半山#1燃机调试和生产情况交流

杭州华电半山发电有限公司今年在建的3×390MW燃气—蒸汽联合循环发电机组，#1燃机已与5月19日首次点火成功，6月2日并网，7月29日通过168可靠性考核，并与当日移交试生产。 截止到今日机组起动63次，水洗1次（8月28日），机组的总点火小时数为763.7小时. 一运行管理模式 机组日常运行、检修维护由本公司专门组建的发电二部负责，，公司负责机组运行的计划、方式和大、小修、技改、科技等，部门人员共72人，现配有集控运行人员35人分为5个班,三台机组配7名运行人员,燃机厂区有化学车间,9人每班2人,为班部门配有机务电气控制化学专工9人。 二、机组调试、试生产情况 1、机组在分部调试期间，因设计院没提供完整的控制逻辑设计，再加上9FA机组国内没有运行经验，所以凡是GE能提供的控制参数外，国产配套系统的定值初定都是凭经验而定,。而且DCS、ECS的逻辑设计不完整，不可避免地导致在调试过程中修改和完善工作不断,占居调试和运行方的很大精力来进行或完善逻辑设计工作，从而延长了系统调试时间。 2、在分部调试和试运期间，电动门、调节门等经常发生卡涩，特别是部分调节阀在热态时经常出现卡涩的现象,阀门本身存在质量问题。 3、在试运期间，GE提供的直流润滑油泵，发生故障，后采用了换泵处理，顶轴油出口管和液压油系统多次爆裂，采用了焊接处理。 4、我们这台机组的最大问题提就是轴系的振动问题整个调试和目前试生产间，曾多次发生T1、T3、T4、T5、T6轴承振动、瓦温偏高、瓦块钨金剥落等问题，其中有R0级叶片次序装错原因，有轴瓦负荷分配的原因，GE进行了重装R0级叶片；加装平衡块;提高轴瓦压比；增大T3、T4轴承滑油流量和调整T3、T4轴承中心高度等处理，目前T4、T5、T6轴承轴振仍偏高。 5、试运行期间ALSTOM提供的发电机出口断路器隔离开关A相接触不良，触头烧毁，后对这相断路器进行了调换。 6、由西门子公司（SIEMENS）提供的GIS线路断路器在冲击试验中，发生一相断口对地绝缘击穿故障，后做更换该相断路器灭弧室处理。 7、锅炉穿墙管密封漏烟严重，移交前的消缺时间进行了处理,在这次96小时运行中有所改善,但还没有彻底解决。 8、滑油进水问题。整个试运行过程中，共发生4次润滑油进水，但都进行了及时处理。进水的主要原因有三点：首先是轴封管道设计少一根疏水管，致使轴封汽管道的疏水无法排除，在投轴封汽时如果负压控制不恰当的话，就会造成油中进水；其次是安装工作疏忽，造成轴封汽调节阀的阀座掉在管道里，这样在投轴封汽时，调节门永远是全开的汽量无法控制，造成油中进水。还有凝结水本泵跳闸备泵也跳或起不来导致轴加的凝结功能失去,轴封失去负压.导致轴封漏气,汽水被油系统的真空吸人。 9、汽包水位控制问题。调试阶段运行中出现多的问题是汽包水位在汽机高、中、低旁路阀切换中变化大，多次造成跳燃机，尤其是中压汽包引起的次数最多。初步原因分析为中压汽包容量小，进出水管道多、水位自动调节跟不上、对汽压变化敏感等,目前对开关阀的速度进行优化。我们也发现水位有时侯只有一个脉冲是超过保护次，打算从控制系统匹配方向改进。 10、GE发变组A、B屏的设计不符合国内25条反措：半山电厂燃气轮机发变组保护是与燃气轮机一起由GE公司提供的设备，发变组保护的原厂设计是GE公司的燃气轮机系统典型设计的一部分。当这套保护系统用在我们中国必须符合我们国家关于大机组发变组保护的设计和继电保护反事故要求。因此对发变组保护A屏、B屏进行了二次接线的大量修改和各套保护装置的逻辑组态设计和修改。 11、调试还有部分自动没有优化和完善，机组启动时间过长，尚未达到GE说明书热态（75分钟）、冷态（190分钟）要求。 12、尚未做过燃机在日开夜停运行方式下，依靠自身余热锅炉供启动时冷却用气。目前依靠老厂供给的辅助蒸汽完成启机时的低压缸冷却，大约负荷达到200MW以上后，低压缸才能进汽，然后停止辅助蒸汽。但辅助蒸汽供应量按满足一台机组启动用汽设计，若轮流供三台机启动则时间太长。 13、除燃机、汽机的控制由GE提供的MARK VI控制系统实现之外，余热锅炉及其它辅机设备的控制均由DCS完成，该产品为美国上海艾默森公司的OVATION控制系统，但我们感到两个控制系统缺少总体协调，DCS控制的速度和品质跟不上燃机的变化，使得整套机组的控制效果尚不理想，再加上OVATION控制系统尚未实现对机组“一键启停”的目标，启、停机过程中需将自动撤出，依靠人工干预控制，因此感到人手紧张。当然，这与DCS控制系统优化调试还未完成有一定关系。 14、目前因西气东输工程上游配套工程出故障的原因，现在每天的供气量受大大大的限制，一般只有40万方，所以机组只能日开夜停，导致机组的性能指标都大大超出设计水平，，发电厂用电率因运行时间的长短差很大，。 针对以上调试和试生产阶段暴露出的问题，公司十分重视，正在协调设计、安装、调试和GE等方面努力解决，同时加强内部运行、检修的管理和进一步采取提高运行、检修、技术、管理人员素质的措施，按照集团公司的要求，争取早日实现燃机电厂一流管理、一流运行、一流效益的目标。 附调试过程中的跳机统计050903 统计数据：050519 0：02首次点火成功，050602 21：30首次并网，050712 16：45汽机首次缓慢进汽，050718首次清吹燃料支管，燃烧调整，210MW首次采用预混燃烧方式 截止到050905，#1燃机共点火63次，跳机17次。 l 其中因汽包水位保护动作的5次（低压汽包水位高2次，中压汽包水位低3次）； n 050620 17：43因低压汽包水位高引起跳机 n 050710 点火后3分钟 0：09因中压汽包定排电动阀在暖机结束后自动开，开允许未考虑水位低闭锁条件，造成跳机（中压汽包当时的启动水位为-270mm） n 050710 并网后2小时25分，3：42因IP PEGGING阀关闭造成中压汽包水位低-345mm跳机动作，当时两台凝泵同时跳闸，引起旁路跳闸，未发现引起跳机的真正原因。 n 050710 并网后14分钟 10：28因IP PEGGING阀关闭造成中压汽包水位低-345mm跳机动作 n 050719 并网后9分钟，9：12因开启低过出口电动阀MOV5207造成低压汽包压力从0.34MPa下降到0.28MPa，使低压汽包水位在42秒钟内从-158mm上升到219mm，造成跳机 l 因轴振保护动作的3次（1B一次，6Y两次）； n 05.05.22 21：51因1B瓦振达到26.02mm/s跳机1435r/min trip，GE认为盘车时间不充分。破坏真空，停轴封连盘至次日，再次启动，瓦振无异常。冲管启停机组6次正常 n 050818天气骤然凉爽，启动前已两台循泵运行。并网后1小时15分，9：36 200MW，因#6Y轴振大，FIRESHUTDOWN指令被TA强制，振动继续上升，最终导致TRIP n 050819检查过水幕喷水滤网和喷头正常后重新启动，但振动情况仍然严重，并网后2小时17：15从80MW手动减负荷至45MW，TA手动TRIP 发电机，在减速过程中17：17因6Y振动大跳机。8.20再次检查水幕喷水、主油箱、疏水箱减温水、轴封疏水等，未发现异常。。 l 因失去火焰保护动作的2次（主汽温高DCS指令至FSNL，燃机无法维持火焰）； n 7.28. 15：00：17：313 LOSS OF FLAME TRIP n 050813 LOSS OF FLAME TRIP失去火焰跳机。 l 因超速试验保护动作的2次； n 05.07.12. 1：28进行Steam HP Primary Over speed Test超速试验，跳机动作值3299 r/min。 n 050720 21：00 Electrical Over Speed Trip Test汽机紧急超速试验跳机，动作转速3299r/min。 l 因电气故障保护动作的2次； n 050602 12：51：34因电气试验时隔离不当造成GT跳机 n 050712 17：59因发电机出线闸刀接触不良，引起闸刀单相接地，发电机保护动作引起跳机 l 因燃烧故障排气分散度大保护动作的2次； n 050904 12：37 COMBUSTION TROUBLE，HIGH EXHAUST TEMPERATURE SPREAD TRIP 当时负荷184MW n 050905 9：41 COMBUSTION TROUBLE，HIGH EXHAUST TEMPERATURE SPREAD TRIP 当时负荷193MW l 因防喘放气阀故障（停机过程中未开）保护动作的1次。 050605 17：14防喘阀位置故障TRIP

内容丰富，非常感谢！！！！

学习9F机组,加强9E知识.

防喘放气阀故障（停机过程中未开）保护动作 在各个燃机电厂似乎很普遍。。。

学习9F机组,加强9E知识

你是哪个厂的？？？？？？？？？？？？？

机组调试的好经验：设备安装一定要监督好，协调、沟通是关键！

非常的感谢, 很有接见的意义.

非常感谢楼主！！！！

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