1000MW超超临界机组滑停与快冷配合的实践和应用

吴建军，茆 永

（神华国华浙江浙能发电有限公司B厂，浙江 宁海 315612）

0 引言

随着汽轮机参数的提高和容量的增大，以及机组保温材料性能的提高，汽轮机停机后自然冷却的时间也大大延长。神华国华浙江浙能发电有限公司1000MW机组的汽轮机由上海汽轮机有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造，型号为N1000-26.25/600/600（TC4F），设计额定主汽压力26.25 MPa、主汽温度600℃，设计额定再热汽压力5.0 MPa、再热蒸汽温度600℃，规定停机后汽机高压转子温度（以下简称TAX）降至100℃以下方可停运盘车装置。汽缸外部具有绝热性能良好的保温层，这对加强汽缸保温、减少散热损失的效果十分显著，但在检修停机后的自然冷却过程中，由于散热条件较差、蓄热量大、汽缸壁温下降较慢，需要很长的冷却时间，一般停机后TAX自然冷却到低于100℃需12天以上。目前有很多发电厂在大/小修前都采用滑参数停机甚至深度滑停来加快汽缸温度的下降，使汽缸温度降到最低，以便及时开工检修，缩短检修工期。但是，在滑参数停机过程中，如果控制不当或局部冷却不均将对机组产生热冲击，对汽机寿命造成不利影响，严重时会使汽缸金属壁温受到热冲击而产生裂纹。尤其是1000MW超超临界机组，控制较为复杂，深度滑停风险更大。但采用自然冷却方式的冷却时间又过长，导致机组可用率降低，大大影响大机组优越性的正常发挥。

针对上述情况，神华国华浙江浙能发电有限公司采用适度滑参数停机和汽机快冷相结合，快冷采用抽真空通气冷却方式，不需要增加任何设备，投资少，系统操作简单，便于运行人员掌握。自2009年2台1000MW机组投运以来，通过不断的摸索和总结，对滑停和快冷配合总结出了实践经验，取得良好的效果，大大缩短了机组的检修时间，为机组的精细化检修争取了时间，取得了显著的效果。

滑停和快冷配合的具体过程分为通过机组滑停将TAX降到400℃、自然冷却到300℃、通过快冷降至停盘车温度这3个阶段。本文着重介绍滑停和快冷过程的操作步骤和注意事项。

1 滑停控制

1.1 滑停的目标缸温

滑停的最终缸温（汽机高压转子温度）目标为400℃，但必须确保安全，如发现任何危及机组安全的因素而不能消除时，应中断运行，紧急停机。

1.2 滑停注意事项

（1）滑参数停机时，应遵守先降压后降温的原则，逐步降低主蒸汽和再热蒸汽参数，锅炉主蒸汽和再热蒸汽的降压速率应小于0.1 MPa/min，降温速率小于1.5℃/min。一旦出现汽温下降过快的情况，即10 min内降低50℃以上时应立即打闸停机。

（2）滑停过程中，应注意主蒸汽与再热汽温度的偏差小于28℃，并保证二者有80℃以上的过热度。

（3）为保证汽温平稳下降，在滑停过程中不建议切除高压加热器。转入湿态运行后，锅炉启动循环泵投入运行时要防止汽温出现大幅波动。

（4）注意监视高压主汽门、调门、转子、缸体和中压主汽门、转子的温度裕度（汽机各部件自身温度应力安全值）下限大于0℃。

（5）主蒸汽和再热蒸汽温度降至400℃后，保持1～2 h，使汽机转子内外温度趋于一致。

（6）密切监视机组振动、轴向位移、瓦温、缸胀、振动、上下缸温差等参数，发现异常应立即打闸停机。

（7）在锅炉减负荷过程中，应加强对风量、中间点焓值（温度）及主蒸汽温度的监视。进入湿态运行后，加强分离器水位和大气式扩容器凝结水箱水位的监视和控制。

（8）滑停过程中，各项重大操作如停磨、停给水泵、停风机等应分开进行。及时调整轴封汽压力和温度，将轴封汽温度与转子金属温度偏差控制在许可范围内。

（9）高负荷阶段的蒸汽流量大，冷却效果好。因此建议在高负荷阶段就开始降参数，先将汽压降至对应负荷下的最低值，再开始降汽温，并维持一定的时间。

（10）保持高压缸排汽温度有20℃以上的过热度。

（11）滑参数停机过程中，减温水的调节必须谨慎。为防止引起水塞，过热器减温器后的温度应确保有10℃以上过热度。投用再热器事故减温水时，应防止低温再热器内积水，减温后的过热度亦应大于20℃。

1.3 滑停过程及其分析

机组滑停前先正常减负荷至600MW，并完成锅炉和汽机各项试验和滑停准备工作。负荷降至600MW后开始降主蒸汽和再热蒸汽参数，汽机各部分的温度下降按以下4个阶段进行控制，各部分温度变化曲线如图1所示。

图1 滑停阶段的主汽温和再热汽温及高、中压转子温降曲线

1.3.1 第一阶段

在600MW高负荷阶段，保持主汽压力为设定值，机组投用CCS（机炉协调控制）方式，主汽温和再热汽温分别降到550℃和530℃，此阶段主要使用减温水来降低主汽温度，用下调燃烧器摆角及停运最上层制粉系统等燃烧调整方式来降低再热汽温度，降温时间约60 min，主汽温和再热汽温降温速率分别为0.8℃/min和1.17℃/min，相应的高压转子温度由527℃降到480℃，降温速率0.783℃/min；中压转子由516℃降到490℃，降温速率为0.325℃/min。此阶段由于蒸汽流量大，若减温水调整得当，降温速率几乎可以保持不变，第一级汽温与高压缸内上壁温度同步线性下降，这是最理想的滑停工况。中压缸温相对再热汽温而言下降较慢。

1.3.2 第二阶段

在负荷为600MW时，撤出CCS，汽机转为TF（汽机跟随控制）方式，缓慢设置压力负偏置，使高压调门全开；开始保持4台制粉系统运行，目标汽温500℃。此过程将给水切至旁路调节门控制，提高减温水的压力，逐渐烧空E仓（上面第二层制粉系统），锅炉总煤量保持在190～200 t/h（约500MW负荷），主汽温度和再热汽温度滑到500℃以下，主汽温度、再热汽温度和高、中压转子的降温速率分别为 0.65℃/min，0.56℃/min，0.5℃/min和0.53℃/min。此阶段冷却效果较好，由于蒸汽流量大，汽温与缸温下降曲线的线性度也较好。

1.3.3 第三阶段

该阶段降温降压同时进行，汽机高压调门全开，汽机为TF方式，汽温500℃时稳定一定时间，使高、中压缸得到充分冷却。此时要注意及时投入等离子稳燃，保持锅炉燃烧稳定，煤量减至170～180 t/h，汽温逐步滑到450℃并维持一定的时间，煤量不得低于160 t/h（负荷约400MW），锅炉保持干态运行，烧空D仓（从上往下第三层制粉系统）。

1.3.4 第四阶段

此阶段与第三阶段类似，降温降压同时进行，汽机高压调门全开，汽机为TF方式，不同的是随着燃料的减少，锅炉要逐渐转湿态运行，要特别注意防止转态过程中的汽温反弹。在这个过程中，应逐渐减小锅炉一级减温水量，尽量用二级减温水控制主汽温度，保持喷水减温器后的蒸汽过热度不低于20℃，保证汽温不发生波动。D仓烧空后，煤量减至140～150 t/h，汽温滑至430℃并稳定一段时间。锅炉由干态转为湿态运行后，应注意给水流量调节方式的变化，省煤器入口给水流量控制在约1050～1100 t/h（严禁给水流量过大，避免锅炉提早进入湿态），并避免在转换区域长时间停留（因此时汽温容易波动，不易控制）。锅炉转湿态后，汽温控制主要依靠减温水，应注意各减温器后的蒸汽过热度，严禁蒸汽带水；若减温水调门开度过大无调节能力时，可采用降低最上层磨煤机煤量的办法降低负荷，并继续降低汽温，分疏箱见水且分疏箱液控阀有一定开度后，启动锅炉启动循环泵，维持再循环。随着燃料量的减少，锅炉疏水增多，再逐步将锅炉启动循环泵并入，在并入过程中应注意给水流量的稳定，逐步减少给水泵的上水量，并注意省煤器出口的给水温度变化，确保有20℃以上的过冷度，必要时减少锅炉疏水的回收，增大扩容器的排放，保证汽机缸温和转子温度下降不反弹。主汽温和再热汽温降至400℃后维持1 h，检查各缸和转子内外温差小于30℃。

1.4 对滑停过程的分析

1.4.1 滑停过程中汽温与缸温变化的关系

滑停过程中，中压缸的工况变化较高压缸缓和得多，由于再热汽温与中压缸温下降较平缓，再热汽温与中压缸内壁温差随着负荷和再热汽压力的逐渐减小而出现增大的趋势，主要是滑停后期蒸汽对缸壁的放热系数不断下降的结果。所以，要取得满意的中压缸温降效果，应在滑停前期尽早将再热汽温降下来。再热汽温平均下降速率为0.48℃/min，中压内缸上壁平均降温速率为0.4℃/min。

高压缸降温与此类似，应尽量以在高负荷时降低主汽温来有效冷却高压缸。此时减温水调节均匀，易于控制汽温，比较安全，且此时蒸汽流量较大，对汽缸及转子的冷却效果更好。

1.4.2 滑停过程中汽机各部件热应力变化和控制

滑停过程中，要高度重视汽机各部件的热应力，特别是高压主汽门和调门温度裕度下限。在以往的多次启停过程中，高压主汽门和调门的温度裕度曾到过-6℃，此时就必须控制好汽温下降速率，维持汽温稳定，待汽机充分冷却后再进一步降低蒸汽参数。

1.4.3 滑停过程中的锅炉控制

虽然滑停的主要目的是安全地降低汽轮机缸温，但整个滑停过程的要求主要是通过锅炉的一系列复杂操作来实现的，对锅炉的准备工作和设备状况，特别是给水调整门和减温水调整门的要求较高。同时，煤仓的料位指示必须准确，并及时观察、测量，保证煤仓烧空与降温同步。对于锅炉采用带炉水循环泵的启动系统，在滑停过程中要特别关注干/湿态转换，干态时要特别注意中间点焓值控制，锅炉转湿态后要控制给水，尽量让启动疏水箱至大气扩容器的调节阀晚开或少开，将有助于汽温的快速下降。

2 自然冷却阶段

神华国华浙江浙能发电有限公司的汽轮机轴瓦间隙较小，全国同类型机组曾有多台发生过转子抱死的情况。为了保证机组安全，要求快冷前汽机部件的金属温度不能太高，因此在汽机高压转子温度处于400～300℃时采用自然冷却方式。根据锅炉的防爆防磨要求，锅炉停炉后要保持压力，控制降压速率，一般约需2天，短期内也不能满足快冷要求，因此这一阶段大约需3天时间，降温速率大约为1℃/h。

3 快冷投入阶段

汽轮机在高、中压主汽门与调门之间设有快冷接口（机组正常运行时可用堵头封堵）。为了避免有颗粒进入汽轮机，快冷时要取下堵头，在快冷接口处安装滤网装置，机组建立一定真空后，空气通过快冷接口和高、中压调门进入凝汽器，起到冷却汽缸和转子的作用，可通过调节机组真空及高、中压调门的开度来调节进入快冷接口的空气量，达到控制快冷速率的目的。

3.1 快冷投用条件

（1）主蒸汽、再热蒸汽压力小于0.15 MPa。

（2）高压缸转子温度低于300℃。

（3）循环水系统、闭冷水系统、主机油系统、密封油系统及盘车运行。

（4）停用主机真空系统、主机轴封汽系统。

（5）高、中压缸冷却空气进气门滤网已安装完毕。

（6）汽机、锅炉无跳闸信号。

3.2 投用快冷系统的相关操作

（1）关闭左/右侧高压调门前疏水门、左/右侧中压调门前疏水门、中压调门后疏水门、高压缸夹层疏水门和轴封母管疏水门。

（2）开启3—6段抽汽管道疏水门和高排逆止门前疏水门。

（3）手动关闭轴封供汽调门和溢流调门。

（4）开足所有高、中压缸冷却空气进气门。

（5）启动快冷程控模块。

（6）在高、中压调门操作画面中将所有高、中压调门开度设为3%，再根据温降速率调节高、中压调门开度。

（7）启动1台真空泵。如果背压小于50 kPa，则开大高、中压调门，使背压不小于50 kPa。

（8）在高压缸进汽侧温度及中压缸进汽侧温度均低于200℃后，增开1台真空泵。

（9）当中压缸所有温度均低于100℃时，关小中压调门开度至5%。

3.3 投用快冷系统的注意事项

（1）控制高压缸进汽侧的温度下降速率小于7℃/h；中压缸进汽侧温度下降速率小于10℃/h。

（2）所有温度裕量应大于0℃，即转子应力计算正常。高、中压上下缸温差小于±55℃。

（3）如果高压转子温度与高压外缸50%温度的差值大于80℃，则暂停快冷系统运行（即停用真空泵）。

（4）开足所有高、中压缸冷却空气进气门。

（5）2个高压调门开度必须保持一致，2个中压调门开度也必须保持一致。

3.4 快冷过程中的主要问题

（1）中压缸和高压缸的冷却速率不一致。

快冷系统投用至今，运行情况一直良好，但在冷却后期会出现高压缸冷却速度比中压缸慢很多的情况，往往中压转子温度早已降至100℃以下，而高压缸由于热容量太大，高压转子温度仍有150℃，所以冷却后期要通过关闭中压调门、全开高压调门来加快高压缸的冷却。

（2）加强汽机盘车转速监视。

汽机快冷时只要严格控制高压缸进汽侧温度下降率小于7℃/h、中压缸进汽侧温度下降率小于10℃/h，汽机高、中压上下缸和内外缸温差及汽机各部件的应力裕度等汽机参数都能保持在正常范围内，但是如果控制不当，会出现盘车转速下降情况，说明有动静摩擦。因此要严密监视汽机盘车转速，出现盘车转速下降时要及时减缓冷却速度或暂停快冷。

（3）快冷时要防止杂物进入轴封。

由于快冷时汽机轴封停止供汽，缸内为微负压状态，所以会有少量空气从汽机轴封处进入汽缸。此时要防止杂物进入轴封，即要求快冷投入时汽机附近的环境必须良好。

3.5 快冷效果分析

图2是神华国华浙江浙能发电有限公司5号机组汽轮机自然冷却和使用快冷的温度变化曲线比较。从图中可以看出：自然冷却时温度由300℃降至100℃共计需要约252 h，而投用快冷装置则只需要72 h，可节省等待时间180 h。

图2 自然冷却与投用快冷时的高压转子和中压转子温度变化曲线

4 结语

通过不断的实践和摸索，神华国华浙江浙能发电有限公司总结出了将机组滑停与快冷相结合的操作流程，大大缩短了汽机金属冷却时间，也充分保证了汽轮机组的安全，使机组检修的等待时间大为缩短，有助于机组的精细化检修，取得了显著的效果。

[1]陈庚.单元机组集控运行[M].北京：中国电力出版社，2001.

[2]李建刚.汽轮机设备及运行[M].北京：中国电力出版社，2010.