超临界2350mw机组热力系统调试中的问题及处理措施

超临界2350mw机组热力系统调试中的问题及处理措施

1多层缸结构形式热能瑞金变电站2.350mw机组的型号为cln350-24。2.566566。这是一辆中间热、单轴、两速、两速和混汽机械。所有邓氏压力库都是向同一个方向组装的。低压排水部分的分流方式采用多层管道的结构。通流部分的轴向距离大，径向距离小，因此具有良好的抗热负荷适应性。从汽轮机端向发电机端看为顺时针转向。1号汽轮机技术参数见表1,各转子临界转速见表2。2加热系统的特点2.1也拉着多个主汽阀的再热蒸汽系统d钢1号机组主、再热蒸汽系统采用单元制的2-1-2布置,即主蒸汽管道从锅炉过热器出口引出2根管道合并为1根母管(d317.5mm×62.36mm)引至汽轮机侧主汽阀前再分为2根管道(d228.6mm×44.45mm)分别接入2个主汽阀;再热蒸汽管道布置与主蒸汽管道相似,母管采用d685.8mm×26.04mm,汽轮机侧支管采用d482.6mm×20.14mm;汽轮机采用一级旁路系统,主蒸汽经旁路阀减压减温后分2根管道(d630mm×12mm),再经过二级减温器后分别进入两侧凝汽器。旁路系统容量为35%BMCR。2.2中压精处理装置1号机组凝结水系统配备2台100%额定容量的立式凝结水泵,1台运行,1台备用。凝结水系统设置1台轴封加热器(轴加)、4台低加、1套中压精处理装置。5、6号低加水侧分别设有一小旁路,7、8号低加水侧联合设一大旁路;轴加后面设凝结水调节阀,以调节除氧器水位;化学除盐水直接向凝汽器补水;凝结水向一级旁路及其二级减温器、低压缸轴封减温器、本体疏水扩容器、低压排汽缸喷水系统等提供减温水。2.3起、停泵使用1号机组给水除氧系统配置1台50%容量电动给水泵(电泵)和1台100%容量汽泵,正常时汽泵运行,在机组起动或停运时电泵作为起、停泵使用。给水系统采用3台全容量卧式高压加热器(高加)及电动三通阀一级旁路系统,任何1台高加发生事故,则停用高加。全部高加因故停用时,机组仍能带满负荷。给水除氧系统配置1台GC-1100/GS-150型单筒、卧式无除氧头的除氧器,水箱有效容积为160m3。2.4无压汽器汽轮机共设8段非调整抽汽,1、2、3段抽汽供至3台高加,4段抽汽供除氧器、小机及辅助蒸汽用汽;5、6、7、8段抽汽供4台低加。除氧器采用滑压运行方式。除7、8段抽汽外,其它各段抽汽管道上均设有电动隔离阀和强制关闭止回阀。2.5台机组的运行管理循环水系统采用扩大单元制,每台机组配置2台SEZ1500-1240/1000型立式斜流循环水泵(循泵),2台机组循环水出口管道设有联络管,根据季节及机组负荷情况确定运行方式;采用闭式循环系统,设置一座淋水面积为8500m2的双曲线自然通风冷却塔;凝汽器设有2套胶球清洗装置,循环水通过2根DN2200的循环水管进入凝汽器,然后流经胶球收球网排至冷却塔。循环水补给水采用趸船从贡江取水,3台取水泵互为备用向循环水系统及化学水处理系统补水。2.6冷却用水(1)开式循环冷却水取自凝汽器循环水进水管,经电动滤网、开式循环冷却水泵提供冷却用水,回水至凝汽器循环水回水管。开式循环冷却水系统设置2台开式冷却水泵,1台运行,1台备用。(2)闭式冷却水系统采用除盐水作冷却工质,系统设置1台5m3膨胀水箱,2台闭式冷却水泵,其回水至闭式冷却水泵入口处。2.7机组正常运行1号机组配置2台水环式真空泵(水环泵)用于凝汽器抽真空,机组起动时2台水环泵同时运行,机组正常运行时1台运行,1台备用。该机组轴封为迷宫式汽封,高中压缸轴封约在15%负荷时变成自密封,高中压轴封漏汽经轴封供汽母管,再向低压轴封供汽,在70%负荷左右时系统达到自密封,多余的蒸汽则通过轴封溢流站排至凝汽器。2.8辅助蒸汽设计参数每台机组设置1台辅助蒸汽联箱,其汽源来自起动锅炉、4段抽汽、冷段再热蒸汽管道。辅助蒸汽设计参数为:0.808～1.247MPa,340～369.3℃。2台机组辅助蒸汽联箱通过联络管联通,以实现互为备用,向各用户供汽。3机组试验工作1号汽轮机组于2008年8月份开始分系统调试,10月24日完成主蒸汽及再热蒸汽管道吹扫,11月10日完成机组起动前阀门传动、分系统联锁和保护试验及各分系统试运行等工作。11月11日机组整套起动试运行,同日15:31机组首次起动成功定速3000r/min,完成了低速下动静摩擦检查、额定转速打闸、辅助油泵联锁试验、危急保安器喷油试验和电气并网前的试验等,机组振动情况优良,轴系最大轴振57.4μm。11月13日机组带20%额定负荷完成低负荷暖机,然后进行了主汽阀、调节汽阀严密性试验及汽轮机超速试验。12月26日进行了50%额定负荷甩负荷试验。3.1u3000目机组采用高压缸起动,起动参数为主蒸汽压力8.92MPa,主蒸汽温度按汽轮机起动方式的不同与汽缸温度相匹配,冷态起动为360℃。锅炉采用等离子点火,直接投煤,不烧油,当主蒸汽压力大于7MPa后,需加大燃料投入。考虑机组安全起动的需要,同时又节省燃料,机组冷态起动参数调整为主蒸汽压力5～6MPa,主蒸汽温度380℃左右。3.2发电机励磁碳刷架侧铝护板机组运行正常2008年11月11日,1号机组首次起动时6号轴承振动较大,最大约为148μm,是由于发电机励磁碳刷架侧铝护板安装间隙较小与主轴有摩擦所致。经一段时间磨合运行后,振动下降至65μm左右,机组运行正常。这种现象在多数机组起动后因铝护板材质较软,如振动较小,说明碰磨较轻,磨合一段时间即会正常,如振动较大则需立即停机处理。3.3阀杆装配密封出现泄漏1号机组在第1次起动带负荷至105MW时,右侧再热调节汽阀门杆漏汽流量较大,经检查门杆漏汽管道通畅,轴加风机运行正常。经对该阀门进行解体检查时发现阀杆装配未对中,造成门杆漏汽不畅而泄漏到阀体外,经重新装配后恢复正常。门杆漏汽流量较大的问题在其它机组调试中经常遇到,其原因主要是阀门装配密封存在问题,而多数原因是由于门杆漏汽管道较长,阻力大,门杆漏汽流量引入轴加,其压差较小,如果管路疏水不通畅,就有可能造成门杆漏汽流动不畅而出现向外泄漏的现象。经过对门杆漏汽管道疏水进行改进,减小其流动阻力使其通畅不发生阻塞,漏汽流量达到了要求。3.45顶轴油压调高在1号汽轮机组调试顶轴油系统时,发现5号轴承顶轴油压调高时,轴承顶起高度变化不明显。经过翻瓦检查发现5号轴承的顶轴油管路在轴承箱内存在漏点,经安装补焊后,重新投入顶轴油压后工作正常。3.5小机冲转导致的振动2008年11月4日汽泵试运行,16:50小机挂闸冲转,在升速过程中汽泵前轴承振动故障跳闸。17:00解除汽泵前轴承振动大保护,小机冲转,在升速过程中汽泵前轴承振动幅值最大为78.18μm,主要原因是转子经长时间静置发生了弹性变形,经中速运行调整后汽泵振动正常。11月28日将汽泵振动跳闸原定值60μm报警,80μm跳闸,改为80μm报警,100μm跳闸。汽泵带满负荷时最大振幅为49μm。调试中在确认汽泵组运行振动良好,并在确保泵组安全运行的基础上可将保护定值适当放大,以确保汽泵组顺利起动。3.6主差压阀信号管反渗透膜检查在密封油系统调试时,发现密封油主差压阀跟踪调节性能较差,经对主差压阀机械部分反复活动,并对主差压阀信号管进行检查,排除了管路中的空气及机械杂质后,主差压阀工作正常。由于主差压阀机械部分有卡涩或主差压阀信号管有空气及机械杂质,调试中应反复改变发电机气侧压力,检查主差压阀的跟踪运行情况。3.76号低加水位关闭1号机组带负荷试运期间,负荷逐渐增加到220MW左右时,6号低加疏水阀已全开,6号低加水位仍在上涨,不能有效控制水位,检查疏水阀型号无误及安装正常;为检查疏水通畅情况,使机组试运工作顺利进行,首先在6号低加疏水阀加装d57mm旁路管及手动阀,在机组负荷升至300MW左右时,6号低加旁路手动阀及疏水阀均全开,基本能保持6号低加水位正常,但仍不能满足满负荷工况6号低加疏水的需要,停机后将6号低加疏水阀旁路管及手动阀改为d108mm,带满负荷运行后,能控制6号低加水位。从6号低加运行情况分析,由于6号低加布置于锅炉房侧,疏水系统管路较长,疏水管路阻力较大,当机组负荷低于250MW左右时,疏水压差不足,就显露出疏水不通畅,需要开启危急疏水阀,反之负荷大于250MW左右时,6段与7段抽汽压差增大有利于疏水,疏水能正常控制。可见,疏水不畅除与疏水阀门阻力大有关外,还与疏水系统管路布置及通流情况有关,建议待机组大修时对6号低加疏水管路进行优化改造,使疏水管路布置更合理,保证疏水通畅。3.8号轴承机组在进行汽轮机润滑油系统调试时,发现润滑油母管压力在交流润滑油泵运行时为0.09MPa,检查发现5号、6号轴承未按要求装节流孔。经在5、6号轴承进油管法兰处加装d28mm节流孔,润滑油压升至0.095MPa,机组起动运行至3000r/min后检查各轴承温度正常,5、6号轴瓦温度约67℃。对机组润滑油压力低的问题,在调试时应特别引起重视,有可能是润滑油母管阻力大、油泵出力不够,或者是润滑油管联接法兰处漏油甚至是油管路发生断裂造成润滑油泄漏,引起油压降低。大型机组润滑油系统管路都是套装管道,应采用多种方法检查确认套装管道无泄漏点。3.9刚性支吊架的重新设计1号机组第1次起动带负荷至105MW时,发现热段再热蒸汽管道膨胀变形位移幅度超过了设计值并使两侧再热调节阀产生较大变形。经重新计算将该管路系统刚性支吊架由原设计在锅炉侧61m处改至43m处,以吸收管道的热膨胀变形。机组调试期间经常发生蒸汽管道膨胀偏大的问题,如蒸汽管道膨胀变形位移幅度超过设计值则应及时处理,重新核算支吊架受力情况。3.10低压轴封适用低温制度(1)1号机组试运期间多次发生低压轴封减温水喷嘴堵塞,应加强对各减温水系统检查,清理喷嘴中机械杂质。(2)在机组起动初期,低压轴封供汽经排汽缸引入低压轴封处时温度下降较大,当低压轴封供汽母管送汽温度为195℃时,经低压缸引至轴封处的温度降至90℃左右,约有105℃左右降幅,对排汽缸低压轴封管道套装不锈钢管减少换热后,低压轴封温度得到有效控制,温降约在20℃左右,如果蒸汽经排汽缸引入轴封的管道在受到有关喷水的冷却时,应对进入排汽缸的轴封管道进行隔热处理,以减小温度降低的幅度,使低压轴封供汽温度得到有效控制。(3)机组带负荷运行时,发现高、中压轴封漏汽流量较大。带负荷约100MW时高、中压轴承即可实现自密封,随着负荷的增加,轴封母管压力增大,逐渐开启轴封溢流阀,直至轴封溢流站的调节阀与旁路阀都全开。机组带满负荷工况下轴封母管压力为50kPa左右,建议机组大修时使高、中压轴封间隙调整合格,以使机组运行中轴封母管压力符合要求并提高机组运行经济效益。3.11推力轴瓦调整汽泵组试