外三等电厂机组调试

1、外三等电厂机组调试及节能减排工作调研报告3 月 29 日至 4 月 2 日，大唐南京发电厂工程部、发电部、调试单位、江苏电力设计院的几位同志在刘龙海总工程师带领下，一行八人，对几家同类型电厂和上汽厂进行了调研。调研期间与各兄弟单位相关人员进行了座谈，并赴现场参观，取得了相关资料。现对调研资料进行整理并形成调研报告。一、调研目的：大唐南京发电厂 #1 机组即将进入调试阶段， 为实现集团公司下达的“即投产、即稳定、即赢利”目标，根据厂部安排，我们重点调研同类型机组在调试过程中出现的问题，并进行举一反三， 避免调试中发生类似情况。大唐南京发电厂的锅炉为哈尔滨锅炉有限公司生产的HG-2030/26.1

2、5-YM3 型超超临界参数变压运行直流炉，汽机为上海汽轮机有限公司生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机（型号： N660-25/660/660 ），所以我们选择了采用同炉型的阚山电厂、 大唐吕四电厂以及机型相同的望亭电厂进行调研。同时，为了实现机组投产后的经济、稳定运行，增强企业盈利能力、竞争能力，我们专门对目前经济指标排名世界第一的外高桥三厂进行了调研，希望找出可供我厂借鉴的节能降耗措施。二、调研过程：调研组于 3 月 29 日到阚山电厂后，与该厂技术人员就锅炉调试中出现的锅炉爆管等问题进行了充分的交流。30 日赶往吕四电厂，主要围绕降低厂用电率、减少辅机单耗

3、进行了交流。31 日前往望亭电厂，重点了解机组调试中出现的问题。4 月 1 日，前往上汽厂，就我厂#2 汽机通流间隙控制问题与上汽厂交换了意见。4 月 2 日，前往外高桥三厂，重点了解其实现指标优化的措施和方案。三、调研内容：( 一)调研电厂主设备概况锅炉汽机发电机大唐南京电HG-2030/26.15-YN660-25/600/600QFSN-660-2厂M3阚山电厂HG-1792/26.15-YMCCLN600-25/600/6QFSN4-600-1002吕四电厂HG-2000/26.15-YMN660/25/600/600QFSN4-600-32望亭电厂SG-2024/26.15/60N6

4、60-25/600/600QFSN-660-25/603-M621外高桥三厂SG-2955/27.9/605N1000-27/600/600/603（TC4F）( 二)调研同类型机组调试过程中遇到的典型问题及处理措施：1. 锅炉爆管阚山、吕四厂锅炉与我厂锅炉相同，均为超超临界直流锅炉，是哈尔滨锅炉厂引进日本三菱重工技术而制造。锅炉炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁，在水冷壁、分隔屏、后屏过热器、末级过热器等四处入口管屏设置了节流孔圈，其中最小的节流孔孔径仅为7mm，极易发生异物堵塞， 由此引起管内流量减小而产生管道超温爆管，是该类型锅炉普遍发生的事故。其中阚山电厂#1、2 炉调试期间分别爆管

5、1、4 次，商运后爆管若干次，吕四电厂 #1、2 炉分别爆管 4、1 次。? 处理措施：a) 控制安装阶段清洁度。设备到达现场安装前，要加强对联箱及大口径管道的检查，对内部杂物进行清 理，特别要除去粘附在联箱、管壁内侧的铁水滴凝固物；对无法进入的联箱需使用内窥镜或者相机等方法进行检查， 特别要注意检查手孔端部四周死角位置和联箱接管开孔内倒角的 “铁刨花” 、 铁水滴凝固物以及联箱内开孔处周围是否有“眼镜片”、“草帽边”等残留；联箱上所有短管应按规定球径进行通球或者相同直径钢丝绳通透检验，然后再用压缩空气吹扫。所有管屏通球严格执行组合前、后二次通球，有节流管圈的管屏应采用三次通球方式，根据管屏口

6、径和节流孔径进行两次钢球通球，第三次采用海棉球通球清理细小杂质。有内螺纹的水冷壁管子通球时应仔细检查管口内部是否有加工铁屑等杂物；过热器、再热器带节流孔圈的管排，应对所有管子节流孔圈用特制圆钢（按节流孔圈规格）进行节流孔圈孔径复查。通球时采用大球的直径按照管子的直径要求，小球采用节流孔圈的直径分别进行通球。b) 采取各种补救措施，确保调试阶段炉内清洁度。一是扩大酸洗、吹管范围，尽可能减少系统正常运行后的污染物。二是尽量采用稳压吹管方式， 提高吹管效果。 阚山电厂技术人员认为稳压吹管比降压吹管效果好，因此建议我厂以稳压吹管为主，降压吹管为辅，提高吹管效果。三是吹管结束后对所有节流孔圈拍片检查甚至

7、专业打捞。吕四电厂对水和蒸汽系统的所有联箱进行割手孔内窥检查， 对存在的杂物进行专业打捞， 以确保炉内的清洁度。 吕四电厂做了以上工作后爆管次数明显减少，但仍未杜绝。四是通过一、二级旁路对锅炉进行吹扫。外三电厂在汽机冲转前，通过一、二级旁路对锅炉进行吹扫，进一步提高了锅炉管内的清洁度，此手段效果比稳压吹管效果更好。2. 汽封动静磨擦望亭电厂 #3 机在一次跳机后，盘车在运行了10 个小时后，转速到 0，立即手盘也盘不动，破坏真空，做闷缸处理。据了解，发现西门子的这种类型的汽轮机已经有多台机组发生过停机后盘车盘不动的现象，采取的行动均是立刻闷缸。等温度下降到 250左右时能手动盘动。分析认为是由

8、于轴封温度偏低，达不到制造厂设计值，导致转子收缩较快，轴封动静之间汽封齿的碰磨咬死所致。最后由业主、厂家、调试、监理等多家单位共同研究， 汽轮机停机后采取以下措施：若汽轮机不能短时间恢复冲转的， 采取停炉破坏真空、停轴封的方法；若能短时间恢复冲转的， 应通过全开轴封进汽旁路门， 调整轴封回凝汽器旁路门，使轴封压力维持正常，增大轴封进汽流通量，快速提高轴封温度。与此同时，也可以采取辅汽加热除氧器的方法快速提高辅汽温度。在随后的机组启停过程中，应用此方法，机组未出现过异常现象。3. 发电机及励磁系统阚山电厂特别提醒：上海汽轮发电机有限公司 08、09 年产发电机，多家发电企业因定子冷却水管堵塞造成

9、发电机定子线棒烧坏。阚山、望亭电厂励磁系统与我厂都采用上海成套所 UN5000 系列。他们都反映曾出现过励磁调节器长时间停电造成数据丢失现象， 原因不明。据外国专家讲不要停电。我厂在今后的运行中应引起注意。望亭电厂在直流电上电时，会发励磁系统故障，造成跳机；起励失败也会造成停机。虽然该状态下，发电机没有并列，如跳闸压板接入，会引起汽轮机跳闸，需重新冲转。我厂在调试阶段需谨慎对待。该厂发电机大轴接地电刷磨损较快，磨到电刷铜辫引起 #6、7 瓦振动，该厂经改造后未出现问题。 （原电刷接触面较小）4. 等离子点火从阚山和吕四电厂了解到, 锅炉在冷态起动时 ,由于锅炉炉膛温度较低 , 等离子点火直接点

10、煤粉时, 会发生煤粉燃烧不充分的问题, 未燃烬的煤粉在锅炉水平和尾部烟道内的空预器结粉, 如果煤质挥发份较低 , 该问题更加严重 , 在如果运行中处理不当甚至会发生锅炉尾部再燃烧或炉膛爆燃的事故。 阚山电厂反映等离子维护工作量大，等离子设备主要问题是拉不出电弧， 而不打弧的原因绝大部分是阴极头损坏，因此等离子设备维护的主要工作是更换失效的阴极头；早期的阴极寿命仅为 50 小时，随着厂家阴级材料的不断改进，阴极头寿命已得到了提高，现在阴极寿命能达到100-150 小时，经与近期运行的南热电厂了解，随着设备性能和维护方法的不断改进，目前等离子维护工作量已大大降低。( 三)兄弟电厂同类型机组技术经济

11、指标的总结和分析1. 主要辅机功率配置情况：功率单位 KW设备名称大唐南京电厂 阚山电吕四电厂望亭电厂（660MW）厂（660MW）（660MW）（600MW）送风机1300140015501400一次风机2600200023502240引风机4900350047004200磨煤机650560650650增压风机无4100无4800循泵2000345031003150电动给水泵3700750043008400给泵前置泵560560600550闭式泵400450500450凝结水泵2000180020002000空压机350*7250*6250*4吸收塔浆液循900+1000+11201150+

12、101000+900+8710+800+9环泵+125000+10000000+900从表中可以看出， 我厂一次风机功率较其他厂偏大。主要因为我厂选用磨型为 ZGM113(G)，属于 MPS磨，该类磨煤机阻力较其他厂的HP磨要大 1kPa 左右。与同样没有增压风机的吕四电厂相比， 我厂引风机功率大200kW，原因是我厂的设计煤种含硫率偏高以及有脱硝装置，阻力增加1kPa。我厂吸收塔浆液循环泵为4 台，原因为脱硫考核越来越严，比其他厂多留了一台的余量。 实际使用视排放情况用2 台或 3 台。我厂吸收塔高 42 米，比其它厂高 810 米，故选用的浆液循环泵功率较高。与吕四电厂相比， 我厂的空压机

13、系统的容量也偏大， 相应耗电量偏大。2. 机组技术经济指标的汇总、对比和分析汽机热耗 kJ/ （kWh）厂用电率（ %）大唐南京电厂73194.29阚山电厂742452吕四电厂735253望亭电厂731552外高桥三厂7320353阚山：该厂厂用电率5.2%（不含线路损耗），该厂出线线路电压等级为 500kV，线路全长 115 公里（线路损耗 0.42%左右）。吕四：该厂厂用电率 5.3%（不含线路损耗）。该厂线路全长 40 多公里，预测线损在 0.2%望亭：该厂厂用电率5.2%，其中脱硫厂用电率1.1%。.外三：该厂厂用电率3.53%（09 年累计综合厂用电率为4.43%）。该厂线路全长 1

14、0 公里，预测线损在0.05%左右。( 四)节能减排措施1. 四大管道优化：外三电厂采用弯管技术降低管道压损。1) 利用弯管的技术优势：a) 降低管道的振动采用弯管后整个管线的展开长度大为缩短， 加之弯管的弯曲半径大，明显提高了整个管系的刚度，同时大转弯曲半径能够降低流体由于流向变化对管系的冲击，因此采用弯管技术能够降低管道的振动。b) 降低管道的总阻力。从 DL/T5054-1996管规可知，90°弯管的局部阻力系数为 0.2 ，而 90°弯头的局部阻力系数为 0.25 ，可见不计内径的变化，仅局部阻力系数不同可引起的阻力可相差 25。c) 弯管内流动的介质对弯管外弧内壁

15、的内壁冲刷比弯头小。流动介质对弯曲部分外弧内壁的冲刷与流速和弯曲半径有关， 通过估算 95的流通面积的弯头比100流通面积的弯管冲刷流速高5.3 ，显然弯管外弧内壁的冲刷比弯头小。d) 采用弯管技术能够减少管道的总焊口数。e) 由于弯头的直管段受成型限制， 一般为 50mm左右，弯头起弧点距焊口距离较近， 对厚壁管焊口热影响区与弯头起弧点重合， 使不利因素叠加。 而对于小角度弯头， 使得弯头两边焊缝间的距离非常短，内弧两端的焊缝过折， 以致厚壁管的两道焊缝的热影响区也相互迭加，采用弯管不存在上述问题。因此弯管焊口远离弯曲部分，使得管道更加安全。f) 由于弯头的通流面积达不到 100，在管道焊口

16、内壁形成台阶，管道有积水时容易对焊口形成腐蚀。 而 100通流面积的弯管，蒸汽管道便于疏水，杜绝积水对焊口的腐蚀现象发生。2) 采用弯管技术需要考虑的问题：a) 由于弯管的弯曲半径大给管道布置带来一定的难度，在局部难以布置的个别位置仍采用弯头。b) 由于采用弯管技术刚度增加导致管系对锅炉和汽机等设备接口推力相应增加。c) 弯管外弧壁厚减薄，导致弯管的壁厚要比直管段厚，随着弯曲半径的不同，弯管比直管段的壁厚厚 1020之间，弯制弯管用的管材时非定尺管材， 弯管两边的直管段受单根不定尺管材长度限制相对于弯头不是标准设计。 设计方需在弯管两边直管段确定后进行二次复算，特别是同期两台机组需要分别复算，

17、 内径管的弯管和直管外径差异和接口位置的变化无法确定支吊架管夹的尺寸， 给支吊架设计带来困难，并延长支吊架的设计周期。根据外三电厂运行经验，采用弯管技术后，机组热耗降低67 kJ/（ kW.h），全年可以节约燃煤 3.66 万吨 / 年。可见采用弯管技术可以降低机组热耗，达到节能的目的，同时有利于管道安全运行。2. 给水泵的配置优化外高桥三期工程是国内百万千瓦等级容量电厂中首次采用100容量汽动给水泵且不设电动给水泵的配置方案。配单台100容量汽动泵，单泵在机组40 100负荷范围，泵与主机的负荷相匹配，系统简单、操作和调节比较方便。低于40负荷，则切换至备用汽源，也能保证机组正常运行。此外，

18、给水泵主泵、前置泵、给水泵汽轮机效率较高。下表为外高桥三厂设备招标两种给水泵配置方式的效率比较。设备名称一台 100%汽泵效率两台 50%汽泵效率给水泵前置88.15%85.94%泵给水主泵87.1%85.29%给水泵汽轮机87.01%81%除效率高外， 单台 100容量给水泵的价格也比用两台50%的汽泵低。由于单台给水泵效率较高，全年可节约燃煤1 万吨/ 年。配 2*50容量汽动泵的优点是，若一台汽动泵组故障时，机组仍能带 60左右负荷运行，对机组负荷影响较小。因此，采用单台给水泵的前提是汽动给水泵要非常可靠。对国外电厂的调研结果来看， 因单台 100%容量给水泵及其汽轮机的原因造成的机组强

19、迫停运率小于 0.2 。而给水泵常规配置的机组强迫停运率为 0.3028%。3. 零能耗脱硫技术该技术的核心思想是利用排烟余热加热凝结水，提高凝结水温度。把全部凝水引入脱硫吸收塔前的烟道中吸热。凝水温度上升约20，排烟温度由 120降至 80-85 。同时，因为排烟温度降低减少了吸收塔喷水的水耗。该技术可降低机组煤耗51 kJ/ （Kw.h）4. 邻机来汽加热给水系统在机组启动前采用邻机来汽 （再热冷段）供至高加加热给水的方法，机组冷态启动时的给水温度从90100提高到 215240，使炉内燃烧情况大大改善，目前外三两台机组最低稳燃负荷分别为19.1%、8.4%BMCR。由于启动期间锅炉水动力

20、工况的改善及水冷壁启动流量大幅度降低等原因， 启动期间未使用炉水循环泵，外三已决定取消此泵，这也为简化和优化直流锅炉的启动系统开拓了一条新途径。邻机来汽加热给水的实施，节省了大量燃油，外三两台机组试运期间，仅消耗燃油860 吨。5. 空预器漏风控制技术：外三在试运期间对锅炉空气预热器进行了技术改造， 采用了国内首创的全向柔性密封技术， 而且还能对密封进行监测跟踪， 改造后的空预器漏风率降到了 3%-4%，且保持稳定。由于烟气系统漏风率大幅度降低，带来了机组在全负荷工况下三大风机电耗远低于额定值的实际效益。四、 我厂机组技术经济指标的设计水平及预测我厂机组 THA工况下设计热耗为 7319 kJ

21、/ （kWh）。如果按设计厂用电率 4.29%（分公司要求优化后的厂用电率不低于 4%），锅炉效率 94.4%计算，我厂供电煤耗为 285.17g/ （kWh）。考虑到目前江苏统调发电机组负荷率不高的因素（兄弟电厂负荷率一般在 75-80%），我厂实际运行厂用电率应在 4.8%左右，实际供电煤耗约为 295g （/kWh）。五、 调研成果调研结束后，调研组针对兄弟电厂的经验和教训，举一反三，结合我厂实际，提出了如下意见和建议：( 一) 值得我厂借鉴的经验和教训1. 针对锅炉爆管已经或者需要做的工作：1) 现状：由于哈锅厂所供受热面内部的清洁度 , 在生产过程中没得到有效的控制 , 经现场对所有

22、的管屏内部通球发现有杂物 , 对联箱内部进行内窥镜检查 , 用压缩空气进行了吹扫 , 但对于混合器、分配器由于结构的特殊性， 无法对内部所有部位进行有效的检查， 因此存在着一定的隐患，哈锅该炉型爆管的问题是如何提高内部清洁度。2) 准备采取的措施：a)扩大酸洗的范围， 已准备启动循环系统参加酸洗，适时开启炉水循环泵，以增大酸洗循环流量和压头，从而提高酸洗效果。b)加大受热面内部检查的力度， 在酸洗结束后， 对酸洗过的所有联箱进行内部检查和杂物打捞，对节流孔全部进行射线检查，检查节流孔是否有杂物。c) 锅炉吹管后再对所涉联箱进行检查和打捞， 对所有节流孔再次进行射线检查， 检查节流孔是否有杂物，

23、 对 U形管底部进行射线检查，检查是否有沉结物。d) 在汽机吹转前，开足一二级旁路，对锅炉再次进行吹扫，再次清除锅炉受热面内的杂物。e) 选择合适的吹管形式， 建议在条件许可的情况下， 我厂采用稳压吹管的方式。 与降压吹管相比， 稳压吹管减少了温度变化的频次和速率，避免造成锅炉受热面焊缝和厚壁联箱较大的温差热应力。f)尽量提高在设备许可条件下的吹管温度，使之接近正常运行温度。并使每次吹管后系统能得到充分的冷却，更利于氧化层和杂质经多次反复受冷热循环变化而剥落，使吹管功效明显提高。2. 保护设备，严防事故扩大。发生“四管”泄漏时，在条件允许的话，一定要及时安排机组停运，避免设备损坏和损失扩大。原

24、来125MW机组时因为压力低，大家还没有这个意识。发生泄漏时，有时为了等调度批复，能拖一个月不停。现在超超临界机组，压力高，如不及时停，造成大量管子冲破，增加损失甚至事故扩大。3. 严控锅炉升温、升压速度。为降低锅炉爆管， 锅炉在启动期间，应加强对锅炉升温、升压速度的控制，减小锅炉的温差应力，但在干湿临界点附近不易停留过长时间， 超超临界锅炉在该点内水动力特性波动变化大，所以应避免在该参数下长时间运行， 以减少锅炉受热面的交变应力产生。4. 控制轴封温度， 避免转子抱死。 汽轮机停机后若汽轮机不能短时间恢复冲转的，采取停炉破坏真空、停轴封的方法；若能短时间恢复冲转的，应通过全开轴封进汽旁路门，调整轴封回凝汽器旁路门，使轴封压力维持正常，增大轴封进汽流通量，快速提高轴封温度。5. 控制汽水品质， 严防不合格水进入汽水系统。 针对超超临界机组对水质要求较高的现状，在汽水品质不合格时，一定不能转干态。6. 调配调试用煤符合设计煤种要求。 根据调研情况， 锅炉在冷态起动时 , 等离子点火直接点煤粉时 , 会发生煤粉燃烧不充分的问题 ,如果煤质挥发份较低, 该问题更加严重 , 运行中如处理不当甚至会发生锅炉尾部再燃烧或炉膛爆燃的事故, 因此在冷态起动时要选择挥发份较高的煤种 , 建议在煤场贮存部分满足我厂设计