热态启动高缸保护动作的原因及处理1

330MW 中压缸启动汽轮机热态启动切缸时高压缸保中压缸启动汽轮机热态启动切缸时高压缸保 护动作的原因浅析及处理方式护动作的原因浅析及处理方式 赵子军 宁夏发电集团有限责任公司马莲台发电厂 （宁东镇 750411） 摘要：宁夏发电集团有限责任公司马莲台发电厂期安装的 2330MW 汽轮机 组采用中压缸启动，在启动过程中除了要严格按照技术规定操作，还要采用必 要、安全的技术措施，在不同的工况下，安全地将机组启动起来。根据同类型 机组的运行经验，分析北重汽轮电机厂生产的 N330-17.75/540/540 汽轮机中压 缸热态启动过程中由中压缸切至高压缸控制的过程中高缸保护动作的原因以及 处理方法。 关键词： 汽轮机 启动 安全 稳定 一：设备概况一：设备概况 宁夏发电集团有限责任公司马莲台发电厂期 2330MW 汽轮机为北京北 重汽轮电机有限责任公司引进阿尔斯通公司技术生产的 N330-17.75/540/540 型 亚临界一次中间再热、单轴、三缸双排汽、凝汽式汽轮机。为了配合中压缸启 动，配置了 70（高旁）和 265（低旁）额定压力的两级串联旁路。主要 特点是暖缸时间短，启动速度快，与同类型机组相比效率较高。 二：机组启动过程二：机组启动过程 机组启动时，锅炉微油点火启磨升压至 0.8MPa 后，先由高、低压旁路建 立主、再热蒸汽最小循环。当启动条件满足，具备冲转条件，机组挂闸。此时 高中压主汽门开启，高压缸排汽逆止门旁通阀开启，主蒸汽通过高旁到冷再热 汽系统，然后通过高排旁通阀进入高压缸，由高压缸第一级疏水和高导管上、 下游疏水阀将疏水排至凝汽器。以此来对高压缸进行倒暖。当高压外缸下阀兰 中壁金属温度高于 195时，高排旁通阀自动关闭后，高缸抽真空阀自动打开， 此后高压缸进行真空法暖缸。直至机组冲转、并网带负荷大于 33MW 以及其它 切缸条件满足后，自动在 70 秒之内由中压缸控制带负荷切换到有高压缸控制。 即切缸动作过程为，高压主汽门在 4 秒钟左右的时间全部打开，高压调门开启 并与高旁关闭相配合控制机组负荷不变，即高压缸做功逐步增高，低旁与高旁 配合逐步关闭来控制再热汽压，维持中压缸做功能力缓慢下降。同时高压缸抽 真空阀联关（时间是 38 秒） ，使高压缸排汽逆止门前压力快速升高至 1.5MPa 以上，打开高排逆止门，此时高低压旁路自动全部关闭，进入跟随状态。汽轮 机在带 35MW 负荷期间，暖缸 30min 后可以继续升负荷。 三：问题析出三：问题析出 因为本汽轮机设置有一套高压缸保护装置。主要是在启动初期和切缸时对 高缸进行保护，其保护有；（1）高压缸暖缸期间的保护：汽机转速 1050rpm，高压缸排汽逆止阀后汽压1.7MP 汽机自动跳闸。 （2）高压缸真空 保护：汽机转速1050rpm，高压调节阀关闭，高压缸排汽（启动）压力 0.14MPa 延时 4 分钟，汽机自动跳闸。 （3）高压缸抽真空阀保护：当高压缸 抽真空阀打开（关闭）指令给出 70 秒后高压缸抽真空阀还没有打开（关闭） ， 或者在抽真空阀过流的情况下抽真空阀后压力0.8Mpa（此为切缸过程） ，延时 15 秒汽轮机自动跳闸。而机组在冷态启动过程中，从来没有发生过高压缸保护 动作跳机的现象，只有在热态和极热态启动时才发生。自我厂投产以来， 1、2 机组先后发生了十几次高缸保护动作跳机的现象，并且都是在由中压 缸切至高压缸的过程中，高压缸抽真空阀关闭的过程中，其后压力大于 0.8MPa 延时 15 秒钟跳闸。尤其是 2008 年 2 月 11 日，在一次极热态启动恢复过程中， 就发生了 4 次高压缸保护动作跳机的事故，对机组的安全稳定运行和运行人员 的正常操作带来了巨大的负面影响。 抽抽真真空空阀阀 高高排排旁旁通通阀阀 高高 旁旁 低低压压旁旁路路 再再 热热 器器 凝凝 汽汽 器器 高高压压缸缸中中压压缸缸 低低压压缸缸 四：原因分析四：原因分析 通过对几次跳机后热态启动过程中的现象、数据分析，发现在热态切缸时， 抽真空阀联关开始后的 5 秒钟左右，开始发高压缸抽真空阀后压力大于 0.8MPa 信号，延时 15 秒钟后汽轮机跳闸。而在冷态启动过程中就没有发过高压缸抽真 空阀后压力大于 0.8MPa 的信号。由此根据汽轮机组启动时的缸体金属温度分 析得出结论，由于在冷态启动过程中，由中压缸切至高压缸控制时，由于高压 缸金属温度在 1000rpm 暖机时，高压外缸下发兰中部金属温度达到 195时， 高压缸排汽逆止门的旁通阀就联关，同时高压缸抽真空阀在 38 秒钟之内联开， 高压缸进入真空法暖缸阶段，因此高压缸金属温度较低。在汽轮机由中压缸启 动带负荷至 33MW 自动切缸时，主蒸汽进入高压缸后（温度 380，压力 4MPa） ，在刚开始的几分钟之内大部分蒸汽凝结放热，只有少部分做功，蒸汽 流过高压缸末级叶片时的压力很低。高低压旁路关闭较慢，以维持中压缸做功， 保持机组负荷不低于 33MW。因而不会造成高压缸抽真空阀后的压力达到 0.8MPa。但是在热态或极热态启动过程中，由于高压缸的金属温度很高（高压 缸金属温度 485左右，主蒸汽温度 510以上） ，蒸汽进入高压缸后，没有发 生凝结放热，而是全部用来做功，高压缸做功能力急剧增大，同时由于高压旁 路自动逐步关闭以维持主汽压力不变，高压主汽门快速开启，高压调门在 70 秒 钟之内开至切缸时的负荷所对应的开度。因此进入高压缸的蒸汽量和压力急剧 升高。这样就造成高压缸末级即抽真空阀后的压力很快升高超过 0.8MPa，当高 压缸抽真空阀关闭时间为 38 秒时，在 20 秒左右的时间内都发抽真空阀后压力 大于 0.8MPa 信号，发生高缸保护动作跳机就成为不可避免的现象。 五：采取的措施五：采取的措施 1；根据对高压缸抽真空阀上下限行程的验证和通过抽真空阀阀门特性以及 流过抽真空阀的蒸汽流量测算，认为高压缸抽真空阀的开/关时间，超出北重所 给的技术资料要求 31 秒时间达 7 秒钟左右时间。因此建议厂生产技术部校订了 高压缸抽真空阀的上限行程，由电控部对抽真空阀的上限行程进行了调整，开/ 关时间有原来地 38 秒缩短为 31 秒。在高压缸进行抽真空暖缸时，经过高压缸 抽真空阀的流量不会发生变化。在之后的机组冷态启动中，高压缸暖缸速度、 抽真空暖缸效果、高压缸上下、左右、内外缸金属温度加热的效果以及差胀都 很好，没有发生任何异常现象。基本上在 1.5 小时左右的时间内就能将高压缸 外缸下发兰中壁温度加热到 195，抽真空后高压缸上下、左右、内外缸金属 温度都能达到 190左右，高缸差胀小于 0.5mm（报警值 1.2mm） 。热态恢复启 动过程中，机组负荷达到 35MW 以上，其它切缸条件满足后，自动由中压缸控制 切为高压缸控制，高压缸抽真空阀后压力大于 0.8MPa 的时间没有超过 13 秒。 2；发生锅炉 MFT，汽轮机没有跳闸、发电机没有解列，解除 AGC、CCS 协 调和锅炉、汽轮机主控，用 DEH 快速减负荷至 10MW 负荷左右（此时要确保主、 再热汽温在 10min 之内不能徒降 50，并且主、再热汽温最低不能低至 450， 否则按故障停机处理） 。若没有达到由高压缸控制切为中压缸控制的条件（此条 件为；机组负荷小于 25MW 且四个高压调门开度全部小于 8同时满足时自动进 行高中压缸的切换） 。维持机组负荷稳定，锅炉快速恢复点火、启动磨组运行， 汽轮机侧严密监视主再热汽温度的变化，汽缸金属温度、差胀、轴向位移、振 动、轴承温度的变化。尤其是要加强对汽轮机轴封压力、温度的监视。若轴封 压力满足不了要求，可以降低辅汽联箱上其它热用户的用汽量，特别是要及时 将采暖系统用汽切除。若主汽压力较高，可以视情稍开高压旁路，以提高冷段 抽汽压力。若是单台机组运行，启动炉及时升压供汽。主、再热蒸汽温度低于 515时及时全开主、再热蒸汽总管、左右支管，高压缸第一级，高中调门导管 疏水。锅炉恢复后，主再热汽温、压力回升，汽轮机侧既可以加负荷。其他操 作按照运行技术标准进行。 3；发生锅炉 MFT，汽轮机没有跳闸、发电机没有解列，机组快速减负荷至 10MW 负荷左右。达到由高压缸控制切为中压缸控制的条件，汽轮机由高压缸控 制自动切为中压缸控制，高低压旁路动作正常。此时除要严格按照上一条内容 执行外。还要及时调整高旁的开度。此时的操作方法是；将高旁减压阀切至手 动，高旁减温阀、低旁减压阀和减温阀继续投自动。手动调整高旁开度，维持 主再热汽压稳定，汽温缓慢下降。还要维持机组负荷大于 10MW。检查关闭高加 抽汽逆止门和电动门,开启抽汽管道疏水。锅炉尽快恢复点火启动磨组运行，当 主再热汽温、汽压回升后，汽轮机开始加负荷，并维持机组负荷在 35MW 稳定运 行 30min。在此过程中，手动将高旁逐步开至 45左右，维持主、再热汽温， 汽压稳定，联系电控部强制切缸条件中的 DEH 主汽温度不满足条件(由于此温度 测点在高旁和主汽总管以及左右支管疏水阀之后，主汽门之前，启动恢复过程 中此温度达不到切缸时对主汽温度的要求)，汽轮机进行自动切缸，保证汽轮机 由中压缸控制切为高压缸控制时的负荷在 35MW 左右。并且缓慢将高旁继续开至 60左右，严密监视高压缸抽真空阀以及其后压力的变化、高压主汽门和高调 门的动作情况以及高压缸抽真空阀后压力大于 0.8MPa 信号是否发出。若此信号 发出，应继续开大高旁，以降低主汽压力，直到信号消失。在这个过程中，要 严密监视锅炉汽包水位的变化并加强调整。当高压缸抽真空阀关闭后，逐步手 动或投入高旁自动后自动关闭高压旁路至全关并进入高低压旁路跟随状态，并 要监视主汽压力不会升高，锅炉汽包水位不会下降。投入高加运行，关闭所有 汽轮机侧疏水阀，之后根据主汽压力、温度快速加负荷至电网要求的负荷。 六：结论六：结论 经过采取以上措施后，在此后几次的机组启动过程中，尤其是 2008 年 12 月 12 日2 锅炉由于汽包水位高保护动作 MFT 后，解除 AGC、CCS 协调控制， 汽轮机在 DEH 的控制下，设