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吴先生

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国产双抽汽轮机组调试中遇到的问题分析及处理

   作者:吴其    发布时间:2007年5月12日  

    国产双抽汽轮机组调试中遇到的问题分析及处理
   
    李路江1,常澍平1,吴瑞涛1,王建1,张大刚2
   
    (1.河北电力试验研究所,河北石家庄050021;
    2.石家庄电力工业学校,河北石家庄050051)
   
    摘 要:保定热电厂技改工程#8机于2002年11月完成了72 24 h试运,在调试过程中,发现并解决了较多的技术难题,为机组今后的稳定运行创造了较好的条件。
    关键词:汽轮发电机组;调试;运?#26657;?#36127;荷
   
    1概述
    保定热电厂技改工程汽轮机是单轴、双缸、双抽汽、双排汽、反动凝汽式汽轮机,型号为CC100-8.83/0.981/0.196型。机组配有一级旁路?#20302;場?台全容量电动调速给水泵组、2台全容量凝结水泵、3台半容量循环水泵、2台全容量射水泵等附属?#20302;?#21450;设备。该机组采用XDPS-400分散控制?#20302;常?#21487;实现数字电液调节、汽轮机安全监测和汽轮机危急遮断功能。
    该机组于2002年10月15日进入整套启动调试阶?#21361;?002年11月7日完成72 24 h试运。由于机组高中压缸加工缺陷,大大减少了中压调整门的通流面积,机组无法在纯凝工况满出力运?#26657;?#26426;组在72 24 h试运期间,负荷只保持在105 MW左右。
    2机组的调试过程
    2002年10月15?#23637;?#28809;点火,真空?#20302;?#24314;立一定真空后,?#24230;?#20027;机汽封?#20302;常?#24182;调整轴封加热器负压值及中低压汽封的送汽量,汽封?#20302;?#23436;成热态调整,单台射水泵运行时真空保持在-92 kPa左右,随着主汽压力的提高,逐步?#24230;?#26049;路?#20302;場?#30001;于主蒸汽?#20998;?#36739;差,尤其是硅含量超标较多,机组在较长时间内不能启动,直到10月16日6时20分,主蒸汽?#20998;?#25913;善后,汽机才开始挂闸及冲车。机组过临界转速?#20445;?4瓦振动的最大值为140 μm。10月19日,机组首次并网,带7 MW负荷暖机30 min,然后以0.5 MW/min的升负荷?#24335;?#26426;组负荷增加至10 MW,在该负荷下稳定运行4 h,然后降负荷至零,发电机解?#26657;?#26426;组进行电超速及机械超速试验。超速试验结束后,机组再次并网,带5%额定负荷暖机30 min。根据冷态启动曲线及锅炉的燃烧情况,逐渐升负荷,负荷升至15 MW时?#24230;?#21151;率回路。10月21日,机组带负荷至100 MW,于2002年11月7日完成72 24 h试运。机组带负荷阶?#21361;?#20302;压加热器一般随机启动,高压加热器则在负荷30 MW以上时?#24230;?#36816;?#26657;?#19977;抽压力高于0.4 MPa?#20445;?#38500;氧器供汽导为三抽正式汽源。
    3调试过程中遇到的问题及其处理
    3.1自动主汽门关闭迟缓率太大
    主机阀门的关闭时间对机组运行的安全性有很大影响,故阀门的关闭时间必须达到合格标准,初测阀门关闭时间均小于300 ms,达到合格标准。但测试机组跳闸信号触发至主汽门开始关闭的延时时间太长,达740 ms,显然这无法满足机组安全运行的要求,经过和厂家协商,将高压油至AST油管间节流孔由1.2 mm减小至0.8 mm,?#36816;?#30701;跳闸后AST油压?#38470;?#30340;时间,从而可缩短跳闸信号触发至主汽门开始关闭的时间。节流孔孔径经过变径,大大缩短了跳闸信号触发至主汽门开始关闭的延时时间,延时时间已降至65 ms。
    3.2高压调整门严密性试验不合格
    初次进行高压调整门(以下简?#32856;?#35843;门)严密性试验?#20445;?#35797;验主汽压力为4.88 MPa,汽机转速只能降至1 948 r/min,根据验收标准及公式计算,转速需降至552.6 r/min以下才合格,显然试验结果与合格标准相差较大。
    高调门严密性试验不合格,对机组运行的安全性有着较大的影响。72 h试运结束后,对4个高调门分别进行解体检查,发现#1高调~#3高调阀芯底部有不同程度的斑点,#3高调斑点最多,估计与高压导汽管的脏污有较大关系,无?#28903;?#26159;影响高调门严密性的主要因素。鉴于上述情况,对#1及#3高调门芯底部进行磨削处理,然后重新安装。机组进入24 h试运前又进行了高调门关闭时间的测定及阀门严密性试验。高调门关闭时间与处理前无大变化,处理后高调门的严密性有了较大程度的改善,试验主汽压力为5.83 MPa,此时严密性的合格标准为小于660 r/min,而实?#39318;?#36895;?#38470;?#33267;841 r/min,高调门严密性试验仍然不合格,投运后需进一步处理。
    3.3机组无法满出力运行
    机组带负荷至100 MW?#20445;?#21457;现三段抽汽压力已超出TMCR纯凝工况的设计值。负荷至110MW?#20445;?#19968;段及二段抽汽压力则已接近纯凝工况满负荷的设计值,根据厂家的建议,负荷继续升高?#20445;?#19968;段、二段、三段抽汽压力均已超压,机组运行过程中的抽汽?#38382;?#35265;表1。
   
   
   
   
    从表1可以看出,负荷至115 MW?#20445;?#35843;节级压力已接近设计的最大值,而前3段抽汽压力均已超过设计TMCR工况所对应的压力值,尤其是三段抽汽压力则异常超压,工业抽汽安全门频繁动作。根据汽轮机制造厂家的意见,使机组带上较高的负荷,观察机组的运行?#32431;觶?#21482;能将安全门临时压住。针对机组实?#35797;?#34892;的情况,机组在72 24 h运行过程中,负荷保持在105 MW左右运行。
    经过对机组运行?#38382;?#30340;分析,机组中压调整门的节流作用较强,造成中压调整门前运行段超压。为了证实3个中压调整门是否正常打开,门芯是否?#22411;?#33853;现象,进行了中压调整门的关闭试验,试验时3个中压调整门分别关闭,如果门芯脱落,则在中压调整门的关闭过程中,前3段抽汽压力及调节级压力不应有变化,如果前3段抽汽
   
   
   
 
     相关技术论?#24120;?/font>

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