潮州电厂600MW机组问题治理报告.ppt

一期2600mw机组 设备问题治理专题报告,2010年3月,一、潮州发电公司介绍 二、汽机设备问题治理 三、电气设备问题治理 四、锅炉设备问题治理 五、二次设备问题治理 六、煤种掺烧,主要内容,广东大唐国际潮州发电有限 责任公司位于广东省饶平县柘林 镇，一期建设2台600mw超临界机 组，分别于2006年5月、7月通过168小时试运投入商业运行；一期扩建工程2台1000mw超超临界机组也已通过168小时试运行。 600mw机组投产以来，潮电针对机组运行中暴露的问题，进行了大量设备治理工作，现介绍如下。,一、潮州发电公司介绍,1、凝结泵振动问题治理 （1）问题的提出 潮电公司#1机组设计两台凝结水泵一台运行一台备用，为上海凯士比生产nlt500-5704s型，配湘潭电机厂yksl6304th，额定功率2000kw，转速1489 r/min，凝泵与泵体联接的进出口管道和电机的冷却水管道在同一方向，互相平行。 投产初期a凝泵在运行中电机端振动达到22丝，经安装单位多次处理不能解决，且振动有上升趋势。,二、汽机设备问题治理,（2）问题分析 2007年对两台凝泵进行动平衡试验，发现工频振动分量较小，判断电机转子和泵平衡状态良好，无需动平衡。但a凝泵在半倍工频处存在较大的振动分量，当a泵运行b泵停运时 ，b泵在半倍工频处也有2.85丝的振动分量，分析认为a、b凝泵存在低频共振，其主要原因是两台凝泵的布置比较紧凑，两台凝泵的进出口管道和电机的冷却水管道布置方向一致，同时冷却水管道和电机是刚性联接，冷却水管道振动会加大电机的振动。,（3）处理方法及效果 为破坏两台凝泵低频谐振，将a凝结水泵的电机顺时针旋转45后安装，改变a凝结水泵振动的固有频率。在a凝泵电机冷却水管出入口各装一段金属软管，使凝泵电机冷却水管的振动不会影响电机的振动。 经过以上处理后，用便携式的测振仪现场测量凝泵振动，a凝泵在运转中电机端振动最大3.5丝，b凝泵在运转中电机端振动最大3丝，a、b凝泵电机端的振动均达到优秀水平。,2、#1、#2机小汽机油中含水量大 （1）问题的提出 机组投产后，#1、#2机给水泵小汽机润滑油中含水偏高，最高达到2000mg/l，加装临时滤油机也不能解决。 （2）原因分析 原油挡密封性能不好，轴封蒸汽容易泄漏至润滑油中去，使润滑油中水分超标。 （3）处理方法及效果 机组运行时采取投入滤油机连续滤油，并在油挡与轴封之间通压缩空气，防止轴封漏气进入油系统。机组停备时将原油挡改为空气油挡。 在原有基础上可以适当提高轴封压力，既能保证机组真空，又确保小机润滑油中含水降至合格范围。,3、#、#机组四台小汽机第四级叶片断裂 （1）问题的提出 潮电#、#机组四台小汽机由哈汽厂生产，在运行中先后由于振动大掉小机，揭缸检查发生第四级叶片断裂，。 （2）问题分析 小机第四级叶片处于汽水交汇处，运行工况恶劣，运行中叶片受力复杂，叶片振动大，属设计问题，容易断裂。 （3）处理方法及效果 为不影响机组出力，取消小汽机第四级叶片运行。哈汽重新设计第四级叶片，增加拉筋，免费进行改造后逐步进行转子更换。 新的小机转子更换后未发生类似问题。,4、高加水位波动问题治理 （1）问题的提出 潮电#2机#2高加机组运行后水位有较大波动，致使事故放水门严重冲刷，影响机组经济性。 （2）问题分析 针对#2机组#2高加降负荷过程中水位波动的问题，热控人员检查了高加水位测量系统、自动调节参数进行整定和调整，都不能解决问题。通过总结高加水位波动时相关参数的变化趋势，发现水位波动时，正常疏水温度恰在高加进汽压力所对应的饱和温度。在降负荷过程中随着抽汽压力降低，当达到高加正常疏水对应的饱和压力时，高加内部出现汽液两相流，造成虚假水位，引起水位波动。高加疏水温度偏高的主要原因是高加水位控制偏低，高加加热器换热不充分所致。加热器水位偏低，则疏水冷却段换热效果降低。,（3）处理方法及效果 对6台高加水位进行优化试验：机组在不同负荷段，提高高加水位，寻找最佳水位，取得明显效果。 例如：在机组负荷550mw，水位由设计600mm逐步提至950mm。水位620mm时，下端差为10.97；850mm时，端差由6.64减小至5.12，优于设计的5.6。但在水位超过850mm时，给水出口温度由269.27降至269.12。因此将确定750mm为高加水位最佳运行值 通过优化高加水位，降低了高加的端差和正常疏水温度，提高了高压加热器运行经济性。提高高加水位后，未发生降负荷高加水位波动的情况。,1、发电机更换转子引线的不锈钢板 （1）问题的提出 2007年哈电厂通报同类型发电机的安全隐患：在转子引线的不锈钢板可能导致导电螺钉绝缘材料与转子引线间脱落。 （2）处理方法 利用25天小修的机会，2007年6月和2008年2月分别对#2、#1号发电机进行处理。转子拔励侧护环，更换转子引线的不锈钢板（原1mm厚不锈钢更换成2mm厚的q235不锈钢板）。 （3）治理效果 在机组运行后加强点检，每天计算发电机漏氢量。两台机组不锈钢垫条更换后，投运至今。未发现异常。,三、电气设备问题治理,2、发电机氢气冷却器的支撑结构改造。 （1）问题的提出 经调研，哈电厂生产发电机氢气冷却器支撑结构设计强度不足，同型号发电机已发生氢气冷却器泄露事故。检查发现两台机组氢气冷却器原有支撑全部存在不同程度的裂纹。 （2）处理方法 对氢气冷却器支撑结构进行了改造：原设计20mm直径圆钢斜拉支撑，更换为100mm槽钢，加装斜拉支撑。 （3）效果评价 结构改造后，发电机历次检修，均对氢冷器进行检查，未发现裂纹及松动松动现象，治理效果明显。,3、发电机定子端部外圈可调绑环拉紧楔松动 （1）问题的提出 发电机检修中发现汽端外圈可调绑环2点半方向有一拉紧楔螺栓磨损并脱扣，其余部位有8条不同程度松动。内圈可调绑环及气息隔板处线棒紧固螺栓有5条松动。 （2）处理方法 哈尔滨电机厂专业技术人员协助更换新拉紧楔，将端部其余所有拉紧楔螺栓重新进行紧固：内、外圈可调绑环螺栓力矩为35n/m，内撑环锁紧螺栓力矩为203n/m。紧固后用浸胶（环氧树脂胶）涤波绳沿圆周依次锁紧。 （3）效果评价 #1、#2机组检修后于2010年2月投入运行，至今未发现问题，待下次机组检修时检查抽转子进行深度检查。,4、启备变共箱封闭母线故障 （1）问题的提出 2009年机组停运后2号启备变差动保护动作，启备变开关跳闸，1、2号启备变停运。经现场检查发现2号启备变第二组绕组低压侧出线共箱封闭母线垂直段发生短路接地，水平段3米左右也有严重的放电迹象。短路故障发生在母线和导体支持结构之间。,故障后共箱封闭母线的内部情况,（2）原因分析 厂家原设计的共箱封母导体主绝缘材料为导体表面10kv绝缘等级的热缩套，其特点是绝缘性能好，但材质偏软，在生产、安装和运输过程中都容易被硬物划破；此次事故后对未发生故障的共箱封闭母线内部进行了检查，发现了多处导体表面热缩套有破损。,共箱封闭母线导体的支持结构图,共箱封闭母线导体的支持结构如上图所示，其由两块20mm厚的环氧树脂板和合成材料的圆形卡套组成，卡套为比较硬的材质，且表面不光滑，安装时易造成热缩套的损坏；支持结构采用了绝缘材料，但爬电距离比较小，相间最小爬距为160mm,没有达到我厂现场环境要求的6kv电压等级的爬距（四级污秽等级，泄漏比距为3.1cm/kv，6kv爬点距离应为186mm）;而且环氧树脂板为易受潮的材质；因此当热缩套发生破损后，如在卡套处热缩套发生破损，便会沿卡套和环氧树脂板放电；发生发电后，又造成局部高温，进一步损坏热缩套和环氧树脂板的绝缘，如此恶性循环，最终导致整体击穿，发生短路接地。,（3）处理方案及效果 将导体支撑结构进行改造，材料采用dsm材质，保证母线支撑的强度要求。加大了支撑件的爬距，有效的防止放电现象。 在2010年1月的双机检修中，已经将#1、#2机组的厂变共箱封闭母线进行了改造，改造后母线绝缘水平明显提高，运行到现在稳定可靠。此方案制造厂已在其它厂进行推广。,1、#1炉垂直水冷壁和联箱连接部位角焊缝多次泄漏 （1）问题的提 08年至09年，#1锅炉大罩壳内部四角水冷壁出口管和联箱连接处角焊缝产生裂纹出现了三次泄漏，每次都利用节假日检修进行了处理。 （2）原因分析 经过认真分析，认为发生泄漏的主要原因是由于水冷壁管座弯度无法消除联箱膨胀量。,四、锅炉设备问题治理,（3）处理方法及效果 将水冷壁上联箱左右两侧前后角各8根管座割除鳍片约200mm长，并在鳍片与管子连接处加工了膨胀缝和止裂孔，并对发生裂纹的管座全部增加灯塔形膨胀弯，以消除管子应力。同时对#2锅炉水冷壁上联箱左右两侧前后角各8根管也采取了同样的方法进行了处理。 经过处理后至今未发生同类型泄漏。,2、#2锅炉末级过热器tp347氧化皮脱落导致爆管 （1）问题提出 08年#2机组启动中发生末级过热器爆管，进行堵漏时发现有两根管路由于氧化皮脱落堵塞过热爆管，爆管后的管路将屏式过热器6根管吹损，后对其他管路进行检查，发现共有12根管路也有不同程度的氧化皮脱落堆积。 （2）原因分析 爆管的主要原因是tp347管在高温情况下氧化皮和管道的膨胀量不匹配，容易大幅脱落，堵塞管路。 （3）处理方法 针对此问题，采取如下应对措施：机组运行中严格控制超温、机组启动过程中主汽温升速率不得超过1.5、停机对氧化皮的堆积情况进行检测。 （4）效果评价 经采取以上控制措施，至今未发生由于氧化皮脱落造成锅炉爆管的问题，效果良好。,1、#1、#2机组一次调频问题整改 （1）问题的提出 2009年7月9日和10日江城直流站分别两次单极跳闸后，广东省电力调度中心对潮电#1、#2机组一次调频动作情况分析评价，反应出#1、#2机组一次调频调节品质不能满足电网要求。经过对一次调频相关参数调整后达到了电网要求，并在2009年两个细则考核实施的两个月中取得75万的收入，但在低负荷时eh油管路高频震动，有断管泄漏的风险。,五、二次设备问题治理,（2）原因分析和采取的措施 参与一次调频的转速增加0.5秒一阶迟延滤波环节，解决转速信号谐波含量大导致一次调频频繁动作，降低阀门动作频率和eh油管振动的问题。 电网频率在小范围波动时，调频功率不作用于锅炉燃料、给水及送风控制，保证锅炉运行的稳定性。 邀请哈汽自控公司对#1、#2机组的大机阀门流量特性、重叠度及高调门的预启阀位置（空行程）及实际阀位行程进行确认，优化顺阀方式下的ccs阀位曲线。 （3）治理效果 改造优化后两台一次调频动作正确率100%，高调门动作次数减少，eh油管路震动明显降低。,2、机组控制自动调节品质优化 （1）问题的提出 #1、#2机组投运后自动投入率偏低，燃烧器侧二次风调整门自动、氧量自动等无法投入；协调控制系统、给水自动调节、主汽温度调节、送风自动调节等调节品质较差。协调自动投入情况下，主汽压力波动最大达到2mpa，负荷波动达到20mw，主汽温度自动投入品质不理想，运行人员必须手动干预，操作强度大。送风自动在锅炉掉焦等恶劣情况下，调节品质差。,（2）原因分析和采取的措施 将原中间点温度修正给水改为修正煤量，避免给水波动对主汽压力的影响。 将主汽温度自动控制策略改为经典的串级自动调节，提高温度调节精度。 对原送风母管二次风量测量装置改造，将送风自动调节被调量由风量压力优化为风量，避免炉膛压力波动对自动调节的影响。 燃烧器二次风门由闭环调节改为开环调节，开度跟踪对应给煤机煤量。 优化氧量自动调节方案，由修正二次风门开度改为修正锅炉风量定值，通过干预送风机动叶调整锅炉氧量。,（3）效果评价 通过自动优化，协调自动投入品质明显提高，机组负荷一次变动100mw，主汽压力波动控制在0.8mpa以下，机组负荷偏差稳态2mw以下，动态10mw以下；主汽温度自动状态控制在3内；二次风量自动、氧量自动的投入，确保燃烧稳定。 大大降低了运行人员劳动强度。,4、励磁系统设备完善 （1）问题的提出 潮电#1、#2机组采用ge公司ex2100静态励磁系统。发生的问题主要有：基建期间在进行励磁系统拉、合直流电源实验时发生励磁故障跳闸；运行中整流桥可控硅击穿；发生多次控制器卡件故障造成单控制器运行；盘间电缆接头腐蚀损坏。,（2）原因分析和采取的措施 1）拉、合直流实验时发生励磁故障跳闸问题的主要原因是励磁调节器灭磁控制回路灭磁开关跳闸信号使用位置继电器的常闭触电，当控制电源失电时，接点闭合导致灭磁。后将此信号更改为灭此开关本身常闭接点后正常。 2）运行中可控硅击穿、控制器板卡频繁损坏主要原因是基建期间励磁设备到货较早，长期存放在室外，环境恶劣。励磁调节器安装后，励磁小间土建没有及时封闭，也未安装空调，使电子设备使用寿命降低。针对此问题，潮电采购了一批励磁系统控制卡件备件，并利用机组检修机会对备件进行了动态和静态调试，保证其随时可用。规范了在线更换可控硅和其他励磁卡件的操作方法，保证出现类似问题可及时处理。,（3）效果评价 通过以上改进措施，消除了设备安全隐患，虽然机组运行中发生过多次励磁控制器板卡故障，均能够安全在线处理，未发生停机事故。,5、#1机动力直流蓄电池组容量不足 （1）问题的提出 2008年#1机组检修时，进行#1机组220v动力蓄电池核对性放电，使用10小时率放电电流对其进行放电时，11只电池放电容量只能达到额定容量的百分之八十。,（2）原因分析和采取的措施 基建时直流系统充电机电源为施工临时电源，电源时有时无，造成蓄电池欠充后不能及时补充，致使蓄电池极板钝化，容量损失。经过认真研究，对#1机动力蓄电池组进行多次大充大放，充分激活蓄电池性能，使欠容量的部分蓄电池达到标准容量，修复完成后蓄电池性能至今稳定。另外，对蓄电池的日常检查，仅以蓄电池端