华能荆门上大压小热电联产新建工程1号机组分系统及整套启动调试总结.docx

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华能荆门上大压小热电联产新建工程1号机组分系统及整套启动调试总结

编号：

2014-

华能荆门“上大压小”热电联产新建工程

1号机组分系统及整套启动调试总结

国网湖北省电力公司电力科学研究院

二○一四年十二月

合同编号

HJRD-FW-2013-034

文件编号

HNJM-1-0101

出版日期

2014-12-11

版本号

A/2

编写人：

曹泉

审核人：

刘绍银

批准人：

黄海舟

2编制依据1

5主要调试工作完成情况15

5.2整套启动空负荷试运19

6机组整套启动试运期间系统投运情况23

7机组整套启动试运期间出现过的主要问题24

8主要调试结果26

9结束语27

10附表和附图28

华能荆门“上大压小”热电联产新建工程

1号机组分系统及整套启动调试总结

1前言

华能荆门“上大压小”热电联产新建工程（2×350MW）工程建设两台350MW超临界热电联产机组，同步建设烟气脱硫、脱硝装置。

两台机组配一座自然通风冷却塔。

本工程设计由中南电力设计院承担，北京德胜监理有限公司负责工程施工与调试监理，湖北省电力建设一公司负责1号机组的安装，东北电建三公司负责2号机组的安装，湖北省电力公司电力科学研究院负责本工程二台机组的分系统和整套启动调试。

本工程三大主机分别采用东方电气股份有限公司的锅炉、汽轮机、发电机。

分系统调试和整套启动调试工作是火电机组基本建设工程的一个关键阶段，是新机组移交试生产前的最后一道工序。

机组的试运是全面检验主机及其配套系统设备制造、设计、施工、调试和生产管理的重要环节，是保证机组安全、可靠、经济、快速、文明地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益的关键性程序。

启动调试工作的基本任务是使新安装机组安全顺利地完成分部试运、整套启动试运并移交生产，投产后能安全稳定运行，形成生产能力，发挥投资效益。

在华能荆门“上大压小”热电联产新建工程项目部的科学管理和精心组织下，在各参建单位的共同努力和相互协作下，华能荆门“上大压小”热电联产新建工程1号机组于2014年11月15日20:

58一次顺利通过168小时满负荷试运行，168小时期间机组平均负荷率98.1%，机组各项综合技术指标均达到《验评标准》的质量要求，1号机组分系统和整套启动调试及试运得到高质量、高水平、高速度地完成。

2编制依据

2.1《华能荆门“上大压小”热电联产新建工程（2×350MW）机组工程调试服务合同》

2.2《华能荆门“上大压小”热电联产新建工程（2×350MW）分系统及整套启动调试大纲》

2.3华能荆门“上大压小”热电联产新建工程启动调试管理制度

2.4《火力发电厂建设工程启动试运及验收规程》DL/T5437-2009

2.5《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T5294－2013

2.6《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》DL/T5295－2013

2.7《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL5009.1-2002

2.8《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》国家电网公司2012修订版

2.9《国家电网公司电力安全工作规程（火电厂动力部分）》2010版

2.10《防止电力生产重大事故的二十五项重大要求》国电发[2000]589

2.11《工程建设标准强制性条文》（电力工程部分）2011版

2.12《火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则》DL/T1269－2013

2.13《火力发电建设工程机组甩负荷试验导则》DL/T1270－2013

2.14《汽轮机启动调试导则》DL/T863-2004

2.15《锅炉启动调试导则》DL/T852-2004

2.16《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006

2.17《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006

2.18《大型汽轮发电机励磁系统技术条件》DL/T843-2010

2.19《燃煤电厂电除尘器运行维护导则》DL/T461-2004

2.20《火电发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》DL/T658-2006

2.21《火电发电厂炉膛安全控制系统在线验收测试规程》DL/T655-2006

2.22《火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程》DL/T656-2006

2.23《火电发电厂分散控制系统在线验收测试规程》DL/T659-2006

2.24《火电发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》DL/T657-2006

2.25《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》DL/T774-2004

2.26《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/794-2012

2.27《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T561-2013

2.28《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》GB/T12145-2008

2.29《电力行业劳动环境监测技术规范》DL/T799-2002

2.30《超临界火力发电机组水汽质量标准》DL/T912-2005

2.31《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T12145-2008

2.32《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011

2.33华能荆门“上大压小”热电联产新建工程（2×350MW）机组工程有关合同、设计图纸、制造厂家产品说明书及技术要求等文件。

3机组主要设备及系统概况

3.1锅炉部分

锅炉：

超临界参数、一次中间再热、固态排渣、全钢构架、露天布置、直流式、前后墙对冲布置旋流燃烧器、煤粉锅炉，锅炉烟风系统按平衡通风设计，采用三分仓回转式空预器。

主要性能参数见表3－1。

表3－1锅炉性能参数

序号

名称

单位

数值

1

锅炉参数

最大连续蒸发量（B-MCR）

t/h

1131

过热器出口蒸汽压力

MPa.a

25.50

过热器出口蒸汽温度

℃

571

再热器入口蒸汽压力

MPa.a

4.78

再热器出口蒸汽压力

MPa.a

4.59

再热器入口蒸汽温度

℃

327

再热器出口蒸汽温度

℃

569

再热蒸汽流量（B-MCR）

t/h

937.81

省煤器入口给水温度

℃

284

2

技术性能

不投油最低稳燃负荷

%B-MCR

30

主蒸汽温度保持正常负荷范围

%B-MCR

35%~100%（滑压）

再热蒸汽温度保持正常负荷范围

%B-MCR

50%~100%（滑压）

炉膛设计压力

Pa

±6500

燃烧器型式，布置方式

低NOx旋流式，前后墙对冲布置

一次风喷嘴数,喷嘴总数

个

20,32

点火及低负荷用的油枪型式

等离子+常规油枪

油枪配备数量

个

4+16

单个油枪耗油量

kg/h

1250

供油压力

MPa

3.2

过热器调温方式，级数

水煤比+喷水,2

再热器调温方式，级数

档板调温+事故喷水

3.1.1锅炉主要系统

（1）点火点火及助燃系统

根据燃煤特性，采用等离子点火技术。

点火及助燃采用O号轻柴油，厂内设2辆汽车油槽车的卸油车位。

燃油系统设置2个200m3钢制拱顶油罐、2台离心式卸油泵、3台35%容量的离心式供油泵。

（2）燃烧器及制粉系统：

为单炉膛、前后墙对冲燃烧、一次再热、平衡通风。

一次风燃烧器前后墙五层，每层4只，共20只燃烧器。

制粉系统选用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统，配5台中速磨煤机，4台运行1台备用，可保证锅炉最大连续负荷下运行。

配5台耐压式计量给煤机，配置变频电动机，可以随锅炉负荷自动调节给煤量。

（3）一、二次风系统：

一次风系统设两台50%容量的单吸离心式冷一次风机（带变频调节）；二次风系统设两台50%容量的单级动叶可调轴流式送风机、双级动叶可调轴流式吸风机。

（4）火焰检测冷却风系统：

设两台100%容量的火焰检测冷却风机，1运1备。

（5）空气预热器系统：

配置两台三分仓容克式回转式空预器，采用先进的径向、轴向和环向密封系统。

（6）启动锅炉

本工程设1台汽源参数为1.27MPa（g）、350℃、蒸发量为20t/h的燃煤启动锅炉，设有配套的输煤设备、送风机和给水泵及除渣设备，并设有独立的排烟烟囱。

启动锅炉及其附属设施采取室内布置。

（7）烟气脱硝系统

本期工程烟气脱硝系统设计如下：

1）脱硝工艺采用SCR法，脱硝层数按2+1层设置。

2）脱硝装置的设计效率，按≥80%设计。

3）脱硝还原剂采用液氨，汽车运输。

4）脱硝系统不设置烟气旁路和省煤器高温旁路系统。

5）反应器布置在省煤器和空预器之间（高温高含尘区域）、空气预热器的顶部。

（8）输煤系统：

按规划容量4×350MW机组设计，分期建设，采用单车翻车机卸车系统，翻车机机室按布置2台单车翻车机设计并施工，本期工程仅安装１套单车翻车机设施。

（9）除灰渣系统：

除渣系统采用长刮板捞渣机捞出后直接提升至渣仓，渣水系统自然冷却无溢流系统。

除灰系统为正压浓相气力输送系统，并同期建设干灰分选系统。

系统设1座原灰库、1座粗灰库及1座细灰库，每座灰库有效容积800m3，3座灰库可满足2台锅炉燃用设计煤种时24h以上的排灰量。

工程同期建设1套出力为50t/h的干灰分选系统。

石子煤系统采用简易机械方式处理。

（10）锅炉给水系统：

设置一台100%BMCR容量的汽动给水泵和一台30%BMCR容量的定速泵，同轴、低位布置，定速泵为两台机组公用1台。

3.2汽轮机部分

汽轮机：

超临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、8级回热、湿冷、抽汽凝汽式汽轮机。

主要性能参数见表3－2。

表3－2汽机性能参数

项目

单位

指标

额定功率（ECR工况）

MW

350

最大功率（VWO工况）

MW

392.5

额定主蒸汽压力

MPa

24.2

额定主蒸汽温度

℃

566

额定主蒸汽流量

t/h

1008

额定再热蒸汽压力

MPa

3.823

额定再热蒸汽温度

℃

566

额定再热蒸汽流量

t/h

额定高压缸排汽压力

MPa

4.56

主蒸汽最大进汽量

t/h

1146.3

低压缸排汽压力

kPa

4.4/5.4

额定转速

r/min

3000

额定给水温度

℃

286.2

ECR工况计算热耗

kJ/kWh

7619

ECR工况汽轮机总内效率

%

91.14

末级动叶片高度度

mm

1016

设计循环冷却水温度

℃

20

配汽方式

全电调（阀门管理）

回热系统

3G+4D+1CY

启动方式

高中压缸联合启动

3.2.1汽轮机主要系统

（1）主蒸汽系统

主蒸汽管道采用“2-1-2”布置，即从锅炉末级过热器出口联箱上接出两根管道，合并后至汽轮机处再分成两根支管分别接到高压缸左右侧主汽门。

管道上不设流量测量装置，蒸汽流量由汽机调节级后测得的蒸汽压力来确定。

汽轮机冲转、暖机、升速等利用汽机主汽调节阀控制。

在末级过热器出口主蒸汽管道母管上设水压试验堵板，便于锅炉在投产前进行水压试验。

主蒸汽管道考虑有适当的疏水点和相应的动力操作的疏水阀，以保证机组在各种工况下能及时疏尽管道中的凝结水，防止汽轮机进水事故的发生。

每根疏水管道都单独接至凝汽器疏水扩容器。

（2）再热蒸汽系统

低温再热蒸汽管道采用“2-1”布置，即从高压缸的两个排汽口接出两根管道，合并为一根单管后进入锅炉低温再热器入口联箱。

高温再热蒸汽管道采用“1-2”布置，即从锅炉末级再热器出口联箱上以单根管道引出，至汽机前分成两根支管至汽机左右侧中压联合汽门。

在高温再热器出口再热蒸汽母管上设水压试验堵阀，便于锅炉在投产前或大修后做水压试验。

高压缸排汽的支管上设气动逆止阀，以便在事故情况下切断，防止蒸汽倒回汽轮机，引起汽轮机超速。

高、低温再热蒸汽管道均考虑有适当的疏水点和相应的动力操作的疏水阀（在高、低温再热蒸汽管道上还设有疏水罐），以保证机组在各种条件下能及时疏尽管道中的凝结水，防止汽轮机进水事故的发生。

每根疏水管道都单独接至凝汽器疏水扩容器。

（3）给水系统

给水系统从除氧器把给水输送至锅炉省煤器进口联箱。

每台机组设置容量为锅炉最大给水消耗量的1台100%汽动给水泵，用于机组正常运行。

两台机组公用1台容量为锅炉最大给水消耗量30%（锅炉最小直流负荷）的电动启动给水泵，仅用于机组启动。

汽动给水泵设置一台前置泵，主泵、给水泵汽轮机和前置泵同轴布置，共同由给水泵汽轮机驱动。

电动给水泵采用定速泵，无前置泵。

主给水系统中设置3台全容量、卧式、双流程高压加热器。

高压加热器采用大旁路系统。

（4）凝结水系统

系统设2台立式凝结水泵，每台凝结水泵容量为最大凝结水量的110%，1台正常运行，1台备用。

其中一台凝结水泵设置变频。

（5）抽汽系统

汽机具有8级回热抽汽，分别作为3台高压加热器、1台除氧器和4台低压加热器的加热汽源。

汽轮机的一、二、三、五、六段抽汽管道上均装有1只电动隔离阀和1只气动止回阀，作为防止汽轮机进水和防止超速的保护措施。

四段抽汽为中压缸末级下排汽，抽汽口设置为两个，两路出口管道上各设置1只电动隔离阀和1只气动止回阀后合并为一根母管，分别向除氧器、给水泵汽轮机，低压供热蒸汽系统及辅助蒸汽系统供汽。

四段抽汽为调整抽汽，中低压缸联通管上设有调节蝶阀，以调整中压缸分缸压力。

给水泵汽轮机正常工作汽源来自主汽轮机的四级抽汽，启动和低负荷时由辅助蒸汽系统供汽。

为防止汽轮机进水和超速，本系统设计有完善的疏水系统。

（6）辅助蒸汽系统

辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源。

本期工程每台机设一个压力0.65-1.2MPa（a），温度为300-395℃的辅助蒸汽联箱。

两台机组的辅助蒸汽联箱之间用一根辅助蒸汽母管连接。

（7）加热器疏水及放气系统

高压加热器疏水采用逐级自流的串连方式最终进入除氧器，在事故情况或低负荷时，每台高压加热器均设有单独的事故疏水管道，分别接至凝汽器疏水扩容器。

低压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，最后一级疏水疏至凝汽器。

每台低压加热器均设有单独的事故疏水接口，其疏水管道接至凝汽器。

轴封冷却器采用单级水封疏水至凝汽器。

（8）凝汽器抽真空系统

凝汽器抽真空系统中，每台机组设置2台100%容量的机械真空泵。

机组启动时，2台真空泵同时投入运行，满足机组启动初期将凝汽器以及附属管道和设备中的空气抽出以达到汽机启动要求；正常运行时，一台运行，一台备用。

（9）开式循环冷却水系统

开式循环冷却水来自循环水泵出口管道，为汽机房内除给水泵和凝结水泵外所有辅机提供冷却水。

开式循环冷却水系统设2台开式循环冷却水升压泵，1台运行1台备用。

（10）闭式循环冷却水系统

闭式循环冷却水水源为除盐水，为汽机房区域的部分辅机、磨煤机、空压机提供冷却水。

闭式循环冷却水系统设置有2台100%容量板式换热器、2台闭式循环冷却水泵和1台闭式循环膨胀水箱。

（11）厂内循环水系统

循环水冷却系统采用两机一塔方案，两台机组配一座自然通风冷却冷却塔，淋水面积为9500m2，有效凝汽器面积20500m2，冷却倍率60/36（循环水泵运行工况一年二季），循环水母管管径:

DN2400，循环水支管管径：

DN1800。

（12）工业水系统

工业水水源来自于漳河水库，经工业水泵加压送至主厂房区。

锅炉及炉后区域辅机、汽机房部分辅机转动轴承用冷却水采用工业水。

（13）供热系统

根据《荆门市供热专项规划》，本工程向规划的供热区域提供工业和民用热源。

本工程根据不同热用户的不同需要，确定以两种参数等级分别向供热管网系统供汽。

即：

2.2MPa（a）/240℃和1.0MPa（a）/280℃两种参数等级。

3.3电气部分

3.3.1发电机及主变压器

发电机：

发电机冷却方式为水、氢、氢，即定子绕组直接水内冷，转子绕组直接氢内冷，定子铁芯氢冷。

在额定功率因数和额定氢压条件下，发电机额定功率与汽轮机额定功率相匹配，发电机最大连续出力与汽轮机VWO工况出力相匹配。

发电机基本参数见表3-3。

表3-3发电机基本参数

项目

单位

指标

额定容量

MWA

412（为扣除励磁变压器之后的保证容量）

最大连续功率（保证值）

MW

367.35

额定功率

MW

350（静态励磁时，扣除励磁功率）

额定功率因数

/

0.85（滞后）

额定电压

V

20000

额定转速

rpm

3000

周波

Hz

50

相数

/

3

级数

/

2

定子线圈接法

/

YY

额定氢压

MPa（g）

0.3

效率（保证值）

%

≥98.9

短路比（保证值）

/

≥0.5

瞬变电抗Xd（标么值）

/

≯0.3

超瞬变电抗Xd（标么值）

℃

≮0.15

承担负序能力：

/

稳态

（标么值）

/

I2/IN≥10％

暂态

/

（I2/IN）2t≥10s

3.3.2电气主要系统

（1）电气主接线：

本期工程接入电力系统方案为厂内设220kV配电装置，两台机组以220kV一级电压接入系统，规划出线4回，本期出线3回，分别接入荆门电网的220kV枣山、长林和永兴变电站，预留1回220kV出线。

220千伏配电装置采用户外敞开式、双母线接线。

2回发-变组进线、3回出线、1回起动/备用变进线、1台母联断路器、1个母线设备间隔，共8个间隔，并预留1回出线间隔的位置。

发电机出口不设断路器，起动/备用变电源是从本期220千伏配电装置母线引接。

（2）厂用电系统接线

采用6kV和380/220V两级电压厂用供电系统。

（3）交流不停电电源（UPS）

每单元机组将装设一套交流不停电电源装置。

交流不停电电源采用静态逆变型。

每单元机组配置一台全容量80kVAUPS。

公用系统及辅助车间交流不间断电源设置一台20kVAUPS用于220kVNCS站设备、系统二次设备、通信设备等全厂公用设备的不间断供电。

该UPS采用单机配置方案。

（4）励磁系统

发电机励磁系统采用自并励静止励磁系统，主要由机端励磁变压器、可控硅整流装置、自动电压调节器（AVR）、灭磁与过电压保护装置和启励装置等组成。

励磁变压器采用三台单相干式变压器，励磁系统的起励方式采用交流380V或直流220V电源起励。

（5）直流系统

本工程单元机组直流系统接线配置方案为：

每机组设置三组蓄电池：

一组220V，供动力负荷；二组110V，供控制负荷。

（6）事故保安电源的接线方式及设备选择

根据工程实践、电厂运行反馈信息以及华能导则，本工程两台机组配置一台容量为1200kW级的应急柴油发电机组和一段保安PC母线，每台机设2段保安MCC母线，供电给机组380/220V低压厂用保安负荷。

3.4热工自动化部分

3.4.1控制网络

本期工程为两台机组设置两套单元机组FCS网络和一套FCS公用网络，以及一套辅助系统FCS集中控制网络，设置一个集中控制室。

在集中控制室内实现对机组、辅助车间系统运行的监控。

各辅助车间就地均无控制室和运行人员。

全厂采用分层分级的网络结构。

全厂自动化系统由厂级管理信息系统（MIS）、厂级监控信息系统（SIS）、机组现场总线控制系统（FCS）以及辅助车间现场总线控制系统（FCS）等三层组成。

本工程设置一套闭路电视监视系统。

闭路电视监视系采用通讯方式将信息传输到MIS。

3.4.2机组控制系统控制方式

全厂采用现场总线技术。

本工程采用炉、机、电集中控制方式，为两台机组设置一个集中控制室。

机组控制系统主要由以下几部分组成：

（1）机组现场总线控制系统（FCS），功能包括数据采集、模拟量调节控制、顺序控制等。

其中FSSS、重要的调节回路和顺序控制作为FCS的一部分，将采用常规的DPU+IO的方式实现，

（2）汽轮机数字电液控制系统（DEH）硬件由汽机厂配供，纳入机组FCS，软硬件与机组FSSS统一。

（3）汽机紧急跳闸系统（ETS）（由汽机厂配供）。

（4）汽机安全监视仪表（TSI）（由汽机厂配供）。

（5）给水泵汽轮机电液控制系统（MEH）硬件由给水泵汽机厂配供，纳入机组FCS，软硬件与机组FSSS统一。

（6）给水泵汽机紧急跳闸系统（METS）（由给水泵汽机厂配供）。

（7）给水泵汽机安全监视仪表（MTSI）（由给水泵汽机厂配供）。

（8）就地监视和控制仪表。

（9）吹灰程控、炉管泄漏监视、空预器间隙调整等与单元机组FCS通过通讯接口直接相连。

3.4.3DCS控制系统

锅炉、汽机、发电机及其辅助系统设备的监视、控制和保护由分散控制系统（DCS）实现。

DCS系统采用Emerson公司提供的OVATION分散控制系统，主机DCS系统的主要包括：

（1）模拟量控制系统（MCS）：

能够满足机组启停、定/滑压运行和RB工况的所有要求，保证机组在不投油稳燃负荷至100%MCR负荷范围内，控制运行参数不超过允许值。

模拟量控制包括协调控制子系统和自动调节子系统。

协调控制子系统包含协调控制方式、炉跟踪方式、机跟踪方式、手动控制方式四种。

（2）顺序控制系统（SCS）：

按功能组级和功能子组级、设备级设计。

根据锅炉、汽机、发电机、附属设备及工艺系统的运行要求，构成不同的顺序控制功能组。

（3）锅炉安全监控系统（FSSS）：

实现对锅炉炉膛吹扫、燃油系统泄漏试验、点火器控制、火焰监视、主燃料跳闸等的监控和保护。

（4）汽机控制系统（DEH）：

对汽机实现转速控制、负荷控制、阀门管理、阀门试验、汽机起停和运行中的监视、超速保护、热应力计算、汽机ATC、主汽压力控制等功能。

（5）电气设备监控系统（ECS系统）：

在常规设计基础上，纳入厂用电和发变组控制等电气系统监控功能。

3.4.4辅助车间（系统）系统控制方式

辅助车间采用辅控网集中监控方式，即在集中控制室能完成各辅助车间的监控。

各辅助车间不单独设控制室，在重要辅助车间的电子设备间内设有便携式工程师站/操作员站，仅在辅控网故障、调试等特殊情况下使用。

3.5化学部分

3.5.1锅炉补给水系统

本工程锅炉补给水原水取自漳河水库水，根据原水水质特点及超临界直流炉机组对补给水质量要求，对锅炉补给水处理系统按如下方案进行：

水库水→原水预处理站→生水加热器→（PCF）过滤器→过滤水箱→超滤给水泵→自动反冲洗过滤器→超滤（UF）装置→超滤水箱→超滤水泵→一级保安过滤器→一级高压泵→一级反渗透（RO）装置→一级淡水箱（含供热回水）→一级淡水泵→二级保安过滤器→二级高压泵→二级反渗透（RO）装置→二级淡水箱→二级淡水泵→混合离子交换器→除盐水箱→除盐水泵→主厂房

根据全厂汽水损失，采暖期机组正常补水量为457t/h，非采暖期机组正常补水量为416t/h。

3.5.2凝结水精处理系统

本期工程凝结水精处理系统设置如下：

（1）凝结水采用100%容量处理。

（2）凝结水精处理按中压系统设计。

（3）两台机组的高速混床共用一套高分离率的体外再生系统及辅助系统。

（4）每台机组配3×50%高速混床，正常时，两台运行，一台备用。

（5）每台机组配2×50%的除铁过滤器，不设备用。

系统的特点是满足机组过滤除铁及除盐的要求，保证机组的水汽循环品质，提高机组的运行安全性和灵活性。

3.6消防部分

3.6.1消防设计范围

1）设计范围为本期工程的主厂房、变压器区、油罐区、液氨区、煤场、输煤系统、辅助厂房、附属