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收稿日期20050721 作者简介李路江1971-,男,高级工程师,主要从事汽轮机组调试及试验研究工作。 国产300M W 汽轮发电机组甩负荷试验 Load Rejecting Test of Domestic 300MW Steam Turbo generator Unit 李路江1,郗孟杰1,王 建1,张海良2,东丽英3 1.河北省电力研究院,河北 石家庄 050021;2.衡丰发电有限责任公司,河北 衡水 053000; 3.西柏坡发电有限责任公司,河北 平山 050400 摘要国产300M W 机组旁路系统设计存在较多问题,不能适应运行中机组突甩负荷,为了进行甩负荷试验,必须经过充分的准备,并在甩负荷过程中及时准确操作。介绍了衡水恒兴发电有限责任公司二期工程汽轮发电机组甩负荷试验过程,并对试验相关系统的控制进行了闸述。 关键词汽轮发电机;甩负荷;蒸汽调整阀;再热蒸汽;并网Abstract T here are so many pro blems in the by pass sy stem of domestic 300M W steam turbo genera to r unit that cannot suit the units sudden lo ad rejecting during operatio n.F o r the load rejecting test ,after the sufficient preparation ,the time -ly and ex act manipulation should be made during load rejec -ting.T his paper introduces the lo ad rejecting test pro cess of Heng shui Po wer Plant steam turbo ge nera tor unit and ex -plicates the contr ol o f the test co rre lativ e sy stems. Keywords steam tur bo g ener ator ;load rejecting ;steam adjustment valve ;rehea t steam ;sy nchr onization 中图分类号TM 311文献标识码B 文章编号10019898200506003903 1 机组概况 衡水恒兴发电有限责任公司二期工程2台机组采用东方汽轮机有限责任公司生产的300MW 热电联产冲动式、亚临界、中间再热、两缸两排汽抽汽凝汽式汽轮机,型号为C300/227.6 16.7/0.55/ 537/537,机组的回热系统有8级不调整抽汽,分别供给3台高压加热器、1台除氧器和4台低压加热器。锅炉按引进的美国B 低压旁路蒸汽由中压联合汽阀前引出,经2级、3级减温减压后排至凝汽器。旁路系统方案采用高、低压2级串联旁路,旁路控制液压系统不单独设置油站,采用同主汽轮机DEH 共用油站及再生装置的方案。旁路系统管路布置见图1 。 图1 旁路系统管路布置 2 甩负荷试验前检查操作 a.机组除氧器汽源由4段抽汽和辅助蒸汽提供,2种汽源无快速切换功能。为防止机组突甩负荷,造成除氧器压力骤然下降,从而收起给水泵入口 水温处于过饱和状态,造成给水泵严重汽蚀。甩负荷试验前,将除氧器汽源切换为辅助蒸汽供汽,关闭4段抽汽至除氧器的电动门和逆止门。 b.打开辅汽至汽封母管调整阀前疏水门,辅助蒸汽至汽封管路处于热备用状态。 c.给水泵采用1台电泵、1台汽动泵运行,甩负荷倒计时时,小机汽源导为辅助蒸汽供。 d.临时解除联锁保护项目有锅炉主燃料跳闸 39 跳汽轮机、油开关跳闸跳汽轮机、汽包水位高/低导致主燃料跳闸、汽轮机跳闸使锅炉主燃料跳闸、汽轮机跳闸联跳小汽轮机及高压旁路压力高于3.6M Pa 联关高压旁路逻辑。 e.甩负荷试验前将凝汽器补水至较高水位,除氧器补水至较高水位,给水泵再循环联锁保护正常并手动控制给水泵转速。 f.汽轮机高、低压旁路蒸汽调整阀开度保持约5,减温水投入自动,使旁路系统管路处于热备用状态。 g.试验交、直流润滑油泵运转正常,启动交流润滑油泵。 h.甩负荷试验倒计时开始前投入22支油抢。 i.甩负荷试验前运行人员对高、低压旁路,燃料控制,炉膛压力控制,汽温控制,给水控制,凝结水系统,汽封系统等操作画面进行明确的分工。 j.在甩负荷试验时汽轮机机头安排人监视。汽机转速超过3300r/min时,立即手动打闸停机并做好紧急停机处理的准备。 k.做好甩负荷后立即并网、带负荷的准备工作,避免甩负荷后机组长时间在额定转速下运行。 3 甩负荷试验情况简介 20050318进行了甩50额定负荷试验。甩负荷后汽轮机转速最高达到3117r/min,转速超调量低于150r/min,甩50额定负荷试验成功。甩50负荷试验时,约18s后主汽压力从甩负荷前的11.05M Pa开始升高,最高升至12.38M Pa,约10s后再热主汽压力从甩负荷前的1.53MPa最高升至1.58MPa,后由于低压旁路手动开展,再热主汽压力逐渐降至0.10M Pa,甩负荷4min后并网。 甩100负荷,经过2.60s汽轮机转速最高达3208r/min,随即转速下降至3050r/min29s 后,对高调门进行调整,最终维持在3000r/min,整个过程历时85s,甩100负荷试验成功。甩100负荷后,主汽压力从甩负荷前15.20MPa最高升至17.69M Pa,再热蒸汽压力甩负荷后最高升至3.28MPa。由于准备充分,甩负荷3min后并网。甩100负荷时,锅炉的运行工况变化较大,但是由于操作得当,炉膛压力的变化范围比较小,汽包水位、除氧器水位和凝汽器水位均维持在正常范围。机组甩100负荷相关参数见表1。 4 甩负荷相关系统控制 4.1 主汽轮机汽封系统控制 表1 机组甩100负荷相关参数 试验有关参数数值 甩负荷前主汽压力/M Pa15.20 甩负荷后最高主汽压力/M Pa17.69 甩负荷前再热蒸汽压力/M Pa 3.20 甩负荷后最高再热蒸汽压力/M Pa 3.28 主汽温度变化范围/℃531541 再热蒸汽变化范围/℃511513 高压旁路最大开度/42.1 低压旁路最大开度/100 最高飞升转速/r min-13208 汽门关闭后的飞升转速/r min-189 达到最高转速的时间/ms2710 转速变化全过程时间/s85 油动机延迟时间/ms110 油动机关闭时间/ms135 动态超调量/ 6.9 转子加速度/r min-222158 转子时间常数/s8.12 转子转动惯量/kg m224506.6 容积时间常数/s0.23 机组正常运行过程中,负荷高于200M W时,主机汽封系统处于自密封状态,辅助蒸汽至汽封调整阀关闭,通过调整汽封溢流调整阀控制汽封母管压力。当机组突然甩负荷后,如果辅汽至汽封调整阀不及时开启,汽封溢流调整阀不及时关闭,辅助蒸汽母管压力则会迅速消失,甚至成为负压,外界大量空气从轴封处漏入凝汽器,不但对凝汽器真空产生很大影响,汽轮机轴端也会急剧冷却而受到较大热应力损伤。由于2个调整阀不能逻辑控制,自动控制速度较慢,机组甩负荷后,只能手动关闭汽封溢流调整阀,同时及时开启辅汽至汽封调整阀。机组甩负荷后汽封系统控制情况见图2 。 图2 机组甩负荷后轴封母管压力与调整阀控制关系曲线 建议对2个调整阀实现逻辑控制,机组甩负荷后,保护关闭汽封溢流调整阀,辅汽至汽封调整阀根据机组空负荷时开度,确定保护开启开度。另外机组实现自密封后,辅汽至汽封调阀前管路应处于热备用状态。 4.2 锅炉燃烧控制 试验前将锅炉油枪全部投入运行,在试验开始倒计时时,首先切断上层给粉机,试验开始后,迅速 40 切断所有给粉机,及时进行管道吹扫,调整燃烧风量及炉膛负压,维持正常燃烧。甩负荷试验前火检必须能够正常投入,燃烧器正常燃烧时必须能够监测到有火。机组甩负荷后,主汽压力稳定后应迅速投粉,维持主蒸汽及再热蒸汽温度,以便使机组快速并网,避免在空负荷下长时间停留。 4.3 甩负荷过程旁路系统控制 2台机组旁路系统设计存在较多问题,不能适应机组突甩负荷,为了进行甩负荷试验,必须经过充分准备,并在甩负荷过程中及时准确操作。机组正常运行过程中,高、低压旁路管路均不能实现热备用,低压旁路蒸汽控制阀后管道太长,投运前后压力、温度变化较大,特别是刚投人时,低压旁路管道温度较低,再热蒸汽进人后会急剧凝结,形成汽、液两相流,造成管道剧烈振动。 甩负荷试验前,手动将高、低压旁路蒸汽控制阀保持一定开度暖管,临时解除发电机跳闸联跳汽轮机的联锁。机组甩负荷口令发出后,快速将低压旁路蒸汽控制阀开展,同时将高压旁路蒸汽控制阀开至40左右,然后根据主汽压力变化情况进行控制,高、低压旁路减温水调整阀处于自动状态。 由于机组甩负荷后,高、低压旁路蒸汽调整阀突开,造成凝汽器压力升高,低压缸排汽骤然减少,凝结水量减少,造成凝汽器热井水位降低,故机组甩负荷试验前将凝汽器补水至较高水位。 机组甩负荷后高压缸温度较高,鼓风产生的热量较多,而高排泄放阀所在管路管径较细,不足以将鼓风产生的大量热量带走,当汽轮机空负荷运行时,高压缸排汽温度会逐渐升高。如果不及时并网,汽轮机很可能会由于高排温度高而做出高于420℃保护动作。机组甩负荷后,汽轮机定速,主蒸汽及再热蒸汽在正常范围内,机组应尽快并网。并网前逐渐关小高压旁路蒸汽调整阀,使低压旁路蒸汽调整阀处于全开状态;并网后快速关闭高压旁路蒸汽调整阀,并增加机组升负荷速率,高排逆止阀打开一定开度,高排温度降低后,逐渐关闭低压旁路蒸汽调整阀,这样可有效地防止高排温度高而保护动作。机组甩负荷后,高、低压旁路控制及主蒸汽、再热蒸汽压力变化情况见图3 。 图3 甩负荷后高、低压旁路控制及压力变化曲线 5 结论 机组正常运行过程中,由于旁路系统管路不能热备用且控制逻辑不完善,一旦机组甩负荷,高、低压旁路均不能开启,锅炉泄压只有靠安全门及电磁泄放阀动作,正式的逻辑为甩负荷后停机停炉。由于暖高、低压旁路管路需要一定的时间,锅炉点火至主汽温度达到汽轮机启动条件时间较长,故从甩负荷到机组重新带负荷时间较长,无疑这严重降低了机组响应负荷的能力。机组运行过程中,只要实现高、低压旁路系统管路热备用,高、低压旁路蒸汽调整阀可随时开启,并且甩负荷相关逻辑机组甩负荷后,通过高、低压旁路系统及锅炉燃油、给粉系统自动或保护控制,完全可以将主蒸汽压力、再热蒸汽压力及其它主要参数控制在正常范围内,从而实现不停机、不停炉,大大缩短甩负荷后机组的并网时间。 本文责任编辑 王洪娟 上接第30页 每台机组需增加1套加氧系统,并增设加药点。 综合对照上述条件,国华定洲电厂的热力系统具备实施给水加氧处理的材质基础,但需增加凝结水精处理高速混床、加氧装置以及在线监督表计等设备,并需对采样和加药系统进行相应的改进。 6 结束语 亚临界汽包炉应用给水加氧处理工艺具有优良的安全和经济价值,但其应用必须满足系统材质无铜合金、凝结水精处理装置100投运等必备条件。国华定洲电厂各项条件适宜采用CWT技术,应根据工艺要求,积极展开相应的调研以及试验、研究工作,为尽早实施CWT技术创造有利条件。 参考资料 [1] DL805.4-2004,火电厂汽水化学导则 第4部分锅炉给水 处理[S]. 本文责任编辑戈文江 41
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