邹县发电厂1000MW超超临界机组汽机热力系统特点及调试方案

[摘要]：介绍了华电国际邹县电厂四期工程2×1000MW超超临界汽轮机热力系统的配置方案和启动运行特点，并提出实现百万千瓦等级火电机组国产化，合理的热力系统配置方案是前提。

[关键词]：1000MW；超超临界；汽轮机；热力系统；优化

[作者简介]：张新春，男，1972年2月出生，山东省济宁市人，高级工程师，现为华电国际邹县发电厂四期工程管理处工程部副主任，负责1000MW超超临界机组的工程管理工作。[摘要]：介绍了华电国际邹县电厂四期工程2×10001

1引言

邹县发电厂位于山东省邹城市唐村镇，是华电集团公司最大的电厂。

一、二期工程安装4台300MW机组(改造后出力为335MW)，分别于1985年～1989年投产。

三期工程建设2台600MW机组，分别于1997年1月和11月投产。

四期工程建设2台1000MW超超临界燃煤发电机组，是国内首批百万千瓦等级超超临界火电机组引进技术国产化依托工程，被列为国家重点工程。

1引言

邹县发电厂位于山东省邹城市唐村镇，是华电集22工程概况（一）

锅炉采用东方锅炉厂－日本BHK公司生产的(DG3000/26.15－II1型)超超临界、单炉膛、一次再热、平衡通风、前后墙对冲燃烧、固态排渣、变压直流炉。

汽轮机采用东方汽轮机厂－日本日立公司生产的(N1000-25.0/600/600型)超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。

发电机为三相同步汽轮发电机，采用水-氢-氢冷却方式和自并励静态励磁系统。

厂区总平面布置采用汽机房、除氧煤仓框架、锅炉房、电气除尘器、脱硫吸收塔及烟囱顺列式布置格局。2工程概况（一）

锅炉采用东方锅炉厂－日本BHK32工程概况（二）

主厂房、锅炉房均采用全钢结构，两台机组共用一座钢混结构集控楼。

两台机组合用一座240米高的钢筋混凝土双管钢内筒烟囱。

采用带自然通风冷却塔的单元制二次循环系统，每台机组配一座淋水面积12000m2逆流式自然通风冷却塔。

同步建设全烟气容量石灰石—石膏湿法脱硫装置。

采用发-变组接线，500kV系统采用一个半断路器接线，进线2回，出线1回。厂用电中压系统采用10kV一级。起/备电源由220kV升压站经电缆引接。

2工程概况（二）

主厂房、锅炉房均采用全钢结构，43汽机热力系统特点

3.1主再热蒸汽系统

主蒸汽管道从过热器出口集箱接出两路，在汽轮机机头分成四路分别接入布置在汽轮机机头的四个高压主汽门，经四只对应的高压调节汽门进入汽轮机高压缸，在靠近主汽门的两路主蒸汽主管道上设有相互之间的压力平衡连通管，在＃4高压导汽管上接VV阀，连入凝汽器。

再热冷段管道由高压缸排汽口以双管接出，合并成单管后直至锅炉前分为两路进入再热器入口联箱（即二、一、二布置方式）。再热热段管道，由锅炉再热器出口联箱接出两根后，分别接入汽轮机左右侧中压联合汽门，在靠近联合汽门的两路管道上设有相互的压力平衡连通管。

高压缸排汽管道上取消了逆止门。

3汽机热力系统特点

3.1主再热蒸汽系统

53汽机热力系统特点

3.2旁路系统系统

本工程机组设计为高压缸启动方式，采用高压一级大旁路系统，从高压主汽门前主蒸汽联络管接出，经减压、减温后接入凝汽器。旁路容量为25%BMCR（锅炉最大额定出力），仅考虑满足机组启动要求。

旁路系统装置由高压旁路阀、喷水调节阀、喷水隔离阀等组成，旁路系统由西门子电站自动化有限公司成套供货。驱动执行器采用电动执行器，选用德国SIPOS5智能一体化进口产品，采用变频电机。

为保证不因高压旁路阀的内漏、误动等因素对机组运行造成影响，在高旁阀前设有一电动闸门。

3汽机热力系统特点

3.2旁路系统系统

63汽机热力系统特点

3.3抽汽系统

有八级非调整抽汽,一、二、三级抽汽分别向三级高压加热器供汽，每级高加由两个50％容量的高压加热器组成。四级抽汽除供除氧器外，还向两台给水泵汽轮机及辅助蒸汽系统供汽。二级抽汽还作为辅助蒸汽系统和给水泵汽轮机的备用汽源。五至八级抽汽分别向四台低压加热器供汽。正常运行时，暖风器汽源由五段抽汽提供。

为防止汽轮机超速和进水，除七、八级抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀。前者作为防止汽轮机超速的一级保护，同时也作为防止汽轮机进水的辅助保护措施；后者是作为防止汽轮机进水的隔离措施。在四级抽汽管道上所接设备较多，且有的设备还接有其他辅助汽源，为防止汽轮机甩负荷或除氧器满水等事故状态时水或蒸汽倒流进入汽机，故多加一个气动止回阀，且在四段抽汽各用汽点的管道上均设置了一个电动隔离阀和止回阀。由于是双列50％容量的高加，为实现单列切除的工况，在一、二、三段抽汽管道至每个高加的支管上均设置了一个电动隔离阀和止回阀。

3汽机热力系统特点

3.3抽汽系统

有73汽机热力系统特点

3.4辅汽系统

本工程辅助蒸汽系统为母管制的公用蒸汽系统，该系统每台机设一根0.6~1.2MPa（a）的中压辅汽联箱。其中两台机组的辅汽联箱通过母管连接，之间设隔离门，以便实现各机之间的辅汽互用。

本系统主要汽源来自再热冷段、汽机四级抽汽及老厂来汽。

本期工程第一台机组的启动汽源来自三期老厂来汽，三期老厂来汽的蒸汽参为：1.5～2.0MPa(a)，350℃。

第一台机组建成启动时，全部辅汽由三期老厂辅汽系统提供，随着机组负荷上升，当汽机二级抽汽参数达到一定值后，切换由汽机二级抽汽向辅汽系统供汽；当四级抽汽参数上升至一定值后，中压辅汽联箱切换由汽机四级抽汽提供。

机组正常运行期间，中压辅汽联箱汽源由主汽轮机四级抽汽供汽，其工作压力随汽轮机四级抽汽压力变化而变化，当四段抽汽压力低于0.6MPa（a）时，可由汽机二级抽汽通过压力调节阀减压后向中压辅助联箱供汽。

3汽机热力系统特点

3.4辅汽系统

83汽机热力系统特点

3.5给水系统

给水系统采用单元制，每台机组配置二台50%容量的汽动给水泵，一台30%容量的电动调速给水泵作为启动和备用泵，各给水泵前均设有前置泵。在1号高加出口、省煤器进口的给水管路上设有电动闸阀，并设有不小于15%BMCR容量的启动旁路，在旁路管道上装有气动控制阀。

给水系统设置双列、三级、六台高压加热器，每列高压加热器均各自采用大旁路系统。

给水泵汽轮机正常工作汽源来自主汽轮机四级抽汽，备用汽源来自主汽轮机高压缸排汽，当主汽轮机负荷降至正常工作汽源压力不能满足汽轮机驱动锅炉给水泵的要求时，调节器自动地将汽源从工作汽源无扰动地切换到备用汽源（冷段），并在此工况下运行。当主机负荷重新上升时，调节器又能自动地将汽源切换到工作汽源。另有一路辅助蒸汽汽源作为小汽机的启动调试汽源，该汽源能保证机组用汽泵启动的要求。小汽机排汽进入主凝汽器。机组正常运行时，两台汽动给水泵并联运行，单台给水泵可供给锅炉55%BMCR的给水量；当一台汽动泵因事故停运时，另一台汽动泵和电动调速给水泵并联运行可保证机组在THA工况下的给水量。

3汽机热力系统特点

3.5给水系统

93汽机热力系统特点

3.6凝结水系统

凝结水系统设三台50%容量的立式定速凝结水泵，四台低压加热器，一台轴封冷却器，一台常规除氧器，一台2000m3凝结水贮水箱和两台凝结水输送水泵，凝结水精处理采用中压系统。

除氧器为常规除氧器，水箱有效容积为290m3，相当于约5分钟的锅炉最大给水量。

轴封冷却器出口凝结水管道上设有最小流量再循环系统至凝汽器。最小流量再循环取凝泵和轴封冷却器要求的最小流量较大者，约为600t/h。以冷却机组启动及低负荷时轴封漏汽和门杆漏汽，满足凝结水泵低负荷运行的要求。

凝结水贮水箱所配凝结水输送泵，仅在机组启动时给系统充水。当机组正常运行时，通过该泵旁路管道靠凝汽器负压向凝汽器补水，当凝汽器热井水位升高时，通过凝结水管道上的放水管排入贮水箱，以保持热井水位。在凝汽器补水管道上设有水位控制阀，用以调节热井水位。

凝汽器为单流程双背压表面式、双壳体、横向布置。凝汽器能接受主机排汽、小汽机排汽、本体疏水以外，还具有接受低压旁路排汽、高、低加事故疏水及除氧器溢流水的能力，此外还可以接收由锅炉启动系统排污扩容器水箱来的流经本体疏水扩容器进入凝汽器的品质合格的锅炉启动疏水。其喉部内设置有7号、8号两个低加和低压旁路的三级减温减压器。

3汽机热力系统特点

3.6凝结水系统

103汽机热力系统特点

3.7汽轮机冷却系统

在＃4高压导汽管至凝汽器之间设置了一只高压缸通风阀，在汽轮机停机时该阀门开启，利用高压缸的排汽（高压缸至再热器之间未设置逆止阀）来冷却高压缸的叶片。

中压转子采用了蒸汽冷却结构。冷却蒸汽来自高压缸#1段回热抽汽，温度低于400℃，通过专用管道从中压上缸正中部经中压外缸与内缸，正对着中压转子中部温度最高区段流入，再经过正反第一、二级轮缘叶根处的导流孔，达到冷却中压转子高温段表面的目的。3汽机热力系统特点

3.7汽轮机冷却系统

113汽机热力系统特点

3.8高加疏水、放气系统

双列高压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，最后一级两路高加疏水分别接至除氧器，两列高加疏水相互独立。每台高加设有单独接至凝汽器疏水扩容器的旁路疏水管路。

所有疏水调节阀的布置靠近下一级接受疏水的高压加热器，以减少两相流体的管道长度。疏水调节阀后管径放大一级，并采用耐冲蚀的低合厚壁金钢管。

高加水侧、汽侧均设有放气管道。高压加热器连续运行排汽至除氧器，在高加连续排汽口内，设有内置式节流孔板，以控制高加排汽量。

除氧器排汽管上设有节流孔板，还设有电磁旁路阀。当节流孔板阻塞时，电动旁路阀开启，以增加除氧器的排汽量。

3汽机热力系统特点

3.8高加疏水、放气系统123汽机热力系统特点

3.9低加疏水、放气系统

低压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，最后一级疏水至凝汽器壳体两侧的疏水扩容器。每台低加均设有单独的事故放水管道，分别接至凝汽器壳体两侧的疏水扩容器。在事故疏水管道上均设有事故疏水调节阀，布置位置尽量靠近疏水扩容器。正常疏水管道上的疏水调节阀布置位置尽量靠近下一级接收疏水的加热器，以减少两相流体管道的长度。调节阀后管径放大一级，并采用厚壁管。

3汽机热力系统特点

3.9低加疏水、放气系统133汽机热力系统特点

3.10

循环水系统

本系统向凝汽器和开式循环水系统提供冷却水。

系统设两根φ2630×22的循环水进水管和两根φ2630×22的排水管，在凝汽器循环水进出口管道上均设有电动蝶阀，凝汽器可单侧运行，并可带75%ECR负荷运行。

系统设有胶球清洗装置。

在凝汽器循环水的总进水管上接出一根φ1020×11的管子，向开式循环冷却水系统供水。开式循环冷却水系统主要为闭式水热交换器、汽机冷油器和水环式机械真空泵提供冷却水。回水至循环水回水管。

3汽机热力系统特点

3.10循环水系统

143汽机热力系统特点

3.11

闭式冷却水系统

本系统由两台100%容量的闭式循环冷却水泵、两台100%容量的闭式水热交换器（板式）、一台15m3闭式循环冷却水膨胀水箱及向各冷却设备提供冷却水的供水管道、关断阀、控制阀等组成。除汽机润滑油冷油器和水环式机械真空泵外的所有主厂房内的主、辅机设备的冷却水均由本系统提供。

闭式循环冷却水先经闭式循环冷却水泵升压后，至闭式水热交换器，被开式循环冷却水冷却之后，至各冷却设备，然后从冷却设备排出，汇集到冷却水回水母管后至闭式循环冷却水泵入口。

3汽机热力系统特点

3.11闭式冷却水系统

153汽机热力系统特点

3.12

抽真空系统

凝汽器壳体两侧设疏水扩容器。凝汽器颈部设有给水泵汽轮机排汽接口和低压旁路接口。凝汽器接有一个真空破坏阀，在机组出现紧急事故危及机组安全时，以达到破坏真空的需要。

壳侧设有三台50%容量的水环式机械真空泵，抽真空母管从低压凝汽器接出。机组启动时，三台真空泵同时投入运行，以加快抽真空过程。

正常运行时，两台运行，一台备用。

3汽机热力系统特点

3.12抽真空系统

凝164系统运行方式

4.1

启动条件

启动汽源

启动水源

4.2

启动系统

厂用蒸汽系统

冷却水和补给水系统

点火油系统

汽轮机旁路系统

润滑油系统

疏水系统

抽真空系统

4.3运行方式

机组带基本负荷，也可用于调峰，采用定压和定压—滑压—定压方式运行。

机炉协调运行，采用分散控制系统实现自动控制。4系统运行方式

4.1启动条件

启动汽源175主要调试方案

5.1

炉前系统碱洗（1）

1清洗范围：

凝汽器、凝水泵、凝结水系统（包括轴加、低加）、低压给水系统、除氧器水箱、中压给水系统、高压给水系统（包括高加），高加、低加的汽侧及疏水系统。整个清洗系统水容积约为800M3。

2清洗方法：

（1）大流量水冲洗

以凝汽器热井为水箱，启动凝结水泵和汽泵前置泵水冲洗，多点排放方式进行系统的大流量冲洗，以利于系统内污杂物的排出。

（2）化学清洗

以除氧器水箱和凝汽器热井为水箱，凝结水泵和汽泵前置泵为动力，进行化学清洗，清洗工艺条件为：

1)过氧化氢浸泡

过氧化氢0.1-0.3%

温度20-25℃

2）化学清洗

碱清洗剂0.1-0.3%

除油清洗剂0.05%

温度70-80℃

5主要调试方案

5.1炉前系统碱洗（1）

1清洗范185主要调试方案

5.1

炉前系统碱洗（2）

3水冲洗流程

系统大流量水冲洗共分五个阶段进行：

第一阶段：冲洗凝结水系统、低压给水系统、中压给水管道。

第二阶段：冲洗高压给水系统。

第三阶段：冲洗低加汽侧及疏水。

第四阶段：冲洗高加汽侧及疏水系统。

4

化学清洗过程：

清洗系统划分为三个回路进行。

第一回路主要化学清洗凝结水及高压给水系统，通过该回路可进行系统升温、加药；

第二回路主要化学清洗低汽侧及疏水系统；

第三回路主要化学清洗高加汽侧及疏水系统。

5主要调试方案

5.1炉前系统碱洗（2）

3195主要调试方案

5.1

炉前系统碱洗（3）

5主要调试方案

5.1炉前系统碱洗（3）205主要调试方案

5.2

甩负荷试验（1）

试验目的：考核汽轮机调节系统动态特性。

试验方法：

测功法－

测速法－

本机组选用测速法进行50％、100％额定负荷甩负荷试验。

5主要调试方案

5.2甩负荷试验（1）

试验目的：215主要调试方案

5.2

甩负荷试验（2）

存在的问题：

锅炉超压－

鉴于我们的旁路系统是启动旁路，不具有压力跟踪的功能，甩负荷试验时，如果系统超压，旁路将不能自动打开泄压，且我们的旁路驱动装置为电动，如手动打开泄压也来不及，即汽机侧甩负荷试验时无防系统超压的功能和措施。

汽机超速－

由于高压缸排汽管道上不设置高排逆止门，存在再热汽来汽超速的风险。

5主要调试方案

5.2甩负荷试验（2）

存在的问题225.2

甩负荷试验（3）

50％额定负荷甩负荷试验

2007年1月9日22：07进行了机组甩50%额定负荷试验。机组主要参数：负荷502MW，主汽压力12.5MPa，主汽温度569℃，再热压力2.13MPa，真空-96.6kPa。

合上甩负荷试验临时三相刀闸，汽轮机甩去50%额定负荷，0.058s，转速开始飞升，同时PLU和ACC同步动作，0.116s,高中压调门同时开始快速关闭，0.331s,高中压调门全部关闭，2.739s后转速从3003r/min最高升至3125r/min，18.01s，机组转速降至3038r/min，中压调门开始开启，25.58s转速最后稳定在3030±1r/min；中压调门开度在20％左右，随着再热压力下降，中压调门缓慢开启。230.98s机组一直维持空负荷稳定运行，高压调门没有开启，检查机组运行一切正常后，打闸停机。

5.2甩负荷试验（3）

50％额定负荷甩负荷试验

235.2

甩负荷试验（4）

100％额定负荷甩负荷试验

2007年1月10日20：06进行了机组甩100%额定负荷试验。机组主要参数：负荷1002MW，主汽压力23.89MPa，主汽温度588.7℃，再热压力4.314MPa，真空-96.36kPa。

合上甩负荷试验临时三相刀闸，汽轮机甩去100%额定负荷，0.064s，转速开始飞升，同时PLU和ACC同步动作，0.119s,高中压调门同时开始快速关闭，0.338s,高中压调门全部关闭，2.755s转速从3004升至最高3251r/min，32.21s，机组转速降至3039r/min，中压调门开始开启，44.05s转速最后稳定在3038±2r/min左右；中压调门开度在10％左右，随着再热压力下降，中压调门缓慢开启。187.43s机组一直维持空负荷稳定运行，高压调门没有开启，检查机组运行一切正常后，打闸停机。

。

5.2甩负荷试验（4）

100％额定负荷甩负荷试验

245主要调试方案

5.2

甩负荷试验

结论

#7机组的50%及100%甩负荷试验措施可靠，操作正确，汽机调节及保安系统动作正常。当甩50%额定负荷后，最高转速为3125r/min。机组甩100％额定负荷后，汽轮机最高飞升转速为3251r/min，未达到超速保护动作值；甩负荷后，调节系统动态过程能迅速稳定，并能有效地控制机组空负荷运行。甩负荷试验成功。

5主要调试方案

5.2甩负荷试验

结论

#7机组255主要调试方案

5.3总启动方案

整组联合启动调试分四个阶段进行：

第一阶段：空负荷调试

汽轮发电机组启动采用“高压缸启动”方式，此阶段主要进行升速、摩擦检查、定速、脱扣试验、注油试验、主油泵切换试验及润滑油油压整定。目的：

a获得汽轮发电机组的启动、升速、空载特性及有关数据

b进行轴系振动监测、分析及处理

c检验汽轮机调节保安装置的性能

d注油试验

e配合电气试验

f调速器转速调整范围试验

第二阶段：并网带初负荷试验和超速试验（超速试验前应先进行气门严密性试验）

a并网带初负荷试验

b超速试验。并网带25%额定负荷运行4小时后，进行机械超速试验和后备超速试验。

c获得旁路系统投切的数据5主要调试方案

5.3总启动方案

整组联合启动调试分265主要调试方案

5.3总启动方案

第三阶段：带负荷调试。目的：

a机组带负荷特性

b回热设备投入后的调节特性

c全面记录规定工况的热力参数

d真空严密性试验

e主汽门、调节汽门活动试验

f校验汽轮机自启动装置的性能以及各子回路等控制性能

g机、炉参数匹配数据

j获得温热态启动的性能数据

h甩负荷试验

第四阶段：168小时满负荷运行。目的：

a通过调试，全面对主、辅设备及电气和控制系统进行考验

b全面记录满负荷稳定运行工况下各种参数

5主要调试方案

5.3总启动方案

第三阶段：带负荷调275主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

1辅助设备及系统投入且参数符合要求

1.1启动辅助冷却水泵,向循环水系统充水。

1.2正常后，启动一台循环水泵停止辅助冷却水泵,向开式循环水系统供水。

1.3开式冷却水系统投入。

1.4闭式冷却水系统投入,化验水质应合格,否则放水。

1.5投入主机润滑油系统,油温27℃～40℃,润滑油压0.18MPa左右，主油泵进口油压0.098～0.147MPa。

1.6启动顶轴油泵及盘车运行。记录转子原始偏心率数值。

1.7投入发电机密封油系统。

1.8发电机充氢,机内氢气压力0.1Mpa。检查油压差压阀动作正常,密封油—气差压正常。

1.9发电机定子冷却水投入,水质应合格，水温控制稳定。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

285主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

1.10投入凝结水系统：

(a)检查凝结水储存水箱水位应正常。

(b)启动凝结水输送泵,向凝汽器补水至正常位置,向凝结水泵供密封水和凝水系统注水。

(c)启动凝结水泵,水质合格后向除氧器上水。

1.11辅助蒸气系统投入。

1.12启动除氧循环水泵，投除氧器辅汽加热。

1.13真空系统投入,根据情况确定真空泵投入的台数。

1.14轴封系统投入,控制轴封进汽压力0.026～0.028MPa,温度180℃～260℃,轴端不应有明显外漏现象。

1.15启动电动给水泵（或汽泵前置泵），锅炉上水。

1.16EHG油系统投入，EHG油压11.2MPa左右，油温小于45℃。

1.17机组具备条件后，锅炉点火，旁路系统自动投入。按照规程要求，锅炉升温升压。高压缸预暖后，准备汽轮机冷态启动。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

295主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

2高压缸预暖

2.1冷态启动高压缸第一级缸温低于150℃，应对高压缸进行预暖。暖缸压力0.4～0.5MPa。

2.2暖缸条件：

(1)确认主机在跳闸状态。

(2)检查主机盘车运转正常。

(3)高压缸第一级内壁温低于150℃。

(4)凝汽器真空－88kPa以上。

(5)辅助预暖蒸汽参数满足：温度260℃、压力0.7～1.4MPa。

(6)确认一抽逆止门处于关闭状态，疏水阀在全开位置。

(7)冷段再热汽管道疏水阀全开。

2.3暖缸操作

操作程序分为准备阶段、预暖阶段和预暖后操作。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

305主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

2.3.1准备阶段

a)确认冷段再热疏水阀已经全开。

b)将高导管疏水阀从100%关至20％。

高压缸疏水阀从100%关至10%。

将中联门前疏水从100%关至20%。

关闭高压缸抽汽管道上的疏水阀。

关闭通风阀。

注意：应控制冷段再热管道的疏水阀，避免疏水倒灌至高压缸。

2.3.2预暖阶段

a)将高压缸倒暖阀开至10%的位置。以使预暖汽源从冷段再热管道进入高压缸。

b)保持20分钟后，再将高压缸倒暖阀从10%打开至30%；

c)保持20分钟后，再将高压缸倒暖阀从30%打开至55%,待调节级后高压内缸内壁温度达到150℃后，进行闷缸。根据高压缸预暖前调节级后高压内缸内壁温度按闷缸时间曲线确定需要闷缸的时间。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

315主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

2.3.3预暖后阶段

(a)全开高导管疏水阀、高压缸疏水阀、高压缸抽汽管道疏水阀、中联门前疏水阀、冷段再热管道疏水阀；

(b)将高压缸预暖阀关至10%，保持一段时间后全关，同时全开通风阀；

(C）高压缸内压力恢复正常。

2.4暖缸期间的注意事项

（a)维持高压缸内蒸汽压力0.39～0.49MPa，必须按照规定的时间进行闷缸。

（b）高压缸预暖完成后，至少需要30分钟的时间排出蒸汽以降低压力。

（c）在预暖过程中，应以高压内缸的金属温升率限制和高压缸内压力为主要依据，通过调整倒暖阀、高导管疏水阀、再热冷段疏水阀的开度来调整高压内缸金属温升率。

（d）高压缸内的压力不允许超过0.7MPa，否则会产生附加的推力。

（e）注意监视盘车运转情况。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

325主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

3汽轮机冷态启动

3.1当主蒸汽参数满足冲转参数，并且主蒸汽的品质满足规程要求时，根据启动曲线选择合适的冲转参数

3.2高压缸启动的冲转参数：

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

335主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

3.3高压主汽门、调门室预暖

DEH具有高压主汽门、调门室预暖功能。高压缸预暖结束后需要1小时的时间进行高压主汽门、调门室预暖。＃2、3高压主汽门装设伺服阀，当DEH接收到高压调门室预暖指令时，微开#2、#3高压主汽门，对四个高压主汽门、调门室进行预暖。

3.3.1检查确认汽机处于跳闸状态，负荷限制器在零位。

3.3.2检查确认EH油泵已启动，EH油压正常。

3.3.3确认主蒸汽母管疏水、主汽阀座疏水和高导管疏水均开启。

3.3.4检查主蒸汽温度高于271℃。

3.3.5汽轮机复位。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

345主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

3.3.6在“EHGCONTROLPANEL”画面中，用鼠标点击“CVCHESTWARMING”按钮，在弹出的操作端中，选择“OPEN”，并按“执行”。

3.3.7检查＃2、3高压主汽门微开，进行高压调门室预暖。控制高压调门室内外壁温差小于80℃。

3.3.8当高压调门室内、外壁温度达180℃以上且内外壁温差低于50℃时预暖结束，汽轮机打闸。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

355主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

4汽轮机冲转

当主汽压力为9.6MPa,主汽温度为415℃，主蒸汽品质合格Fe≤20μg/kg、Na≤20μg/kg、SiO2≤50μg/kg、电导率≤1μs/cm时，润滑油温度27～40℃，汽机进行冲转。

4.1汽轮机复位：

在DEH操作员站中，在“TURBINESAFETYDEVICEPANEL”画面中，点击“TURBINERESET”按钮，在弹出的操作窗中，点击“RESET”，按“执行”。“RESET”指示灯亮，就地检查ZS2行程开关闭合，安全油压建立，挂闸成功。

4.2负荷限制器“LLMSET”设置：

在“EHGCONTROLPANEL”画面中，点击“LLMSET”按钮，在弹出的操作窗中，点击“↑”，将阀位限制值设定为100%。也可以点击“◣”，在弹出的对话栏里，直接输入100，按“确定”。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

365主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

4汽轮机冲转

4.3升速率设置：

在“EHGCONTROLPANEL”画面中，点击“ACCRATESET”按钮，在弹出的操作窗中，选择升速率100r/min/min，按“执行”。

4.4目标转速设置:

在“EHGCONTROLPANEL”画面中，用鼠标点击“SPEEDSET”按钮，在弹出的操作窗中，选择所需要的目标转速，按“执行”。此时高、中压主汽门应全开，高、中压调门逐渐开启，机组转速以设定速率升至目标转速。（目标转速有200、700、1500、3000转四档可选。）

4.5摩擦检查:

(1)在“EHGCONTROLPANEL”画面中，用鼠标点击“SPEEDSET”按钮，在弹出的操作窗中，选择目标转速200，按“执行”。

(2)就地检查汽轮机转速上升，检查盘车装置自动脱开，将盘车自动联锁投入。

(3)实际转速达到200r/min时，操作LCD上的“ALLVALVECLOSE”按钮，检查所有高、中压调门关闭，汽机转速逐渐下降，进行摩擦检查。5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

375主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

4.7转速升至700r/min，暖机30min。

4.8升速至1500r/min中速暖机,中速暖机时，应进行下列检查和操作：

4.8.1开启低加抽汽逆止门和电动门，低加随机滑启。

4.8.2不允许在临界转速区停留。

4.8.3监视汽缸内外壁金属温度差低于35℃；高中压汽缸温度和温升正常。

4.8.4监视机组汽缸膨胀和差胀正常。

4.8.5加强机组振动检查、测量，如振动超限应立即停机。

4.8.6倾听机组声音。如发生明显的摩擦，应立即破坏真空停机并查明原因。

4.8.7检查凝汽器真空。在机组转速达1500r/min时，机组的真空应高于－89kPa，排汽温度不应超过79℃。

4.8.8监视高排温度不超限。

4.9升速至3000r/min。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

385主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

4.9升速至3000r/min。

4.9.1汽轮机转速2500r/min时，检查顶轴油泵自停，否则手动停止，并选择“自动启动”模式。

4.9.2在机组定速后电气试验前，进行注油试验。

4.9.3在汽轮机达到额定转速后，调整主油泵入口油压以及润滑油压，合格后，关掉电动启动油泵（MSP）和辅助油泵（TOP）并投自动。

4.9.4检查TSI指示各参数值均正常。

4.10电气试验结束后，按照机组带负荷的要求接带带负荷，机组带250MW（25%额定负荷）暖机4小时，解列做超速试验。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

395主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

5发电机并列初负荷暖机

5.1发电机并列带负荷

5.1.1汽轮机转速维持在2985r/min～3015r/min间，升速率60r/min/min，接到“同期请求”信号后，在DEH的“自动控制”画面上投入“自动同期”，此后汽机转速由电气控制，注意转速变化。

5.2发电机并网后，机组负荷自动升至20MW，进行初负荷暖机，检查定子冷却水、密封油系统运行正常，投运氢冷器、氢气去湿装置。

5.2.1检查在DEH主画面上，由转速控制变为功率控制。

5.2.2在初始负荷暖机过程中，按《冷态启动曲线》要求调整燃料量控制主蒸汽温度和再热蒸汽温度。

5.2.3初始负荷暖机过程中，由汽机旁路控制主汽压力。

5.2.4启动第二台循环水泵运行，检查第三台循环水泵备用良好。

5.2.520MW暖机约58min后，以5MW/min速率升负荷至50MW暖机50min。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

405主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

5.3机组升负荷至25％额定负荷

5.3.1初始负荷暖机结束后，按《冷态启动曲线》规定的速率（5MW/min）逐步增加燃油量以增负荷。

5.3.2在机组负荷7％额定负荷时，确认机组高中压段疏水门正常关闭。

5.3.3负荷150MW，检查旁路减压阀全关，关闭旁路电动隔离阀、减温水阀，隔离旁路减温水系统，将旁路减压阀、电动隔离阀停电。

5.3.4机组负荷达到200MW时，确认小汽机的工作汽源、备用汽源正常，启动一台汽动给水泵正常后，进行并泵操作。并泵操作期间要注意锅炉给水量保持稳定。

5.3.5机组负荷达到25％额定负荷以上稳定运行4小时，然后发电机解列做主机超速试验。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

415主要调试方案

5.3总启动方案

6机组按负荷曲线带负荷（升温、升压、升至额定负荷）

6.1在机组负荷达到270MW～290MW时，稳定给水流量，缓慢增加燃料量。此时，锅炉由湿态转入干态运行。

6.2机组负荷在300MW以下时为定压运行，主汽压力为9.6MPa，300MW负荷以上时开始滑压运行，90%及以上负荷额定压力下定压状态。

6.3从低到高依次开启各级抽汽逆止门及电动门，投入高加运行，检查各级高加疏水门动作正常。

6.4机组负荷在300MW稳定24min后，按照机组冷态启动曲线继续进行升温、升压、升负荷。

6.5机组负荷400MW，开启四抽至辅汽联箱汽源门，关闭老厂供汽门，注意辅汽联箱压力正常。

6.6启动第二台凝结水泵运行，检查第三台凝结水泵备用良好。

6.7机组负荷500MW，稳定10min。

6.8机组负荷500MW，启动第二台汽泵并列运行。停止电泵运行，投入备用。

6.9机组负荷800MW，根据需要可进行主机真空严密性试验。

6.10机组负荷1000MW，主汽压力达到额定值，对机组汽水系统做全面检查。

6.11在机组负荷达到满负荷后，全面检查、调整机组各系统，使机组处于正常运行状态。

5主要调试方案

5.3总启动方案

6机组按负荷曲线425主要调试方案

5.3总启动方案5主要调试方案

5.3总启动方案436结束语

华电国际邹县发电厂四期工程2×1000MW超超临界机组，在借鉴国内外发展大容量高参数火电机组经验的基础上，对汽轮机热力系统进行了优化，减少了合金钢用量，提高了机组经济性和可靠性，为百万等级超超临界机组主辅机设备国产化，积累了宝贵的经验。

机组试生产期间，进行了常规甩负荷试验，各项技术指标均在设计范围内，验证了该热力系统方案的可靠性。

保证热力系统清洁度，是获得较高汽水品质，缩短启动时间的重要内容。

6结束语

华电国际邹县发电厂四期工程2×1000MW超超44[摘要]：介绍了华电国际邹县电厂四期工程2×1000MW超超临界汽轮机热力系统的配置方案和启动运行特点，并提出实现百万千瓦等级火电机组国产化，合理的热力系统配置方案是前提。

[关键词]：1000MW；超超临界；汽轮机；热力系统；优化

[作者简介]：张新春，男，1972年2月出生，山东省济宁市人，高级工程师，现为华电国际邹县发电厂四期工程管理处工程部副主任，负责1000MW超超临界机组的工程管理工作。[摘要]：介绍了华电国际邹县电厂四期工程2×100045

1引言

邹县发电厂位于山东省邹城市唐村镇，是华电集团公司最大的电厂。

一、二期工程安装4台300MW机组(改造后出力为335MW)，分别于1985年～1989年投产。

三期工程建设2台600MW机组，分别于1997年1月和11月投产。

四期工程建设2台1000MW超超临界燃煤发电机组，是国内首批百万千瓦等级超超临界火电机组引进技术国产化依托工程，被列为国家重点工程。

1引言

邹县发电厂位于山东省邹城市唐村镇，是华电集462工程概况（一）

锅炉采用东方锅炉厂－日本BHK公司生产的(DG3000/26.15－II1型)超超临界、单炉膛、一次再热、平衡通风、前后墙对冲燃烧、固态排渣、变压直流炉。

汽轮机采用东方汽轮机厂－日本日立公司生产的(N1000-25.0/600/600型)超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。

发电机为三相同步汽轮发电机，采用水-氢-氢冷却方式和自并励静态励磁系统。

厂区总平面布置采用汽机房、除氧煤仓框架、锅炉房、电气除尘器、脱硫吸收塔及烟囱顺列式布置格局。2工程概况（一）

锅炉采用东方锅炉厂－日本BHK472工程概况（二）

主厂房、锅炉房均采用全钢结构，两台机组共用一座钢混结构集控楼。

两台机组合用一座240米高的钢筋混凝土双管钢内筒烟囱。

采用带自然通风冷却塔的单元制二次循环系统，每台机组配一座淋水面积12000m2逆流式自然通风冷却塔。

同步建设全烟气容量石灰石—石膏湿法脱硫装置。

采用发-变组接线，500kV系统采用一个半断路器接线，进线2回，出线1回。厂用电中压系统采用10kV一级。起/备电源由220kV升压站经电缆引接。

2工程概况（二）

主厂房、锅炉房均采用全钢结构，483汽机热力系统特点

3.1主再热蒸汽系统

主蒸汽管道从过热器出口集箱接出两路，在汽轮机机头分成四路分别接入布置在汽轮机机头的四个高压主汽门，经四只对应的高压调节汽门进入汽轮机高压缸，在靠近主汽门的两路主蒸汽主管道上设有相互之间的压力平衡连通管，在＃4高压导汽管上接VV阀，连入凝汽器。

再热冷段管道由高压缸排汽口以双管接出，合并成单管后直至锅炉前分为两路进入再热器入口联箱（即二、一、二布置方式）。再热热段管道，由锅炉再热器出口联箱接出两根后，分别接入汽轮机左右侧中压联合汽门，在靠近联合汽门的两路管道上设有相互的压力平衡连通管。

高压缸排汽管道上取消了逆止门。

3汽机热力系统特点

3.1主再热蒸汽系统

493汽机热力系统特点

3.2旁路系统系统

本工程机组设计为高压缸启动方式，采用高压一级大旁路系统，从高压主汽门前主蒸汽联络管接出，经减压、减温后接入凝汽器。旁路容量为25%BMCR（锅炉最大额定出力），仅考虑满足机组启动要求。

旁路系统装置由高压旁路阀、喷水调节阀、喷水隔离阀等组成，旁路系统由西门子电站自动化有限公司成套供货。驱动执行器采用电动执行器，选用德国SIPOS5智能一体化进口产品，采用变频电机。

为保证不因高压旁路阀的内漏、误动等因素对机组运行造成影响，在高旁阀前设有一电动闸门。

3汽机热力系统特点

3.2旁路系统系统

503汽机热力系统特点

3.3抽汽系统

有八级非调整抽汽,一、二、三级抽汽分别向三级高压加热器供汽，每级高加由两个50％容量的高压加热器组成。四级抽汽除供除氧器外，还向两台给水泵汽轮机及辅助蒸汽系统供汽。二级抽汽还作为辅助蒸汽系统和给水泵汽轮机的备用汽源。五至八级抽汽分别向四台低压加热器供汽。正常运行时，暖风器汽源由五段抽汽提供。

为防止汽轮机超速和进水，除七、八级抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀。前者作为防止汽轮机超速的一级保护，同时也作为防止汽轮机进水的辅助保护措施；后者是作为防止汽轮机进水的隔离措施。在四级抽汽管道上所接设备较多，且有的设备还接有其他辅助汽源，为防止汽轮机甩负荷或除氧器满水等事故状态时水或蒸汽倒流进入汽机，故多加一个气动止回阀，且在四段抽汽各用汽点的管道上均设置了一个电动隔离阀和止回阀。由于是双列50％容量的高加，为实现单列切除的工况，在一、二、三段抽汽管道至每个高加的支管上均设置了一个电动隔离阀和止回阀。

3汽机热力系统特点

3.3抽汽系统

有513汽机热力系统特点

3.4辅汽系统

本工程辅助蒸汽系统为母管制的公用蒸汽系统，该系统每台机设一根0.6~1.2MPa（a）的中压辅汽联箱。其中两台机组的辅汽联箱通过母管连接，之间设隔离门，以便实现各机之间的辅汽互用。

本系统主要汽源来自再热冷段、汽机四级抽汽及老厂来汽。

本期工程第一台机组的启动汽源来自三期老厂来汽，三期老厂来汽的蒸汽参为：1.5～2.0MPa(a)，350℃。

第一台机组建成启动时，全部辅汽由三期老厂辅汽系统提供，随着机组负荷上升，当汽机二级抽汽参数达到一定值后，切换由汽机二级抽汽向辅汽系统供汽；当四级抽汽参数上升至一定值后，中压辅汽联箱切换由汽机四级抽汽提供。

机组正常运行期间，中压辅汽联箱汽源由主汽轮机四级抽汽供汽，其工作压力随汽轮机四级抽汽压力变化而变化，当四段抽汽压力低于0.6MPa（a）时，可由汽机二级抽汽通过压力调节阀减压后向中压辅助联箱供汽。

3汽机热力系统特点

3.4辅汽系统

523汽机热力系统特点

3.5给水系统

给水系统采用单元制，每台机组配置二台50%容量的汽动给水泵，一台30%容量的电动调速给水泵作为启动和备用泵，各给水泵前均设有前置泵。在1号高加出口、省煤器进口的给水管路上设有电动闸阀，并设有不小于15%BMCR容量的启动旁路，在旁路管道上装有气动控制阀。

给水系统设置双列、三级、六台高压加热器，每列高压加热器均各自采用大旁路系统。

给水泵汽轮机正常工作汽源来自主汽轮机四级抽汽，备用汽源来自主汽轮机高压缸排汽，当主汽轮机负荷降至正常工作汽源压力不能满足汽轮机驱动锅炉给水泵的要求时，调节器自动地将汽源从工作汽源无扰动地切换到备用汽源（冷段），并在此工况下运行。当主机负荷重新上升时，调节器又能自动地将汽源切换到工作汽源。另有一路辅助蒸汽汽源作为小汽机的启动调试汽源，该汽源能保证机组用汽泵启动的要求。小汽机排汽进入主凝汽器。机组正常运行时，两台汽动给水泵并联运行，单台给水泵可供给锅炉55%BMCR的给水量；当一台汽动泵因事故停运时，另一台汽动泵和电动调速给水泵并联运行可保证机组在THA工况下的给水量。

3汽机热力系统特点

3.5给水系统

533汽机热力系统特点

3.6凝结水系统

凝结水系统设三台50%容量的立式定速凝结水泵，四台低压加热器，一台轴封冷却器，一台常规除氧器，一台2000m3凝结水贮水箱和两台凝结水输送水泵，凝结水精处理采用中压系统。

除氧器为常规除氧器，水箱有效容积为290m3，相当于约5分钟的锅炉最大给水量。

轴封冷却器出口凝结水管道上设有最小流量再循环系统至凝汽器。最小流量再循环取凝泵和轴封冷却器要求的最小流量较大者，约为600t/h。以冷却机组启动及低负荷时轴封漏汽和门杆漏汽，满足凝结水泵低负荷运行的要求。

凝结水贮水箱所配凝结水输送泵，仅在机组启动时给系统充水。当机组正常运行时，通过该泵旁路管道靠凝汽器负压向凝汽器补水，当凝汽器热井水位升高时，通过凝结水管道上的放水管排入贮水箱，以保持热井水位。在凝汽器补水管道上设有水位控制阀，用以调节热井水位。

凝汽器为单流程双背压表面式、双壳体、横向布置。凝汽器能接受主机排汽、小汽机排汽、本体疏水以外，还具有接受低压旁路排汽、高、低加事故疏水及除氧器溢流水的能力，此外还可以接收由锅炉启动系统排污扩容器水箱来的流经本体疏水扩容器进入凝汽器的品质合格的锅炉启动疏水。其喉部内设置有7号、8号两个低加和低压旁路的三级减温减压器。

3汽机热力系统特点

3.6凝结水系统

543汽机热力系统特点

3.7汽轮机冷却系统

在＃4高压导汽管至凝汽器之间设置了一只高压缸通风阀，在汽轮机停机时该阀门开启，利用高压缸的排汽（高压缸至再热器之间未设置逆止阀）来冷却高压缸的叶片。

中压转子采用了蒸汽冷却结构。冷却蒸汽来自高压缸#1段回热抽汽，温度低于400℃，通过专用管道从中压上缸正中部经中压外缸与内缸，正对着中压转子中部温度最高区段流入，再经过正反第一、二级轮缘叶根处的导流孔，达到冷却中压转子高温段表面的目的。3汽机热力系统特点

3.7汽轮机冷却系统

553汽机热力系统特点

3.8高加疏水、放气系统

双列高压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，最后一级两路高加疏水分别接至除氧器，两列高加疏水相互独立。每台高加设有单独接至凝汽器疏水扩容器的旁路疏水管路。

所有疏水调节阀的布置靠近下一级接受疏水的高压加热器，以减少两相流体的管道长度。疏水调节阀后管径放大一级，并采用耐冲蚀的低合厚壁金钢管。

高加水侧、汽侧均设有放气管道。高压加热器连续运行排汽至除氧器，在高加连续排汽口内，设有内置式节流孔板，以控制高加排汽量。

除氧器排汽管上设有节流孔板，还设有电磁旁路阀。当节流孔板阻塞时，电动旁路阀开启，以增加除氧器的排汽量。

3汽机热力系统特点

3.8高加疏水、放气系统563汽机热力系统特点

3.9低加疏水、放气系统

低压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，最后一级疏水至凝汽器壳体两侧的疏水扩容器。每台低加均设有单独的事故放水管道，分别接至凝汽器壳体两侧的疏水扩容器。在事故疏水管道上均设有事故疏水调节阀，布置位置尽量靠近疏水扩容器。正常疏水管道上的疏水调节阀布置位置尽量靠近下一级接收疏水的加热器，以减少两相流体管道的长度。调节阀后管径放大一级，并采用厚壁管。

3汽机热力系统特点

3.9低加疏水、放气系统573汽机热力系统特点

3.10

循环水系统

本系统向凝汽器和开式循环水系统提供冷却水。

系统设两根φ2630×22的循环水进水管和两根φ2630×22的排水管，在凝汽器循环水进出口管道上均设有电动蝶阀，凝汽器可单侧运行，并可带75%ECR负荷运行。

系统设有胶球清洗装置。

在凝汽器循环水的总进水管上接出一根φ1020×11的管子，向开式循环冷却水系统供水。开式循环冷却水系统主要为闭式水热交换器、汽机冷油器和水环式机械真空泵提供冷却水。回水至循环水回水管。

3汽机热力系统特点

3.10循环水系统

583汽机热力系统特点

3.11

闭式冷却水系统

本系统由两台100%容量的闭式循环冷却水泵、两台100%容量的闭式水热交换器（板式）、一台15m3闭式循环冷却水膨胀水箱及向各冷却设备提供冷却水的供水管道、关断阀、控制阀等组成。除汽机润滑油冷油器和水环式机械真空泵外的所有主厂房内的主、辅机设备的冷却水均由本系统提供。

闭式循环冷却水先经闭式循环冷却水泵升压后，至闭式水热交换器，被开式循环冷却水冷却之后，至各冷却设备，然后从冷却设备排出，汇集到冷却水回水母管后至闭式循环冷却水泵入口。

3汽机热力系统特点

3.11闭式冷却水系统

593汽机热力系统特点

3.12

抽真空系统

凝汽器壳体两侧设疏水扩容器。凝汽器颈部设有给水泵汽轮机排汽接口和低压旁路接口。凝汽器接有一个真空破坏阀，在机组出现紧急事故危及机组安全时，以达到破坏真空的需要。

壳侧设有三台50%容量的水环式机械真空泵，抽真空母管从低压凝汽器接出。机组启动时，三台真空泵同时投入运行，以加快抽真空过程。

正常运行时，两台运行，一台备用。

3汽机热力系统特点

3.12抽真空系统

凝604系统运行方式

4.1

启动条件

启动汽源

启动水源

4.2

启动系统

厂用蒸汽系统

冷却水和补给水系统

点火油系统

汽轮机旁路系统

润滑油系统

疏水系统

抽真空系统

4.3运行方式

机组带基本负荷，也可用于调峰，采用定压和定压—滑压—定压方式运行。

机炉协调运行，采用分散控制系统实现自动控制。4系统运行方式

4.1启动条件

启动汽源615主要调试方案

5.1

炉前系统碱洗（1）

1清洗范围：

凝汽器、凝水泵、凝结水系统（包括轴加、低加）、低压给水系统、除氧器水箱、中压给水系统、高压给水系统（包括高加），高加、低加的汽侧及疏水系统。整个清洗系统水容积约为800M3。

2清洗方法：

（1）大流量水冲洗

以凝汽器热井为水箱，启动凝结水泵和汽泵前置泵水冲洗，多点排放方式进行系统的大流量冲洗，以利于系统内污杂物的排出。

（2）化学清洗

以除氧器水箱和凝汽器热井为水箱，凝结水泵和汽泵前置泵为动力，进行化学清洗，清洗工艺条件为：

1)过氧化氢浸泡

过氧化氢0.1-0.3%

温度20-25℃

2）化学清洗

碱清洗剂0.1-0.3%

除油清洗剂0.05%

温度70-80℃

5主要调试方案

5.1炉前系统碱洗（1）

1清洗范625主要调试方案

5.1

炉前系统碱洗（2）

3水冲洗流程

系统大流量水冲洗共分五个阶段进行：

第一阶段：冲洗凝结水系统、低压给水系统、中压给水管道。

第二阶段：冲洗高压给水系统。

第三阶段：冲洗低加汽侧及疏水。

第四阶段：冲洗高加汽侧及疏水系统。

4

化学清洗过程：

清洗系统划分为三个回路进行。

第一回路主要化学清洗凝结水及高压给水系统，通过该回路可进行系统升温、加药；

第二回路主要化学清洗低汽侧及疏水系统；

第三回路主要化学清洗高加汽侧及疏水系统。

5主要调试方案

5.1炉前系统碱洗（2）

3635主要调试方案

5.1

炉前系统碱洗（3）

5主要调试方案

5.1炉前系统碱洗（3）645主要调试方案

5.2

甩负荷试验（1）

试验目的：考核汽轮机调节系统动态特性。

试验方法：

测功法－

测速法－

本机组选用测速法进行50％、100％额定负荷甩负荷试验。

5主要调试方案

5.2甩负荷试验（1）

试验目的：655主要调试方案

5.2

甩负荷试验（2）

存在的问题：

锅炉超压－

鉴于我们的旁路系统是启动旁路，不具有压力跟踪的功能，甩负荷试验时，如果系统超压，旁路将不能自动打开泄压，且我们的旁路驱动装置为电动，如手动打开泄压也来不及，即汽机侧甩负荷试验时无防系统超压的功能和措施。

汽机超速－

由于高压缸排汽管道上不设置高排逆止门，存在再热汽来汽超速的风险。

5主要调试方案

5.2甩负荷试验（2）

存在的问题665.2

甩负荷试验（3）

50％额定负荷甩负荷试验

2007年1月9日22：07进行了机组甩50%额定负荷试验。机组主要参数：负荷502MW，主汽压力12.5MPa，主汽温度569℃，再热压力2.13MPa，真空-96.6kPa。

合上甩负荷试验临时三相刀闸，汽轮机甩去50%额定负荷，0.058s，转速开始飞升，同时PLU和ACC同步动作，0.116s,高中压调门同时开始快速关闭，0.331s,高中压调门全部关闭，2.739s后转速从3003r/min最高升至3125r/min，18.01s，机组转速降至3038r/min，中压调门开始开启，25.58s转速最后稳定在3030±1r/min；中压调门开度在20％左右，随着再热压力下降，中压调门缓慢开启。230.98s机组一直维持空负荷稳定运行，高压调门没有开启，检查机组运行一切正常后，打闸停机。

5.2甩负荷试验（3）

50％额定负荷甩负荷试验

675.2

甩负荷试验（4）

100％额定负荷甩负荷试验

2007年1月10日20：06进行了机组甩100%额定负荷试验。机组主要参数：负荷1002MW，主汽压力23.89MPa，主汽温度588.7℃，再热压力4.314MPa，真空-96.36kPa。

合上甩负荷试验临时三相刀闸，汽轮机甩去100%额定负荷，0.064s，转速开始飞升，同时PLU和ACC同步动作，0.119s,高中压调门同时开始快速关闭，0.338s,高中压调门全部关闭，2.755s转速从3004升至最高3251r/min，32.21s，机组转速降至3039r/min，中压调门开始开启，44.05s转速最后稳定在3038±2r/min左右；中压调门开度在10％左右，随着再热压力下降，中压调门缓慢开启。187.43s机组一直维持空负荷稳定运行，高压调门没有开启，检查机组运行一切正常后，打闸停机。

。

5.2甩负荷试验（4）

100％额定负荷甩负荷试验

685主要调试方案

5.2

甩负荷试验

结论

#7机组的50%及100%甩负荷试验措施可靠，操作正确，汽机调节及保安系统动作正常。当甩50%额定负荷后，最高转速为3125r/min。机组甩100％额定负荷后，汽轮机最高飞升转速为3251r/min，未达到超速保护动作值；甩负荷后，调节系统动态过程能迅速稳定，并能有效地控制机组空负荷运行。甩负荷试验成功。

5主要调试方案

5.2甩负荷试验

结论

#7机组695主要调试方案

5.3总启动方案

整组联合启动调试分四个阶段进行：

第一阶段：空负荷调试

汽轮发电机组启动采用“高压缸启动”方式，此阶段主要进行升速、摩擦检查、定速、脱扣试验、注油试验、主油泵切换试验及润滑油油压整定。目的：

a获得汽轮发电机组的启动、升速、空载特性及有关数据

b进行轴系振动监测、分析及处理

c检验汽轮机调节保安装置的性能

d注油试验

e配合电气试验

f调速器转速调整范围试验

第二阶段：并网带初负荷试验和超速试验（超速试验前应先进行气门严密性试验）

a并网带初负荷试验

b超速试验。并网带25%额定负荷运行4小时后，进行机械超速试验和后备超速试验。

c获得旁路系统投切的数据5主要调试方案

5.3总启动方案

整组联合启动调试分705主要调试方案

5.3总启动方案

第三阶段：带负荷调试。目的：

a机组带负荷特性

b回热设备投入后的调节特性

c全面记录规定工况的热力参数

d真空严密性试验

e主汽门、调节汽门活动试验

f校验汽轮机自启动装置的性能以及各子回路等控制性能

g机、炉参数匹配数据

j获得温热态启动的性能数据

h甩负荷试验

第四阶段：168小时满负荷运行。目的：

a通过调试，全面对主、辅设备及电气和控制系统进行考验

b全面记录满负荷稳定运行工况下各种参数

5主要调试方案

5.3总启动方案

第三阶段：带负荷调715主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

1辅助设备及系统投入且参数符合要求

1.1启动辅助冷却水泵,向循环水系统充水。

1.2正常后，启动一台循环水泵停止辅助冷却水泵,向开式循环水系统供水。

1.3开式冷却水系统投入。

1.4闭式冷却水系统投入,化验水质应合格,否则放水。

1.5投入主机润滑油系统,油温27℃～40℃,润滑油压0.18MPa左右，主油泵进口油压0.098～0.147MPa。

1.6启动顶轴油泵及盘车运行。记录转子原始偏心率数值。

1.7投入发电机密封油系统。

1.8发电机充氢,机内氢气压力0.1Mpa。检查油压差压阀动作正常,密封油—气差压正常。

1.9发电机定子冷却水投入,水质应合格，水温控制稳定。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

725主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

1.10投入凝结水系统：

(a)检查凝结水储存水箱水位应正常。

(b)启动凝结水输送泵,向凝汽器补水至正常位置,向凝结水泵供密封水和凝水系统注水。

(c)启动凝结水泵,水质合格后向除氧器上水。

1.11辅助蒸气系统投入。

1.12启动除氧循环水泵，投除氧器辅汽加热。

1.13真空系统投入,根据情况确定真空泵投入的台数。

1.14轴封系统投入,控制轴封进汽压力0.026～0.028MPa,温度180℃～260℃,轴端不应有明显外漏现象。

1.15启动电动给水泵（或汽泵前置泵），锅炉上水。

1.16EHG油系统投入，EHG油压11.2MPa左右，油温小于45℃。

1.17机组具备条件后，锅炉点火，旁路系统自动投入。按照规程要求，锅炉升温升压。高压缸预暖后，准备汽轮机冷态启动。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

735主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

2高压缸预暖

2.1冷态启动高压缸第一级缸温低于150℃，应对高压缸进行预暖。暖缸压力0.4～0.5MPa。

2.2暖缸条件：

(1)确认主机在跳闸状态。

(2)检查主机盘车运转正常。

(3)高压缸第一级内壁温低于150℃。

(4)凝汽器真空－88kPa以上。

(5)辅助预暖蒸汽参数满足：温度260℃、压力0.7～1.4MPa。

(6)确认一抽逆止门处于关闭状态，疏水阀在全开位置。

(7)冷段再热汽管道疏水阀全开。

2.3暖缸操作

操作程序分为准备阶段、预暖阶段和预暖后操作。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

745主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

2.3.1准备阶段

a)确认冷段再热疏水阀已经全开。

b)将高导管疏水阀从100%关至20％。

高压缸疏水阀从100%关至10%。

将中联门前疏水从100%关至20%。

关闭高压缸抽汽管道上的疏水阀。

关闭通风阀。

注意：应控制冷段再热管道的疏水阀，避免疏水倒灌至高压缸。

2.3.2预暖阶段

a)将高压缸倒暖阀开至10%的位置。以使预暖汽源从冷段再热管道进入高压缸。

b)保持20分钟后，再将高压缸倒暖阀从10%打开至30%；

c)保持20分钟后，再将高压缸倒暖阀从30%打开至55%,待调节级后高压内缸内壁温度达到150℃后，进行闷缸。根据高压缸预暖前调节级后高压内缸内壁温度按闷缸时间曲线确定需要闷缸的时间。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

755主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

2.3.3预暖后阶段

(a)全开高导管疏水阀、高压缸疏水阀、高压缸抽汽管道疏水阀、中联门前疏水阀、冷段再热管道疏水阀；

(b)将高压缸预暖阀关至10%，保持一段时间后全关，同时全开通风阀；

(C）高压缸内压力恢复正常。

2.4暖缸期间的注意事项

（a)维持高压缸内蒸汽压力0.39～0.49MPa，必须按照规定的时间进行闷缸。

（b）高压缸预暖完成后，至少需要30分钟的时间排出蒸汽以降低压力。

（c）在预暖过程中，应以高压内缸的金属温升率限制和高压缸内压力为主要依据，通过调整倒暖阀、高导管疏水阀、再热冷段疏水阀的开度来调整高压内缸金属温升率。

（d）高压缸内的压力不允许超过0.7MPa，否则会产生附加的推力。

（e）注意监视盘车运转情况。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

765主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

3汽轮机冷态启动

3.1当主蒸汽参数满足冲转参数，并且主蒸汽的品质满足规程要求时，根据启动曲线选择合适的冲转参数

3.2高压缸启动的冲转参数：

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

775主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

3.3高压主汽门、调门室预暖

DEH具有高压主汽门、调门室预暖功能。高压缸预暖结束后需要1小时的时间进行高压主汽门、调门室预暖。＃2、3高压主汽门装设伺服阀，当DEH接收到高压调门室预暖指令时，微开#2、#3高压主汽门，对四个高压主汽门、调门室进行预暖。

3.3.1检查确认汽机处于跳闸状态，负荷限制器在零位。

3.3.2检查确认EH油泵已启动，EH油压正常。

3.3.3确认主蒸汽母管疏水、主汽阀座疏水和高导管疏水均开启。

3.3.4检查主蒸汽温度高于271℃。

3.3.5汽轮机复位。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

785主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

3.3.6在“EHGCONTROLPANEL”画面中，用鼠标点击“CVCHESTWARMING”按钮，在弹出的操作端中，选择“OPEN”，并按“执行”。

3.3.7检查＃2、3高压主汽门微开，进行高压调门室预暖。控制高压调门室内外壁温差小于80℃。

3.3.8当高压调门室内、外壁温度达180℃以上且内外壁温差低于50℃时预暖结束，汽轮机打闸。

5主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

795主要调试方案

5.3总启动方案

机组冷态启动操作

4汽轮机冲转

当主汽压力为9.6MPa,主汽温度为415℃，主蒸汽品质合格Fe≤20μg/kg、Na≤20μg/kg、SiO2≤50μg/kg、电导率≤1μs/cm