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9FA燃气蒸汽单轴联合循环机组调试经验


第29卷第3期
2008年3月





建设

V01.29

No.3

Electric Power Construction

Mar,2008

‘63’

9FA燃气一蒸汽单轴联合循环机组调试经验
李勇辉
(浙江大学电气工程学院,杭州市,310013)

[摘要】杭州半山天然气发电工程采用美国GE公司的9FA燃气一蒸汽单轴联合循环发电机组,在调试过 程中出现了该类型机组常见的问题,如轴系振动、控制系统通讯故障、机组启动时间过长等。经过分析研究, 给出了可行的解决方法。 [关键词】燃气轮机;联合循环;调试 中图分类号:TK269 文献标识码:B 文章编号:1000-7229(2008)03—0063-04

O引言
从2005年初至今,美国GE公司已向中国一期 和二期的联合循环电厂打捆招标项目提供了20台 总计8
600

温度为:2.182 MPa/564.2℃.低压蒸汽进汽压力/温 度为:0.370 电压:19


MPa/294.7℃;发电机型号:390H,氢

冷,出力:397.8 MW/468 MVA;功率因数:O.85;额定
kV。

MW的的F级燃气轮机发电机组。其中,

1.2系统工作原理 机组运行时,大气经过进气道内的过滤器、消音 器后进入到燃气轮机压气机入口,经压气机加压后 部分进入燃烧室和加热后的天然气混合燃烧。在燃 烧室产生的高温燃气经燃烧室过渡段进入透平做功 后排入余热锅炉烟道产生各级蒸汽,最后经烟囱排 向大气。 汽轮机高压缸进汽由1个调速汽门控制,来自 余热锅炉的高压蒸汽首先通过高压主汽门,然后进 入调门。蒸汽通过高压缸膨胀作功后,从外缸的排汽 口流到锅炉再热器,再热后的蒸汽通过再热主汽门 至再热调门回到中压缸。蒸汽流经中压通流部分膨 胀做功,再经联通管进入低压缸,蒸汽在通流部分的 中央进入。并流向两端的排汽口。进入凝汽器。余热 锅炉中压汽包来的蒸汽经过中压过热器后,由中压 蒸汽压力调节阀控制加入到再热器入口冷端再热管 道。低压汽包来的蒸汽经过低压过热器后,由低压蒸 汽压力调节阀控制压力后加入到低压缸进汽阀入 口,然后进入低压缸。 汽轮机共有热力级27级,其中高压缸为12级、 中压缸为9级、低压缸为2x6级。 本工程每个机组配置2套独立的控制系统,燃 气轮机、汽机、发电机由MARK VI控制,余热锅炉、 厂用电、发一变组、旁路、辅助系统由DCS来控制。
MARK

半山天然气发电工程的9FA燃气一蒸汽单轴联合循 环机组作为全国首台安装调试的发电机组.在安装 调试过程中,遇到了不少难题,现就半山燃机的调试 方法、分析思路和解决方案进行探讨。

1系统及设备主要技术规范
1.1热力系统简介 半山天燃气发电工程安装3x390 MW燃气一蒸 汽联合循环发电机组。为国家确定的“西气东输”开 发工程的配套工程。其主要设备分燃机、汽机、余热 锅炉、GIS4个部分,机岛设备(燃机、汽机、发电机) 选用美国GE公司生产的STAG
109FA

SS型机型。

设备为单轴排列形式。汽轮机和发电机之间无耦合 器,排列顺序为燃气轮机、汽轮机、发电机。 燃气轮机型号:PG9351FA;点火转速:14%额定 转速,420dmin;自持转速:2
700

r/rain;压气机:18

级轴流式,压比15.4,空气流量624 kg/s;燃烧室及 喷嘴:18个环型燃烧室和DLN2+燃烧器,每个燃烧 室5个喷嘴;燃料:天然气;透平:3级,设计进口温 度1 326℃:ISO运行工况透平排气流量2 kg/}l;ISO运行工况透平排气温度607.1℃。 汽轮机型号:D10;双缸(一高中压合缸,一低压 缸)、下排汽;设计背压:4.85 kPa;末级叶片长度:
850.9 329 900

mm;ISO运行工况进汽参数:高压蒸汽进汽压

VI与DCS的连接通过通讯和少量硬接线来

力/温度为:9.679 MPa/564.5℃。再热蒸汽进汽压力/

实现。

收稿日期:2007-06-10

万   方数据

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电力建设

第29卷

2机组整套启动调试主要步骤
半山天然气发电工程联合循环的启动调试按燃 机、汽机、余热锅炉、仪控、化环、电气等专业进行划 分。机组整套启动试运根据9F燃机的特点分“全速 空载、燃机带负荷调试、余热锅炉冲管和燃气一蒸汽 联合循环试运行”4个阶段进行。 2.1第1阶段:全速空载调试 本阶段主要是对燃机的点火、灭火、启动程序、 机组的轴系振动、瓦温进行监视并进行调整处理。完 成机组并网前的电气试验及首次并网工作。在此阶 段,余热锅炉己具备整套启动条件。临时冲管管道已 安装完毕,燃机排气的热量将转换成高压蒸汽排向 大气。此阶段后期汽机旁路系统应投入运行。在此情 况下,汽机侧的全部分系统调试应结束,并投入运 行。 2.2第2阶段:燃机带负荷调试 主要是对燃机带负荷拖动汽轮机空转时对汽轮 机的影响,从而确定第3阶段余热锅炉冲管的参数, 同时进行部分试验工作。 2.3第3阶段:余热锅炉冲管 单轴燃机蒸汽冲管方式与常规燃煤机组不 同,它对冲管前的调试工作要求极高,即在冲管前 整个联合循环必须具备运行条件。冲管时燃机运 行,发电机并网带负荷运行,汽轮机被燃机拖动维 持3
000

轴瓦支撑,推力瓦在燃机进气端.机组配有2台顶轴 油泵,分别向1、2号轴承供给顶轴油。 1号机组的振动问题伴随着整个调试过程,从 机组首次点火启动到168 h试运行之前,都一直为 解决这个问题而努力,我们采取了相应的处理措施。 (1)2号轴瓦风扇环平衡槽加重处理 由于燃机在冷态开机时必然存在着1号轴振爬 升问题。且振动的爬升量比较大.几次开机都存在着 因1号机轴振爬升到210斗m而导致燃机自动停 机,为此考虑降该轴系的基值来使爬升振动最大值 不超标。在2号瓦轴风扇环平衡槽同一位置加重2 次,分别为500
g,200

g,总共加重700 g,角度为

2700,加重后l、3号轴振明显下降,保证燃机1、2号 轴承在冷态开机振动爬升不超过自动停机值。 (2)油膜涡动和油膜振荡的处理 3号靠背轮试加重:1号燃机调试的多次启停 中,3、4号轴振缓慢出现较大的低频分量。3号瓦出 现较大的半频振动而导致燃机停机。GE公司坚持 要在3号瓦靠背轮加重200 g,加重后,3号瓦初始 轴振有一定的下降,其他轴振无变化,3号轴振也间 断性出现较大的半频分量振动。 轴承标高重新调整和轴系中心重新找正。1号 燃机3、4号轴振的半频分量已经超过共频分量,3Y 轴振的25 Hz的分量达到105斗m,而工频分量50 Hz成分仅为66 Ixm.说明3、4轴振已经演变为油膜 涡动。根据油膜涡动的处理经验,又采取了以下的措 施:提高3、4号轴承标高130斗m,3号瓦往右调整
300

r/min空转。这就涉及到汽轮机能否连续空

转、燃机能够带多少负荷运行其参数才能满足冲管 的要求、冲管过程中汽机的差胀如何控制等一系列 问题。半山天然气发电工程冲管调试采用稳压一降 压联合吹洗、以降压为主的吹扫方式。 2.4第4阶段:燃气一蒸汽联台循环试运行 本阶段燃机点火升速至全速带负荷,适时进行 汽轮机超速试验、DLN燃烧调整、机组负荷摆动试 验、自动发电控制系统(AGC)调整试验、机组甩负荷 试验等重要调整和试验。

Ixm,4号瓦往右调整20“m;汽机轴系的中心进

行重新找正,低压转子和高中压转子解体后.中心存 在较大的偏差,低压转子偏右100 Ixm,高中压转子 偏高100
Ixm。

整个轴系的转子重新找正后,燃机冷态开机,效 果不是很理想。反而使3、4号瓦轴振油膜涡动演变 为油膜振荡,3Y,4Y分别达到203肛m和154斗m,对 其频谱分析,3Y振动的22 Hz分量为124斗m,而50 Hz的分量为55
Ixm,22

3调试中遇到的问题及对策
3.1轴系振动


Hz分量已经明显超过工频

分量,说明3、4号轴承振动有明显的油膜振荡特征。 针对故障原因,又采取了以下措施:(1)增加3、4号 瓦轴承的油量:对3、4号各上下半轴承,顺转动方向 左侧进油孔从0.79增大到1,右侧的进油孔未加大; (2)在3、4号轴承下半瓦块,左右侧各减少2 em的 轴瓦工作面宽度,增大比压;(3)重新找正轴承的水 平间隙。经过3、4号轴瓦修改处理措施后,在以后的 连续振动监测中,3、4号轴承振动得到明显的改善, 燃机在高负荷的运行下,各轴振在1.00斗m以下。

振动是燃气轮机组的重要运行参数.它直接影 响燃气轮机组的安全、经济运行。半山1号燃气轮发 电机组的燃气轮机、蒸汽轮机和发电机刚性的串联 在1根轴上,燃气轮机进气端输出功率,轴系配置为 GT—ST—GEN,转速3
000

r/min,机组主轴分为4段,

均为整锻实心转子,分别为燃机压气机转子、高中压 缸转子、低压转子和发电机转子。每段转子均由2个

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第3期

9FA燃气一蒸汽单轴联合循环机组调试经验

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3.2联合循环机组冷态启动时间过长 调试中发现。机组实际启停机过程比理论设计 时间长出许多.主要的原因是启动过程中。一些参数 的变化导致目前的自动调节跟不上,使得运行人员 花费大量时间去调整、稳定。若处理不当,在启机过 程中还极易发生机组跳机。 按照GE的设计,S109FA燃机联合循环机组的 理论开机时间如下:开机指令发出后28 min机组并 网;冷态带至基本负荷:190 min;温态带至基本负 荷:140 min;热态带至基本负荷:70 min。实际操作 中。热态开机基本能够实现GE设计要求,而冷态开 机往往不能达到190 min的要求。经过试运行的数 据分析我们发现。对启动时间比较突出的影响因素 有以下几点。 3.2.1汽包水位的调节 S109FA机组采用三压余热锅炉。水位调节不同 于常规锅炉。在启停机过程及汽机各缸进汽/投撤旁 路时,汽包水位变化较为剧烈,容易引起跳机,尤其 是中压汽包,由于中压汽包体积小,相对热容量也 小,中压并汽时汽包水位受压力的影响最大,当中压 旁路逐渐关闭时,中压汽包水位将随压力增加而剧 降,而随后的中压过热器出口控制阀开大时水位又 将快速回升。此过程极易导致中压汽包水位超限而 跳机。 对此我们在运行、控制方式做如下改进:并汽前 适当升高中压汽包水位;尽可能在中压过热器出口 调节阀前后压力接近时发出自动并汽指令.同时限 制其开启速率,限制中压汽包压力波动。 3.2.2主汽减温水控制 在启动过程中,当机组负荷加至130~140 MW 时。IGV开度仍然处于49。最小全速角。燃机排气温 度可达649℃,而此时的高压锅炉蒸发量却不大,因 此很容易发生主汽减温水量跟不上.从而导致主汽 超温,机组RB(快速减负荷)。 停机过程高压撤汽时。如果没有将预选负荷退 出,在高压CV关小的过程中,汽机出力下降,而机 组为了保证恒定的预选负荷,势必将提升燃机的出 力,从而导致排气温度上升,引发主汽超温。 针对上述2点。我们在主汽减温水自动调节中 加入燃机IGV开度因素。当IGV开度在490~640之 间时.适当降低减温水自动跟踪的设定值以避免开 机过程的超温问题。在停机顺控中。加入高压撤汽后 自动退出预选负荷的逻辑(改动MARK VI控制逻 辑)。同理,在启机时,高压进汽指令发出后,也自动 发出退出预选的指令,以避免燃机卸载。

3.2.3天燃气温度控制 为了提高联合循环热效率及满足DLN2.0+燃烧 系统对燃气温度的要求.本机组在电加热器之外还 设有性能加热器。用中压省煤器出口的中压给水加 热天然气,加热温度要求是185℃。 机组热态启动时,由于汽机缸温较高,温度匹配 所要求的燃气排气温度也高.因此需要通过增加负 荷来实现排气温度的提升。当负荷加至40 MW时。 经常由于天然气温度较低,DLN燃烧的韦伯指数超 限而限制机组加负荷,影响开机速度,因此优化后的 性能加热器控制逻辑在机组热态启动时将尽可能早 地投入加热器,当中压省煤器出口水温高于电加热 出口温度(49℃),即可投性能加热器,以尽快提高 天然气温度。 机组启动过程中,由于各控制过程量变化较大, 导致中压省煤器出口水温不稳定。造成天然气超温。 逻辑触发跳加热器,天然气温度失去加热而骤降,最 终导致机组快速减负荷,影响机组起动速度和安全 运行。经过分析发现,由于启动过程中压汽包水位变 动大,引起中压给水调节阀开度变化较大,使得中省 出口水压和水温都大幅变化.因为天然气性能加热 器的加热迟缓性,极易导致调节迟滞而超温。采取的 措施是采集中压给水的压力、温度及流量,计算出相 应的焓值,然后与天然气相应焓值相比较,最终确定 温控阀的开度,改变调节特性。 3.2.4汽轮机高/中/低压进汽控制
GE MARK

VI初始进汽控制逻辑设计为高/中/

低压分步独立进汽。先由操作员判断高压缸进汽条 件满足,高压进汽;然后中压并汽;最后低压缸进汽。 由于高压进汽条件的允许信号L3REL_LOAD为中 间量,操作员无法在页面上监视。因此往往在进汽条 件(温度,压力)并未完全满足时便手动进汽,造成主 汽调节阀CV无法按指定速率开启。整个进汽过程 手动干预点过多。容易造成人为误操作。因此我们对 汽轮机高/中/低压进汽控制逻辑进行修改和优化。 优化后。极大地提高了机组启动速度和可靠性。减轻 了运行人员的操作负担。
3.3

燃机MARKⅥ控制系统与oVAlloN DCS通讯故障 从一期的调试运行实际情况看,联合循环2套

控制系统的协同运行存在一些问题。特别是以太网 通讯,全国各电厂不同程度地出现了原因不明的随 机通讯故障,影响了机组正常运行。从GE相关资料 上得知。韩国和中国台湾省使用这2套控制系统的 燃机电厂也频发此类通讯故障。对此,GE和西屋均

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电力建设

第29卷

采取了不少弥补措施,包括系统补丁,但效果均不明 显。因此各地设计调试单位只好尽量避免在控制逻 辑中使用通讯量,而转用硬接线,增加了调试和安装 工作的难度。 MarkVI控制系统设置有3级数据通讯网络: PDH网(Plant
Data

在各CRM站的REBUILD过程中,系统将会停 止并重启cimplicity和TCI。期间会产生一段GSM 数据包的真空期.也正是在这个时候,OVATION控 制器发生通讯故障,拒绝刷新通讯点。因此我们得知 通讯故障的发生诱因是由于GE HMB编译方式的 特殊性.在编译过程中GSM服务必须中断,期间势 必会产生大量错误数据包而造成OVArI'ION控制器 的缓冲溢出。从而引发通讯故障。 3.4解决方案 经过试验,我们得知兼顾2个控制系统的解决 方案是不启用0VA耵0N控制器的接收缓冲。在 OVATION手册中我们得到改变控制器默认接收缓 冲的配置方法。在控制器启动配置文档中不开启接 收缓冲选项。虽然这样牺牲了一部分通讯性能,但可 以避免发生缓冲溢出错误。 更改OVA,110N控制器网络TCP协议启动配置 后。经过测试。当MARK VI与OVATION间数据链路 发生中断,通讯能够及时自动恢复正常,无需重启控 制器,免去了通讯故障后的人工干预。半山电厂3台 机组做通讯配置更改后。2006年6月至今从未发生 通讯故障,系统运行正常。

Highway)、UDH网(Unit

Data High—

way)和IONET。其中PDH网是系统用来与电厂离散 控制系统(DCS)或者第3方设备之间进行数据通讯 的途径。支持的通讯的协议主要是Ethernet
TCP/IP

下的GSM;UDH网也是基于以太网协议,它提供燃 机控制器、汽机控制器、发电机励磁控制器、静态启 动器之间高速的端与端对等通讯。该网络使用的是 基于消息的协议EGD(Ethemet
Global

Data);IONET

是用于MARK VI控制器内3个控制处理器、3个保 护模块以及扩展模块间通讯的网络。 西屋OVATION DCS控制系统国内普遍采用 W3系统构架,W3为最常见的星型结构,控制器与 用户站连在同1个交换机下。OVAⅡON侧负责与
GE MARK

VI通讯的是l对相互冗余的控制器。中

间经过1只CISC02600路由器。 燃机MARKVI侧负责与OVAlrION DCS通讯的 是各机组的CRM操作员站。该站从UDH采集EGD 点(机组过程量),然后向PDH发送GSM数据包。
GE GE

4结论与展望
机组的启动前调试是发电厂建设工程的重要组 成部分。也是全面检验机组主机及其配套的附属设 备在制造、设计、施工、安装、生产准备等方面工作质 量的重要环节。它是一项复杂而细致的系统工程。及 时研究总结调试经验。不但有助于现有燃气机组的 稳定运行。而且对于提高我国第2批天然气联合循 环电厂的安装调试质量及工程进度有很大的帮助。

GSM数据包由CRM HMI操作站发出后.经过 PDH交换机至2600路由器.然后转达到OVA— 经过反复试验,发现除了物理链路中断(如拔除

r110N的控制器组。 网线)会出现通讯故障外,还有一种情况也会使O— VATION控制器对通讯失去响应.即当MARKVI侧 的CRM操作站进行REBUILD操作。


Commissioning Experiences of 9FA Single-Shaft Gas-Steam Combined Cycle Unit
LI Yong-hui (College [Abstract]The experienced
some 9FA ofElectrical

Engineefing,Zhejiang
cycle

University,HangzhOU

310013,China)
Banshan Natural Gas

single--shaft gas-steam combined

unit made by

GE

and used

in

Hangzhou

Generation

Project has

Conlnlon

problems during commissioning,such∞shafting vibration,control

system communication failures.10ng startup time,etc.

Feasiblesolutionsarepresentedafteranalyses.

[Keywords]g船turbine;combined cycle;commissioning (责任编辑:马明)

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