国产首台超超临界600MW机组调试

在锅炉度过膨胀期时和升压过程中，储水箱水位波动比较大。水位高了影响汽温，水位接近炉水循环泵保护动作值时，为防止炉水循环泵跳闸，省煤器入口流量低发生MFT，运行人员要迅速提高给水流量，而提高给水流量将要造成汽温大幅度下降。所以在这个过程中运行人员要特别注意给水量和储水箱水位的调整。
对于直流锅炉的启动系统，在启动阶段，都有一个从水位控制到温度控制的切换过程，在维持省煤器和水冷壁最小流量的同时，对于燃烧率的控制也是很重要的，在湿态运行期间，省煤器和水冷壁的流量基本是恒定值，此时燃烧率要逐渐的增加以满足产汽量的要求。
当负荷增长时，为了维持分离器出口压力，燃烧率也要相应增长，在湿态运行过程中，要根据分离器压力和温度来调整燃烧率。最低直流负荷是启动系统由湿态转入干态运行的起始点，当接近最低直流负荷时，分离器水位逐渐降低，炉水循环泵退出运行，水位消失后，启动系统转为干态运行，此时分离器由原来的水位控制过程转为分离器出口蒸汽温度控制过程，以分离器出口温度作为前置控制点。为了防止温度降低使启动系统又返回湿态运行，此时分离器出口要保持约10-15℃的过热度。在直流方式运行时，通过煤水比来调节分离器出口温度。有文献提供的经验数据表明，在BRL工况下，当燃料量和给水温度不变时，分离器出口温度改变1℃，相应的给水流量改变约10t/h左右，才能保持分离器出口温度不变；当给水流量和给水温度不变时，分离器出口蒸汽温度改变1℃，相应的燃料量(低位发热量约24000kJ/kg)改变约1.2t/h，才能维持分离器出口汽温基本不变。
5. 关于对重大方案的推荐性建议
5.1化学清洗
炉本体（不包括过热器和再热器），采用EDTA或柠檬酸循环清洗，炉前系统采用水冲洗和碱洗，不建议对加热器的汽侧进行清洗（流速低容易淤积杂质）。由于化学清洗临时设备、材料、药品等费用耗资巨大，（费用概算在施工单位）建议甲方或施工单位委托专业的化学清洗公司（专业公司总承包，他们有设备）来完成，这样可节省清洗造价。
5.2对于抽汽管道、高低压给水管道的施工要求
抽汽管道是水冲洗和蒸汽吹扫净化的死角，形成系统统后投运前就没有再净化的可能。建议甲方和施工单位的质保体系对该部分的管道施工采取见证制度，对接焊口前必须机械清扫干净。对于高低压管道要求甲方敦促供货厂家供货前做好内表面的净化处理或责成施工单位在现场喷沙处理。如采取上述措施，对机组创优、减少因堵滤网而造成的非事故停机、减少燃油消耗等将是有益的。本期工程由于管道和设备内部处理的干净，在机组启动试运期间没发生过因滤网差压大的问题影响运行，也算本工程的一个亮点。
5．3 推荐蒸汽吹管采用两阶段，高压力降压法工艺，第一阶段吹管压力7.0MPa, 第二阶段吹管压力7.5MPa，实践证明效果很好。
5．4 提出带炉水循环泵的启动系统在蒸汽吹管时的注意事项
5．4．1 协调好WDC阀、BR阀及给水流量的对水位控制的关系，防止炉水循环泵入口贮水罐水位低跳泵。
5．4．2协调好WDC阀、BR阀及给水流量的对水位控制的关系，控制好每次吹管时间间隔，防止水位高，吹管时蒸汽带水而造成P91、P92材质的过热器过频的大温差变化而产生应力交变。
6．调试质量
本期工程建设与调试过程中，华能质检中心站加强了对工程质量的监督检查，监理公司严格执行监理规划监理细则，对调试项目实施旁站监理，调试质量处于受控状态。在调试过程中调试所同施工、生产、设计、监理等单位团结协作、周密组织，严格执行ISO9002质量体系，进行了各个系统的调整试运及相关试验，做到了辅机带保护试运、保护不完善不启动。机组的调试项目分别一次通过监检未留尾工。根据部颁“电力基本建设工程质量监督规定”和“火力发电厂基本建设工程启动调试及验收规程”的有关规定核查，机组调试质量和各项指标符合优良极的规定。
结语：
＃3机组各项分部试运及分系统试运和整套启动阶段的调整试验工作已经完成，机组于7月24日完成启动前监检进入整套启动试运阶段。机组通过空负荷试运、带负荷试运、满负荷试运历时29天，于8月31日23时58分完成168小时试运，启动过程中耗油405吨、168小时试运负荷率99. 1%、自动投入率99%、保护投入率100%（其他指标附后）试运指标符合质量验标优良级之规定。机组实现了华能集团提出的年内双投目标，已初具生产能力，服务于辽南电网。
致谢
华能营口电厂、东电三公司、东电二公司，及参建单位的合作伙伴

参 考 文 献
（1）设备厂家说明书
交稿日期; 08年8月25日

作者简介：
李绍志 1952年生 男 高级工程师 从事机组调试 *启动过程参见附录
附录1
机组首次启动过程记录：
（2007年8月2日02:00～22:38锅炉风量低触发MFT保护动作，汽机跳闸,机组最大负荷70MW）
2007年8月2日（机组首次定速，电气试验完成，机组首次并网成功）
启动参数：
主蒸汽压力： 7.8 MPa 主蒸汽温度： 417℃
再热汽压力： -0.03 MPa 再热汽温度： 27.8℃
调节级金属温度： 57 ℃ 真空： -88 KPa
胀差： 5.08 mm 转子偏心： 17.4 μm
润滑油压力： 0.118 MPa 润滑油温度： 38.5 ℃
2007年8月2日
02:00 汽机挂闸冲转，目标转速400RPM；
02:11 #5瓦振动大（309μm、307μm），#6瓦振动大（226μm、213μm），汽机跳闸；
02:28 汽机转速0RPM，盘车投入；
03:15 汽机重新挂闸冲转，目标转速400RPM；
03:22 汽机定速400RPM；
03:50 汽机手动打闸，就地听音检查正常；
04:00 汽机重新挂闸冲转；
04:10 汽机升速，目标转速2000RPM；
04:20 汽机转速1358RPM，手动打闸停机，处理TV1主汽门；
04:55 汽机重新挂闸冲转，目标转速500RPM；
05:05 #5瓦振动大，汽机保护动作跳闸；
05:40 汽机挂闸冲转，目标转速1800RPM；
05:52 汽机转速1800RPM，暖机；
05:52 汽机转速1800RPM，暖机；
06:25 汽机升速2000RPM，暖机；
07:53 汽机升速至3000RPM定速；
08:50 汽机阀切换完成；
08:55 切高备油泵，安全油压低，汽机跳闸；
09:00 汽机重新挂闸，升速至3000RPM，进行阀切换；
09:25 切交流油泵；
10:22 #5瓦振动大，降低汽机转速至2900RPM；
11:50 升速至3000RPM，电气试验；
18:35 电气试验结束，机组首次并网成功，带负荷20MW；
20:10 机组升负荷至80MW；
22:38 锅炉MFT保护动作，汽机跳闸；
22:52 汽机600RPM，A顶轴油泵投入运行；
23:15 汽机转速到0RPM，就地启动盘车装置，盘车转不动，盘车电机冒烟，盘车装置停电处理；
2007年8月3日
05:15 汽机盘车装置处理好，盘车投入连续运行，电流16A；
机组第二次启动过程记录：
（2007年8月3日18:26～2007年8月5日18:05闭式水泵因水位低跳闸，两台汽泵跳闸锅炉MFT，汽机跳闸，机组最大负荷526MW）
2007年8月3日（汽机完成喷油试验，OPC超速试验，机械超速试验，DEH电超速）
启动参数：
主蒸汽压力： 6.86 MPa 主蒸汽温度： 441 ℃
再热汽压力： -0.02 MPa 再热汽温度： 101 ℃
调节级金属温度： 373 ℃ 真空： -91 KPa
胀差： 6.6 mm 转子偏心： 9.66 μm
润滑油压力： 0.110MPa 润滑油温度： 35.5 ℃
18:26 汽机挂闸冲转；
18:39 汽机定速3000RPM；
18:45 汽机喷油试验，喷油试验压力0.14MPa，飞锤压出试验成功；
19:00 OPC超速试验，动作转速3090RPM；
19:07 机械超速试验，第一次飞锤动作转速3304RPM，第二次飞锤动作转速3298RPM，第三次飞锤动作转速3294RPM；
19:26 TSI电超速试验，保护未动，手动打闸；
19:35 DEH电超速试验，动作转速3300RPM；
19:47 停高压密封备用油泵，挂闸油压低，汽机跳闸；
19:50 启动高压密封备用油泵，汽机挂闸冲转至3000RPM；
20:24 机组并网，带初始负荷20MW；
2007年8月4日
22:00 启动A汽泵前置泵，A小汽机轴封供汽、供汽管道暖管；
00:00 A汽泵挂闸冲转，升速至500RPM；
01:15 A汽泵升速至800RPM；
02:20 A汽泵升速至1800RPM；
03:05 开A汽泵出口电动门，
03:43 A汽泵投入，电泵再循环方式备用；
08:30 A汽泵给水投入自动；
09:52 A汽泵投遥控，机组负荷242MW。
16:40 启动B汽泵前置泵；
17:40 B小汽机投入轴封供汽、供汽管道暖管；
18:30 B汽泵挂闸冲转，升速至1000RPM；
19:00 B汽泵升速至3000RPM；
20:00 B汽泵升速至4500RPM，转速波动大，汽泵前瓦振动大跳闸；
20:05 B汽泵重新挂闸冲转，升速至1000RPM；
20:38 B汽泵升速至4500RPM，开出口门，开抽头门，B汽泵投入自动，机组负荷290MW。
23:14 电泵停止运行，停止#3真空泵，投入备用；
23:30 暖四段抽汽至除氧器管道；
23:40 投入 #1高加，机组升负荷至425MW。
2007年8月5日
03:00 启动A凝泵，停止B凝泵，清扫B凝泵入口滤网；
05:25 B凝泵入口滤网清扫结束，启动B凝泵，停止A凝泵，清扫A凝泵入口滤网；
06:25 #1高加抽汽逆止门故障，停#1高加汽侧，机组负荷310MW。；
09:00 A凝泵入口滤网清扫结束，A凝泵投入备用；
10:00 投入#3高加汽侧，疏水导入除氧器，机组升负荷至400MW。
10:10 #1高加抽汽逆止门处理好，暖#1高加汽侧；
17:10 #2高加汽侧投入，疏水水位高，高加组跳闸；
17:15 #1高加、#3高加重新投入，机组升负荷至565MW。；
18:00 闭式水箱水位低，水箱补水调门打不开，A闭式水泵跳闸，联锁B凝泵跳闸；
18:03 两台汽泵跳闸，锅炉给水中断，手动启动电泵，启动两台汽泵顶轴油泵，投入盘车；

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