300 MW機組投產初期的問題分析及優化運行

陳立志

(華電哈爾濱熱電有限責任公司，黑龍江 哈爾濱 150046)

1 設備概況

華電哈爾濱熱電有限責任公司2臺300 MW火力發電供熱機組主機為哈爾濱鍋爐廠、哈爾濱汽輪機廠、哈爾濱電機廠產品。鍋爐型號，HG－1025/17.5－YM36;汽輪機型號，CN250/300－16.67/537/537;發電機型號，QFSN－300－2。首臺機組(#7機組)于2006年9月并網發電，#8機組于2007年1月并網發電。

300MW機組采用亞臨界、一次中間再熱、單軸、雙缸、雙排汽、抽凝汽式汽輪機，設計新蒸汽壓力為16.67 MPa，溫度為537℃，再熱溫度為537℃，額定蒸汽流量為892.43 t/h，設計出力為300 MW。汽輪機旁路系統采用高、低壓串聯旁路，其容量按鍋爐最大連續蒸發量的15%設置。給水系統采用單元制，每臺機組設置2臺50%容量汽動調速給水泵，1臺30%容量電動調速給水泵。3臺高壓加熱器采用大旁路系統。凝結水系統采用中壓凝結水精處理系統，每臺機設3臺凝結水泵。從凝汽器出來的凝結水分別經過凝結水泵、凝結水精處理裝置、軸封冷卻器和4臺低壓加熱器進入除氧器。

鍋爐為亞臨界參數、一次中間再熱、自然循環汽包爐。采用雙進雙出磨煤機直吹制粉系統，直流式煤粉燃燒器四角布置，切圓燃燒，擺動燃燒器調節再熱汽溫，噴水減溫調節過熱汽溫，平衡通風，三分倉容克式空氣預熱器，刮板撈渣機連續固態排渣。在機組電負荷為336.3 MW時，鍋爐的最大連續蒸發量為1025 t/h;機組電負荷為300 MW時，鍋爐的額定蒸發量為892.43 t/h。

汽輪發電機冷卻方式為定子線圈水內冷，轉子線圈氫冷，定子鐵芯氫冷。發電機中性點經單相接地變壓器接地。發電機采用自并勵靜止勵磁系統，視在功率為353 MV·A，額定功率為300 MW。

2 問題概述及解決方法

2.1 汽輪機方面的問題及防范措施

(1)某日，#7機組冷態啟動，與系統并列帶負荷。有功負荷加至140 MW后，凝結水流量420 t/h，再也加不上去，啟動備用凝結水泵無效。停機后對凝結水系統進行全面檢查，發現凝汽器至凝結水泵入口管處有一塊木板，使凝結水流量加不上去。將木板取出后，啟動#7機組，凝結水流量恢復正常。

防范措施:機組竣工后啟動前，凝汽器中雜物要清理干凈，其他容器、管路內雜物也要清理干凈，各個濾網更要清洗干凈。

(2)某日，#7機組小修后冷態啟動。點爐后，投入高低壓旁路系統時，操作員誤將高壓旁路減溫水投入。減溫水進入到高排逆止門后再熱器冷段管路里。在機組沖轉前，將高低壓旁路系統退出后，汽輪機沖轉，高排逆止門打開，蒸汽進入再熱器冷段管路里，汽水沖擊造成管路振動損壞，啟機工作被迫中止。

防范措施:將高壓旁路減溫水電動門停電，使之無法開啟。在機組運行的3年時間內，汽機高壓旁路減溫水從未使用過，可以在機組設計圖紙中去掉。

(3)在#7，#8機組啟動過程中，給水由旁路切至主路時，由于給水流量不好控制，給水流量增大使汽包水位瞬間升高，經常會使爐汽包水位高信號發出，造成鍋爐主燃料跳閘MFT(Main Fuel Tripment)動作，機組跳閘與系統解列。

防范措施:給水主路控制門是全開全關型電動門，從全關到全開需要2 min左右。給水旁路是氣動調節門，從全開到全關需要10 s。主路流量是1000 t/h，旁路流量是300t/h，主路流量約是旁路流量的3倍。主路電動門開啟40 s后流量會超過300 t/h，此時旁路氣動門應關閉，保持給水流量恒定，汽包水位就不會升高了。所以，主路電動門開啟后應逐步關小旁路氣動門，40 s后旁路氣動門應全部關閉，給水流量穩定，汽包水位就不會升高了。

(4)某日，在#8機組運行過程中，因為#8鍋爐滅火導致#8機組跳閘。汽輪機轉數下降，主油泵(與汽輪機同軸)不工作導致主機潤滑油壓下降。#8機組交流事故油泵、直流事故油泵均未聯啟，由于未能及時發現，造成主機潤滑油中斷，軸瓦損壞，被迫停機處理。其原因為主機潤滑油壓力低聯啟交流事故油泵、直流事故油泵聯鎖未投。此聯鎖平時由熱工人員通過修改操作系統中的邏輯程序來投停，#8機組停機時，為了停止交流事故油泵、直流事故油泵，熱工人員將聯鎖解除，啟機時沒有及時將聯鎖投入。

防范措施:分散控制系統DCS(Distrbuted Control System)操作系統運行人員監控機上安裝了機組所有聯鎖的監視畫面。

(5)某日，在#8機組運行過程中，忽然發出發電機定子冷卻水流量低信號，運行人員立即啟動備用定子冷卻水泵并向定子冷卻水箱補水。1 min后，發電機定子冷卻水斷水保護啟動將#8機組跳閘。其原因為化學人員為定子冷卻水凈化裝置加新藥后開大管路放水門沖洗，造成定子子冷卻水失水量大，當定子冷卻水流量低于10 t/h時候，發電機定子冷卻水斷水保護動作于機組跳閘。

防范措施:在發電機定子冷卻水凈化裝置管路放水門前安裝節流孔板，使最大放水量小于補水量。

(6)某日，在#8機組運行過程中，有功負荷為240 MW，凝汽器向除氧器上水氣動調節門開度為51%，除氧器上水流量為668 t/h。突然，除氧器上水流量變為0，凝汽器向除氧器上水氣動調節門全關，給開啟指令無效，除氧器水位迅速下降。值班員立即減有功負荷，同時，去現場開啟除氧器上水氣動調節門旁路手動截門。由于除氧器水位迅速下降至1400 mm，造成2臺汽動給水泵保護動作跳閘，汽動給水泵跳閘后，鍋爐汽包水位迅速降至跳閘值，#8鍋爐MFT動作，#8機組跳閘與系統解列。其原因為除氧器上水氣動調節門失靈而意外關閉。

防范措施:將汽機凝汽器向除氧器上水氣動調節門旁路手動截門改為氣動調節門，使之能遠方迅速開啟。

2.2 鍋爐方面的問題及防范措施

(1)300 MW機組投產調試階段使用了大量燃油。后來安裝了鍋爐微油點火系統(使用微量燃油點燃煤粉)，機組啟、停燃油量下降到原來的1/10左右。建議新建電廠一定要安裝微油點火系統，在投產調試階段就會節省大量燃油。

(2)某日，在#7機組運行過程中，運行人員對#7鍋爐進行蒸汽吹掃。有1臺長程吹灰器吹灰后未能自動退出，滯留在爐膛內，未能及時發現。一段時間后，#7鍋爐因為過熱器爆管而停爐。其原因是滯留在爐膛內的這只長程吹灰器長時間的對過熱器的某一點進行蒸汽吹灰，造成該位置過熱器爆管。

防范措施:鍋爐進行蒸汽吹掃后，運行人員應就地檢查吹灰器是否退出爐膛并切斷吹灰用蒸汽;吹灰器反饋到DCS監控系統的信號應該能正確反吹灰器是位于爐外還是爐內。

(3)某日，在#8機組運行過程中，#8鍋爐#1一次風機突然跳閘，之后造成#2一次風機過力矩保護動作跳閘，2臺一次風機相繼跳閘，造成#8機組跳閘。#1一次風機跳閘原因是風機前軸承溫度測點失靈。

防范措施:對于主機和重要輔機溫度測點，請熱工人員做1個程序——溫度突然發生跳躍性變化，說明溫度測點失靈，不是設備真的出現問題，此時禁止跳閘設備。

(4)#7，#8機組各設置2臺75 kW密封風機。密封風機入口取自廠房內大氣，密封風機出口至磨煤機、給煤機做密封風用。為了節省廠用電和簡化系統，將密封風母管入口直接引自一次風機出口冷風母管，密封風機只在機組啟動時一次風機未啟動時投入，正常運行時密封風機停止，使用一次風機出口冷風作為密封風，效果很好。

(5)#7，#8鍋爐制粉系統采用3臺BBD4060B雙進雙出鋼球磨煤機。在運行初期，該型號磨煤機多次出現問題，導致磨煤機跳閘及損壞情況發生。

1)該型號磨煤機使用說明書中介紹可以采用單進單出(即半磨)運行方式。筆者在實踐中發現，采用單進單出(即半磨)運行方式時，磨煤機大罐內煤粉對停止側螺旋輸煤裝置產生的推力加大，使螺旋輸煤裝置與磨煤機聯接的螺栓損壞，導致磨煤機無法運行。因此，不建議采用單進單出(即半磨)運行方式。

2)該型號磨煤機出口8個煤粉管道氣動插板只有一個保護，其中任一個氣動插板關反饋信號未傳至集控DCS操作系統時，該磨煤機就會在1 min后跳閘。在運行工作中，氣動插板需要經常開關，由于工作環境比較惡劣，氣動插板有時不能全關而導致磨煤機跳閘。后來，發現氣動插板即使不全關也不會對磨煤機運行構成威脅，于是取消了該保護。

3)由于煤炭資源緊張，鍋爐煤質不好，東北地區冬天降雪量較大，若煤質濕且黏性大時，刮板式給煤機至磨煤機落煤管處時常會發生堵煤現象，這時需要停止磨煤機來處理堵煤問題，從而影響了鍋爐燃燒并增大了操作人員的工作量。后來，將刮板式給煤機密封風管入口移至磨煤機落煤管正上方，煤質不好時還可以加大密封風量，較好地解決了落煤管堵煤的問題。

4)煤倉至給煤機入口處經常堵煤。原因是給煤機入口門位置過高，給煤機入口門至給煤機刮板間距離約為3 m，管子上、下一樣粗，當煤質濕且黏性大時，這段管子經常會出現堵煤現象。后來，將給煤機入口門下移，煤倉至給煤機入口門處管路加粗，堵煤情況減少了很多。

2.3 電氣方面的問題及解決方法

(1)某日，在#8機組運行過程中，#8機組變壓器因溫度高而跳閘，#8機組停機。其原因是#8機組變壓器冷卻器工放備用電源取自#8機組電動機控制中心 MCC1A，MCC1B，MCC1A，MCC1B 動力電源柜為制造廠家成套產品，所帶#8機組變壓器冷卻器工放、備用電源抽屜柜內均為60 A斷路器，因為斷路器容量不夠，工作電源斷路器先跳閘，備用電源斷路器聯動后也因為容量不夠跳閘，導致#8機組變壓器冷卻器全部停止，#8機組變壓器溫度迅速升高而跳閘。

防范措施:#8機組變壓器冷卻器就地電源控制箱是與#8機組變壓器配套而來，#8機組動力電源柜MCC1A，MCC1B為另外一個廠家制造，所帶#8機組變壓器冷卻器電源斷路器與#8機組變壓器冷卻器就地電源控制箱內斷路器容量不匹配。將#8機組變壓器冷卻器工備電源抽屜柜內60 A斷路器換成100 A斷路器，解決了這個問題。在設計時應考慮到這類情況，投運前應做好檢查工作。還有一種情況，例如#7，#8鍋爐#1，#2火檢風機，#7，#8機組#1，#2 EH油泵，#7，#8機組盤車等，設備就地電源控制箱內有1套控制斷路器，設備所取的動力電源柜上還有1套控制斷路器，重復設置，成本增加，降低了供電可靠性。筆者分析認為是2個廠家制造導致重復，應該去掉1套控制斷路器。

(2)某日，#8機組運行。8 A低壓廠用變壓器跳閘，原因是變壓器溫度高。隨后檢查發現變壓器溫度并不高，原來是電子測溫儀溫度指示發生了跳躍性的變化，該測溫儀為濟南金曼克電器有限公司生產，型號為BWDK－3207。請制造廠家人員來檢查，未發現有問題，他們認為是各部件連接不牢固造成的。后來，一次偶然的機會發現，在電子測溫儀附近使用對講機進行通話時，電子測溫儀受到干擾，溫度指示會發生跳躍性的變化，從而找到了跳閘原因。

防范措施:在現代化發電廠中，越來越多的采用電子數字式儀表。對于重要的儀表，要做好屏蔽工作。需要將所有的電子測溫儀都加裝金屬屏蔽網，通過試驗檢驗，效果良好。

(3)某日，#8機組運行。#8鍋爐電動機控制中心MCC1B所帶設備#8鍋爐#1回用水泵電機故障，斷路器拒動，越級將MCC1B母線電源斷路器跳閘，MCC1B母線失電。由于#8鍋爐#2，#3磨煤機油站電源取自MCC1B母線，造成#8鍋爐#2，#3磨煤機跳閘，#8鍋爐及時投油助燃才避免了鍋爐滅火。

防范措施:#8鍋爐一共有3個電動機控制中心MCC1A，MCC1B，MCC2。MCC1A母線帶#8鍋爐#1磨煤機油站電源和#1，#3，#5給煤機電源，MCC1B母線帶#8鍋爐#2，#3磨煤機油站電源和#2，#4，#6給煤機電源，MCC2母線帶#8鍋爐碎渣機等設備。后來將負荷重新分配:MCC1A母線帶#8鍋爐#1磨煤機油站電源和#1，#2給煤機電源;MCC1B母線帶#8鍋爐#2磨煤機油站電源和#3，#4給煤機電源;MCC2母線帶#8鍋爐#3磨煤機油站電源和#5，#6給煤機電源。這樣，任意一條母線故障失電，只會導致1臺磨煤機跳閘，減小了對鍋爐燃燒的影響，避免了滅火事故的發生。

(4)某日，#7機組運行。#7機組380 V動力中心PCA段母線發生瞬間接地故障，PCA段母線工作電源零序過流保護動作導致工作電源斷路器跳閘，PCA段母線與PCB段母線間設有聯絡斷路器作為PCA段母線備用電源，但它們之間未裝設跳閘聯動裝置，PCA段母線工作電源斷路器跳閘后，聯絡斷路器沒有合閘，PCA段母線失電。#7機組保安段當時由PCA段供電(保安段有2路工作電源，分別取自于#7機組380 V動力中心PCA，PCB段母線，柴油發電機作為保安段備用電源)。由于保安段工作電源沒有裝設低電壓跳閘裝置，故未跳閘。由此導致保安段另一路工作電源不能投入(保安段兩路工作電源之間只裝設了跳閘聯動裝置，沒有裝設低電壓聯動裝置)。保安段備用電源柴油機聯動投入時由于保安段上所帶2臺#7鍋爐火檢風機已經跳閘，造成#7鍋爐MFT保護動作，#7鍋爐滅火，#7機組跳閘。

防范措施:在#7機組380V動力中心PCA，PCB段母線工作電源斷路器與聯絡斷路器之間均設裝設工備電源跳閘聯動裝置。在#7機組保安段2路工作電源斷路器之間均設低電壓跳閘聯動裝置，防止上述問題再度發生。

(5)#7，#8機組廠用電源系統按發電機單元制接線原則，每臺機組各設置1臺額定容量500 kV·A的檢修變壓器，額定電流721.69A。1臺800kV·A的照明變壓器，額定電流1154.7 A。上述4臺變壓器均投入運行。在實際運行工作中，發現2臺機組運行時，2臺檢修變壓器的工作電流均在10A以下。在1臺機組運行，1臺機組大修時，大修機組的檢修變壓器工作電流在100 A以下。1臺檢修變壓器完全能夠同時接納2條檢修段所帶的負荷。于是，投入#7，#8機組檢修段之間聯絡斷路器，用#7機組檢修變壓器同時帶#7，#8機組檢修段負荷，#8機組檢修變壓器高、低壓側斷路器均斷開做備用。在實際運行工作中，發現2臺照明變壓器的工作電流均在100 A以下，用#7機組照明變壓器同時帶#7，#8機組照明段負荷，#8機組照明變壓器高、低壓側斷路器斷開做備用。2臺變壓器處于備用狀態避免了空載損耗和負載損耗的產生。通過對運行方式的合理改變，降低了廠用電量。