮发电机有限公司引进德国西门子公司技术生产的THDF 125/67型1000 MW三相同步汽轮发电机。
发电机采用水氢氢冷却方式，密封油系统采用单流环式密封。
励磁系统采用西门子所特长的无刷励磁方式。
2. 汽轮机技术规范型式：超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式型号： N1000-26.25/600/600（TC4F）额定主蒸汽压力： 26.25 MPa额定主蒸汽温度： 600℃额定主蒸汽流量： 2804.4 t/h额定再热蒸汽压力：5.35 MPa额定再热蒸汽温度：600℃额定再热蒸汽流量： 2274 t/h额定高压缸排汽压力：5.946 MPa(a)主蒸汽最大进汽量： 2953t/h低压缸排汽压力： 4.4/5.39kPa(a)配汽方式：全周进汽额定给水温度： 292.25℃额定转速： 3000r/minTHA工况热耗： 7316kJ/kWh低压末级叶片长度： 1145.8mm汽轮机总内效率： 92.03%回热系统：三高、四低、一除氧共8级通流级数（高+中+低）：（1+13）+13×2+2×2×6=64级盘车转速：50～60r/min图1 汽轮机总体布置图3. 汽轮机技术特点3.1 总体布置特点华能玉环电厂1000 MW 机组汽轮机的总体型式为单轴四缸四排汽。
1000MW超超临界机组集控运行故障及处理措施田杰
1000MW超超临界机组集控运行故障及处理措施田杰发布时间：2023-06-15T00:52:42.144Z 来源：《中国电业与能源》2023年7期作者：田杰[导读] 1000MW超超临界机组集控技术指的是对1000MW超超临界发电机组的集中控制技术。
该技术的目的是实现对发电机组的自动化控制、优化运行和故障监测，提高机组的效率和可靠性，减少能源消耗和环境污染。
主要针对1000MW超超临界机组集控技术应用背景下遇到的特殊异常和故障进行解析，并且指出相应的故障解决策略。
山西省长治市晋控电力长治发电有限责任公司 046000摘要：1000MW超超临界机组集控技术指的是对1000MW超超临界发电机组的集中控制技术。
该技术的目的是实现对发电机组的自动化控制、优化运行和故障监测，提高机组的效率和可靠性，减少能源消耗和环境污染。
主要针对1000MW超超临界机组集控技术应用背景下遇到的特殊异常和故障进行解析，并且指出相应的故障解决策略。
关键词：超超临界；集控技术；研究与应用1电除尘系统异常事故1.1电除尘系统异常事故分析原因机组满负荷出力时，电除尘出力异常（效率骤降或进水导致电场跳闸）。
1.2电除尘系统异常事故处理措施（1）机组满足吹灰条件时，联系化环人员，及时投入吹灰。
吹灰时机控制在整点开始十五分钟内。
若电除尘出力异常时，立即停止吹灰，并立即汇报值长。
（2）锅炉烟尘排放浓度偏高时，进行引风机出力偏置设置，减少故障侧电除尘烟气量，但两台引风机电流偏差控制不超过50A，同时注意监视引风机本体运行，防止引风机失速。
（3）当单侧电除尘因故障造成吸收塔入口烟尘大于80mg/Nm3（3min均值）或净烟气烟尘浓度折算值超过10mg/Nm3（3min均值），存在小时均值超过10mg/Nm3的风险，应降负荷处理，通过降负荷等措施短时间内如无法将烟尘控制到合格范围内，应快速停运对应侧风组，保证烟尘小时均值不超限。
2机组调峰启动异常范例2.1异常概况2020年10月01日平海电厂1号机组调峰停运，经公司领导批准，与中调沟通后，启动1号机组。
华能玉环电厂超超临界汽轮机过载补汽技术
大工况 的 ９ ； 定 工 况 汽 轮 机 低 压 缸 双 排 汽 压 力 ７， 额 ９ ６ （ 背压 ） ． ９ ４ ４ｋ ａ ａ ，补 给 水 率 为 ０ 夏 季 工 况 为５ ３ ／ ． Ｐ （ ） ；
图 １ 过 载 补 汽 阀 的 结 构
按华 能玉 环 电厂 实 际 冷 却 水 温 （ 水 ） ３ ℃ 下 背 压 海 ３
后在 以后各 级继 续膨 胀做 功 的一种 措 施 。该技 术 可 以 提高 机组 的经济 性 和运行 灵 活性 。
功率 。在 夏季 高 背 压 或 机 组 老 化 时 ， 充 分利 用 Ｉ Ｃ 可 Ｅ
规程 要求 年平 均 压 力 不 超 过 额 定 值 的规 定 ， 过短 期 通 的超压 增 加流 量 。显然 ， 种 配置 可 以充 分 、 理地 利 这 合 用主蒸 汽 压力 的潜 力 ， 得较 高 的 经济 效 益 。 国 内机 获 组 流 量余 量较 大 ， 如采 用全 周进 汽 滑压计 算 ， 表 １中 按 国规范 １和规 范 ２额定 工况 的进 汽压 力 分别 为 额定 值 的 ９ ． 和 ８ ， ２５ ８ 因额定进 汽压 力 的节 流会 产 生一 定 的节流 损失 。根 据 上 汽 厂计 算 ， 范 ２的进 汽 节 流 的 规 热 耗率 增加 约 ４ Ｊ （ Ｗ ． ） ５ｋ ／ ｋ ｈ 。
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维普资讯
算 ， 周 进 汽 ５ 的 节 流 将 使 热 耗 率 增 加 （２ ２ ） 全 ％ １ ～ ０
ｋ ／ ｋ ． ） Ｊ （Ｗ ｈ 。
（ ２。 图 ）
针对 国 内的进 汽 流量 配置 规 范 ， 了充 分发 挥 机 为
华能玉环电厂1号机组水煤比控制策略及整定
华能玉环电厂1号机组水煤比控制策略及整定摘要：超超临界机组直流锅炉调节的关键是保证合适的水煤比，控制汽水分离器出口过热度。
华能玉环电厂1号机组是国内首台超超临界、百万机组，调试中发现过热汽温、水冷壁和过热器金属温度都对汽水分离器出口过热度十分敏感，过热度的控制对机组稳定安全运行至关重要。
本文在总结调试经验的基础上，详细介绍该机组如何利用水煤比控制过热度、水煤比的控制策略和调试过程中遇到相关的问题及处理方法。
最后介绍各种工况下，水煤比控制过热度所取得的效果。
关键词：超超临界；直流炉；水煤比；过热度0 前言华能玉环电厂1号机组锅炉为哈尔滨锅炉厂（HBC）生产的超超临界参数、变压运行、垂直管圈水冷壁直流燃煤锅炉，日本三菱重工（MHI）为其技术支持方。
锅炉采用单炉膛双火球、反向双切圆燃烧方式。
汽轮机由上海汽轮机有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造，超超临界、一次中间再热、单抽、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机N1000-26.5/600/600，设计额定主汽压力为26.25MPa、主汽温度600℃、再热蒸汽温度600℃。
超临界直流锅炉下辐射区水冷壁、工质中间点温度是超临界直流锅炉设计和调节控制的核心参数。
它既关系到汽温调节，又直接影响水冷壁的安全工作。
其中最为关键的控制参数是下辐射区水冷壁出口工质温度。
现场调试通过汽水分离器出口过热度的调节来控制水冷壁出口温度、末级过热汽温，同时保证水冷壁、过热器受热面的安全工作。
调试过程中发现，过热汽温、水冷壁管温对汽水分离器出口过热度十分敏感，低负荷状态下尤其明显。
因此超超临界机组直流锅炉调节的关键是控制汽水分离器出口过热度。
过热度的调节通过水煤比（WFR）来实现，水煤比的控制策略对于机组稳定安全运行至关重要。
1 水煤比给水/燃料比率（WFR，Water Fuel Ratio，简称水煤比）指令是通过下述方法产生的:当锅炉处于湿态运行方式时，主蒸汽压力由燃料量控制，在这种情况下，是通过调整水煤比指令改变燃料量来控制主蒸汽压力；主燃料煤实际发热值也许改变，锅炉吸热条件取决于燃料的种类和工作燃烧器所在层的高度，当锅炉处于干态运行方式时，调整水煤比指令，以补偿上述变化，由水煤比指令控制汽水分离器出口蒸汽的过热度。
1000MW超超临界机组运行问题及解决方案探析
1000MW超超临界机组运行问题及解决方案探析摘要：现今社会经济进一步发展，带动了国家整体工业技术水平的提高。
而由于新一代技术的出现，国内超超临界机组的实践也能够表现出国家整体的技术水平正在不断地提升。
通过进行超超临界机组技术的升级，可以提高其材料的耐高温和抗压的水平，借由相关内容的升级可以促使国内的技术装备革新率进一步提升。
针对1000 MW超超临界机组运行当中存在的问题进行了进一步的研究，并提出了相关的解决办法。
希望能对后续的电力工程发展提供有效的帮助。
关键词：1000MW超超临界机组；运行问题；解决措施引言：愈来愈多火电机组提高效率就是随着电力技术和材料科学的发展而使用大容量和高参数，亚临界机组比同等容量亚临界机组增加4%到5%。
大容量超超临界机组在国内大型火电机组中占据主流发展方向，是因为其经济性和负荷适应性等优势，同时其直流运行，变参数控制和多变量耦合等特性使得超超临界机组控制方案复杂且控制策略各异。
一、1000MW超超临界机组的问题（一）在安装工艺中易出现的问题第一，在锅炉和管道外面出现了超温的情况。
当前锅炉及管道外表超温的问题也是超超临界机组学校面临的一个重要问题。
由于锅炉处于一个较为特殊的地方。
如果在这个位置当中折烟角的拼缝没有进行良好的焊接，或者是出现了漏焊的状况，都会导致锅炉的水冷壁区域出现超温的情况。
同时如果折烟角没有进行良好的焊接造成拉裂，致使锅炉运行时，漏烟严重，使保温外表温度过高。
此外，因为蒸汽管道没有达到规范化要求的要求，外护板的长度比较小，会使保温外护板出现脱开的现象，致使锅炉工作时，保温材料损坏，无法起到隔热的作用。
第二，锅炉在运行中出现漏粉问题。
锅炉发生漏粉主要有两方面原因，一种是未考虑锅炉运行过程中膨胀后影响以及未把握延伸性设计、计算距离存在误差等因素，致使锅炉燃烧器和送粉管道连接部位发生故障，使连接部位受热膨胀形成间隙而漏粉。
二是因所用密封材料达不到要求以及锅炉燃烧器及送粉管道膨胀节装设不当，达不到耐高温标准而不能起到膨胀吸收效果，因而发生缝隙造成漏粉[1]。
华能玉环电厂1000MW超超临界汽轮机特性
电力建设第２８卷・・华能玉环电厂１０００ＭＷ超超临界汽轮机特性何文珊（华东电力设计院，上海市，２０００６３）［摘要］华能玉环电厂１０００ＭＷ超超临界汽轮机是我国首台投入商业运行的百万千瓦级汽轮机，该汽轮机投入商业运行已过半年，运行状况良好。
文章介绍了该汽轮机的结构、高效率及高可靠性特点、启动及维护性能、运行及热力性能。
运行数据和热力性能试验数据表明该汽轮机具有优异的性能。
［关键词］１０００ＭＷ超超临界汽轮机结构热力性能中图分类号：ＴＫ２６９．６＋６文献标识码：Ｂ文章编号：１０００－７２２９（２００７）１１－００７０－０３Ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｔｈｅ１０００ＭＷＵｌｔｒａＳｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌＴｕｒｂｉｎｅｉｎＨｕａｎｅｎｇＹｕｈｕａｎＰｏｗｅｒＰｌａｎｔＨＥＷｅｎ－ｓｈａｎ（ＥａｓｔＣｈｉｎａＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＤｅｓｉｇｎＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｓｈａｎｇｈａｉ２０００６３，Ｃｈｉｎａ）［Ａｂｓｔｒａｃｔ］Ｔｈｅ１０００ＭＷｕｌｔｒａｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌｔｕｒｂｉｎｅｉｎＨｕａｎｅｎｇＹｕｈｕａｎＰｏｗｅｒＰｌａｎｔ，ｗｈｉｃｈｉｓｔｈｅｆｉｒｓｔｍｅｇａｋｉｌｏｗａｔｔｃｌａｓｓｔｕｒｂｉｎｅｉｎｃｏｍｍｅｒｃｉａｌｏｐｅｒａｔｉｏｎｉｎＣｈｉｎａ，ｈａｓｂｅｅｎｏｐｅｒａｔｉｎｇｉｎｇｏｏｄｏｒｄｅｒｆｏｒｍｏｒｅｔｈａｎｈａｌｆａｙｅａｒｓｉｎｃｅｉｔｓｆｉｒｓｔｃｏｍｍｅｒｃｉａｌｏｐｅｒａｔｉｏｎ．Ｔｈｉｓｐａｐｅｒｉｎｔｒｏｄｕｃｅｓｔｈｅｓｔｒｕｃｔｕｒａｌｏｆｔｈｅｔｕｒｂｉｎｅ，ｉｔｓｈｉｇｈｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙａｎｄｈｉｇｈｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｆｅａｔｕｒｅｓ，ａｓｗｅｌｌａｓｓｔａｒｔｕｐａｎｄｍａｉｎｔｅｎａｎｃｅｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｓ，ｏｐｅｒａｔｉｎｇａｎｄｔｈｅｒｍｏｄｙｎａｍｉｃｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｓ．Ｏｐｅｒａｔｉｎｇｄａｔａａｎｄｔｈｅｒｍｏｄｙｎａｍｉｃｔｅｓｔｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔｔｈｅｔｕｒｂｉｎｅｈａｓｅｘｃｅｌｌｅｎｔｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ．［Ｋｅｙｗｏｒｄｓ］１０００ＭＷｕｌｔｒａｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌ；ｔｕｒｂｉｎｅ；ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ；ｔｈｅｒｍｏｄｙｎａｍｉｃｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ收稿日期：２００７－０９－１０作者简介：何文珊（１９７２－），女，高级工程师，华能玉环工程汽机专业主设。
玉环电厂调试运行概况1
打开之前，用于汽轮机跳闸的两个电磁阀得电关闭，接通高 压油使高压油作用于跳闸阀，断开回油管，以使油动机升压； 所有汽轮机阀门的执行机构都有两个失电跳闸电磁阀、两个 跳闸阀，它们以二选一方式工作，只要有一个电磁阀失磁， 就会使一个跳闸阀打开，泄掉油动机中的压力油，使相应阀 门关闭；每个电磁阀装有两个分离的线圈，每个线圈与跳闸 系统之一联系，一个线圈通电可使电磁阀处于非跳闸位置， 只有两跳闸系统都动作时，才使汽轮机跳闸，这种设置可有 效地防止保护拒动与误动，提高保护系统的可靠性。
概
述
华能玉环电厂一期工程2台超超临界百万千瓦机组 于2004年6月28日开工建设,1号机组于2006年10月13日 并网，2006年11月28日通过168小时试运，投入商业运 行；2号机组于2006年12月15日并网，2006年12月30日 通过168小时试运，投入商业运行。机组目前运行稳定， 各项参数均达到或接近设计值，2007年3－4月进行了机 组的性能考核试验，试验结果表明汽轮机的各项考核指 标均达到了厂家的设计保证值：
系统基本流程：主机润滑油系统（油源）→真空油箱→主密 系统基本流程 封油泵→冷油器→滤油器→油氢差压调节阀→密封瓦→
m.高、低压旁路系统 高
瑞士CCI公司生产的两级串联40％ BMCR容量、液压驱动
2×13级反动级，每侧包括1级低 反动度叶片和12级扭叶片 2×6级反动级，每侧包括3级扭 叶片和3级标准低压叶片 1146mm
60r/min 3000r/min
旋转方向 回热抽汽级数 额定冷却水温 额定工况背压 夏季工况背压 最大允许频率 变化范围
顺时针（从汽机车头向发电机 方向看） 八级（三台高加、一台除氧器、 四台低加） 20℃ 4.4/5.39 kPa 7.61/9.61kPa 47.5～51.5Hz 式 N1000-26.25/600/600(TC4F) 超超临界、一次中间再热、单 轴、 四 缸四排汽、双背压、八级回热抽 汽、反动凝汽式汽轮机 14级反动级，包括1级低反动度叶片 和13级扭叶片
1000MW超超临界机组调试故障
•
• •
一、机组事故处理原则及要点说明
（二）、事故处理过程中的要点：
• • 1、运行人员应根据事故发生时的现象准确判断事故，并进行正确的处理。 2、事故处理过程中解除各项“自动”要慎重，尽量保持机组在“自动”状态，减 少人为“手动”控制。运行人员解除“自动”后，应“正确”进行处理，防止事故 扩大。 3、事故处理过程中，必要时应立即解列或停用发生事故的设备，确保非事故设备 正常运行。 4、备用设备启动前可以不进行就地检查，但启动后应加强监视及时派人进行就地 检查。 5、发生事故时，值班员就地检查、操作，必须携带通讯工具及手电筒等必要工具， 集控室操作的值班人员在未与其取得联系之前，无论情况如何紧急，不允许将被检 查的设备强行送电启动。 6、在事故处理过程中，接到命令后，如果不清楚，应及时问清，操作应正确、迅 速。操作完成后，应迅速向发令者汇报。值班员接到危及人身或设备安全的操作指 令时，应拒绝执行，并报告上级值班员和领导。
二、汽机专业事故处理
• • • • • • • • • • 3、原因分析 3.1 直接原因： 3.1.1 主机润滑油母管低，造成汽机跳闸。 3.2 根本原因： 3.2.1 主机润滑油滤网堵塞，使主机润滑油母管低至汽机跳闸值，造成汽机跳闸。 3.2.2 主机润滑油滤网自动反洗功能不能实现，造成润滑油滤网堵塞。 3.2.3 DCS画面主机润滑油母管油压显示值为机0米主机滤网出口油压，未经高度补 偿，影响运行人员判断。 3.2.3 DCS画面主机油滤网“差压大”报警，未投入及无“主机润滑油压力低”报 警。 3.2.3 DCS画面各类报警混乱，功能不完善，不便于运行人员进行监视。 4、小结
•
• •
4、小结
4.1 一、二期辅汽连通时，一、二期辅汽联络手动门、电动门均应开启，避免误关。 4.2 发生这种现象，反映两个问题，一是一、二期值长的相互沟通不够；二是我们的 事故预案、事故预想还不到位，值长督促班员加强这方面的培训工作。
超超临界1000mw汽轮机轴向位移异常分析及处理
超超临界1 000 MW汽轮机轴向位移异常分析及处理刘永民(广东惠州平海发电厂有限公司，广东 惠州 516363)Analysis and Treatment of Abnormal Axial Displacement of Ultra-supercritical1 000 MW Steam TurbineLIU Yongmin(Guangdong Huizhou Pinghai Power Plant Co., Ltd., Huizhou 516363, Guangdong Province, China)〔摘 要〕 某超超临界1 000 MW 汽轮机多次出现轴向位移逐渐增大，且在升负荷、大负荷工况下存在波动情况。
针对该异常现象进行原因分析,总结处理情况，确定其原因为推力轴承轴向限位插板与轴承箱的配合间隙超标，并提出相应的处理、改进及防范措施。
〔关键词〕 超超临界汽轮机；轴向位移；波动；轴向限位插板；防范措施Abstract :Axial displacement of a 1 000 MW ultra-supercritical steam turbine experiences gradual increases many times, and there are fluctuations under load-increase and heavy load conditions. The cause for this abnormal phenomenon is analyzed, and the treatment is summarized. The cause is that the matching clearance between thrust bearing axially limiting insert plate and bearing box exceeds the standard value. The corresponding treatment, improvement and preventive measures are put forward.Key words :ultra-supercritical steam turbine; axial displacement; fluctuation; axial limit plug; preventive measures中图分类号:TM611.1 文献标识码:A 文章编号:1008-6226 (2019) 10-0056-04承。
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第 %% 期
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第 卷 Z5WM !" &
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# 华能玉环电厂 ! 浙江省玉环县 !$%&'()*
摘
要
浙江华能玉环电厂的 % +++ ,- 超超临界汽轮发电机组是目前国内单机功率最大 " 经济性最高的
火力发电机组 ! 该机组的汽轮机在试运过程中对汽轮机本体 " 各辅助系统和控制系统的问题逐一解决 ! 最终 保证了整个机组的成功投运 # 关键词 超超临界汽轮机 试运 问题 解决方案 文章编号 %+++1&!!2 $!++&% %%1++&'1+'
中未发生倒转现象
行时 备泵倒转 处理泵后逆止阀 关闭严密后 倒转 现象消除
凝结水系统 在 !& 凝泵电机试转过程中 出现电机振动 高 的 情 况 沿 着 电 机 风 道 部 分 的 振 动 达 到 了 $'' .远远超过了规定值 在厂家来人对电机检查后
!"$"% 原 电 泵 进 口 压 力 低 低 保 护 跳 泵 定 值 为 .<29'( 这个保护定值是根据满负荷工况设定的 运行
中 除氧器压力是随机组负荷变化而变化的 = 因而电 泵进口压力低低保护跳泵定值取为 .<2# 9'( 是 不 合理的 分析可知 引起电泵进口压力低的原因主要 是电泵进口滤网或电泵前置泵进口滤网堵塞 能综 合反映这 2 个滤网堵塞程度大小的参数就是电泵进 口压力与除氧器压力的差值 取电泵进口压力与除 氧器压力的差值作为电泵跳闸保护量是合理 可行 的 在考虑到电泵前置泵的出力并预留一定的裕量 后 该保护值改为 *<>- 9'(即电泵进口压力与除氧 器压力的差值大于 *<>- 9'( 时 电泵跳 闸 保 护 动 作
在试运过程中曾出现循泵 " 启动后马上跳
闸的情况 经检查分析系循泵 " 出口蝶阀关行程开 关未脱开导致保护动作 实际蝶阀已开启 就地检查 行程开关有卡涩现象 处理后循泵启动正常
6"
点加装放空气阀 问题得到了解决
!"$"!
第 !" 卷
在试运过程中发现电泵转速无显示பைடு நூலகம் 经检查
闭冷水泵 %& 在试转时泵振动偏大 先拆开
靠背轮检查复核中心正确 再将靠背轮转动角度后 重新连接试转 振动仍较大 再次拆开靠背轮 更换 靠背轮螺栓后再次试转振动正常 符合验评标准
在闭冷水泵试转时发现泵出口母管压力与
热交换器后母管压力显示不正常 热交换器后压 力比泵出口母管压力显示还高 经检查发现系热 工测点电缆接线错误导致显示交叉 更改接线后 显示正常
低跳闸 检查逻辑发现流量低信号未加延时 增加延 时后启动正常
到热井一路 由于除氧器水温高 热井水温不能过 高 放水浪费大量时间 后加装除氧器放水到机组排 水槽一路
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在电泵启动逻辑中要求勺管位置小于 -8 启
动 若勺管在 * 位时启动 电泵转速过低 流量小于 跳闸值 经过试验 建议将勺管位置放在 )+位置启 动 启动后将勺管位置逐步提高 避免流量低跳闸
原循泵逻辑定值未按厂家要求设计 后会同 在冲洗水泵试运时冲洗水泵多次跳闸 经检
厂家讨论后修改了部分逻辑及定值 查发现系过流跳闸 由于 ()* 未设计电流显示 实 测电流后通过手动调整冲洗水泵出口门开度控制运 行电流不超过额定电流
整套启动期间 凝结水系统再循环调节阀调
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在整套启动期间 除氧器发生水击造成 # 号
低加出口凝结水至除氧器上水逆止阀法兰移位漏水 的情况 当时除氧器压力为 $%$ &'( 温度为 $)$ 除氧器准备放水 凝结水处于再循环的状态 上水调 节站处于自动状态 从调节阀阀位有 $ 个从 *+,-+ 的跳跃 持续了大约 . /012 /01 后发生了水击 后 分析原因为当时除氧器在压力下降的过程中 由于 凝结水压力的存在 逆止阀被顶开 一定量的凝结水 进入除氧器和凝结水上水管道 造成局部压力的下 降 引起汽水两相的剧烈流动 造成水击 在原因分 析后 考虑到以后管道的安全问题 将逆止门改为手 动隔离门 同时注意以后当除氧器处于高温 高压状 态 而凝结水处于再循环时 将除氧器上水调节站的 电动隔离阀关掉
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华能玉环电厂 ) 台 % +++ ,- 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 ! 采用联 合制造型式 ! 为超超临界 " 一次中 间 再 热 " 凝 汽 式 " 单轴 " 四缸四排汽 " 双背压 " 八级 回 热 抽 汽 汽 轮 机 ! 采用积木块模式 ! 由 % 个单流圆筒型 B$+ 高压缸 !% 个 双 流 ,$+ 中 压 缸 和 ! 个 Z$+ 双 流 低 压 缸 组 成 ( 高压通流部分 %) 级 ! 中 压 通 流 部 分 ! %$ 级 ! 低 压 通流部分 )' 级 ! 共 ') 级 ( 汽轮机大修周期为 %! 年 ! 是一般电厂的 $ 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 ( 汽轮机纵剖面 见图 % ( 华能玉环电厂的汽轮机主要技术规范为 ) 主蒸 汽 压 力 !'T![ ,3C" 主 蒸 汽 \ 再 热 蒸 汽 温 度 '++\
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统开 冷 水 系 统 凝 结 水 系 统 给 水 系 统 润 滑 油 系 统 密封油和氢气系统 辅汽和轴封系统 抽真空系 统 控制油系统和旁路系统
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闭冷水系统 !" 闭冷水泵靠背轮在连接时发现有断裂现 象 更换 # 号机闭冷水泵靠背轮后运行正常 !" 闭冷水泵电机试转时发现轴承温度显示 偏高 线圈温度 $ 点显示偏低 经检查确认系厂家内
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在整套启动试运过程中曾出现锅炉 9:; 后
电泵跳闸 电泵前置泵抱死的现象 经检查分析 由 于机组跳闸后除氧器压力温度较高 而电泵在静止 状态下温差变大 造成动静间隙变小 引起抱死 开 启前置泵及主泵泵体放水 使泵体上下温差变小后 手盘正常 今后应注意及时投入倒暖系统 可避免再 次出现该问题
中图分类号 ./!''
文献标识码 0
3456789: ;<<=448> >=4?@A B=C@8@A D=E=C@ 37C@F % +++ ,- GHI .=46?@8 .4?C7 J=@ C@> KF: I5=@F8498C:=48:
B=C@8@A D=E=C@ 35L84 37C@FM D=E=C@ I5=@FN $%&'+)M IE?@C
我国目前效率最高的汽轮机 ( 汽轮机辅助系统包括 ) 闭冷水系统 + 循环水系
收稿日期 !++&1+&1+' 作者简介 叶绍义 #%2&!1* ! 男 ! 高级工程师 ! 大学 ! 从事电厂运行管理工作 (
第 !! 期
华 能 玉 环 电 厂 % +++ 09 超 超 临 界 汽 轮 机 调 试 出 现 的 问 题 及 对 策
发现底部固定轴承加工工艺不合格 达不到固定作 用 然后从 6 号 机拆来电机 试转合格
循泵原设计有冷却水流量低跳闸 由于只有
% 个流量信号 同时该循泵电机有冷却风扇参与冷
却 后将该逻辑取消
在 %& 凝泵单体带负荷试转过程中 泵推力
循泵原设计有旋转滤网后液位低跳闸 由于
要求 同时开冷泵启动允许条件中进口压力不低于
!++ 312 修改为 '+ 312
电动滤水器缺少减速机油泵的电源线 重新 就地控制柜缺少 ! 组减速机行程开关的反馈 电动滤水器的控制逻辑不完善 重新修改逻 拉电缆接线后解决 信号 无法实现自动停止 重新接线后解决 辑 滤水器的自启通过定时及差压信号 $ 种方式同 时作用 滤水器启动前先自动开排污阀 开到位后再 启动滤水器 滤水器关闭排污阀自动关 大大简化了 操作步骤 提高了自动程度
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在整套启动阶段 巡检时发现凝结水再循环
后确认系就地探头间隙不对 停运电泵后调整探头 间隙 重新试运时电泵转速显示正常
管道 低旁减温水管道摆动 在管道拐角处加装固定 措施 不再摆动
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在电泵启动时电泵跳闸 经检查发现系流量
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在整套启动阶段 在除氧器放水时 只有放水
轴承温度上升过快 在开始试转的 $+ .78 内 已 达 到了 /$ 上升趋势还很明显 停泵 待厂家来人对 机械密封装置拆开检查 机械密封装置安装位置偏 差 转动中摩擦 重新安装以及连轴器重新对中后 试转合格