150 MW機組啟動、運行中的問題分析及防范措施

魏勝孌

(華電四川發電有限公司攀枝花分公司，四川 攀枝花 617065)

1 機組概況

華電四川發電有限公司攀枝花分公司現有2臺150 MW機組，編號為#11，#12，由北京全三維動力工程有限公司設計，上海汽輪機有限公司制造。機組為N150－13.24/535/535型超高壓、中間再熱、單缸、單轉子、單排汽、沖動式、凝汽式汽輪機。該機組結構簡單、緊湊、尺寸小(長度比135 MW雙缸機組短1/3)、質量小(比135 MW雙缸機組質量小1/3)、運行靈活(可以帶基本負荷)，也可以調峰或兩班制運行。高壓缸通流部分汽流為反向流動，中、低壓缸通流部分汽流為正向流動。該汽輪機只有1根轉子，為高低壓一體整鍛轉子，無套裝葉輪，提高了轉子的可靠性。法蘭與轉子為一體結構，與發電機轉子剛性聯接，可靠性好。前軸承為推力支持聯合軸承，轉子以推力盤為相對死點向后膨脹，汽缸以排汽口中點為絕對死點向前膨脹;后軸承為支持軸承。汽輪機總長約9 m，運行層標高為10 m，機組中心距運行平臺920 mm。配備了東方鍋爐廠生產的DG490/13.7－Ⅲ型490 t/h循環流化床，一次中間再熱、全鋼結構、露天布置、自然循環汽包鍋爐和哈爾濱電機有限責任公司設計制造的QF－150－2型空冷發電機。#11，#12機組分別于2005年10月及2005年12月投入商業運行。

2 啟動及運行中出現的問題

2.1 疏水系統設計布局不合理

2005－03－15，#12機組在鍋爐升溫、升壓及主汽管道暖管期間，汽輪機高壓內缸上、下內壁溫度由15℃逐漸升至35℃，立即對所屬系統全面檢查后，發現一抽逆止門前管道及高壓內缸下半內壁溫度逐漸降低。立即關閉主汽管道及高壓旁路疏水，維持本體疏水開啟，控制了溫度的繼續下降。

2.2 汽缸膨脹大

2005－12－16，#11機組進入試運行，當機組功率加至136MW時，發現汽缸A，B側缸脹異常升高，同時差脹(允許值為－4～7mm)負值也相應增大，遠大于同類型的#12機組，給機組安全運行帶來極大的隱患。#11，#12機組相同功率下相關參數比較見表1。

2.3 停運后首次啟動時輔聯箱無汽源

華電四川發電有限公司攀枝花分公司循環流化床鍋爐冷渣系統設備不穩定及調峰因素，導致全廠停運。在機組首次非冷態啟動中，無輔助汽源向軸封母管送汽，嚴重影響了機組啟動。

2.4 除氧器經常無壓運行

2009－01－12，#12機組在運行中發現#1高壓加熱器至除氧器空氣門出口管座有砂眼;2009－02－01，#12機組在運行中發現高壓加熱器至除氧器疏水門后管頸有砂眼;2010－04－27，發現#11機組除氧器#4加熱進汽門前法蘭盤墊損壞漏汽，以上缺陷的處理均須在除氧器無壓運行方式下完成。

2.5 啟動及初始負荷時機組振動增大

2010－09－26，#11機組小修后啟動全速后的試驗中，發現機組#4瓦大軸振動逐漸增大。檢查發現高壓缸排汽(以下簡稱高排)溫度升高較快，迅速聯系鍋爐運行人員關小高壓旁路直至關閉。將高排溫度控制在正常范圍后，大軸振動逐漸恢復正常。#11機組高排溫度與大軸振動的關系見表2。

表2 #11機組高排溫度與大軸振動的關系

3 問題的分析及預防措施

3.1 疏水系統設計布局不合理原因分析及預防措施

3.1.1 原因分析

疏水系統在汽輪機裝置中是非常重要的，它是防止水進入汽輪機的部件，可保障汽輪機安全啟、停。受場地所限，該系統只設有1個疏水膨脹箱，接收高、中壓缸以及各閥門、管道等的疏水。根據各疏水的壓力等級，分為高壓疏水匯集管和中、低壓疏水匯集管(共4個匯集管)，所有疏水管按壓力等級依次排列接到疏水匯集管上，疏水匯集管再與膨脹箱相連接。疏水膨脹箱為臥式，直徑為? 1 856 mm，壁厚為28 mm，長約5586 mm，底部通過? 219 mm×10 mm管路疏水至凝汽器熱井，頂部通過? 426 mm×16 mm管路接至凝汽器喉部。

由于疏水系統設計、布局考慮不周，主汽管道疏水、高壓旁路管道疏水、高壓導汽管疏水、調節級后疏水、一抽止回閥前/后疏水匯至同一根匯集管。主汽管道疏水、高壓旁路疏水壓力較高且流量較大(若疏水門節流，因旁路容量設計僅有15%，疏水流量小，不能滿足機組啟動要求)，造成疏水不暢，產生疏水排擠現象，最終導致返汽、返水進入汽缸。在機組熱態啟動中，冷汽、冷水從本體疏水返入汽缸，造成高壓內下缸溫度劇降，在冷態啟動中，則有比汽缸溫度高的蒸汽返入汽缸，造成上、下缸溫差增大，導致設備損壞。

3.1.2 防范措施

在系統改造前，華電四川發電有限公司攀枝花分公司根據實際情況采取了疏水切換方式，避免了疏水排擠現象。

(1)鍋爐點火后，當主汽壓力≥0.1 MPa時，在關閉本體疏水、抽汽疏水后，開啟主蒸汽管道疏水、高壓主汽閥殼疏水進行充分暖管。應盡快投入蒸汽旁路系統及其減溫裝置，以提升蒸汽參數。此時應注意監視調節汽閥、高排逆止閥的嚴密性，監視汽缸上、下壁溫度及溫差。

(2)當自動主汽門前主、再熱蒸汽溫度分別高于高、中壓缸內缸下壁50℃且至少有50℃以上的過熱度時，關閉主蒸汽管道疏水后，開啟本體疏水、抽汽疏水開始沖轉，加熱器隨機啟動。

3.2 汽缸膨脹大原因分析及預防措施

3.2.1 原因分析

該機組高壓缸采用雙層結構，高壓內、外缸夾層通的是7級抽汽即#1高壓加熱器抽汽，經空心螺栓孔節流進入隔熱罩內層，從內層的螺栓孔沿圓周出來進入隔板，再進入低壓缸做功。主蒸汽通過高壓進汽短管及噴嘴室，然后再進入高壓缸做功，而進汽短管套在噴嘴室進汽管上與內缸連接，中間采用密封環密封。密封環尺寸不符合標準以及安裝過程中漏裝或反裝，均會使主蒸汽短路，進入夾層加熱外缸，導致汽缸膨脹增大。2006－01－04，停機后分別對#1～#4高壓進汽管進行檢查，發現進汽短管密封環存在裝反現象。

3.2.2 采取的措施

試運行結束停機后，發現高壓進汽短管密封環未按照廠家要求安裝，隨后在廠家人員的指導下，對高壓進汽短管密封環重新正確安裝后，機組膨脹及差脹恢復正常值。機組檢修后的參數見表3。

3.3 停運后首次啟動時輔聯箱無汽源原因分析及預防措施

表3 機組檢修后的參數

華電四川發電有限公司攀枝花分公司2×150MW汽輪機組屬技術改造項目，啟動汽源來自老廠(2×50 MW汽輪機組)三級抽汽。2007年6月老機關停后，由于設計上的諸多因素，至今未安裝啟動鍋爐。在雙機停運后的首次熱態啟動中，輔聯箱無汽源向軸封汽母管送汽，給機組啟動帶來嚴重的安全隱患。

根據系統的實際情況，在機組啟動中采取以下特殊運行調整方式:

(1)鍋爐點火起壓(主蒸汽壓力≥0.2 MPa)后，檢查并關閉低壓旁路閥門。逐步開啟高壓旁路調整閥，聯系鍋爐運行人員開啟再熱器向空排汽門，控制再熱管道不超壓。

(2)在電動主蒸汽門前溫度≥150℃時，調整主蒸汽到軸封汽母管來汽門，向軸封母管送汽暖管，當軸封壓力、溫度正常后，啟動真空泵抽真空。

(3)在凝汽器真空系統正常后，其余操作按正常啟動方式進行暖管疏水。

(4)當高排逆止門前溫度、中壓主蒸汽閥殼內壁溫度或汽缸任一點溫度突降5℃時，關閉高壓旁路調整閥。

通過以上調整，確保了機組安全啟動。

3.4 除氧器無壓運行原因分析及預防措施

3.4.1 原因分析

機組參與調峰導致機組經常處于變工況運行以及檢修工藝及設備質量等方面的因素，導致除氧器附屬設備頻繁發生泄漏且無隔絕點。為減少非計劃停運次數，除氧器需采取特殊運行方式即無壓運行，這會對給水泵的安全運行帶來極大隱患。

3.4.2 預防措施

對熱力系統進行計算后，在確保機組通流部分不超限的情況下調整機組功率≤90 MW，然后按照抽汽參數從高到低的順序逐步停運1，2，3，4段抽汽，最后節流5段抽汽至本段加熱器出水溫度≤85℃且就地除氧器壓力到零為止，順利地配合了檢修消缺。

3.5 機組振動原因分析及預防措施

3.5.1 原因分析

華電四川發電有限公司攀枝花分公司機組采用高、中壓缸聯合啟動的方法時，由于再熱器壓力高，高壓缸排汽止回閥經常打不開，高壓缸蒸汽流量很小，大量的摩擦鼓風熱量非常容易使高排溫度升高，致使排汽缸受熱膨脹引起中心變化，最終導致汽輪機產生振動。

3.5.2 采取的措施

(1)在機組沖轉前，鍋爐穩定燃燒，保持汽溫、汽壓的穩定。

(2)在機組沖轉過程中，隨著轉速的升高和進汽量的增加，主蒸汽壓力逐漸降低，此時逐漸關小高壓旁路閥。

(3)機組定速及初始負荷階段，根據主蒸汽壓力及高排溫度繼續關小高壓旁路閥直至關閉，從而增大高壓缸進汽量，減少摩擦鼓風損失。同時，嚴格控制金屬溫度變化率，防止高排溫度過高而引起機組振動。

4 結論

通過治理及采取相應的安全技術措施，在近幾年的啟動及運行中，確保了華電四川發電有限公司攀枝花分公司2×150 MW汽輪機組的安全、穩定運行，同時也為下一步的技術改造指明了方向:

(1)因華電四川發電有限公司攀枝花分公司主汽門前疏水是通過本體疏水擴容器接入凝汽器的，考慮并接一路疏水至鍋爐疏水擴容器，以便停機后將汽輪機主汽門前疏水切至鍋爐疏水擴容器，及早停止循環水泵及真空泵，既可節約廠用電，又可滿足雙機停用后首次非冷態啟動提供軸封用汽的要求。

(2)本體疏水擴容器上增加1根匯集管，將主汽管道及高壓旁路管道疏水匯入此管，可徹底解決疏水排擠現象。

［1］國家電力公司發輸電運營部.《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》輔導教材［M］.北京:中國電力出版社，2001.