【学习分享】百万再热机组启停过程中故障分析

文摘 2024-12-22 16:33 新疆

二次再热1000MW燃煤机组因系统复杂、启动方式多样，在（极）热态启动过程中需要经受高参数、小流量、三级旁路协调控制和主蒸汽温度快速波动等严苛的条件。尤其当机组经历甩50%负荷甚至甩100%负荷后，汽轮机、锅炉各项参数剧烈波动。在快速调整尚未稳定之际，一旦要满足快速并网要求，将对操作人员及设备提出很大考验。（极）热态启动过程的快慢直接关系到机组的寿命和电厂、电网的效益。启动过程操作量大、需要监视的动态参数多，排除人为因素的影响，（极）热态启动过程不可避免地会发生排汽温度的快速上升，进而引发切缸、甚至跳机。机组并网后若重新并缸，锅炉的燃料调整、旁路的控制及排汽温度的限制等都成为制约因素。

本文以上海汽轮机厂（上汽）1000MW二次再热机组4次典型的（极）热态启动过程为研究对象，探讨了排汽温度高引发切缸及再次并缸过程出现的故障，并提出了相应的处理措施，为机组（极）热态下安全、稳定和快速的启动提供重要的参考。

1 系统介绍

1.1 汽轮机及旁路

汽轮机采用上汽制造的超超临界百万汽轮机组，型号为N1000-31/600/620/620。该机组为超超临界、二次中间再热、单轴、五缸、四排汽、双背压凝汽式汽轮机。回热系统是典型的“四高五低一除氧”10级结构，双列高加布置，全周进汽，采用超高压、高压、中压3缸联合启动方式。

旁路系统配置了容量为40%锅炉最大连续蒸发量的高压旁路（高旁）和2×50%BMCR 中压旁路（中旁）、低压旁路（低旁）3级串联旁路。高旁调节阀（高旁阀）减温水取自高压给水泵出口母管，中旁调节阀（中旁阀）减温水取自给水泵一级抽头，低旁调节阀（低旁阀）喷水减温水取自凝结水。其热力系统流程如图1所示。

图1 二次再热1000MW汽轮机热力系统流程

1.2 启动状态划分与启动参数

以超高压缸内缸第2 级后内壁金属温度t的高低作为划分机组热状态的标准，具体划分见表1。不同启动状态下的冲转参数见表2。

表1 启动状态划分

表2 不同启动状态下的冲转参数

1.3 超高压缸、高压缸排汽温度控制

汽轮机在（极）热态启动阶段，因为主蒸汽参数高，调节阀开度小，汽缸内鼓风摩擦易引起超高压缸或高压缸排汽温度升高[13]，进而导致超高压缸切除或者高压缸切除。

当机组启动后超高压缸排汽（超高排）温度超过460 ℃时，首先减小中压缸调节阀（中调阀）的开度，增大超高压缸的进汽量；如果超高排温度进一步上升至495 ℃时，则直接关闭超高压缸主汽阀（超高主），切除超高压缸；同时打开超高压缸通风阀，将超高压缸抽真空，由高、中压缸控制汽轮机的进汽量。当超高排温度升至500 ℃时机组发出报警；当超高排温度继续升高至530 ℃时，汽轮机跳闸。超高排温度控制如图2 所示。

图2 超高排温度控制

机组启动后当高压缸排汽（高排）温度超过460 ℃时，首先减小中压调节阀的开度，增大高压缸的进汽量；如果高排温度进一步上升至480 ℃，则优先关闭超高压主汽阀，切除超高压缸；同时打开超高压缸通风阀，将其抽真空，此时中压调节阀开度保持不变，只增加高压调节阀（高调阀）的开度；如果高排温度继续上升至495 ℃时，则高压缸进汽主汽阀（高主阀）关闭，切除高压缸；当超高压缸、高压缸都切除后，高排温度继续升至500 ℃时机组发出报警，升高至530 ℃时，汽轮机跳闸。高排温度控制如图3 所示。

图3 高排温度控制

1.4 瞬时甩负荷逻辑

上汽-西门子数字式电液调节系统（digital electrohydraulic control system，DEH）的甩负荷识别逻辑包括负荷瞬时中断（KU）和长甩负荷（LAW）2 种情况。KU 功能主要是通过对机组负荷的监控，当条件触发时迅速做出判断，通过快关调节阀，避免机组超速。KU 迅速恢复时，可立即恢复带负荷运行；如果2 s 内条件不能恢复则触发LAW，机组甩去负荷，切换至转速回路控制。

当以下任一条件满足时，触发瞬时甩负荷控制器（30LAW-KU）动作。

条件1 实际负荷在一定的周期内突降超过728 MW。

条件2 实际负荷低于104 MW，同时满足：1）在负荷控制器模式下，变化速率之后的负荷设定值与实际负荷的差值大于104 MW；2）实际负荷高于-26 MW，判断不存在逆功率现象；3）发电机处于并网状态。

1.5 超高压调节阀、高压调节阀阀限指令逻辑

上汽-西门子DEH 对超高压调节阀（超高调）及高压调节阀的阀限指令速率设有39.59%/min（即Fastly 模式）和0.3%/min（即Normally 模式）2 种。若并缸顺控第3 步连接至快速开启模块，阀限速率模块切换至Fastly 模式，超高压调节阀跟随总流量指令迅速开启;并缸顺控第3 步连接Normally 模式，超高压调节阀限将执行0.3%/min 速率模块，调节阀将随着阀限释放而缓慢开启至总流量控制值。其阀限速率指令逻辑如图4 所示。

图4 阀限速率指令逻辑SAMA图

2 （极）热态启动故障案例

本文选取3 次甩100%负荷与1 次甩50%负荷后的极热态启动过程为例，分别研究了极热态启动阶段切缸、2 次并缸失败导致负荷瞬时中断、并缸后切缸引发再热蒸汽保护动作及切缸后成功并缸的4 个典型工况。

2.1 工况1：甩50%负荷后极热态启动切缸动作

机组甩50%负荷（500 MW）后，满足极热态启动状态，采用超高压缸、高压缸及中压缸联合启动。启动参数：主蒸汽压力12.99 MPa，温度569.6 ℃；一次热再蒸汽压力2.686 MPa，温度558.5 ℃；二次热再蒸汽压力0.629 MPa，温度559.1 ℃；高旁阀开度78.4%，中旁阀开度99.4%，低旁阀开度99.8%；锅炉燃料量53.9 t/h。

当机组冲转至2 978 r/min 时，高排温度达到480 ℃，触发切除超高压缸保护动作，此时高压调节阀由7.9%快速开至15.1%，汽轮机转速由2 987 r/min先降至2 973 r/min，然后定速至3 009 r/min，汽轮机定速后并网。

机组并网后顺利带负荷至114 MW，准备重新并入超高压缸。并缸前通过开大中、低旁路提高锅炉蓄热，增加流量，DEH 总流量指令63.6%，并缸瞬间超高压调节阀从0 快开（DEH 默认Fastly 模式）至17.5%，总流量指令快减至60.2%。由于中旁及低旁自动调整及时，维持机组负荷稳步靠近目标值，高排温度从428.8 ℃升至447.7 ℃后保持平稳。并缸后高旁阀手动保持稳定，中旁及低旁自动关闭，汽轮机投入“汽轮机跟随”（TF）模式，即初压控制。手动慢关高旁阀，至此并网并缸后各项参数正常稳定，顺利完成并缸操作。该过程中各主要参数变化趋势如图5 所示。

图5 工况1 主要参数变化趋势

2.2 工况2：甩100%负荷后极热态启动过程超高压缸2 次并缸失败

机组发生甩100%负荷后，鉴于极热态启动过程易发生超高压缸切除，此次极热态冲车前切除超高压缸控制器，采用高压缸及中压缸联合启动。启动参数：主蒸汽压力17.4 MPa，温度548.6 ℃；一次热再蒸汽压力3.628 MPa，温度548.7 ℃；二次热再蒸汽压力0.817 MPa，温度551.6 ℃；高旁阀开度83.9%，中旁阀开度99.3%，低旁阀开度99.8%。

采用该方式机组顺利定速后并网，当负荷达到101 MW 时，高排温度458.5 ℃，主蒸汽压力已经升至21.35 MPa，开始第1 次超高压缸并缸操作。并缸时，超高压调节阀快速开启（DEH 默认Fastly 模式）至15.15%，机组负荷从101 MW 飞升至240 MW；随着负荷超调，DEH 控制器将总流量指令从51.34%立减至33.9%，超高压调节阀开度从15.15%减至10.5%，高压调节阀开度从22.8%减至9.65%，中压调节阀开度从17.7%减至7.75%。随着各调节阀开度快速关小，进汽流量突降，机组负荷从240 MW 骤降至58 MW，高压缸进汽量瞬间减少，致使高排温度从458.8 ℃快速升至480.5 ℃，触发超高压缸切除保护动作。并缸时间仅保持8 s 左右发生切缸，第1 次超高压缸并缸失败，旁路自动调整幅度剧烈，一、二次再热压力大幅波动，中旁及低旁解手动保持开度，减少机组功率受再热蒸汽压力影响。

第1 次并缸失败后，随着高排温度降至418.3 ℃，减少锅炉燃料量，主蒸汽压力仍缓慢从19.8 MPa 上升至26.38 MPa，高、中压缸带负荷慢慢回升至100 MW，自动触发第2 次并超高压缸。启动并缸操作后，超高压调节阀瞬间开启（DEH 默认Fastly 模式），负荷从107.9 MW 突升至396.47 MW；负荷过调，流量指令快速调节从75.3%锐减至15.5%，超高压调节阀快速关小，汽轮机负荷骤降至26.2 MW。此时，设定负荷目标（155 MW）与实际负荷（26.2 MW）偏差值大于104 MW 且实际负荷小于104 MW，触发KU 逻辑动作，且2 s 内条件仍未恢复，最终触发LAW 动作，DEH 切至转速回路控制。甩负荷后DEH 控制器总流量指令将超高压调节阀开度从22%关至5.3%，高压调节阀及中压调节阀快关至0。第2 次并缸失败导致发生长甩负荷后，整个机组参数发生剧烈扰动，最终被迫在机组逆功率保护动作之前手动紧急解列。该过程中各主要参数变化趋势如图6 所示。

图6 工况2 主要参数变化趋势

2.3 工况3：甩100%负荷后超高压缸切缸再热蒸汽保护动作

机组甩100%负荷后再次启动，同样切除超高压缸控制器，采用高压缸及中压缸联合启动。启动参数：主蒸汽压力11.034 MPa，温度563 ℃；一次热再蒸汽压力1.525 MPa，温度566.8 ℃；二次热再蒸汽压力0.676 MPa，温度559.6 ℃；高旁阀开度84%（手动模式），中旁阀开度50%，低旁阀开度75.1%。

机组顺利冲转至定速、并网。机组负荷升至100 MW以前，锅炉燃料量由89.1 t/h 提高至102.7 t/h，升负荷过程中因再热蒸汽压力较低，中、低压旁路自动调整关闭，高旁阀手动维持82.8%开度。当机组负荷满足并缸条件时，手动修改超高压调节阀阀限释放速率为Normally 模式，成功并入超高压缸，并缸后机组负荷从100.2 MW 升高至180.3 MW。

成功并缸后汽轮机DEH 在功率控制模式，设定目标负荷155 MW，过程中高旁阀手动关阀速率偏快（从82.8%关小至30.9%），实际负荷升至180.3 MW。由于负荷过调，DEH 总流量指令从91.06%减至71.98%，此时汽轮机各调节阀开始回调，超高排温度从402.4 ℃升至439.9 ℃，高排温度从459.9 ℃升至479.1 ℃。在此过程中，高排温度高于460 ℃，触发流量调整保护，随着各调节阀关小高排温度持续上升。加之锅炉蓄热不足，新增燃料尚未转变成蒸汽内能，机组并缸后带负荷能力快速下降，高旁阀关阀速率偏慢，中、低旁阀已处于手动全关状态，此时高排温度上升触发中压调节阀关小调整流量。二者因素叠加后，快速将中压调节阀由27.3%关至8.28%。这直接导致超高压缸及高压缸排汽背压升高，蒸汽通流量减少，2 个缸体排汽温度持续升高。当高排温度升至480 ℃时，触发超高压缸切除，并缸失败。高排温度继续升高至495 ℃时，触发高压缸切除。由于中旁阀及高压主蒸汽阀门全部关闭，最终导致锅炉再热蒸汽保护（蒸汽阻塞）动作，机组非正常解列。该过程中各主要参数变化趋势情况如图7 所示。

图7 工况3 主要参数变化趋势

2.4 工况4：甩100%负荷后极热态启动成功并缸

机组发生甩100%负荷后历经工况2 及工况3极热态启动失败，再次启动时同样切除超高压缸控制器，采用高压缸及中压缸联合启动。启动参数：主蒸汽压力13.494 MPa，温度564 ℃；一次热再蒸汽压力2.74 MPa，温度559.1 ℃；二次热再蒸汽压力0.627 MPa，温度559.1 ℃；高旁阀开度83.9%，中旁阀开度99%，低旁阀开度99.8%。

机组顺利冲转至定速、并网。并网后高旁阀开度83.8%，中旁阀自动从48.9%关至6.6%，低旁阀自动从99.8 关至29.1%；主蒸汽压力13.106 MPa，一次热再蒸汽压力1.882 MPa，二次热再蒸汽压力0.423 MPa；高压调节阀从16.1%缓慢开启至100%，中压调节阀从2.6%缓慢开至100%，负荷至此稳定在93.8 MW。汽轮机调节阀全开后，提高低旁设定压力，低旁阀继续关小，机组负荷缓慢超过100 MW，触发超高压缸并缸顺控程序。

此时由高、中压缸带负荷，总流量指令已升至最大值（105%），超高压缸并缸开始后，超高压调节阀缓慢开启（Normally 模式）并跟踪DEH 总流量指令，将机组负荷缓慢提升至243 MW。在此过程中，实际负荷升至166 MW 时，DEH 总流量指令开始下降，最低降至57.1%，机组负荷也相应减到166 MW。为防止高排温度继续升高，此时将目标负荷设定值修改为200 MW，流量指令开始回升。此过程中，高排温度从414 ℃升至438 ℃后趋于稳定，负荷稳步回升至200 MW。机组负荷稳定后，将汽轮机从功率控制切至TF 模式，手动缓慢关闭高旁阀，至此成功并缸。该过程中各主要参数变化趋势如图8 所示。

图8 工况4 主要参数变化趋势

3 分析与讨论

针对上述4 次极热态启动过程出现的各种故障进行综合分析与讨论。

3.1 工况1 过程分析

工况1 发生在机组甩50%负荷后极热态启动阶段，汽轮机转速在2 978 r/min 时超高压缸因排汽温度高切除。对于典型的超超临界1 000 MW 二次再热上汽-西门子机组，DEH 默认机组的启动方式为3 缸（即超高压缸、高压缸及中压缸）联合启动。该阶段最大的特征是机组缸温高、冲转参数高、进汽流量小，冲转过程由于鼓风摩擦不可避免地引起高排温度上升，进而引起切缸动作。

当机组并网后，随着高压缸进汽流量逐步提高，高排温度开始下降至正常范围。当机组负荷达到并缸条件，需要重新并入超高压缸。由于DEH 对并缸顺控逻辑中默认的超高压调节阀的开启模式为Fastly 模式（开启速率39.59%/min），加之此时锅炉蓄热不足（表现为汽轮机前压力偏低），致使DEH 总流量指令偏高。并缸瞬间超高压调节阀随总流量指令迅速开启，导致负荷瞬间升高，负荷控制器超调，汽轮机轴向位移突增0.121 mm。随之总流量指令重新介入调整，但并未触发KU 保护动作。在高旁自动控制下，汽轮机前压力逐步回升，锅炉燃烧开始逐步匹配并缸参数，负荷指令与压力对应后投入TF 模式，负荷开始缓慢下降，机组达到平稳运行。

3.2 工况2 过程分析

工况2 发生在机组甩100%负荷后，通过主动切除超高压缸，利用高、中压缸联合启动，顺利定速并网。机组带一定负荷后进行了2 次并缸操作，均未成功，最终被迫手动紧急解列。2 次并缸的共同特征是：甩100%负荷后主蒸汽压力偏离启动曲线（21.35 MPa 和26.38 MPa），旁路退出自动控制，并缸过程超高压调节阀选择默认的Fastly 模式开启，并缸后负荷超调，DEH 介入调节。

第1 次并缸后负荷从101 MW 突升至240 MW，又回调至58 MW。该过程主蒸汽压力设定值与实际值在开超高压调节阀瞬间超过0.25 MPa，压力控制器激活，高压缸进汽量瞬间减少，致使高排温度从458.8 ℃快速升高至480.5 ℃，触发超高压缸切除保护动作。第2 次并缸后负荷从107.9 MW 突升至396.47 MW，DEH 参与调节后负荷突降至26.2 MW，直接触发KU 保护动作，DEH 切至转速控制回路。由于2 s 内条件未恢复，最终导致LAW 动作。

工况2 中锅炉蓄热维持过高的参数，旁路系统在手动控制，调节作用基本消失，并缸瞬间的超高压调节阀快速开启对负荷、主蒸汽压力、一次再汽压扰动剧烈，造成机组在并缸初期无法安全稳定运行；超高压调节阀迅速开启后导致机组轴向位移突增0.304 mm，严重破坏轴向平衡力，极大地增加汽轮机轴向动静碰磨的风险。

3.3 工况3 过程分析

工况3 发生在甩100%负荷后，机组通过高中压缸联合启动顺利定速、并网。由于预先修改DEH中超高压调节阀阀限释放速率为Normally 模式，并缸过程超高压调节阀缓慢开启，机组负荷从100.2 MW 升高至180.3 MW，轴向位移变化量仅为0.03 mm，并缸过程顺利完成。

由于 DEH 中预设的并缸后的目标负荷（155 MW）与实际负荷（180.3 MW）出现较大偏差，且在功率控制回路下目标负荷没有及时调整，导致负荷长时间过调，负荷控制器通过流量指令介入调整，各调节阀开始回关。另外锅炉蓄热在机组冲转定速后表现不足，并网后中旁阀及低旁阀自动全后关切至手动模式，不作调整。重新并入超高压缸时，负荷上升较为缓慢，加之汽轮机前压力偏低，在减负荷指令下，进入超高压缸及高压缸内蒸汽流量进一步减少，高排温度快速上升。当高排温度超过460 ℃且继续升高时，首先触发流量调整保护，叠加减负荷指令，致使中压调节阀开度变小，使得超高压缸及高压缸排汽背压逐渐升高，高排温度持续升高依次触发切除超高压及高压缸保护，直至锅炉再热器保护动作、机组跳闸与电网解列。

3.4 工况4 过程分析

工况4 发生在甩100%负荷后且2 次（极）热态启动失败之后。机组通过高、中压缸联合启动顺利定速、并网。并网后超高压调节阀阀限采用Normally 模式顺利并入超高压缸。

并缸前高旁阀全开，保证后续高压缸和中压缸的做功能力。当后续中、低旁阀开度逐渐减小，机组负荷大于100 MW 时，触发自动并超高压缸程序，此时明显表现出锅炉蓄热不足，配合机组并缸的燃料调整滞后；同时，汽轮机DEH 中总流量指令已经达到最大值，在调节阀缓慢开启后由于目标负荷设定较低，实际负荷仍然表现出过调情况。在总流量指令锐减的同时增加目标负荷指令可以有效避免负荷突降，控制机组负荷稳定，确保不会再次触发瞬时甩负荷逻辑动作。

4 结论与建议

1）超超临界二次再热1 000 MW 机组采取默认的3 缸联合启动方式时，在（极）热态启动阶段将不可避免地发生高排温度持续上升，进而引发切缸动作的风险。建议（极）热态启动时切除超高压缸控制器，采取高压缸及中压缸联合启动方式。

2）切缸工况是一种非稳态过程。切缸发生后机组参数发生较大扰动，此时旁路的控制尤为重要。切缸工况不允许长时间停留，因此机组并网带一定负荷后，应尽快启动顺控重新并缸，让机组恢复正常运行。建议旁路采取自动控制，紧急情况下再解手动干预。

3）切缸后重新并缸时，采用DEH 中默认的Fastly 速率模式释放超高压调节阀阀限，极易导致负荷超调、汽轮机轴向位移突增、触发KU 及LAW动作，引发机组参数发生剧烈扰动，威胁安全运行。建议将DEH 中默认的并缸时超高压调节阀阀限释放速率修改为Normally 模式。

4）（极）热态启动定速并网后，应避免在燃料调整滞后、锅炉蓄热不足的情况下强行并缸，否则会造成汽轮机前压力降低，高、低旁路关闭。一旦负荷过调，各缸进汽流量调整减少，排汽温度随之升高，进而引起超高压缸和高压缸切除、再热器保护动作，机组跳闸，快速并网功亏一篑。建议并缸完成后，及时调整并缸目标负荷，弱化DEH 介入流量调整的波动，负荷调整稳定后尽快切至TF 模式运行。

5）机组（极）热态启动过程中尽可能将蒸汽参数接近（极）热态启动曲线所对应的数值，同时确保高、中、低压3 级旁路有足够裕量。高、中压缸启动时3 级旁路全开为佳，可缩短并缸时间。通过旁路调整，并缸过程尽量维持机前压力稳定，缓慢提升机组负荷。建议冲转阶段，3 级旁路全开；并网前，中旁阀开度不低于60%；并网后，低旁压力设定值在0.4 MPa 左右，及时增加锅炉燃料。在并入超高压缸前高旁阀开度不低于70%、总流量指令不超过60%、初压模式自动投入时，确保汽轮机前压力和负荷设定压力偏差为0，避免投入后负荷突升突降。

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