013 1000MW超超临界机组汽轮机启动调试-李续军..ppt

1000MW超超临界机组汽轮机 启动调试,西安热工研究院有限公司调试部 2010年4月,相关统计数据表明，截至目前我国投运的百万千瓦超超临界火电机组已有24台，总装机容量为2400万千瓦，占火电装机总容量的3.37%；我国2010年在建的百万千瓦火电机组达到68台，百万千瓦火电机组总装机容量将高达9200万千瓦，超超临界1000MW机组将成为未来我国火电机组建设的主力机组，为此结合热工院近年来参与调试的超超临界1000MW机组，对1000MW超超临界机组汽轮机启动调试做一简要介绍。,一. 玉环电厂1000MW超超临界 机组汽轮机启动调试,华能玉环电厂是国家“十五”863计划“超超临界燃煤发电技术”课题的依托工程和和超超临界国产化示范项目，规划装机容量为4台100万千瓦超超临界燃煤机组，机组主蒸汽压力为26.25MPa，主蒸汽和再热蒸汽温度达到600°C，是目前国内运行参数最高的燃煤发电机组。工程三大主机设备生产厂分别为：哈尔滨锅炉厂有限责任公司、上海汽轮机厂有限责任公司和上海汽轮发电机有限公司。 一期工程的1、2号机组于2006年11月28日和12月30日完成168小时满负荷试运行，投入商业运行；二期工程的3、4号机组于2007年11月11日和11月25日完成168小时满负荷试运行，投入商业运行。 西安热工研究院承担了玉环电厂2号、4号机组的启动调试项目，本文将对玉环电厂1000MW超超临界汽轮机的技术特点及调试过程进行简要介绍。,1. 工程简介,2. 机组主要设备概况,2.1锅炉 锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的超超临界参数变压运行垂直管圈水冷壁直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用八角双火焰切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢悬吊结构型燃煤锅炉。 锅炉采用日本三菱公司的PM（Pollution Minimum）主燃烧器和MACT（Mitsubishi Advanced Combustion Technology）型低NOx分级送风燃烧系统，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统，调温方式除煤/水比外，还采用烟气调节挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。,图2 锅炉燃烧器实际燃烧图,锅炉A层PM燃烧器浓侧改为等离子燃烧器，配用烟台龙源科技公司等离子点火装置。 锅炉设内置式启动系统，由启动循环泵、启动分离器、贮水箱、疏水扩容器、水位控制阀（WDC阀）、凝结水疏水泵等设备组成。 采用PM-MACT型八角反向双切圆布置的摆动燃烧器。燃烧器布置见图1和图2。 BMCR工况锅炉主要设计参数： 锅炉最大蒸发量 2953 t/h 主蒸汽压力 27.46 MPa 主蒸汽温度 605 再热蒸汽(进/出口)压力 6.14/5.94 MPa 再热蒸汽(进/出口)温度 377/603 再热蒸汽流量 2446 t/h 给水温度 298 排烟温度(未修正) 129.4 锅炉效率（BRL工况） 93.68 ,2.2 汽轮机及其系统,玉环电厂汽轮机是上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术生产的1000MW超超临界汽轮发电机组。型号为N1000-26.25/600/600（TC4F）。汽轮机型式是超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、采用八级回热抽汽。 主蒸汽管道采用双-单-双连接方式，再热蒸汽采用二根平行管道供汽。每台机组设置一套高压和低压两级串联汽轮机旁路系统，机组的旁路容量按40%BMCR设置。 调节系统采用西门子T3000数字电液调节系统。 汽轮机保安系统不设计机械式超速保安装置，只设计两套电子式超速保安装置，通过危急跳闸ETS系统危急遮断，能确保机组在设备出现危险工况时快速有效的执行汽轮机跳闸命令，保障设备的安全。 汽轮机配用一套EH高压抗燃油系统。,锅炉给水系统配置两台汽动给水泵和一台电动给水泵，机组正常运行为两台汽动给水泵运行，电动给水泵作为机组启动用，也可作为备用泵。每台汽动给水泵调速、保安、润滑共用一套油系统。 真空系统配置三台50%容量水环式真空泵，两用一备运行方式。 配置两台100%容量的循环水泵，夏季满负荷运行时两台循环水泵均投入运行，冬季可只投一台循环水泵运行。系统设有两台100%容量凝结水泵，两台100%容量闭式冷却水泵，两台100%容量开式冷却水泵；6台高压加热器分A、B列布置；一台除氧器；四台低压加热器。还设有顶轴油系统、盘车系统；发电机密封油系统；发电机氢气冷却系统等。 汽轮机主要技术规范： 额定主蒸汽压力： 26.25 MPa 额定主蒸汽温度： 600 额定主蒸汽流量： 2733 t/h 额定再热蒸汽压力： 5.35 Mpa 额定再热蒸汽温度： 600 额定再热蒸汽流量： 2274 t/h,主蒸汽最大进汽量： 2953 t/h 低压缸排汽压力： 4.4/5.4 kPa 配汽方式： 全周进汽，节流配汽，带补汽阀 额定给水温度： 292.5 额定转速： 3000r/min THA工况热耗： 7316kJ/kWh 低压末级叶片长度： 1145.8mm 汽轮机总内效率： 92.03% 回热系统： 三高（A、B列共6台）、四低、一除氧共8级 启动及运行方式： 高中压缸联合启动方式 通过临界转速时轴振相对振动值：0.165mm 允许周波变化范围： 48.5Hz-51.5Hz 调节控制系统型式： T3000 DEH 通流级数(高+中+低)： 14+2×13+2×2×6=64级 盘车转速： 50 r/min 转向： 从汽轮机端向发电机端看顺时针,2.3 发电机及其系统,发电机为上海汽轮发电机有限公司引进德国西门子公司技术生产的THDF 125/67型三相同步汽轮发电机。发电机额定容量1056 MVA，发电机最大连续输出功率1000 MW（额定条件且发电机冷却器冷却水温33），发电机输出额定功率950 MW（额定条件且发电机冷却器冷却水温38），发电机最大输出功率1050 MW。 发电机采用水氢氢冷却方式：定子绕组水内冷，转子绕组和定子主出线氢内冷，铁心轴向氢冷。 密封油系统采用单流环式密封。,2.4 分散控制系统（DCS）,机组分散控制系统(DCS) 采用Ovation系统，功能涵盖了数据采集系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、顺序控制系统(SCS)、锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)等各项控制功能，是一套软硬件一体化的完成全套机组各项控制功能的完善的控制系统。软件组态分包商为西安热工研究院有限公司。汽轮机控制系统配用西门子T3000 DEH系统，日本三菱重工负责给水泵汽轮机控制系统(MEH)系统的设计供货(含液压部分)。 软件组态分包商为西安热工研究院有限公司。 汽轮机控制系统配用西门子T3000 DEH系统，日本三菱重工负责给水泵汽轮机控制系统(MEH)系统的设计供货(含液压部分)。 本厂机组控制方式分为：协调控制方式（CC），锅炉跟随控制方式（BF），锅炉输入控制方式（BI）（包括汽机跟随方式），锅炉手动方式(BH)（包括汽机跟随方式）。,2.5 DEH控制系统,本工程DEH系统由上海汽轮机厂配套提供，DEH硬件采用西门子公司的S7-400系列控制器（包括DEH专用的ADD FEM模块和高速处理单元FM458）。系统配置2台独立的操作员站和1台工程师站。DEH软件采用TELEPERM T300系统。软硬件结合实现DEH系统主要功能：汽轮机控制系统、安全系统、辅助系统。 汽轮机控制系统实现汽轮机的转速/负荷调节与保持；汽轮机安全系统实现汽轮机的保护跳闸、在线保护试验和阀门试验等功能；汽轮机辅助系统实现对汽轮机转速、振动、轴向位移、蒸汽温度压力、汽轮机金属温度等一些重要参数的测量、监视功能，同时DEH系统还监视并控制汽机润滑油系统、顶轴油系统、EH油系统系统、盘车系统、轴封系统、抽汽系统、本体疏水系统等。,具体配置为： 控制柜401功能：基本控制逻辑及ETS保护； 控制柜501功能：ATC控制逻辑； 控制柜601功能：相关外围系统，如疏水、油、盘车、抽汽、真空破坏阀等系统。,3. 汽轮机技术特点,3.1机组总体布置特点 华能玉环电厂1000 MW 机组汽轮机的总体型式为单轴四缸四排汽。采用西门子公司的HMN 型积木块组合：1个单流圆筒型H30高压缸，1个双流M30中压缸，2个N30 双流低压缸。HMN 型总体结构简捷、紧凑，具有特别优异的可靠性、经济性和维护性。汽轮机的总体布置如图3-1图1-3。汽轮机4根转子分别由5个径向轴承来支承, 该支承方式使结构比较紧凑。盘车装置采用液压马达，安装于高压转子调阀端的顶端。,图3-1 汽轮机总体布置图,图3-2 玉环电厂汽轮机视图,图3-3 玉环电厂汽轮机正视图,3.2 高压缸技术特点 高压缸采用单流、双层缸设计共14 级。外缸为轴向对分桶形结构, 内缸为垂直纵向平分面结构。由于缸体为旋转对称, 避免了应力集中, 使得机组在启动、停机或快速变负荷时缸体的温度变化梯度很小，热应力保持在一个很低的水平。圆筒型高压外缸(见图4) 有极高的承压能力,安全可靠性高。用于玉环机型的高压缸积木块H30的设计压力达到30MPa。,图4 独特的圆桶型高压外缸,3.3 中压缸技术特点 中压缸采用双流程和双层缸设计, 共2×13级，见图5。中压高温进汽仅局限于内缸的进汽部分。而中压外缸只承受中压排汽的较低压力和较低温度。同时, 外缸中的压力也降低了内缸法兰的负荷，内缸只要承受压差即可。 中压缸第一级进汽除了与高压缸一样采用低反动度叶片级, 以及切向进汽的第一级斜置静叶结构外, 为冷却中压转子还采取了一种切向涡流冷却技术。中压进口段上开有切向进汽孔，利用涡流原理，中压再热蒸汽进入该孔形成高速切向流动，热能能量转换为动能后, 温度可下降15 左右，起到冷却中压转子的作用。该技术结构简洁且可靠性好。,图5 中压缸外形,3.4 无导汽管的阀门连接结构 机组只有两个主调门及两个再热主调门，布置在汽缸两侧，切向进汽（见图6）。阀门与汽缸之间无导汽管，直接与汽缸相连（见图7），结构非常紧凑、流动损失小。阀门直接支撑在基础弹性支架上，对汽缸附加推力小、起吊高度低。阀门与汽缸整体安装，主调门与高压缸采用焊接或大型罩螺母方式连接，有利于大修拆装。阀门采取小网格、大面积的不锈钢永久性滤网。其特点是直径小，刚性好，不易损坏。,图6 切向进汽,图7 调阀与汽缸的连接,3.5 过载补汽技术 补汽技术是西门子公司特有的技术, 是从某一工况(玉环工程TMCR 工况) 开始从主汽阀后、主调阀前引出一些新蒸汽(额定进汽量的5 %10 % , 玉环工程约为8 %) , 经补汽阀节流降低参数(蒸汽温度约降低30) 后进入高压第5级动叶后空间, 主汽与这股蒸汽混合后在以后各级继续膨胀做功。过载补汽阀的结构与高中压调节阀结构相同，位于高压缸下部，由电液控制系统调节开度。补汽技术提高了汽轮机的过载和调频能力。 对超超临界高温汽轮机, 补汽还能起到对汽缸的冷却作用。补汽阀通过保持一定的漏汽, 充分利用补汽温度始终低于主蒸汽30的特点, 对汽缸起到冷却作用，有利于提高高温部件的可靠性。,3.6 独特的启动性能 3.6.1 汽轮机冲转制额定转速 本机组在所有正常的运行启动状态下(大修后首次启动除外) , 从冲转开始到额定转速3000r/ min 的时间均为5分钟左右，其优点为：1）运行操作简洁；2）能快速增加锅炉负荷和减轻旁路负担；3）能快速通过轴系所有临界转速区，有利于轴系的稳定及安全运行。图8为外高桥二期900MW汽轮发电机组冷态起动曲线。 3.6.2 启动及运行的限制更为宽松 在机组启动时,对低旁参数的设置要求更为宽松(见表1) ,有利于机炉与旁路的匹配和运行,提高整机的运行灵活性。同时，该机组未设计机组胀差监视参数，机组启动迅速。,图8 外高桥二期900MW汽轮发电机组冷态起动曲线,图9 汽轮机冷态启动曲线,表1 启动时高压缸参数的限制要求对比,4. 调试过程介绍,4.1 调试概况 2号机组于2006年12月7日开始整组启动，12月12日汽机首次定速3000r/min，12月15日一次并网成功，2006年12月18日首次带满负荷1000MW运行，并于2006年12月30日顺利通过168小时满负荷试运行。2号机组于从2006年12月7日开始整组启动至2006年12月30日通过168小时满负荷试运行期间，机组总共启动4次，其中冷态启动1次，温态启动3次。 4号机组于2007年11月8日开始整组启动，11月12日15:00汽机首次定速3000r/min，11月14日8:06一次并网成功，11月16日15:48首次带满负荷1000MW运行，并于2007年11月25日顺利通过168小时满负荷试运行。4号机组于从2007年11月8日开始整组启动至2007年11月24日通过168小时满负荷试运行期间，汽机总共启动7次，其中冷态启动1次，温态启动4次，热态启动1次，极热态启动1次。,4.2 汽轮机冲转过程介绍 本机组的启动方式为带高、低压旁路的高、中压缸联合启动，汽轮机的冲转采用DEH控制系统中的SGC自动方式。 其主要特点为：启动前的暖阀、启动中的暖机及带负荷过程中实行全程应力监视，当任一时刻出现应力超限时，DEH将不允许冲转或继续带负荷；冷态启动时汽轮机需要在360r/min低速暖机1小时，其余状态启动时均不需进行暖机；冲转过程中，升速率由DEH根据机组热应力所允许的最大升速率自动设定，升速过程中无法人为保持当前转速也无法设定新的目标转速；整个冲转过程从盘车转速至额定转速只需5分钟左右。下面对冲转过程做简要介绍。 汽机冲转过程中需满足的各X准则见附图18，启动曲线见图9。,4.2.1 投入汽机SGC程控，启动装置TAB自动运行，将实现以下功能： 确认ETS无跳闸信号，投入SGC ST自动，并发出“startup”指令； 确认TAB12.5% 时，汽机复置； 确认TAB22.5% 时，高、中压主汽门跳闸电磁阀复位（ESV TRIP SOLV REST）； 确认TAB32.5% 时，高、中压调门跳闸电磁阀复位（CV TRIP SOLV REST）； 确认TAB42.5% 时，开启高、中压主汽门（ESV PILOT SOLV OPEN）。 注：机组启动过程中，启动装置TAB每次到达某一限值时，其输出TAB都会停止变化，等待SGC ST执行特定任务操作，操作完成收到反馈信号后启动装置TAB输出才会继续变化。,4.2 执行SGC程控步骤： 步骤1：启动初始化，检查盘车系统； 步骤2：汽机抽汽逆止阀子程序SLC投入，确保抽汽回热系统为冲转做好准备； 步骤3：汽轮机限制控制器投入：高压缸排汽温度控制、高压叶片压力控制、高压压比控制、高压限压方式控制； 步骤4：汽机疏水子程序SLC投入； 步骤5：打开暖机疏水阀； 步骤6步骤7：空 步骤8：投入并运行油泵测试子程序，保证其已为汽机运行做好准备； 步骤9步骤10：空,步骤11：发电机干燥器SLC投入、等待蒸汽品质合格； 步骤12：空 步骤13：汽轮机的主蒸汽和再热蒸汽管路暖管完成（主汽、热再管道所有温度测点的最小过热度10K），低压缸喷水减温投自动； 步骤14：开启主汽门前疏水，打开蒸汽纯度确认SLC STEAM PURITY RELEASED选择ON（蒸汽品质必须合格，若不合格则选OFF）； 步骤15：开启主汽门：主汽门开启前必须遵循准则X1、X2； 步骤16：确认主汽门已开启； 步骤17：空 步骤18：开启调门前选择主蒸汽流量：高压转子中心孔温度400，选择主蒸气流量15，高压转子中心孔温度400，选择主蒸气流量10； 步骤19：空,步骤20：开启调阀前确认冲转条件：冲转前必须遵循准则X4、X5、X6、Z3、Z4且热再蒸汽温度过热度30K；(SLC 蒸汽品质子回路释放，若蒸汽品质不合格重新回到第11步至20步，进行暖管、暖阀) 步骤21：开启调门，升速到暖机转速360 rmin：打开释放设定点SLC选择ON，汽机转速控制器设定360 r/min，转速控制器投入，开调门汽机冲转至暖机转速。 步骤22：解除SLC蒸汽纯度，蒸汽纯度SLC选择OFF； 步骤23：保持暖机转速，增加高压汽轮机的预热度，暖机结束的标准：X7准则满足； 步骤24：空 步骤25：升速至额定转速3000r/mim； 步骤26：关闭高压和低压汽轮机疏水； 步骤27：解除SLC转速控制器手动，汽机转速控制器停止工作，汽机启动装置TAB62%，限制调门开度； 步骤28：发电机调压器AVR投入；,步骤29：发电机同期前保持额定转速：满足X8准则，TSE温度上限裕度30； 步骤30：准备并网； 步骤31：并网； 步骤32：启动装置TAB至99%，汽轮机进汽调阀开度由DEH负荷控制器控制； 步骤33：汽轮发电机的启动程序完成； 步骤34：确认DEH负荷控制器投入； 步骤35：启动程序结束，信号送至汽机SGC反馈端。 因该机组只设计电子式超速保安装置，根据西门子公司的有关规定，在机组第一次启动定速3000r/min前，需先改变机组超速保护定值进行机组的超速试验，超速试验合格后，方能定速。,4.3 机组整套启动实例 4号机组于11月15日22:40进行甩50%额定负荷试验后极热态启动，11月15日23:23锅炉点火，11月16日1:00汽机定速3000r/min。冲转参数：主蒸汽压力8.59MPa，温度583；再热蒸汽压力1.5MPa，温度543.3。1:23机组并网成功，2:00负荷升至200MW，10:30机组负荷升至750MW，15:48机组负荷首次升至1000MW。,附图 X准则,附图1 主蒸汽管道暖管温度准则X1,附图2 主蒸汽管道暖管温度准则X2,附图3 汽轮机暖机温度准则X4,附图4 汽轮机暖机温度准则X5,附图5 汽轮机暖机温度准则X6,附图6 升速至额定转速温度准则X7A,附图7 升速至额定转速温度准则X7B,附图8 发电机并网温度准则X8A,5. 调试过程中出现的 主要问题及处理,5.1 8号低加疏水不畅 2号机组首次带负荷运行过程中，负荷至350MW时发现8号低加DCS水位及就地水位均显示满水，从DCS上查看水位历史趋势发现，8号低加水位随着机组负荷升高而上升，上升趋势较为平缓，证明只是疏水不畅而非疏水管道完全堵塞。停机消缺检查发现启动排汽管道上的节流孔圈未安装。装上节流孔后机组重新启动，并关闭启动排汽截止阀，微开连续排汽截止阀，逐步带负荷，8号低加水位正常。至满负荷168小时试运结束，8号低加一直维持正常水位。,5.2 DEH控制系统 5.2.1 2号机组首次启动过程中，多次发生挂闸后执行SGC程控步序时汽机跳闸无首出的现象。经过检查、分析，发现是转速测量、振动测量通道屏蔽效果较差，引发“转速信号通道故障”、“振动信号通道故障”，造成跳机。因该跳机保护未进入DEH跳闸首出记忆，所以跳机后不能显示跳机原因。在对各测量通道进行处理后，情况有所好转，但振动测量通道仍有较强干扰。后研究决定，将“振动信号通道故障”跳闸改为“振动信号通道故障”报警，同时加强运行监视，若机组稳定运行过程中发现有振动异常情况要及时汇报。采取以上措施后，在后来的试运过程中再未出现汽机不明原因跳闸的情况。 最后对测量通道进行了抗干扰改造。,5.2.2 汽轮机在走SGC程序 冲转时多次出现停步现象, 经检查系冲转参数不匹配导致, 在高压缸及中压缸温度较低时, 由于主汽及再热汽温度太高造成无法冲转, 运行人员在每次冲转前需根据高压缸缸温及中压缸缸温查出SGC 逻辑中允许的冲转参数来控制锅炉的燃烧；在冲转过程中仍需控制温度及压力, 避免因汽温上升过快造成应力限制, 无法并网升负荷。,5.3 汽机4号轴承瓦振大 汽机冲转过程中多次发生4号轴承瓦振大跳机的情况。在升速过程中，当汽机转速升至2500r/min左右时，4号轴承瓦振迅速开始上升，到2600r/min左右时达到或超过跳闸值11.8mm/s，轴振上升值最大不超过0.03mm，轴振最高值不超过0.06mm，转速超过2700r/min后瓦振迅速恢复至正常值。机组定速后及带负荷过程中，4号瓦瓦振一直正常。分析认为可能是在2600r/min2700r/min转速范围内4号轴承座存在结构共振。168试运结束后，对4号轴承轴瓦间隙进行了调整，调整后汽机多次冲转过程中4号瓦振动情况良好。,5.4 凝汽器钛管泄漏 2007年11月18日机组满负荷运行，09:30发现凝结水泵出口凝结水Na+含量增大，取样化验结果为1500g/L。研究决定减负荷至700MW，隔离A侧凝汽器，进行钛管泄漏检查。A侧凝汽器隔离完成后，Na+含量并未下降。随后采用向循环水中加入锯末堵漏的办法。加入锯末后，Na+含量降为200g/L。A侧凝汽器检查完毕，未发现泄漏点，恢复系统，Na+含量降为1.6g/L，升负荷至1000MW。17:40再次发现Na+含量超标，再次降负荷至700MW，隔离B侧凝汽器，进行泄漏检查。查出有一根钛管泄漏。恢复B侧凝汽器循环水，Na+含量正常，升负荷至1000MW。11月21日01:50再次发现凝汽器钛管泄漏，隔离B侧凝汽器，又发现一根钛管泄漏。10:40查漏结束，系统恢复正常运行。 168小时满负荷试运结束后，对凝汽器钛管进行了彻底的查漏检查，共发现10多根有缺陷的钛管，进行了堵漏处理。,二. 海门电厂1000MW机组 汽轮机启动调试,1. 机组主要设备概况,1.1锅炉 锅炉锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司生产的DG3000/26.25-II1型超超临界参数变压运行螺旋管圈水冷壁直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构型锅炉、露天布置燃煤锅炉。 锅炉采用无分隔墙的前后墙对冲燃烧方式。每台锅炉共设有48只旋流燃烧器。燃烧器共分6层，每层设8只燃烧器，每层燃烧器由同一台磨煤机供给煤粉。在燃烧器上部设有燃尽风，目的是降低NOx的生成量及降低机械未完全燃烧损失和防止燃烧器区域受热面的高温腐蚀。,锅炉设计煤种为神府东胜烟煤，校核煤种1为50%神府东胜烟煤+50%澳大利亚蒙托煤，校核煤种2为山西晋北烟煤，锅炉除了燃烧设计煤种和校核煤种以外，还能单独燃烧蒙托煤以及蒙托煤与晋北煤50%：50%的混煤。 采用内置式启动分离系统，通过调整燃料和给水比例并配合一、二级减温水调整主蒸汽温度，采用烟气挡板和事故喷水控制再热汽温。锅炉启动系统为带再循环泵系统。 锅炉采用二级点火方式：高能电火花点火器主油枪煤粉燃烧器。本工程采用等离子点火，由锅炉厂配供等离子点火装置。等离子点火起点火及助燃作用，保留点火油系统，燃油采用0号轻柴油。,1. 机组主要设备概况,1.2 汽轮机 华能海门电厂2×1036MW机组汽轮机是东方汽轮机厂引进日立公司技术设计生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、单背压、凝汽式、采用八级回热抽汽。汽轮机型号: N1000-25/600/600。 汽轮机主要技术规范 型 式: 超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式 型 号: N1000-25/600/600 额定主蒸汽压力(TMCR): 25 MPa 额定主蒸汽温度(TMCR): 600,额定主蒸汽流量(TMCR): 2944.66th 额定再热蒸汽压力(TMCR): 4.578 Mpa 额定再热蒸汽温度(TMCR):600 额定再热蒸汽流量(TMCR): 2404.33th 额定高压缸排汽压力(TMCR): 4.95 MPa 主蒸汽最大进汽量(VWO): 3033t/h 低压缸排汽压力: 5.7KPa 配 汽 方 式: 复合进汽 设计冷却水温度: 20 额定给水温度 : 294.8 额 定 转 速: 3000r/min TMCR工况热耗: 7335kJ/kWh,低压末级叶片长度: 1092.2mm 回 热 系 统: 三高、四低、一除氧共8级 启动及运行方式: 高压缸启动 轴振双振幅相对振动值：报警0.125mm，停机：0.20 mm 允许周波变化范围: 48.5Hz51.5Hz 调节控制系统型式: DEH 通流级数(高+中+低): （1×28×1）+（6×2）（2×2×6）=46级 转 向: 从汽轮机端向发电机端看逆时针,调节系统采用日立公司H-5000M全电调型DEH控制系统，该系统由东方汽轮机厂随主机提供，该控制系统采用日本日立公司的H-5000M系统。系统配置2台独立的操作员站和1台工程师站。 机组旁路系统配置美国CCI公司制造的液压旁路系统，容量为35%BMCR的一级大旁路，旁路减温水取自凝结水。 机组轴系由汽轮机高压转子、中压转子、低压转子（A）、低压转子（B）及发电机转子所组成，各转子均为整体转子，无中心孔，各转子间用刚性联轴器连接。汽轮发电机组轴系中#1、2、3、4轴承采用可倾瓦式轴承，可倾瓦轴承采用6瓦块结构，对称布置。#58轴承采用椭圆形轴承，#9-10轴承采用端盖式轴承。椭圆轴承为单侧进油，上瓦开槽结构。推力轴承位于高压缸和中压缸之间的#2轴承座，采用倾斜平面式双推力盘结构。,润滑油系统包括主油箱、主油泵、油涡轮、交流启动油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、2×100%容量的冷油器、管道、仪表等辅助设备组成。在汽轮发电机组盘车、启动、停机过程中，投入顶轴油系统，在#110轴承建立静压油膜（其中#14轴承是在试运过程中新增加的），托起轴颈，使盘车顺利盘动，机组正常运行时润滑油在轴承中要形成稳定的油膜，以维持转子的良好旋转。另外，润滑油还为低压保安油、发电机密封油系统提供稳定可靠的油源。 汽轮机保安系统设有电子式超速保安装置、机械超速保护装置外，还设有危急跳闸系统ETS，能确保机组在设备出现危险工况时快速有效的执行汽轮机跳闸命令，保障设备的安全。 汽轮机监视仪表为本特利公司生产的3500系列汽轮机组安全监视仪表。,锅炉给水系统配置了两台50%汽动给水泵和一台30%BMCR容量电动给水泵，机组正常运行为两台汽动给水泵运行，电动给水泵在机组启动或停机时运行。 真空系统配置了三台各为50%容量的水环式真空泵，其中两台运行，一台备用。 循环水系统配置了三台各50%容量的循环水泵，单元制直流供水方式，为凝汽器、闭冷器、真空泵冷却器提供冷却水。(夏季运行三台，循环水冷却倍率m=66.62，；冬季运行两台，循环水冷却倍率m=49.96。) 凝汽器管子采用钛管，根据海水水质情况，没配置胶球清洗装置，在凝汽器循环水进水管上装设二次滤网。 系统设有凝结水系统设3台50%容量的凝结水泵，其中两台高压变频调速泵，一台工频备用泵；两台各为100%容量的闭式冷却水泵；六台高压加热器（双列）；一台除氧器；四台低压加热器。,1.3 发电机 发电机是东方电机股份有限公司制造的QFSN-1000-2-27发电机，发电机铭牌功率1036 MW。额定容量为1151MVA，励磁方式为静止自并励，冷却方式为发电机定子线圈水冷，定子铁芯、转子绕组为氢冷。 2. 海门电厂汽轮机的结构特点 东方汽轮机厂生产的N1000-25.0/600/600型汽轮机由一个单流高压缸，一个双流中压缸和两个双流低压缸组成。汽轮机的总体布置如图10所示。高、中、低压四根转子各由两个径向轴承支撑。盘车装置采用机械盘车，安装在号低压缸与发电机连接对轮处。 高压缸共I+8个热力通流级，其中调节级为双流。高压缸为双层缸结构，分别与四个调节阀对应的喷嘴室装在内缸上，本机型采用双列调节级，可有效的降低调节级的载荷。如图11所示。,图10 东汽1000MW汽轮发电机组总体布置图,图11 双列调节级,中压缸共2×6级通流级，双层缸结构，下半进汽部分结构特殊设计，使再热蒸汽不通过外缸缸体，直接进入内缸进汽室。为了提高中压转子热疲劳强度， 减轻正反第一级间的热应力，从一段抽汽引入低温蒸汽与中压联合阀后引入的一股蒸汽混合，形成冷却蒸汽进入中压第一级前，通过正反第一、二级轮缘叶根处的间隙，起到冷却中压转子高温段轮毂及轮面的目的，并大大降低第一级叶片槽底的热应力。 机组配置一台瑞士CCI公司生产的35% B-MCR容量一级大旁路。抽汽回热系统为三台高加、四台低加、一台除氧器，其中高加为双列配置。高压缸排汽不配置高排逆止阀。在高压缸排汽管道上设置高压缸倒暖管道，管道上设计一调节阀和电动截止阀，控制暖缸时的蒸汽参数。在号高压调阀后设置一高压导汽管通风阀（V V阀）通至凝汽器。,3. 汽轮机启动过程简介 该机采用高压缸启动方式，由一级大旁路配合提升蒸汽参数，汽机冲转前高压缸、再热器及冷再、热再管道抽成真空状态。机组冲动后，主蒸汽由高调门进入高压缸后依次通过冷再管道、再热器、热再管道后，进入中压缸作功，机组冲转前再热器管屏处于干烧状态。 机组高压内缸第一级金属温度低于150时应进行高压缸预暖，预暖采用电动预暖阀向高压缸通入蒸汽，汽源采用辅助蒸汽（不低于0.7MPa），控制预暖蒸汽压力0.30.4MPa。高压缸的充分预暖可以提高高压转子、高压缸缸体等厚壁部件温度约100，其目的是降低冷态启动转子及缸体金属大换热温差引起的热应力冲击。高压缸预暖系统图见图12。,机组冷态启动定速程序分三步：高压缸预暖、调节阀室预暖、冲转暖机定速。 3.1 高压缸预暖 高压缸预暖程序分四步：预暖前检查转备；预暖操作；闷缸；预暖后操作。 3.2.1 预暖前检查准备 高压缸预暖前机组应建立真空投入轴封，检查连续盘车投入正常、大轴偏心与原始值偏差小于20µm，低缸喷水投入，机组呈跳闸状态，高压导汽管疏水阀开度调整至20%开度，预暖阀前管道经过充分暖管疏水，机组真空建立后立即进行高压缸预暖，否则将会延迟启动时间 3.2.2 预暖操作 将高压缸预暖阀开启到10%的开度，同时应检查通风阀（,图12 高压缸预暖系统图,VV）处于全关位置。完成该操作后，预暖蒸汽通过再热冷段流入高压缸。 高压缸预暖阀10%开度保持30分钟后，再开启到30%开度。 高压缸预暖阀30%开度保持20分种后，再由30%开度开启到55%开度，保持此开度直至高压缸第一级后汽缸内壁金属温度升至150。 预暖期间缸体金属温升率由电动预暖阀开度与导汽管疏水阀开度进行控制。 3.2.3 闷缸 一旦高缸第一级金属温度达到150，应立即进行高压缸闷缸。调整电动预暖阀开度及导汽管疏水阀开度控制高压缸内蒸汽压力保持在0.40.5MPa进行闷缸，闷缸时间由,预暖前高压调节级后汽缸内壁金属温度决定，冷态启动通常闷缸时间达3h以上，故机组建立真空后应立即进行暖缸操作。 3.2.4 预暖后操作 高压缸闷缸结束后，汽缸得到充分预暖，外缸与内缸温差减少，可以结束预暖。完全开启汽轮机调节阀（CV）与汽缸间高压导汽管上的疏水阀，完全开启冷段再热管上的疏水阀，开启VV阀，将高压缸及再热系统泄压，高压缸预暖结束。 3.3调节阀室预暖 当调节阀（CV）蒸汽室内壁或外壁温度低于150时，在汽轮机启动前必须预热调节阀蒸汽室，以免汽轮机一旦启动时调节阀蒸汽室遭受过大的热冲击。从调节阀蒸汽室预热开始，直至完成预热前高压主汽阀（MSV）是不开,图13 高压缸闷缸保持时间曲线,启的。预热用的主蒸汽通过2号、3号主汽阀的预启阀进入调节阀蒸汽室。调阀室预暖前主汽温度应提升至271以上开始。 预热程序： 检查并确认危急遮断阀处于跳闸位置，而负荷限制设定是关闭位置。 检查并确认控制系统EH油泵工作正常，系统油压正常。 将主汽阀（MSV）上的疏水阀和高压调阀（CV）与汽缸间导汽管上的疏水阀打开。 汽轮机复位挂闸，DEH上操作将MSV2、MSV3阀开启至预热位置。 注意观察CV阀蒸汽室内外壁金属的温度差。当温差超过90时，全关MSV2、MSV3阀。当温差小于80时，重,新打开MSV2、MSV3阀，使其开启至预热位置。 重复实施的操作直至CV阀蒸汽室内外壁金属的温度都升至180以上，并且内外壁金属温差低于50。： 3.4 冲转暖机定速 汽机经过高压缸预暖和调阀室预暖后即具备冲转条件，冷态启动冲转控制主蒸汽参数为：9.6MPa/420，升速率为每分钟100r/min，机组冲转至定速经过4个控制阶段： 200r/min摩擦检查； 700r/min低速暖机； 1500r/min中速暖机；定速。冲转过程中应严密监视机组振动、轴瓦金属温度等重要控制参数。,图14 东汽1000MW汽机冷态启动曲线,4. 海门电厂汽轮机整套启动实例 2009年4月17日03:30汽机暖缸结束，06:55汽机暖阀结束，15:36汽轮机首次冲转，主蒸汽参数为9.24MPa/455，真空为-91.3kPa，设定机组升速率100r/min，目标转速200r/min，汽机开始升速。当转速升至200r/min后集控室手动打闸，主汽门、调节汽门和中压联合汽门迅速关闭，用听针进行摩擦听音检查，摩擦检查正常，机组重新挂闸升速，16:16转速升至700r/min，进行低速暖机。17:09由于4号轴承振动增大至150m，就地手动打闸。18:56汽机重新挂闸，19:18汽机转速1500r/min，开始中速暖机。21:36开始升速，21:45因5号轴瓦温度升至106，在转速2600r/min时手动打闸。4月17日23:10汽机重新复置，23:11汽机开始冲转， 4月18日00:02转速升至3000r/min，汽机首次定速3000 r/min。,5 海门电厂1号机组调试中发现的问题及处理 5.1 主机2、3、4号轴瓦温度异常升高 主机2、3、4号轴瓦温度在首次启动停机惰走过程中，转速降至300r/min左右时快速升高，至150r/min左右时，2号轴瓦温度最高升至148。盘车停运后，翻瓦检查，三个轴瓦均有不同程度损伤，更换轴瓦后，启动盘车，2号轴瓦温度升高8，翻瓦检查发现有碾压的痕迹，现场对乌金面进行了处理，重新盘车后瓦温依旧偏高，冲车过程中转速升至136r/min打闸停机，惰走过程中瓦温急剧上升，由45上升至90，投入盘车运行。根据东汽厂家意见，在停机消缺期间对14号瓦增加顶轴油，再次启动瓦温正常，定速3000r/min瓦温最高94。,5.2 主机5、8、9、10号轴瓦温度偏高 汽机首次冲转过程中，转速升速至2500r/min，顶轴油泵自停后，转速升至2600r/min左右，5号瓦温度升至105，8号瓦温度升至106，汽机打闸。重新冲转至2500r/min，顶轴油泵自停后手动重新启动，定速3000r/min后，5号轴瓦温度最高102，8号轴瓦温度最高104。9、10号轴瓦温度定速后温度升至92，检查回油观察窗发现回油量偏小。停机后对各瓦节流孔均加大，润滑油母管压力由调整前的0.17MPa降至0.12MPa，调整油涡轮，油压升至0.17MPa。再次启动后瓦温正常，5、8瓦最高93，9、10瓦最高74。,5.3 定速后主机交流油泵不能停运 汽机首次定速后试停交流润滑油泵，油压由0.18MPa快速降至0.14MPa，手动启动油泵，厂家要求交流油泵停运后润滑油压在0.16MPa至0.22MPa之间，因此打开油箱盖调整油涡轮。调整几次后试停油泵，油压均不满足，由于9、10号轴瓦温度达到报警值，决定打闸停机后进行调整。停机后核对主油箱油位比厂家要求偏低200mm，造成油涡轮吸入口吸入油量偏小，检查发现油箱内安装的300目临时滤网启机前未拆除，拆除后油箱油位正常。再次启动后试停油泵，润滑油压力正常，润滑油母管压力0.187MPa。 5.4 冷态启动暖缸期间高压外缸上下缸温差大,2009年4月16日机组启动调试在首次高压缸预暖操