1 000 MW机组滑参数停机的运行控制及分析

王小龙，马平

(广东粤电靖海发电有限公司，广东 揭阳　515223)



1 000 MW机组滑参数停机的运行控制及分析

王小龙，马平

(广东粤电靖海发电有限公司，广东 揭阳515223)

滑参数停机能快速降低缸温,有利于尽快对汽轮机本体进行检修。介绍了广东粤电靖海发电有限公司2×1 000 MW超超临界机组典型的滑参数停机过程，通过对#4机组滑参数停机过程控制、参数变化及出现的异常进行分析，总结了1 000 MW机组滑参数停机的操作思路、控制要点及滑停过程中的注意事项，供同类型机组滑停操作时参考。

1 000 MW机组；超超临界机组；滑参数停机；滑停曲线；运行控制

0　引言

广东粤电靖海发电有限公司(以下简称靖海发电公司) #4机组(1 000 MW)锅炉为东方锅炉厂制造的DG 3000/26.25-Ⅱ1型、超超临界参数、前后墙对冲燃烧、固态排渣、单炉膛、一次中间再热、采用烟气挡板调节再热蒸汽温度、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊结构Π型变压直流炉。汽轮机为N1000-25.0/600/600型超超临界、一次中间再热、单轴四缸四排汽、冲动凝汽式汽轮机，设计额定功率1 000 MW，最大连续出力1 043.2 MW。汽轮机中、低压缸均为双流反向布置[1]。

靖海发电公司#3，#4超超临界机组自投运以来还未采用过滑参数停机方式，此次#4机组滑参数停机尚属首次，本文对#4机组滑参数停机的过程控制、参数变化曲线及出现的异常进行分析。

1　滑参数停机的过程控制

(1)接到停机指令后，减负荷至500 MW，按1.0～1.5 ℃/min的速度降低主、再热蒸汽温度到580 ℃，稳定10 min。

(2)按2 MW/min左右的速度减负荷到400 MW，同时按1 ℃/min的速度降低主、再热蒸汽温度到550 ℃，稳定20 min。

(3)机组退出协调切至手动控制方式，按2 MW/min左右的速度减负荷到300 MW，同时按1 ℃/min的速度降低主、再热蒸汽温度到520 ℃，稳定20 min。

(4)当再热蒸汽温度降到540 ℃时退出中压转子冷却蒸汽。

(5)负荷降到300 MW时，按1 ℃/min速度降低主、再热蒸汽温度到500 ℃，同时降负荷到200 MW。

(6)高、中压缸胀差低过-4 mm，则在200 MW时稳定负荷、汽温，等胀差回到-4 mm以内时再继续进行停机操作。

(7)其他操作按正常停机操作进行。

2　#4机组滑停的实际过程分析

2016-04-30，#4机组因检修消缺需要，在“五一”调峰停机过程中首次采用滑参数停机。机组负荷从750 MW到汽轮机打闸共耗时4 h，期间主、再热蒸汽温度从599/598 ℃降到496/497 ℃，主、再热蒸汽压力从20.9/3.3 MPa降到9.4/0 MPa，高压调节级金属壁温从547 ℃下降到459 ℃，如图1所示。下面介绍此次#4机组滑参数停机的主要控制过程。

(1)10:45执行停机前试验。主机交流辅助油泵、主机直流事故油泵、交流启动油泵、顶轴油泵、A/B小汽轮机(以下简称小机)直流油泵试运均正常，主机盘车就地空转正常，小机盘车无法试运行未执行空转；B/F层等离子试拉弧，除F层#4等离子有工作票外，其他拉弧均正常。

(2)11:45负荷由750 MW减至400 MW，降主、再热蒸汽温度。刚好中午机组调峰，按自动发电控制(AGC)要求机组直接降负荷至400 MW，按要求缓慢降低主、再热蒸汽温度，按主、再热蒸汽降温速度<1.5 ℃/min控制；停止锅炉其他吹灰器吹灰，避免对主、再热蒸汽温度控制的干扰，直接保留空气预热器(以下简称空预器)吹灰器运行，未做汽源切换，仍采用主蒸汽汽源；因未结束吹灰程控而无法保证空预器吹灰器连续吹灰，在空预器吹灰器按程控完成一次吹灰后自动结束。

(3)12:30 B小机汽源由四段抽汽转至辅汽。辅汽至B小机供汽管道正常运行时处于暖管状态，直接缓慢投入B小机辅汽汽源。由于#4机组冷段再热器供辅汽未投，#4机组辅汽联箱汽源流动很少，造成#3，#4机组辅汽联络管有积水，随着B小机辅汽汽源量逐渐增大，#4机组辅汽联箱温度降低较快(256 ℃降至176 ℃)，B小机汽缸金属温度也由305 ℃降至219 ℃(辅汽汽源温度本身比四段抽汽汽源温度低属正常现象，切换时需缓慢并注意B小机各运行参数正常)，开启#3，#4机组辅汽联络管疏水器旁路手动门疏水加强疏水，辅汽联箱温度很快升至正常温度302℃。辅汽联箱汽温实际变化趋势如图2所示。

图1　机组负荷从750MW到汽轮机打闸参数变化趋势

图2　辅汽联箱汽温实际变化趋势

(4)13:45退出1台汽动给水泵运行。退出A汽动给水泵自动，保证B汽动给水泵自动控制，将A汽动给水泵出力缓慢降低，B汽动给水泵自动增加出力，保证锅炉总给水流量的稳定，并利用2台汽动给水泵再循环协助调节，A汽动给水泵不再向系统供水后，检查B汽动给水泵组运行正常，关闭A汽动给水泵出口电动门，将A小机转速降至2 800 r/min，尽可能降低A小机的用汽量，防止打闸后汽源中断对四段抽汽的影响(#3机组曾出现过小机打闸影响四段抽汽供除氧器逆止门关闭现象)，操作台手动打闸A小机，投入A小机盘车运行正常；由于B小机汽源切换时辅汽带水温度较低(辅汽温度变化如图2所示)，对B小机汽源切换过程花费时间较长，并且对B小机汽源切换后的参数进行了全面检查分析，保证B小机运行稳定、可靠。

(5)13:55 6 kV厂用电切换。6 kV厂用电由A/B高压厂用变压器(以下简称高厂变)切至#01,#02启动备用变压器(以下简称启备变)供电，在切换过程出现快切装置闭锁信号，无法切换，而手动复位后切换均正常；根据6 kV母线电压，适当提高#01,#02启备变有载调压档位。

(6)14:00 高、中压缸胀差控制。如图1所示，机组负荷400 MW，按降温速率控制主、再热蒸汽温度降至550 ℃，高中压缸胀差下降仍未稳定，尤其中压缸胀差降至-4.70 mm(超过报警值)。经退出高中压转子冷却蒸汽，停运C真空泵，转子冷却蒸汽温度由503 ℃升至538 ℃，中压缸胀差稳定并回升。

(7)15:00停运第3台制粉系统。协调控制系统(CCS)阶梯性设定目标负荷360，320，305 MW并停留稳定一定时间，负荷变化率15 MW/min不变，修改负荷设定下限至200 MW，否则出现负荷减闭锁；在机组降负荷过程中，主、再热蒸汽温度会缓慢降低，而这时为了控制汽温降低速度，可改变一级减温水自动设定值稳定主蒸汽温度控制，开大再热器烟气挡板门控制再热蒸汽温度；在机组负荷降至320 MW时，出现CCS无法继续降负荷现象，检查发现B给水泵自动控制减至最小指令20%而无法继续减水引起，通过开启B给水泵再循环进行调节后，机组负荷降至300 MW；主、再热蒸汽温度降至530/525 ℃，停运第3台制粉系统(E磨煤机)，CCS切至机跟炉方式(TF)运行方式，退出给水和煤主控自动。

(8)15:06锅炉干态转湿态。手动控制锅炉给水流量850 t/h左右，减煤至110 t/h，机组负荷260 MW，炉水循环泵(BCP)具备启动条件，启动BCP，锅炉干态转湿态正常，关闭BCP和361阀暖管管路。

(9)15:25给水阀和除氧器水位控制阀切换。给水主路切至旁路控制，凝结水主调自动切至副调自动控制正常。

(10)15:27主、再热蒸汽温度降至500 ℃。机组负荷170 MW左右，全面检查系统，将高压加热器(以下简称高加)正常疏水由除氧器切至凝汽器，除氧器汽源缓慢切至辅汽供汽；通过手动控制一级减温水调门，控制主蒸汽温度500 ℃稳定，再热器烟气挡板门控制再热蒸汽温度500 ℃，并用少量事故喷水辅助调节；稳定负荷、汽温，等胀差回到-4 mm以内。

(11)15:50 打闸停机。如图1所示，主、再热蒸汽温度500 ℃稳定一定时间，高、中、低压缸胀差稳定，分别为-3.90/-4.08/10.48 mm，高中压缸内壁温度459/490 ℃，准备打闸停机；开启高压旁路阀，机组负荷降至90 MW，检修配合关闭左侧中联阀主蒸汽阀供油手动门，左侧中压主蒸汽阀热工配合关闭到位，启动主机润滑油辅助油泵、启动油泵运行正常，停运F制粉系统；操作台汽轮机手动打闸，转速降低，发电机解列，锅炉运行正常，主机左侧中压调节阀关至12.6%无法继续关闭，其他各系统设备检查动作正常；主机转速2 450 r/min，B顶轴油泵联锁启动运行正常；热工配合关闭主机VV阀。

(12)15:58停机后再热器无蒸汽流通，关小再热器烟气挡板。由于再热器减温水个别电动门异常无法关闭，所以关闭A，B给水泵中间抽头手动门，开启省煤器侧烟气挡板，关小再热器烟气挡板门至20%。

(13)16:10手动退出脱硝系统。机组停运过程脱硝烟温基本可达到要求，停机打闸后手动退出脱硝系统喷氨，A，B侧供氨手动阀因时间不够未关闭。

(14)16:52投入盘车。汽轮机打闸至0转速投入盘车时间总计62 min。

(15)18:36高、中压缸胀差负胀差不断增大。停机后，汽轮机高、中压缸胀差出现了负向不断增大的现象，造成异常的原因有：1)停机后，由于转子和气缸质量、蓄热不同，转子较气缸冷却更快，胀差负向增长；2)锅炉保温保压运行，不能退出轴封蒸汽，破坏真空，而此时轴封由辅汽提供，辅汽参数低，温度只有222 ℃，远低于高、中压缸温度，造成转子冷却速度加快，胀差进一步负向增长。

经将轴封汽源切至主蒸汽供汽后，高、中压缸胀差才趋于正常值。

3　滑参数停机的风险因素分析

通过对本次#4机组滑参数停机过程的控制和分析，可总结得出1 000 MW超超临界机组滑参数停机过程的风险因素和注意事项，主要有以下几个方面。

(1)滑停过程中，汽轮机、锅炉方面需注意以下几点：1)汽轮机、锅炉要协调好，降温、降压不应有回升现象；2)机组负荷<300 MW时，空预器应投入连续吹灰；3)注意除氧器、凝汽器、高加、低压加热器(以下简称低加)水位变化，保持正常水位运行；4)应加强对风量、中间点温度、储水罐水位及主蒸汽温度的监视和调整；5)严密监视锅炉的膨胀情况。做好膨胀记录，发现问题及时汇报。应分别在50%，30%，20%额定负荷和停炉熄火后记录膨胀指示，若发现膨胀不均，应调整燃烧。

(2)停用磨煤机时，应密切注意主蒸汽压力、温度、炉膛压力的调整控制[2]。

(3)在整个滑停过程中，汽温、汽缸金属温度下降速率应严格符合滑停曲线要求。汽温在10 min内急剧下降50 ℃，应打闸停机。参数滑降要求：主、再热蒸汽降温速度，<1.5 ℃/min；主、再热蒸汽降压速度，<0.3 MPa/min；汽缸金属温降率，<1.3 ℃/min；主、再热蒸汽过热度，>56 ℃；主蒸汽温度，>主蒸汽温度度低保护值+30 ℃[1]。

(4)加强对汽轮机胀差、高中压缸热膨胀、轴向位移、上下缸温差、轴承振动、轴瓦温度等重要参数变化趋势的监视与控制，每隔15 min对关键参数进行抄录和对比，发现变化趋势异常及时分析原因并采取措施进行控制。具体参数要求如下：1)维持高、低压轴封蒸汽压力正常，防止由于压力过高漏汽串入轴承箱而使润滑油进水，同时防止由于压力过低，低压缸轴封漏空气造成凝汽器真空下降[3]。2)高、中压缸上、下壁温差应控制在42 ℃(报警值)以内，最高不得超过56 ℃。正常运行时若高、中压缸上、下壁温差突然增大，表明下缸底部有积水，此时应立即开启汽轮机本体各加热器抽汽管路及冷再管疏水气动阀加强疏水。3)#1～#8任一轴瓦金属温度不得超过115 ℃，#9～#10任一轴瓦金属温度不得超过90 ℃。4)控制推力瓦金属温度不得超过85 ℃，跳闸值110 ℃。5)任一轴承的回油温度不得超过65 ℃，回油温度超过75 ℃故障停机。6)正常运行时任一轴承双振幅轴振应小于0.075 mm，报警值0.125 mm，跳闸值0.250 mm。

(5)当高、中、低压缸负胀差小于-5 mm时，应立即停止滑降，稳定汽温，设法控制胀差。轴向位移、高/中/低压缸胀差跳机值见表1。

表1　轴向位移、高/中/低压缸胀差跳机值　mm

(6)停机后，注意记录转子惰走时间。转子静止后延时30 s检查盘车电机自启动，10 s后检查确认盘车装置自动啮合，否则手动投入盘车。主机盘车投入后，定时记录转子偏心度及高/中压缸胀差、高/中压缸第1级温度、轴向位移等[4]。

4　#4机组滑停的总结及建议

(1)转子冷却蒸汽量对主机中压缸胀差影响较大，停机过程可提前关闭转子冷却蒸汽对其进行控制。

(2)给水泵自动控制。经多次实践观察，在整个机组启停过程中自动控制性能都非常好，在锅炉干态运行后，给水泵自动控制完全能够跟踪到位，但要注意给水泵自动控制的低限20%，防止无法减水而造成锅炉汽水系统过水事故。

(3)机组负荷在300 MW以上时，主蒸汽温度完全可以通过减温水自动和中间点温度偏置设定进行自动调节，可达到所需要的温度控制要求。

(4)再热器温度在整个停机过程中基本上都是用烟气挡板控制，并且调节很少，应根据系统运行方式变化提前调节，再热器侧烟气挡板基本上在70%～88%之间，而事故减温水基本没用，在温度回头时少量使用。

(5)在整个滑停过程中，炉膛烟温均满足脱硝系统的投运要求，从而保证脱硝系统连续运行。

(6)在机组滑停至300MW负荷时，可提前用主蒸汽作为汽源投入空预器连续吹灰，空预器吹灰汽源不用切至辅助蒸汽。

(7)机组启停机在300 MW以上时，完全可投入CCS自动控制进行加减负荷，整个协调控制系统稳定，注意给水泵自动控制低限20%。

(8)此次停机后进行了发电机短路试验，试验时要做好发电机温度监控，定冷水温度调节阀投自动情况下调节速度较慢，需提前干预，及时将其手动开大，防止发电机温度异常升高。

(9)下次遇到类似锅炉需要保温保压运行的情况，应立即投入主蒸汽供轴封，以尽量提高轴封温度，稳定胀差。

经试投运，相关管道和阀门未见冒汽和卡涩情况，疏水正常，且主蒸汽供轴封调门自动调节正常。由于管径较小和节流影响，压力设定为22 kPa时，调门开度约65%。

5　结束语

本文对靖海电厂#4超超临界机组首次滑停的全面分析和总结，可以看出，只要通过合理地控制主、再热蒸汽参数的变化速度，保证机组各部件安全、均匀冷却，可以有效防止滑停过程中操作不当造成汽轮机发生水冲击、大轴弯曲、汽轮机超速等恶性事故，并有效缩短停机时间，大大提高电厂的经济效益。

[1]广东粤电靖海发电有限公司.广东粤电靖海发电有限公司1 000 MW机组集控运行规程[Z].揭阳:广东粤电靖海发电有限公司,2015.

[2]冯庭有.1 036 MW超临界机组滑参数停机技术探讨[J].发电设备, 2011,25(5):358-361.

[3]王永康.600 MW超临界机组滑参数停机探讨[J].华东电力, 2008,36(2):46-48.

[4]曾贤,郑桂波.东方600 MW超临界机组滑参数停机分析[J].电力安全技术,2008,10(8):9-11.

(本文责编：白银雷)

2016-05-13；

2016-06-05

TK 26

B

1674-1951(2016)06-0017-04

王小龙(1985一)，男，陕西宝鸡人，工程师，工程硕士，从事电厂集控运行方面的工作(E-mail:407040317@qq.com)。

马平(1988一)，女，广东韶关人，助理工程师，从事电厂脱硫化学方面的工作(E-mail:wingdy1988@163.com)。