印度海萨2×600 MW机组调试中的主要问题及分析

张新闻，杨娟娟

（湖南省火电建设公司，湖南省株洲市，412000）

0 引言

印度某火力发电厂2×600MW机组工程于2007年5月19日开工建设，2009年9月进入分部试运阶段，2009年11月5日1号机组点火冲管，2009年12月31日机组并网，2010年8月24日完成14天连续试运。本工程的调试暴露出印度火电建设工程中的许多问题，如：不重视前期质量控制，安装质量问题多；工程管理理念落后，工作效率低下；运行水平低。同时，中印双方调试期间的协调与配合、设备质量等问题，都使得机组调试过程很不顺利，延长了调试时间。本文就机组调试中的主要问题进行分析。

1 工程概况

工程装备2台2 076 t/h锅炉，2台600MW汽轮机，2台600MW无刷励磁发电机。三大主机由上海锅炉厂、上海汽轮机厂及上海发电机厂提供。锅炉为SG2076/17.47-M 918型亚临界参数、控制循环汽包炉；汽轮机为N600-16.67/538型亚临界中间再热三缸四排汽凝汽式汽轮机；发电机为QFSN-600-2型水-氢-氢冷发电机。工程总承包商为印度RIL公司（Reliance Infrastructure Ltd.），上海电气集团以EPC（Engineering Procurement Construction）总承包方式提供锅炉-汽轮机-发电机（boiler-turbine-generator，BTG）范围设备设计、供货、工程建设服务，湖南火电建设公司总包工程项目施工管理、汽轮机及发电机本体安装、机组整套启动调试。印方负责安装，有调试分包商负责机组的调试和运行。工程计划工期为35+3个月，1号机组应于2009年12月31日移交生产，实际于2010年8月24日完成机组整套试运，临时移交业主生产。

2 印度调试工作的模式及主要内容

根据印度火电机组的调试模式，机组调试分为预调试与整套启动两个阶段。预调试大致相当于国内的单体调试与分系统调试阶段，整套启动调试则与国内基本相同。

当单个设备及系统安装完毕具备预调试条件后，即可进行预调试[1-4]。完成所有预调试项目，检查符合整套启动条件，开始整套启动调试。

印度的火电机组带负荷试运为14天连续试运，其间要求72 h连续满负荷运行。如果在14天内发生中断，只要4 h内恢复带负荷，则在14天后增加中断的时间即可；如果超过4 h，则应增加24 h试运；如48 h内不能恢复带负荷，则业主可以根据停机的时间长短及时间点等具体情况来决定是否需要再进行14天试运。14天运行的负荷率无明确要求，遵循承包商与业主的协商，对其他指标未作规定。调试完成后，向业主提交调试报告。

14天运行完成后，进入临时接管，必须在3个月内做完试运期间未进行的见证试验项目与机组性能试验项目才能移交。见证试验项目由中印双方协商确定，主要包括汽轮机超速、甩负荷、发电机性能、蒸汽温度偏差、制粉系统出力、断油试验等20多项。

根据该工程中印总合同要求，本工程调试参考国内启动试运的规程及标准，由中方提供BTG范围设备预调试的技术指导和整套启动调试。中方向印方提供预调试及整套启动调试的方案，对印方调试人员进行现场培训，提供技术指导，对运行提供操作指导，对调试中发生的问题提出解决方案，并完成所有见证试验。机组的性能试验由中方完成，但不属于调试合同范围，由上海电气集团另行发包。

3 调试及试运期间的主要问题分析

1号机组从2009年9月进入调试阶段，到2010年8月24日完成14天试运，持续了近1年的时间，造成调试周期长的主要原因是调试期间出现较多问题。

3.1 联合调试组织机构空缺

印度没有国内这种启动调试委员会、分部试运领导小组之类的调试组织指挥机构，印方总承包商聘请1个调试分包商来对机组进行调试，也无第三方质量监督。中印双方没有联合调试协调指挥机构，调试的决策权都在印方总承包商，中方实际只起到了指导和技术咨询的作用。

3.2 未严格执行调试方案

调试方案都有必须满足的调试条件和保护要求，但印方在调试中不严格执行，不顾中方反对冒险启动设备。比如：（1）电泵油循环没有结束，油质也没经化验，中方不允许启动，印方就避开中方启动设备；（2）主厂房消防系统没有安装完就点火运行；（3）从2009年11月锅炉点火吹管开始到2010年4月底，锅炉二次风门及周界风门都未调试好就全部给放到全开状态，导致锅炉燃烧无法调整；（4）汽轮机低压缸胀差故障及轴瓦温度不能正确指示就冒险开机；（5）主机重要保护随便解除。

3.3 机组边运行边安装现象严重

由于安装进度不能按计划完成，又屈于业主要求并网发电的压力，印度总包方不考虑系统是否安装完毕，机组能不能安全运行，只要勉强具备条件就要求并网发电。机组带负荷运行很长一段时间后，仍然有较多辅助设备和系统不能投入。

（1）1号机组锅炉空预器、送风机、引风机及相应烟风道只安装了一侧，电除尘器还在安装，锅炉未进行空气动力场试验就开始点火冲管。

（2）1号机组带负荷运行几个月后，干除灰系统也没有投入，电除尘器灰斗的飞灰主要靠湿式除灰方式和人工方式除灰。

（3）空预器间隙控制系统到2010年5月底才安装完，前期一直把空预器的密封间隙放在最大位置，以防止产生摩擦卡涩，这既使空预器漏风严重，也加重风机的负荷。空预器火灾报警装置也未安装，在运行期间无法在线监视空预器的起火燃烧。

（4）除空预器吹灰器在运行期间能够投入之外，炉膛及烟道吹灰器直到2010年5月份才调试完。

（5）1号机组完成14天试运都未投运凝结水精处理系统。

3.4 印方设备问题影响调试

电厂10 kV、3 kV、400 V厂用电系统由印方提供，并由印方安装和调试。这些设备存在较多的问题，加之印度电网频率及电压波动大，常常造成故障。从1号机组带负荷运行以来到完成14天连续试运，因厂用电系统及主电气设备故障导致8次停机；输煤系统故障多，2台斗轮机先后发生垮塌事故，燃煤供应不可靠，造成负荷不稳定；除灰系统问题多，灰斗积灰需要人工排放等。

3.5 调试与试运的安全问题

印方不遵守调试规程及试验方案，现场的重大危险因素多，使调试期间的安全风险很高。

（1）条件不具备就强行启动设备运行。

（2）在不通知中方调试人员的情况下，自行解除重要的联锁与保护项目。

（3）发电机充氢后，现场无危险警告标志，检修人员不遵守动火工作票的制度，在充氢区域焊接。

（4）油区消防系统不投入就点火运行，燃油泵房泄漏的燃油不进行清理，火灾风险高。

（5）安全阀的排放口不接出室外，需要到专门检验机构校验的安全阀，也没有检验合格报告；管道的排水、疏水、排气管基本上不接到地沟或室外。

（6）高压管道焊口缺陷不按规范要求处理。

（7）没有安全、文明施工的理念，现场设备材料乱堆乱放，施工垃圾遍地。

（8）沟、孔洞基本不盖，厂房内没有安全通道，机组运行几个月来都是如此；运行平台栏杆不完整，有的甚至没有，现场很少见安全警示标志。

（9）印方施工及调试人员在现场工作不规范着装，检修作业很少搭设脚手架。

3.6 印方调试与运行水平低

印方负责机组的调试和运行操作。印方调试人员的水平普遍较低，并且人员更换比较频繁，使得经过培训较为熟练的调试人员少。不遵守运行规程、调试方案的现象屡屡发生，常需要中方强行干预操作，如：运行中汽轮机振动超过跳闸限值不打闸；停机后在盘车状态断轴封汽源也不破坏真空；电泵不开再循环打闷泵；风机出力调整不当造成抢风；轴封蒸汽温度调整大幅变化等，严重危及机组安全运行。违规操作、误操作、不当操作多，造成运行参数波动大，甚至多次造成机组停机，据统计，由此导致的停机达12次。

3.7 备品、备件及技术支持困难

当随机提供的备品、备件不足时，需要从国内采购及运输，到货时间长，很难应急。如：高压密封备用油泵在运行中故障需要备件，但现场没有，得等国内发货过来，机组只好停机等待；有些技术和设备问题，依靠现场的安装和调试技术力量难以解决，就必须得到国内的技术支援；还有设备厂家的技术服务人员来现场进行调试和技术指导等，由于护照与签证办理等原因，不可能像国内那样方便和及时。

4 主要设备与质量问题分析

4.1 炉水循环泵损坏，汽泵机械密封泄漏及其轴承损坏

锅炉有3台炉水循环泵，1号锅炉在运行不久后就有1台炉水泵电机损坏，要返回制造厂修理。损坏的原因是冷却水管一堵头掉落，导致电机冷却水量不足。

1号机组B汽泵试运时，出现驱动端密封水温度高，保护动作的现象，检查确认为机械密封问题，泄漏严重，随后更换了新的机械密封。经过了近3个月的运行，又发生了B汽泵驱动端轴承瓦块乌金烧坏，轴颈铣出宽15mm、深10mm左右的凹槽，转子报废的事故，主泵送回国内修理。

4.2 省煤器及水冷壁多次泄漏

1号机组带负荷运行后，共计发生了10次锅炉泄漏事故，其中9次泄漏在省煤器，1次在水冷壁。另外，在省煤器漏点处理后的水压试验中，水冷壁处有2次发现了渗漏点。2号锅炉在带负荷运行后，也出现了4次锅炉泄漏事故。

锅炉频繁泄漏的原因有5个方面：一是焊接质量差。检查切割下来的管子发现，管子对接错口严重超标，焊缝成型差；1号炉10次发生的漏点及2号炉的4次漏点，主要是现场焊口和受冲刷的管道；从中方抽检的400个省煤器焊口中，就发现有一半有气孔和未熔合等质量缺陷。二是缺陷焊口未返工。三是焊口检验率只有50％，而且检验质量不高。四是印方对泄漏焊口处理不彻底，比如对有轻微渗漏的焊口，不作挖补，也不换管，就在原焊口上补1道焊，结果出现重复泄漏；对受到冲刷的管道不进行扩大检查，不测壁厚，结果这些受到冲刷的管道不久就破裂泄漏。五是厂家设计缺陷造成管排振动加速了不合格焊口的破裂。

4.3 运行中凝汽器真空低

真空系统设计有2台真空泵，由于系统存在泄漏及环境因素，即使2台真空泵并列运行，真空仍然只能维持在-89～-85 kPa之间。真空偏低的原因主要有下列几个方面：一是汽轮机排汽压力设计值偏高，额定参数下，凝汽器设计汽压力为10.13 kPa。二是当地气温高，从3月份开始，白天气温一般都在40℃以上，极端时候达到49.6℃，使循环冷却水温度偏高，冷却效果变差。根据运行记录，白天和晚上的真空值有2～3 kPa的差异。三是系统泄漏点多，通过现场采用卤素检漏仪检查，有20多个部位有泄漏现象，其中泄漏严重的有小汽机排汽蝶阀、小机排汽管、真空泵入口闸阀、凝汽器热井连接螺栓、抽汽管道及疏水管道连接法兰等部位，影响最严重的是排汽蝶阀不严。在中方的要求下印方又进行了灌水检查，发现的漏点逐步消除，真空值有所提高。四是系统较脏，造成真空泵入口滤网堵塞，影响真空。当处理好这些大的漏点，清理了滤网，投运汽动给水泵，气温低的时候，真空值可以达到-91.3 kPa。

4.4 汽轮机本体及油系统的问题

汽轮机本体方面，主要是错用补偿导线与热电偶型号造成支撑瓦与推力瓦温度测量不准。全部支撑瓦从轴承箱引出线到就地端子箱之间，印方错把普通导线当作了补偿导线；而推力瓦设计是K分度热电偶，实际使用的是E分度热电偶。

润滑油系统方面，主要存在润滑油和EH油质较差及直流油泵超速与过载的问题。

直流润滑油泵设计功率55 kW，采用220 V直流电机，额定电流284A，额定转速1 500 r/min。在试验中发现，直流油泵的转速高于额定值，且不能稳定，随着运行时间增加逐步升高，电流也上升到315A。主要原因是直流电源系统电压高于额定值及电机温度升高后磁场发生变化。解决的根本办法是将240 V电压降为220 V，但要降低直流系统电压比较困难，厂家提出的解决方案是在现场调整碳刷几何中心与磁场中心的相对位置，以降低转速，减小电流。把碳刷顺旋转方向移动5mm左右，进行试验检查，碳刷没有明显增加电火花，转速降至额定值以下，电流降至260 A左右，尽管随时间增加电流有所增加，但可以保证在1 h内不超过额定电流，问题基本解决。

油质问题表现在：1号发电机密封瓦磨损比较严重，发电机漏氢量大；高压密封备用油泵的齿轮产生磨损，导致打不起压力。2010年9月，1号机组停机检修期间翻瓦，抽样检查轴瓦磨损情况，这些轴瓦都有不同程度的磨损。从多次主机调节阀及小汽机调节阀卡涩来看，都是EH油质较差导致伺服阀故障。

4.5 电除尘器及除灰系统问题

电除尘器到2010年4月底才安装完，因安装质量不好，电场又受污染，进行升压试验很多电场不合格。前期投煤运行期间，飞灰依靠烟囱排放，后期除尘器也一直是边处理边运行。投运期间电场放电、短路跳闸经常发生，运行很不正常，造成电除尘器的除尘效率很低，排放烟气含灰量大。引风机动叶片长时间在这种高含灰量的烟气环境里运行，产生严重的磨蚀。

电除尘除灰系统设计有干除灰和湿除灰两种方式。干除灰方式首先通过真空除灰系统，把干灰输送到中间灰仓，然后通过正压除灰系统，由仓泵把干灰输送到灰库。湿除灰方式依然要靠真空输送系统，把灰斗的干灰抽出送入调湿单元，灰浆落入收集仓，然后流入灰浆池，通过灰浆泵排入灰场。分离出来的空气经过清洗器由真空泵排放。本工程干灰库到8月底都未建好，系统不能投运，运行以来一直依靠湿除灰方式，但经常出问题，造成电除尘灰斗积灰严重。前期除灰系统问题多，基本不能工作，积灰到达电除尘器的人孔门，严重危及电除尘器的安全。后期有所改善，但排灰能力依旧满足不了要求，所以只能依靠人工放灰与除灰系统相结合的方式来保持机组的运行。除灰能力不足，这与系统问题较多，达不到设计出力有关，也与燃煤品质差及燃烧不充分有关。燃煤实际灰份高达49.6％，设计校核煤种灰份46％；额定负荷燃用校核煤种460 t/h，实际情况下有时490MW就达到460 t/h，还需投入4支1 200 kg/h的油枪助燃，平均实际燃煤量比校核煤种多12％左右。

4.6 风机方面的问题

风机方面主要问题：一是引风机叶片磨损；二是一次风机、引风机与送风机两侧负荷不平衡，尤其送风机两侧偏差大；三是风机轴承温度偏高等。

送风机负荷偏差主要是A侧风机动叶现场装配有问题（B侧装配有中方厂家现场指导）。大部分叶片开度不一致，有些在全关的位置仍有10％的开度，致使两侧风机在同一控制指令下出力偏差大。机组300MW负荷时，把送风机两侧电流调整到一致时，动叶的开度相差了20％多。A侧送风机动叶后来重新进行了调整。

风机轴承温度高，主要是油冷却器被污物堵塞，冷却效果差。印方安装基本不清洁管道，尽管中方要求投入前冲洗冷却水管，但印方不执行，导致系统太脏；其次是运行环境温度高，白天气温通常都是40℃以上，把系统冲洗干净才基本保证设备正常运行。

4.7 空预器推力轴承损坏

1号机组运行到2010年5月，2台空预器都出现了异常的声音，空预器负荷增加。停炉后检查发现，转子出现了偏斜，2台空预器的推力轴承全部损坏，必须进行更换。从现场检查看，推力轴承都是轴承外圈破裂。据分析，可能是运行中转子产生了偏移，推力轴承承受了不均衡的转子推力，滚珠挤压外圈造成破裂。

5 结语

印度海萨2×600MW机组是哈亚娜邦发电公司的第1个600MW机组工程，也是笔者及项目部参与调试的第1个海外600MW工程，中印双方都有经验上的不足，在机组调试中暴露出的问题很多。但是，中印双方共同协作，逐步克服了各种问题与困难，使1号机组完成了14天考验运行。

[1]赵常兴.汽轮机组技术手册[M].北京：中国电力出版社，2007.

[2]黄雅罗，黄树红.发电设备状态检修[M].北京：中国电力出版社，2000.

[3]胡荫平.电站锅炉手册[M].北京：中国电力出版社，2005.

[4]黄新元.电站锅炉运行与燃烧调整[M].北京：中国电力出版社，2002.