摘要：为了增加效益和提升自发电率，需要对老旧的发电机组进行淘汰和更新。某公司通过引进超高压汽轮发电技术，建设超高压汽轮发电机组，在投产一年后，自发电率提升了将近20%，增效明显。但是该机组在实际运行中，由于新旧技术、设备不配套、不兼容等问题的影响，个别部位也出现了一些故障，例如燃烧器火焰不稳定、再热蒸汽温度偏低等。本文首先介绍了超高压汽轮发电机组的基本组成，随后结合该机组在实际运用中发生的一些故障问题，进行了分析，并对解决措施进行了概述，最后提出了几点技术优化建议。
关键词：超高压汽轮发电机组；自发电率；盘车装置
引言：受到了绿色发展和节能减排等理念的影响，需要改良现行的发电工艺流程，节约能源资源，提高发电效率，更好的满足用电需求。超高压汽轮发电技术近年来得到了推广应用，但是调查也发现，该技术运用中尚有一些问题、故障未得到有效的解决。随着超高压汽轮发电机组应用越来越普遍，在这一背景下探究如何进行技术优化也成为一项重要课题。
一、运用超高压汽轮发电机组后的热力系统组成
超高压发电机组投产后，某公司热力系统运行设备调整为：运行65MW超高压发电机组、60MW和40MW高压发电机组，停运3#背压式汽轮鼓风机和后置发电机组，运行新建AV80电动风机带5#高炉(停运6#AV90汽轮鼓风机)，夏季停运6#锅炉，冬季停运7#锅炉和25MW发电机，发电效率得到极大提高。
1、锅炉参数
明确锅炉参数，可以将后期机组运行获取的实时数据，与标准参数进行对比，如果实测数据明显高于或低于标准参数，则说明发电机组运行存在故障，这就为设备管理员及时判定故障原因和采取针对性抢修措施提供了参考。锅炉主要参数包括：
2、汽轮机参数
型号：N65－13．2/538/538型；
型式：高温、超高压、一次中间再热、单缸单排汽、凝汽式汽轮机；
额定功率(铭牌功率或保证功率)：65MW；
额定蒸汽参数(THA工况)：主汽门前新蒸汽(高压主汽阀前)3．24MPa/538℃，再热蒸汽(中压联合汽阀前)2．248MPa/538℃，背压4.9kPa；
额定纯凝(THA)工况：(功率65MW)主蒸汽流量196.7t/h；
纯凝最大(VWO)工况：(功率70MW)主蒸汽流量215.3t/h；
最大连续运行(TMCＲ)工况：(功率69MW)主蒸汽流量207.3t/h。
3、燃料工况
锅炉燃料设计工况：转炉煤气20000Nm3/h+焦炉煤气10000Nm3/h+高炉煤气。锅炉点火和启动用燃料：锅炉点火按焦炉煤气设计；点火方式为二次点火(先利用高能点火器点燃焦炉煤气，然后引燃主燃烧器)；锅炉点火装置，配套自动高能电子点火设备，并配供点火设备的气动推进装置。当燃料量发生如下变化时，锅炉能正常满负荷运行：（1）当高炉煤气不足时，锅炉具备燃烧40000Nm3/h转炉煤气的能力。（2）不烧焦炉煤气时，高炉煤气+转炉煤气(40000Nm3/h)能满足满负荷运行。常用的锅炉燃烧的化学成分及热值如下表1所示。
表1 锅炉燃烧的化学成分及热值
二、超高压汽轮发电技术应用中存在问题及处理措施
1、局部受热面管子泄露
在超高压汽轮发电机组运行中，发生了一起减温器故障报警。经检查发现是减温器的一根管束断裂。为确定导致管束断裂的原因，技术人员进行了如下排查：先检查断口处，排除因为机械外力导致的断裂，判断为焊接质量问题。重新焊接后，继续启动机组，发现虽然泄露问题得以解决，但是受热面管束仍然存在不发热的问题。继续检查发现，为了提高散热能力，在安装超高压汽轮发电机组后，使用了双排管束。但是由此也带来了新的问题，即管束直径减小，从原来的单排管束平均直径为50mm，变为了双排管束后，平均直径为28mm。长期使用后因为管内铁锈等杂物堵塞，导致受热面管子不发热。重新更换为大管径的管束后，该问题彻底解决。
2、燃烧器火焰不稳定
使用超高压汽轮发电机组后，为了更好的供热，将原来的单个燃烧器，转换为了上下两侧独立燃烧器。虽然发电效率提升了，但是也出现了燃烧器火焰不稳定的情况，且上下两个燃烧器的故障表现不一致：上层燃烧器共有3台高炉煤气，其中2台正常运行，1台故障。火焰跳动明显；下层燃烧器共有4台高炉煤气，全部正常运行。燃烧器火焰稳定性较好，但是随着媒气流速增加，火焰发散现象明显。针对上层燃烧器的故障，对停运的高炉煤气进行修复，3台全部正常运行后，火焰稳定；下层燃烧器故障，需要在转炉煤气管道上使用流速控制装置，避免流速忽大忽小。
3、再热蒸汽温度偏低
按照超高压汽轮机组运行标准参数，高温再热器进口的烟气温度不得低于700℃。但是多次进行实测，进口烟气温度范围在530℃-710℃之间波动，偶尔满足最低温度，但是多数情况下未达到标准值。分析其原因，考虑到主要有以下几方面原因：其一，超高压汽轮发电机组的水冷壁受热面积更大，因此吸热效果也相比于以往更加明显，烟气吹过水冷壁时，部分热量被吸收，导致出口的烟温达不到标准值。针对这一问题，要采用分散式方式布置水冷壁，减少吸热面积。其二，所用燃料的燃烧效率不高，释放的热量不足，产生烟气温度较低。针对这种情况，要改进燃烧工艺，例如增加燃料与氧气接触面积等。
4、主汽温度自动调节波动变化大
为了防止主汽轮机出现过热故障，在主汽轮机的一侧安装温度传感器。正常状态下，温度变化幅度在正常值的±50℃内波动变化。但是超高压汽轮发电机组投入使用后，观察主汽轮机的温度传感器示数，发现温度升高幅度已经超出了50℃的最大范围。同时，恒温调节装置在进行调温时，存在明显的动作迟滞，减温效果不明显。针对这一问题，首先更换传感器，重新观测主汽轮机的温度变化，结果与之前一直，排除传感器故障。然后修改恒温调节装置的程序，将原先执行的PID参数控制调整为曲线控制，并在调节参数与主汽轮机的调节阀开度之间建立对应的函数关系，从而实现了动态调温。
5、盘车装置不能自动啮合
超高压汽轮发电机组的盘车装置实现了全自动化控制，采用单片机控制单元，使用液压系统完成啮合动作。但是在机组投入使用7个月后，出现盘车装置啮合效果不理想的问题。经过分析，初步推断是因为盘车电机高负荷运行，导致实际转速超过了额定值，啮合齿轮所受离心力较大，与原来的齿轮脱离。在明确了问题原因后，技术人员首先将盘车装置外壳拆下，然后松动齿轮，将齿轮重新推进原来的位置。将所有部件依次装回，盘车通电后观察运行情况，摆轮能够自动啮合。为了防止后期因为转速过高重复出现此类故障，将盘车直流电机更换为变频电机，可以实现对电机转速的调控，对预防此类问题的重复发生也有显著的效果。
三、超高压汽轮发电系统应用后的发电情况
超高压汽轮发电机组于2017年2月份开始运行使用，对比机组投入使用前后的发电率情况，统计数据如表2所示。
结合上表可以发现，该厂在超高压汽轮发电技术投入运用之前，月发电率有降低趋势，从2016年2月份到12月份，发电率累计降低了10.1%；在2017年2月份投入超高压汽轮发电机组后，发电率开始有回升趋势，并且在2017年末，发电率首次突破了70%，相比于同期发电率上升明显。
四、今后需要优化的方向
1、发电机风温偏高的优化
使用超高压汽轮发电系统后，发电机、励磁机的温度均出现了不同程度的升高现象。结合发电机和励磁机的结构特点、功能要求，以及通过现场检测发现，导致发电机升温的原因是排风能力弱化。在运用超高压汽轮发电技术后，发电机运行功率增加，相应的产热能力也提升，而整个系统中还是使用原来的排风设备，排风降温效果不足，导致热空气堆积，造成发电机逐渐升温。在明确了发电机风温偏高的原因后，励磁机升温的问题也就得到了合理解释，经发电机排除的热风，冷却后吹向励磁机。由于冷却效果不理想，造成励磁机风温随之上升。在下一步的优化中，要使用更大功率的风机，提高降温效果。
2、中压联合气阀密封性的优化
在使用超高压汽轮发电系统后，经过长期监测发现汽轮机在多次挂闸之后，有明显的超速现象。通过调查汽轮机的运行参数发现，正常工况下（压力为1.5MPa），汽轮机的正常转速为90r/min。但是实测转速则在110-150r/min之间波动。与厂家沟通后，得知这种现象并非个例。组织技术人员对该问题原因进行分析，首先关闭疏水阀，5min后重新打开阀门，发现当汽轮机转速到达正常值（90r/min）时，中压缸的压力表显示实时压力为1.1MPa。说明疏水阀处有漏气问题，导致气压低于标准值。针对此类问题，需要做好气阀的密封性优化。
结语：为了进一步提高富余高炉煤气、焦炉煤气的利用效率和热电转化率，要求在现行的发电机组上进行优化和改进。使用超高压汽轮发电技术，能够将这些富余的二次能源，收集起来并进行集中利用。通过超高压汽轮发电机组，在高温燃烧环境下转化为电能，更好的满足各个行业的用电需求。在机组投入运行后，经常会出现一些系统故障，这就需要管理人员能够对常见故障表现、原因进行解释，并及时采取针对性的解决对策，保证超高压汽轮发电机组的正常运行。
参考文献：
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论文作者:杨建周
论文发表刊物:《科技新时代》2019年4期
论文发表时间:2019/6/18
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