300 MW机组投产初期的问题分析及优化运行

陈立志

(华电哈尔滨热电有限责任公司，黑龙江 哈尔滨 150046)

1 设备概况

华电哈尔滨热电有限责任公司2台300 MW火力发电供热机组主机为哈尔滨锅炉厂、哈尔滨汽轮机厂、哈尔滨电机厂产品。锅炉型号，HG－1025/17.5－YM36;汽轮机型号，CN250/300－16.67/537/537;发电机型号，QFSN－300－2。首台机组(#7机组)于2006年9月并网发电，#8机组于2007年1月并网发电。

300MW机组采用亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、抽凝汽式汽轮机，设计新蒸汽压力为16.67 MPa，温度为537℃，再热温度为537℃，额定蒸汽流量为892.43 t/h，设计出力为300 MW。汽轮机旁路系统采用高、低压串联旁路，其容量按锅炉最大连续蒸发量的15%设置。给水系统采用单元制，每台机组设置2台50%容量汽动调速给水泵，1台30%容量电动调速给水泵。3台高压加热器采用大旁路系统。凝结水系统采用中压凝结水精处理系统，每台机设3台凝结水泵。从凝汽器出来的凝结水分别经过凝结水泵、凝结水精处理装置、轴封冷却器和4台低压加热器进入除氧器。

锅炉为亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉。采用双进双出磨煤机直吹制粉系统，直流式煤粉燃烧器四角布置，切圆燃烧，摆动燃烧器调节再热汽温，喷水减温调节过热汽温，平衡通风，三分仓容克式空气预热器，刮板捞渣机连续固态排渣。在机组电负荷为336.3 MW时，锅炉的最大连续蒸发量为1025 t/h;机组电负荷为300 MW时，锅炉的额定蒸发量为892.43 t/h。

汽轮发电机冷却方式为定子线圈水内冷，转子线圈氢冷，定子铁芯氢冷。发电机中性点经单相接地变压器接地。发电机采用自并励静止励磁系统，视在功率为353 MV·A，额定功率为300 MW。

2 问题概述及解决方法

2.1 汽轮机方面的问题及防范措施

(1)某日，#7机组冷态启动，与系统并列带负荷。有功负荷加至140 MW后，凝结水流量420 t/h，再也加不上去，启动备用凝结水泵无效。停机后对凝结水系统进行全面检查，发现凝汽器至凝结水泵入口管处有一块木板，使凝结水流量加不上去。将木板取出后，启动#7机组，凝结水流量恢复正常。

防范措施:机组竣工后启动前，凝汽器中杂物要清理干净，其他容器、管路内杂物也要清理干净，各个滤网更要清洗干净。

(2)某日，#7机组小修后冷态启动。点炉后，投入高低压旁路系统时，操作员误将高压旁路减温水投入。减温水进入到高排逆止门后再热器冷段管路里。在机组冲转前，将高低压旁路系统退出后，汽轮机冲转，高排逆止门打开，蒸汽进入再热器冷段管路里，汽水冲击造成管路振动损坏，启机工作被迫中止。

防范措施:将高压旁路减温水电动门停电，使之无法开启。在机组运行的3年时间内，汽机高压旁路减温水从未使用过，可以在机组设计图纸中去掉。

(3)在#7，#8机组启动过程中，给水由旁路切至主路时，由于给水流量不好控制，给水流量增大使汽包水位瞬间升高，经常会使炉汽包水位高信号发出，造成锅炉主燃料跳闸MFT(Main Fuel Tripment)动作，机组跳闸与系统解列。

防范措施:给水主路控制门是全开全关型电动门，从全关到全开需要2 min左右。给水旁路是气动调节门，从全开到全关需要10 s。主路流量是1000 t/h，旁路流量是300t/h，主路流量约是旁路流量的3倍。主路电动门开启40 s后流量会超过300 t/h，此时旁路气动门应关闭，保持给水流量恒定，汽包水位就不会升高了。所以，主路电动门开启后应逐步关小旁路气动门，40 s后旁路气动门应全部关闭，给水流量稳定，汽包水位就不会升高了。

(4)某日，在#8机组运行过程中，因为#8锅炉灭火导致#8机组跳闸。汽轮机转数下降，主油泵(与汽轮机同轴)不工作导致主机润滑油压下降。#8机组交流事故油泵、直流事故油泵均未联启，由于未能及时发现，造成主机润滑油中断，轴瓦损坏，被迫停机处理。其原因为主机润滑油压力低联启交流事故油泵、直流事故油泵联锁未投。此联锁平时由热工人员通过修改操作系统中的逻辑程序来投停，#8机组停机时，为了停止交流事故油泵、直流事故油泵，热工人员将联锁解除，启机时没有及时将联锁投入。

防范措施:分散控制系统DCS(Distrbuted Control System)操作系统运行人员监控机上安装了机组所有联锁的监视画面。

(5)某日，在#8机组运行过程中，忽然发出发电机定子冷却水流量低信号，运行人员立即启动备用定子冷却水泵并向定子冷却水箱补水。1 min后，发电机定子冷却水断水保护启动将#8机组跳闸。其原因为化学人员为定子冷却水净化装置加新药后开大管路放水门冲洗，造成定子子冷却水失水量大，当定子冷却水流量低于10 t/h时候，发电机定子冷却水断水保护动作于机组跳闸。

防范措施:在发电机定子冷却水净化装置管路放水门前安装节流孔板，使最大放水量小于补水量。

(6)某日，在#8机组运行过程中，有功负荷为240 MW，凝汽器向除氧器上水气动调节门开度为51%，除氧器上水流量为668 t/h。突然，除氧器上水流量变为0，凝汽器向除氧器上水气动调节门全关，给开启指令无效，除氧器水位迅速下降。值班员立即减有功负荷，同时，去现场开启除氧器上水气动调节门旁路手动截门。由于除氧器水位迅速下降至1400 mm，造成2台汽动给水泵保护动作跳闸，汽动给水泵跳闸后，锅炉汽包水位迅速降至跳闸值，#8锅炉MFT动作，#8机组跳闸与系统解列。其原因为除氧器上水气动调节门失灵而意外关闭。

防范措施:将汽机凝汽器向除氧器上水气动调节门旁路手动截门改为气动调节门，使之能远方迅速开启。

2.2 锅炉方面的问题及防范措施

(1)300 MW机组投产调试阶段使用了大量燃油。后来安装了锅炉微油点火系统(使用微量燃油点燃煤粉)，机组启、停燃油量下降到原来的1/10左右。建议新建电厂一定要安装微油点火系统，在投产调试阶段就会节省大量燃油。

(2)某日，在#7机组运行过程中，运行人员对#7锅炉进行蒸汽吹扫。有1台长程吹灰器吹灰后未能自动退出，滞留在炉膛内，未能及时发现。一段时间后，#7锅炉因为过热器爆管而停炉。其原因是滞留在炉膛内的这只长程吹灰器长时间的对过热器的某一点进行蒸汽吹灰，造成该位置过热器爆管。

防范措施:锅炉进行蒸汽吹扫后，运行人员应就地检查吹灰器是否退出炉膛并切断吹灰用蒸汽;吹灰器反馈到DCS监控系统的信号应该能正确反吹灰器是位于炉外还是炉内。

(3)某日，在#8机组运行过程中，#8锅炉#1一次风机突然跳闸，之后造成#2一次风机过力矩保护动作跳闸，2台一次风机相继跳闸，造成#8机组跳闸。#1一次风机跳闸原因是风机前轴承温度测点失灵。

防范措施:对于主机和重要辅机温度测点，请热工人员做1个程序——温度突然发生跳跃性变化，说明温度测点失灵，不是设备真的出现问题，此时禁止跳闸设备。

(4)#7，#8机组各设置2台75 kW密封风机。密封风机入口取自厂房内大气，密封风机出口至磨煤机、给煤机做密封风用。为了节省厂用电和简化系统，将密封风母管入口直接引自一次风机出口冷风母管，密封风机只在机组启动时一次风机未启动时投入，正常运行时密封风机停止，使用一次风机出口冷风作为密封风，效果很好。

(5)#7，#8锅炉制粉系统采用3台BBD4060B双进双出钢球磨煤机。在运行初期，该型号磨煤机多次出现问题，导致磨煤机跳闸及损坏情况发生。

1)该型号磨煤机使用说明书中介绍可以采用单进单出(即半磨)运行方式。笔者在实践中发现，采用单进单出(即半磨)运行方式时，磨煤机大罐内煤粉对停止侧螺旋输煤装置产生的推力加大，使螺旋输煤装置与磨煤机联接的螺栓损坏，导致磨煤机无法运行。因此，不建议采用单进单出(即半磨)运行方式。

2)该型号磨煤机出口8个煤粉管道气动插板只有一个保护，其中任一个气动插板关反馈信号未传至集控DCS操作系统时，该磨煤机就会在1 min后跳闸。在运行工作中，气动插板需要经常开关，由于工作环境比较恶劣，气动插板有时不能全关而导致磨煤机跳闸。后来，发现气动插板即使不全关也不会对磨煤机运行构成威胁，于是取消了该保护。

3)由于煤炭资源紧张，锅炉煤质不好，东北地区冬天降雪量较大，若煤质湿且黏性大时，刮板式给煤机至磨煤机落煤管处时常会发生堵煤现象，这时需要停止磨煤机来处理堵煤问题，从而影响了锅炉燃烧并增大了操作人员的工作量。后来，将刮板式给煤机密封风管入口移至磨煤机落煤管正上方，煤质不好时还可以加大密封风量，较好地解决了落煤管堵煤的问题。

4)煤仓至给煤机入口处经常堵煤。原因是给煤机入口门位置过高，给煤机入口门至给煤机刮板间距离约为3 m，管子上、下一样粗，当煤质湿且黏性大时，这段管子经常会出现堵煤现象。后来，将给煤机入口门下移，煤仓至给煤机入口门处管路加粗，堵煤情况减少了很多。

2.3 电气方面的问题及解决方法

(1)某日，在#8机组运行过程中，#8机组变压器因温度高而跳闸，#8机组停机。其原因是#8机组变压器冷却器工放备用电源取自#8机组电动机控制中心 MCC1A，MCC1B，MCC1A，MCC1B 动力电源柜为制造厂家成套产品，所带#8机组变压器冷却器工放、备用电源抽屉柜内均为60 A断路器，因为断路器容量不够，工作电源断路器先跳闸，备用电源断路器联动后也因为容量不够跳闸，导致#8机组变压器冷却器全部停止，#8机组变压器温度迅速升高而跳闸。

防范措施:#8机组变压器冷却器就地电源控制箱是与#8机组变压器配套而来，#8机组动力电源柜MCC1A，MCC1B为另外一个厂家制造，所带#8机组变压器冷却器电源断路器与#8机组变压器冷却器就地电源控制箱内断路器容量不匹配。将#8机组变压器冷却器工备电源抽屉柜内60 A断路器换成100 A断路器，解决了这个问题。在设计时应考虑到这类情况，投运前应做好检查工作。还有一种情况，例如#7，#8锅炉#1，#2火检风机，#7，#8机组#1，#2 EH油泵，#7，#8机组盘车等，设备就地电源控制箱内有1套控制断路器，设备所取的动力电源柜上还有1套控制断路器，重复设置，成本增加，降低了供电可靠性。笔者分析认为是2个厂家制造导致重复，应该去掉1套控制断路器。

(2)某日，#8机组运行。8 A低压厂用变压器跳闸，原因是变压器温度高。随后检查发现变压器温度并不高，原来是电子测温仪温度指示发生了跳跃性的变化，该测温仪为济南金曼克电器有限公司生产，型号为BWDK－3207。请制造厂家人员来检查，未发现有问题，他们认为是各部件连接不牢固造成的。后来，一次偶然的机会发现，在电子测温仪附近使用对讲机进行通话时，电子测温仪受到干扰，温度指示会发生跳跃性的变化，从而找到了跳闸原因。

防范措施:在现代化发电厂中，越来越多的采用电子数字式仪表。对于重要的仪表，要做好屏蔽工作。需要将所有的电子测温仪都加装金属屏蔽网，通过试验检验，效果良好。

(3)某日，#8机组运行。#8锅炉电动机控制中心MCC1B所带设备#8锅炉#1回用水泵电机故障，断路器拒动，越级将MCC1B母线电源断路器跳闸，MCC1B母线失电。由于#8锅炉#2，#3磨煤机油站电源取自MCC1B母线，造成#8锅炉#2，#3磨煤机跳闸，#8锅炉及时投油助燃才避免了锅炉灭火。

防范措施:#8锅炉一共有3个电动机控制中心MCC1A，MCC1B，MCC2。MCC1A母线带#8锅炉#1磨煤机油站电源和#1，#3，#5给煤机电源，MCC1B母线带#8锅炉#2，#3磨煤机油站电源和#2，#4，#6给煤机电源，MCC2母线带#8锅炉碎渣机等设备。后来将负荷重新分配:MCC1A母线带#8锅炉#1磨煤机油站电源和#1，#2给煤机电源;MCC1B母线带#8锅炉#2磨煤机油站电源和#3，#4给煤机电源;MCC2母线带#8锅炉#3磨煤机油站电源和#5，#6给煤机电源。这样，任意一条母线故障失电，只会导致1台磨煤机跳闸，减小了对锅炉燃烧的影响，避免了灭火事故的发生。

(4)某日，#7机组运行。#7机组380 V动力中心PCA段母线发生瞬间接地故障，PCA段母线工作电源零序过流保护动作导致工作电源断路器跳闸，PCA段母线与PCB段母线间设有联络断路器作为PCA段母线备用电源，但它们之间未装设跳闸联动装置，PCA段母线工作电源断路器跳闸后，联络断路器没有合闸，PCA段母线失电。#7机组保安段当时由PCA段供电(保安段有2路工作电源，分别取自于#7机组380 V动力中心PCA，PCB段母线，柴油发电机作为保安段备用电源)。由于保安段工作电源没有装设低电压跳闸装置，故未跳闸。由此导致保安段另一路工作电源不能投入(保安段两路工作电源之间只装设了跳闸联动装置，没有装设低电压联动装置)。保安段备用电源柴油机联动投入时由于保安段上所带2台#7锅炉火检风机已经跳闸，造成#7锅炉MFT保护动作，#7锅炉灭火，#7机组跳闸。

防范措施:在#7机组380V动力中心PCA，PCB段母线工作电源断路器与联络断路器之间均设装设工备电源跳闸联动装置。在#7机组保安段2路工作电源断路器之间均设低电压跳闸联动装置，防止上述问题再度发生。

(5)#7，#8机组厂用电源系统按发电机单元制接线原则，每台机组各设置1台额定容量500 kV·A的检修变压器，额定电流721.69A。1台800kV·A的照明变压器，额定电流1154.7 A。上述4台变压器均投入运行。在实际运行工作中，发现2台机组运行时，2台检修变压器的工作电流均在10A以下。在1台机组运行，1台机组大修时，大修机组的检修变压器工作电流在100 A以下。1台检修变压器完全能够同时接纳2条检修段所带的负荷。于是，投入#7，#8机组检修段之间联络断路器，用#7机组检修变压器同时带#7，#8机组检修段负荷，#8机组检修变压器高、低压侧断路器均断开做备用。在实际运行工作中，发现2台照明变压器的工作电流均在100 A以下，用#7机组照明变压器同时带#7，#8机组照明段负荷，#8机组照明变压器高、低压侧断路器断开做备用。2台变压器处于备用状态避免了空载损耗和负载损耗的产生。通过对运行方式的合理改变，降低了厂用电量。