1 000 MW超超临界机组汽轮机启动和试运问题分析

邓小文，崔振东

(广东电网公司电力科学研究院，广州市，510080)

0 引言

近年来，随着国民经济发展和能源政策调整，我国建设了一大批600及1 000 MW超超临界汽轮发电机组，这些机组多为引进技术型机组，如哈尔滨汽轮机有限公司引进了东芝技术，上海汽轮机有限公司引进了西门子技术，东方汽轮机有限公司引进了日立技术等。目前这些机组正逐渐成为我国的主力发电机组［1-5］。由于这类机组参数高、容量大，设计风格不同，因此了解它们的特点及关键技术对安装、调试、运行等尤为重要。本文介绍上海汽轮机厂引进西门子技术制造的1 000 MW超超临界机组汽轮机的结构特点及启动控制技术，分析机组调试过程中出现的问题，为同类电站建设提供参考。

1 引进西门子技术机组特点

1.1 工程概况

某工程建设2台1 000 MW国产超超临界发电机组。采用上海锅炉厂引进ALSTHOM技术制造的超超临界、一次中间再热、双切圆八角喷燃、平衡通风、固态排渣螺旋管圈直流煤粉锅炉；采用上海汽轮机有限公司引进SIEMENS技术生产的N1000－26.25/600/600型超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机；采用上海发电机有限公司生产的THDF 125/67型水－氢－氢冷发电机；同步建设脱硫、脱硝系统。本工程1号机组于2010年9月18日开始整组试运首次冲转，10月5日完成168 h满负荷连续考核试运；2号机组于2011年4月28日完成168 h满负荷连续考核试运。

1.2 汽轮机结构特点

与其他1 000 MW超超临界机组相比，引进SIEMENS技术制造的汽轮机具有独特的结构［2-4］。

(1)主机润滑油系统不设置与机组主轴相连的主油泵，润滑油直接由独立的立式润滑油泵供给。

(2)汽轮机轴系4根转子共由5个椭圆轴承支撑(图1)，5个轴承座均为落地布置。轴系总长度缩短，转子临界转速高，稳定性好，同时基础变形对轴承荷载和轴系对中的影响小。

图1 轴系结构示意Fig.1 Schematic diagram of shaft structure

(3)采用全周进汽加补汽阀的配汽方式，高、中压缸同为切向进汽。高、中压阀门布置在汽缸两侧，阀门与汽缸直接连接，无导汽管。主调节门采用大型罩螺母与高压缸连接，再热调节门采用法兰螺栓与中压缸连接。补汽阀相当于主汽门后的第3个主调节门，该阀门一般在最佳运行经济工况点后开启，满足在该工况机组能够到达更高的负荷，同时该阀门还具有调频功能。

(4)盘车设备安装于高压转子自由端(即1号轴承座前)，采用液压马达驱动，自动啮合并配有超速离合器。

(5)高压缸采用双层缸设计。外缸为独特的桶形结构，依垂直中分面为准分为左、右2个半缸。内缸为垂直纵向平中分面结构。高压缸由工厂总装，整体发运，现场直接吊装。

(6)机组大修周期按12年设计。

(7)主机振动保护采用2个瓦振速度值作为保护跳机条件，轴振仅作参考，且用横向和纵向矢量合成的单峰值显示。

(8)不设机械超速装置，无隔膜阀，无安全油压和超速保护电磁阀(overspeed protection controller，OPC)油压设计，采用电子超速保护。

(9)润滑油采用 ISO VG46透平油，比通常的VG32油粘度大，因此润滑油进油温度常控制在50℃以上。

(10)旁路容量为锅炉最大连续蒸发量的55％。给水系统设置1台30％容量的启动电动给水泵和2台50％容量的汽动给水泵，每台汽动给水泵配置1台电动给水前置泵，电动泵采用液力偶合器调节。

1.3 机组启动控制技术

机组启动常态过程为：启动前机组辅助系统投运；锅炉点火升温、升压，热态冲洗，直到冲转蒸汽品质合格；汽机主蒸汽阀体及高中压汽缸预暖，满足冲转应力条件；汽机冲转，摩擦检查，升速及定速；电气试验及并网带负荷，直至满负荷运行［6］。

该型汽轮机启动设计根据可变的温度准则(X准则)［7］，按照设定的汽轮机启动子控制组(sub group control，SGC)步序，自动启动、升速及带负荷。机组数字电液(digital electro-hydraulic，DEH)控制系统根据监测到的蒸汽温度、阀门温度及汽缸温度，由汽轮机应力估算(turbine stress estimation，TSE)系统自动计算出高压主汽阀壳、高压调节门阀壳、高压汽缸、高压转子和低压转子等部件的热应力［8］。根据其与部件材料所能承受的最大热应力的差值来设置机组的热应力变化率，在部件应力限制范围内，允许汽轮机在最佳时间内启动所需的蒸汽工况，即实现机组升速及带负荷速率的最优控制。冷态启动时从高、中压缸和阀门的预暖开始，按照启动程序的步序自动冲转，开启高压主汽门、中压主汽门，再开启高压调节门、中压调节门，汽轮机冲转升速。极冷态启动时汽轮机暖机转速为360 r/min，保持1 h。其他状态启动通常在5 min内就可以定速至3 000 r/min。启动过程不考虑汽缸胀差限制。

2 试运中出现的主要问题

2.1 锅炉蒸汽吹管问题

锅炉吹管采用二段法降压吹管方式［9］，用等离子点火。第1段吹扫过热器系统，分2个阶段，第1阶段吹扫过热器减温水管道，完成对过热器受热面的充分加热；停炉12 h后进行第2阶段过热器系统正式吹扫。第2段串吹过热器、再热器系统，也分2个阶段，第1阶段吹扫再热器减温水管道并充分加热再热器受热面；停炉12 h后再进行第2阶段过热器、再热器系统串吹，最后经打靶验收。吹管时，当分离器的压力达到8 MPa，过热器出口温度为380～420℃时，全开临时控制门；当分离器压力降到 5.0～5.5 MPa时，全关临时控制门。

吹管过程中暴露问题较多，如主汽阀堵阀组件失去紧力而松脱，导致堵汽不严；临时冲管系统的两侧管道阻力不一致、冲管门关闭不严、冲管门卡涩、阀门驱动电机烧坏、靶板拆卸困难及管道裂纹漏汽等。

主汽阀堵阀松脱导致漏汽的原因是：高、中压堵阀结构存在缺陷，紧固工艺设计强度不足，现场安装时考虑不周。如图2所示，首先，堵阀保护盖及支撑板凸出于进汽口，处于汽流垂直冲刷位置，没有采取能减少冲刷流阻的流线型设计，在高温、高压蒸汽连续的冲刷作用下，使保护盖和螺栓脱落。其次，堵阀保护盖的螺钉设计为M14×40，直径较小，强度偏弱，且螺钉头没有采取沉头方式，直接暴露在汽流中，在冷、热交变应力及汽流不断冲刷下，极易断裂。再者，吹管过程中蒸汽温度冷、热变化对堵阀各部件会产生交变应力作用，其紧固状态容易产生变化而导致松动，使蒸汽泄漏。两侧临时冲管门关不严，导致系统升压时间延长，吹管周期延长，使堵阀一直处于汽流不断冲刷的恶劣环境之下，各部件容易产生金属疲劳。后来采取了圆周满焊保护盖、将紧固螺钉做成沉头(或削平再焊实)等措施，保证了主汽阀堵阀的严密性。

图2 主汽阀堵阀结构示意Fig.2 Schem atic diagram of block valve's structure of main steam valve

临时冲管系统A、B侧消音器排放面积相差较大，导致两侧管道流阻及流速存在偏差。两侧的临时冲管门型号不一致，驱动力矩不足，导致开启特性存在差异。管道裂纹是焊接中热处理工艺控制不良导致的。通过更换质量好的冲管门并严格控制管道焊接热处理工艺后问题消除。

2.2 锅炉炉水循环泵损坏问题

机组给水系统设计有炉水循环泵(boiler circulating pump，BCP)在锅炉吹管时正常投运。由于该泵是竖直安装在锅炉制粉系统附近，运行中各监视参数正常，现场巡检未听到泵体有异声。但在吹管结束后的检查中发现锅炉启动系统混合球滤网大部分螺栓脱落，脱落物随工质落入BCP及省煤器给水管道。在BCP泵壳内发现1根断裂的螺栓，并且发现泵壳密封面、叶轮等有一定程度的损坏。

炉水循环泵损伤是混合球内滤网脱落后部分散落件落入泵内所致，而混合球滤网脱落的主要原因是滤网各固定螺栓未按照要求进行点焊，也未安装弹簧垫片。高速水流冲刷和冲管过程中混合球内工质温度的剧烈变化，导致螺栓松动，并在长时间外力作用下脱落。混合球为整体出厂部件，到达现场后将接口与锅炉启动系统相关管道焊接后即可应用，因此其工艺缺陷出厂时即已存在，现场安装前未作细致检查而留下了隐患。处理方式：整泵返厂维修。

2.3 电动给水泵振动异常问题

电动给水泵在首次试运时振动监测系统显示轴振大，就地测试泵体振动也大。重新翻瓦检查并调整中心，振动仍然大。现场做振动专项测试，发现振动增大主要是15 Hz左右的低频振动成分，结合当时由于锅炉不具备进水条件，采用再循环启动的运行方式，诊断为电动泵振动原因不在泵体而在流体不足或管系堵塞方面。经仔细检查，发现是因再循环流量调节阀滤网严重堵塞、变形，再循环流量大幅减少，导致电动泵出口流量不足，引起泵体低频振动。经处理滤网后，泵体低频振动故障消除，就地测试泵体振动合格。

电动泵轴振测量系统存在异常的原因是：该泵制造厂首次将振动监测系统由以前监测壳体振动改为监测转轴相对振动，采用涡流传感器测量振动位移。但装配的涡流传感器因轴向安装间距不足2.5倍探头直径长度，根据涡流传感器测量原理，传感器受其邻近金属的感应电流影响明显，振动示值不准，导致轴振测量系统从泵启动就显示振动值大，并随转速增大而基本不变，误导运行人员监控。后更换测量系统，轴振显示异常问题解决。

2.4 给水泵汽机问题

(1)给水泵汽机冲转前退出盘车运行问题。给水泵汽机在冲转前按程序需将盘车的“冲转准备”投入，盘车转速会降低至10 r/min左右。实际上给水泵汽机冲转前需要启动前置泵运行，而前置泵的投入会使该机的转速维持在110 r/min左右，盘车电机转速的降低会使盘车啮合齿轮退出，但给水泵汽机转子也会因前置泵提供的驱动力保持转速110 r/min左右。为了保护盘车装置，采取了冲转前先退出盘车运行，待转子停止后启动前置泵再进入冲转程序。

(2)A汽泵非驱动端径向轴承和推力轴承温度偏高问题。运行中两者温度均为85℃左右，虽在厂家的要求范围之内，但也处于报警边缘。经过现场测量轴承回油温度也较高，分析认为轴承润滑油流量不足引起轴瓦温度稍高。处理方法：将此轴承润滑油进油节流孔孔径适度加大，增大轴承进油流量。

此外，给水泵汽机B轴封供汽温度一直显示为110℃左右，而同样的供汽A轴封供汽温度显示为200℃以上。经现场检查确认B小机轴封供汽温度测点安装位置错误，此测量元件安装在蒸汽管道的死角位置，即蒸汽不流通的位置，测量值虽然准确但不是真正的轴封蒸汽温度。更改后正常。

2.5 大联锁试验问题

在机、炉、电大联锁试验中，各主设备动作正常，但在发电机跳闸联跳汽机、锅炉后，DEH控制系统首出为锅炉保护；在操作台上手动打闸汽机后，DEH系统首出也为锅炉保护。检查发现：发电机保护和操作台手动停机信号是通过通讯模件后再进入DEH首出模件，与其余的跳闸信号进入DEH系统首出模件的回路不同，由于回路采样和计算时间上的差异，导致DEH系统侧首出信号的错误判断。处理措施：新增DEH系统侧首出信号测点通道，让原来通过通讯模件后再进入DEH系统首出模件的信号直接采用硬接线进入DEH系统首出模件。

3 1 000 MW机组启动试运关注点

3.1 关于锅炉吹管技术

1 000 MW超超临界机组由于蒸汽参数高、流量大，因此安全、有效地做好锅炉蒸汽吹管工作，是机组启动试运的重要内容［10-11］。吹管过程中下列几方面需要注意。

(1)制定科学的吹管方案。明确是采用降压吹管还是稳压吹管，是带主汽门吹管还是物理隔离主汽门吹管，明确临时管道的布置和空间走向。由于锅炉蒸汽吹管需要布置许多临时管道和阀门，合理预留足够的安装空间是机组设备、管道安装期间就需要注意的问题。在初步设计阶段，调试单位就应该参与进来，提前确定机组的锅炉吹管方案，明确机组临时管道的布置，避免与其他主要设备存在位置冲突。不同厂家的机组，主汽门参与吹管时的堵汽方式不同，堵阀的设计结构也不一样，对高温、高压、多次数、大流量蒸汽吹管的耐受程度不一样，因此需要分析和评估。事实证明，1 000 MW机组主汽门堵阀结构不适合带主汽门吹管的方式，堵阀的紧固工艺不安全，在吹管中容易发生堵阀松动或脱落导致蒸汽漏入汽缸的问题。因此，对该型机组最保险的做法是不带主汽门吹管，物理隔离，并且尽可能采用稳压吹管，在相对低的蒸汽压力下达到吹管效果，降低安全控制风险。

(2)严格检查临时冲管设施的安全可靠性，包括管道、阀门、消音器、靶板等。加强对管道支架、限位器等冷态和热态膨胀的检查，对临时管道的材质、焊接工艺要进行检查，双侧消音器管道系统的流阻应均衡。这些工作是减少吹管时爆管、漏汽、门卡、膨胀受阻、吹管系数低等常见问题的根本。

(3)按方案严格对吹管进行过程控制，不冒进。确保所有参与吹管的系统、设备具备远程操作、远程监视的功能。吹管中加强现场设备巡检，特别是对临时冲管设备应充分利用现代监视手段。如对易爆管部件加装热电偶，监视壁温变化；在临时冲管门及人员不能靠近检查的区域加装摄像头，采用视频监控。操作中加强参数控制和过程协调，确保拆装靶板安全，对吹管中出现的异常情况要彻底追查原因。

3.2 关于大轴抱死问题

随着制造工艺的日益提高，为了取得最佳的热效率，超超临界机组的动静间隙设计较小。上海汽轮机有限公司引进西门子技术制造的1 000 MW汽轮机也不例外，由于转子与静子部件的轴封间隙设计小，运行中对轴封蒸汽温度的控制要求相对严格，如果轴封蒸汽温度与汽缸和转子的温度偏差过大，极易引起动静部件摩擦，导致轴系振动异常。本工程1号机组曾多次出现因轴封蒸汽温度超过330℃而导致动静间隙摩擦，出现振动异常波动。同时，由于该型机组采用液压装置作为盘车驱动装置，盘车力矩相比电动盘车力矩小，若在停机过程发生动静摩擦，转轴产生临时热弯曲变形，极易导致大轴抱死问题。

4 结语

上海汽轮机有限公司引进西门子技术制造的1 000 MW汽轮机具有独特的结构特点和基于可变的温度准则的自动启动性能。本文结合该型机组启动、试运情况，分析了试运过程中出现的问题，同时就目前1 000 MW机组启动、试运的关注点提出了看法，希能为同类电站机组启动、试运提供借鉴。

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