GUD 1S.V94.3A燃气—蒸汽联合循环发电机组启动过程研究及优化(四)

2.3 汽机启动过程中X2准则问题
2.3.1 汽机X准则、Z准则
 汽轮机应力控制器TSC用于计算并监测运行中汽轮机的热应力（即汽轮机应力评估功能-TSE），连续计算并从这些数据中汇总出部件的寿命损耗。TSC可以确定汽轮机代表性部件的热应力，计算在汽轮机的材料应力许可范围内的最优工况，以适应运行变化，而X准则与Z准则是其判断及控制的重要依据之一。汽轮机启动过程中对蒸汽参数的要求，很大一部分指的就是X与Z准则的满足情况。因此了解和掌握X准则及Z准则对于汽轮机的顺利启动及安全、经济运行具有重要的意义。
2.3.1.1 X与Z准则的含义
 X1准则：高压过热器出口蒸汽温度和高压主汽阀前蒸汽温度的最小值，大于高压调阀阀体温度。确保在打开高压主汽阀时，高压主汽不会冷却高压调阀。
 X2准则：主蒸汽压力对应的饱和温度应低于由高压调阀温度计算修正后得到的限制值，以避免蒸汽在高压调门内发生凝结过程，大量放热引起过度的温升。要求在打开高压主汽阀以前，高压调阀已充分暖阀。
 X4准则：高压主汽电动阀后，高压主汽要有足够的过热度。这是开启高压主汽阀的条件。
 X5准则：高压主汽电动阀前、后最小温度，大于高压缸体温度。确保打开调阀以后，高压主汽不会冷却高压缸及高压轴。
 X6准则：中压主汽电动阀前、后最小温度，大于中压缸体温度。确保打开调阀以后，再热蒸汽不会冷却中压缸及中压轴。
 X7A准则：高旁前主蒸汽温度与高压主汽门前主蒸气温度的较大值小于经过修正的高压转子平均温度。确保汽机启动到额定转速之前，高压轴充分暖机。
 X7B准则：高旁前主蒸汽温度与高压主汽门前主蒸气温度的较大值小于经过修正的高压缸平均壁温。确保在启动到额定转速之前，高压缸充分暖机。
 X8准则：中旁前主蒸汽温度与中压主汽门前主蒸气温度的较大值小于经过修正的中压转子平均温度。确保在启动到额定转速之前，中压轴充分暖机。
 Z1准则：高压电动主汽阀前蒸汽过热度＞30ｋ。
 Z2准则：中压电动主汽阀前蒸汽过热度＞30ｋ。
 Z3准则：高压电动主汽阀后主汽过热度＞30ｋ。
 Z4准则：中压电动主汽阀后中压主汽过热度＞30ｋ。
 Z5准则：低压主汽温度过热度＞15ｋ。
2.3.1.2 X与Z准则的应用范围
 （1） 在温态启动、热态启动过程中，X1、Z1、Z2、X2准则，用于在汽轮机启动程序的逻辑第11步确定高压主汽管道及高压主汽阀已经暖好，具备开启高压主汽阀组冲转的条件。在达到条件后，通过释放汽轮机蒸汽品质可以允许冲转汽轮机。
 （2） Z3、Z4、X4、X5、X6准则在汽轮机启动程序的逻辑第20步用于等待合适的蒸汽温度。在条件满足后可以使汽轮机升速至暖机转速。
 （3） X7、X8、Z3、Z4准则在汽轮机启动程序的逻辑第23步用于确保高压缸充分暖机。在这些条件满足后可以将汽轮机升速至正常转速。
 （4） Z5要求低压主汽温度过热度＞15ｋ，用以确定可以开启低压调阀。
 通过对X准则及Z准则的深入认识，结合对汽轮机各种启动工况进行分析，在实际运行中有针对性的进行调整，可以有效地缩短汽轮机启动时间，大大提高机组的安全性、经济性。
2.3.2冷态启动X2准则问题
2.3.2.1 冷态启动过程中出现的X2准则不满足问题
 郑州燃气电厂曾出现机组冷态启动过程中，X2准则长期不满足，汽轮机启动程序逻辑停在第11步，不能继续执行，无法进入中速暖机的情况。
 X2准则是为了保证在打开高压主汽阀以前，保证高压调阀已充分暖阀，要求调阀温度高于计算得到的高压主汽饱和温度。其具体计算逻辑为：主蒸汽压力+1Bar对应压力下的饱和温度记为Ts；高压调阀金属温度MAA12CT022A记为Tv，而汽轮机TSC中有一计算值z为Tv的函数：
 当  20≤Tv≤ 50，z=180
 当  50＜Tv＜173，z=－0.6504Tv+212.52
 当 173≤Tv≤600，z=100
 当下式：Ts－（1.3z+Tv）＜-2K成立时，X2准则满足。
 在上述启动中，燃机启动后，加负荷至120MW，主蒸汽压力为8.375MPa，高压主汽饱和温度计算值Ts＝299.02℃；此时高压调阀温度Tv＝92.51℃，则z＝-0.6504Tv+212.52=152.35℃；Ts－（1.3z＋Tv）＝8.45K≮－2k，X2准则不能满足。
 
 图5 X2准则未能满足的情况
 根据上文可知，一旦汽轮机无法进入中速暖机，冷态启动计时只能以-2y的速率进行，可能长达400～500min，对运行经济性带来较大影响。
2.3.2.2  X2准则不满足的原因
 通过分析启动过程，冷态启动过程中，汽机启动程序逻辑第16步，高压主汽阀开启，高压主蒸汽对高压调阀进行暖阀。但是若高压主汽压力达到2MPa，为防止高压调阀严密性不够，蒸汽进入汽轮机，高压主汽阀将关闭。
 在上述启动过程中，机组负荷为120MW，高压主汽压力为8.375MPa，高压主汽阀开启后即关闭，高压调阀尚未充分暖阀，温度为92.51℃，此时已无蒸汽加热阀体，仅依靠金属传热缓慢升温。易计算得知，如高压主汽参数不变，此时要满足X2准则,高压调阀温度需上升到160.17℃以上，这依靠传热升温是难以实现的。从另一方面看，如降低高压主汽饱和温度计算值T，则需降低到288.57℃以下，对应的高压主汽压力是7.19MPa，适当减燃机负荷，可以使高压主汽压力降低，但仍无可避免启动时间的延迟，而且负荷的加减也将增加整个启动过程运行工况的不稳定因素。
 可见，出现此问题的根本原因在于高压主汽压力太高和高压调阀暖阀不充分。
2.3.2.3  针对X2准则问题采取的措施
 针对X2准则问题的根本原因，我们在启动过程中密切监视高压主汽压力和高压调阀温度，确保计算的高压主汽饱和温度不高于高压调阀温度即可。高压调阀的金属温度难以人为控制，但高压主汽压力是与燃机负荷密切相关的。我们在启动参数监视画面中也加入X2计算公式中变量的显示，操作员可据此时刻进行监视、比较，合理调整燃机负荷，保证X2准则的满足。
2.4 为实现“一键启动”所作的优化
 无论是从设备还是从控制系统方面，GUD 1S.V94.3A燃气-蒸汽联合循环机组均为实现高度的自动化水平提供了条件，从理论上讲，机组启动可以“一键”完成，发出启机令后，就不需要操作员进行其他干预。这显然大大提高了机组运行安全性，减小了人为失误影响机组运行的可能；也大大提高了运行操作的便捷性，为企业节约了大量人力资源成本。
 但是在郑州燃气电厂，“一键启动”还没有从真正意义上完全实现，相关原因有多种，例如部分设备质量不完全过关、西门子设计思想不完全适应中国电网调度方式、控制系统本身设计不合理等，需要对其进行研究分析，进行相关优化。
 值得指出的是，机组的高度自动化水平也造成我们对部分一般不进行人为干预的具体热力参数曾有过比较盲目的阶段，对其控制原理理解不深入。在实际操作上，多沿袭机组调试过程中的习惯进行，缺乏定量的讨论和优化，尤其是汽轮机部分，蒸汽参数的控制既重要，又较复杂，依凭习惯进行操作，对设备寿命易造成损害，带来不安全隐患。
 因此既要以最终实现“一键启动”为目的，又要切实地掌握启动过程中控制系统是如何工作的，方能真正提高机组的运行水平。
2.4.1 自燃机点火至发电机并网、带负荷的过程
 燃气—蒸汽联合循环快速启停的优点突出地表现在燃气轮机上。对于燃机的启动过程来说，没有冷、热态的区分，从点火到并网接带负荷，整个过程只需6～7分钟，而且其启动过程实现了高度的自动化，在数分钟内，燃机由盘车状态变化为转速3000rpm的状态，运行工况变化迅速，能量转换剧烈，因此，运行人员发出启机令后，不应也无法对启动过程进行人为干预。同时，也对相关设备的可靠程度提出了相当高的要求。根据郑州燃气电厂的运行经验，在此过程中，主要可能出现两类问题。
2.4.1.1 燃烧不稳定
 典型事例如：某日，#1燃机连续4次在启动中跳闸，现象均表现为:燃烧模式由扩散控制向预混控制切换过程中，火焰信号消失，导致燃机跳闸。在燃机启动过程中，天然气流量较小，燃烧火焰不强，虽然西门子采取了进行燃烧模式切换、增加值班火焰等措施来解决这个问题，但是在燃烧模式切换的过程中，由于天然气品质、大气状况等不稳定因素影响，仍有可能出现燃烧失稳，火焰监测失去信号，导致机组跳闸。
    由于燃机的燃烧过程特点是空间小、压力高、燃烧强度剧烈，对火焰的监视、调整造成困难，手段较少。加上影响燃烧因素的不确定性，很难在异常发生时及时处理、控制。目前郑州燃气电厂采取的方法是，对燃机启动的自动程序加以短暂中断，当燃机进行燃烧模式的切换时，不投入同期装置进行并网，待燃烧模式切换完成，燃机在预混燃烧模式下运行稳定，方投入同期装置并网。这样，避免了在燃烧模式切换的同时增加燃机负荷，使燃烧模式的切换在一个相对稳定的工况下进行，提高了安全性。
2.4.1.2 测量监视系统故障
 典型事例如：某次启动，#1燃机点火后升速至17.2Hz，出“燃机控制器故障”报警，燃机跳闸。经查是值班火焰调阀突然开度显示为134%，造成该调阀反馈故障，保护动作跳机，后经分析是由于瞬时外界干扰导致值班火焰调阀位置反馈故障。
 再如某次启动，燃机已满速，有一个防喘放气阀未正常发出关反馈信号，出故障报警，同时导致燃机保护动作，机组跳闸。可见，仅仅一个阀门的位置开关就直接影响到机组的安全运行。
 燃机短短几分钟的启动过程涉及到大量监测仪表、自动控制设备、自动调节装置，其中任一出现故障，都将对启动过程造成重大影响，且难以进行人为干预。以上所举的两个事例，造成的后果较为严重，直接导致了机组跳闸。事实上，因为测量、控制元件故障，虽未导致停机，但引起机组启动过程的自动控制发生障碍，不得不延缓启动程序，进行人为干预、处理的情况也发生过多次。可见，注重设备质量，采取冗余配置是避免此类不安全事件，保障“一键启动”的途径。
2.4.2并网判断
 根据电网调度规程要求，机组与系统解列后有一明显的隔离点，因此正常情况下，机组用发电机出口断路器与系统解列后，均需拉开发电机出口断路器的隔离开关。而当机组再次启动，燃机定速、燃烧模式切换完成后，准备并网之前，则应注意将该隔离开关合上。目前正在着手对燃机启动程序进行修改，增加相关判据，要求在投入同期装置之前，该隔离开关必须合上，以避免操作员操作失误的可能性。
2.4.3锅炉启动水位
2.4.3.1 机组启动过程中因锅炉汽包水位低保护动作跳闸
 机组启动过程中，锅炉水位原则上都应由自动控制调节，但郑州燃气电厂曾出现启动过程中水位自动调节不成功的情况，具体过程为：某次热态启动，燃机点火前低压汽包水位（3选2）为345mm，07:37燃机点火成功，并网后开始逐渐加负荷；随着蒸汽管道疏水的不断进行，08：05低压汽包水位开始下降，08：17低压汽包水位下降至215mm，其中水位计1为234mm，水位计2为176mm，水位计3为327mm，由于水位计2小于200mm，同时水位计3与其余两个水位计偏差大，导致低压汽包水位低保护动作，机组跳闸。整个启动过程低压汽包给水调阀始终在自动位置，但是并没有自动开启调阀给低压汽包上水。
 
 图6 低压汽包低水位保护动作跳机
2.4.3.2 原因分析
 经分析，造成此种情况的主要原因是，机组启动过程中，锅炉高、中压系统的给水自动控制中设置有省煤器最小流量控制以保护省煤器、防止汽化，以中压系统为例：机组启动后，当汽包的下壁温大于105度，锅炉中压系统启动程序21步自动投入省煤器最小流量控制，给水阀开度以流量来控制，要求给水流量大于1.7kg/s，此流量恰好可以弥补启动过程中的工质损失。当水位逐渐升至554mm或汽包压力大于0.2MPa时，锅炉中压启动程序23步方才将水位控制设定值切为水位设定点跟踪模式，水位设定范围为300～704mm。
 相比较而言，低压系统的水位控制和高、中压系统存在着重要差别，即本机组余热锅炉的低压系统没有省煤器，也就没有省煤器最小流量保护，机组启动后，低压主汽管道的疏水造成工质不断的损耗，同时由于低压系统没有省煤器的最小流量控制，给水控制仍是启动水位控制，即使水位不断降低，给水调阀也不会开启，没有给水补充到低压汽包，低压汽包的水位开始下降，随着低压汽包液位的下降，低压汽包三个水位计偏差也逐渐增大，最终将导致低压汽包因液位低保护动作引起机组跳闸。
2.4.3.3 解决措施
 分析清楚原因后，采取了运行人员手动在启动前将低压汽包水位保持在稍高的水平；启动过程中适当手动干预低压系统给水控制加强上水的措施，较好地解决了这一问题。之后，经进一步收集数据和分析研究，对机组启动过程中低压汽包水位的自动控制逻辑进行了修改，将低压汽包的启动液位设定点由260mm更改为360mm，将低压汽包启动液位释放范围由260mm—340mm更改为350mm－450mm，这样，通过逻辑条件的控制，确保了启动之前低压汽包内有足够的工质，即使在启动过程中产生了一定的损耗，也不会使汽包水位低至保护动作值。逻辑修改后，通过实际运行中验证，低压汽包水位自动控制稳定，自动投入率可达100％。
 
 图7 优化后的低压汽包启动过程水位控制
2.4.4  启动过程中燃机负荷的控制
2.4.4.1 “UNIT SP TO GT”投入时，燃机负荷的控制方式
 启动过程中，燃机负荷的控制有两种方式，TXP系统中提供了一个称为“UNIT SP TO GT”的按钮进行切换，当此按钮投入，燃机的负荷完全由机组协调控制程序设定。当此按钮退出，燃机的负荷由操作员手动设定。
 当该按钮投入，启动过程中燃机并网后的负荷控制方式如下：
 （1） 加负荷至32MW， 燃机排烟温度限制动作，控制负荷不变，排烟温度340℃，在此温度下用时约20min，将把锅炉汽包壁温加热至105℃，此时认为锅炉已经产汽，对过热器和再热器有足够的冷却效果。排烟温度限制退出，允许燃机加负荷至技术出力
 （2） 所谓技术出力就是燃机IGV在将要开启但未开启的时候，这时的燃机负荷、排烟温度及烟气流量都很稳定，燃机排烟温度限制再次动作，对应的燃机负荷在120MW左右，锅炉正常起压、汽轮机冲转。
 （3） 汽轮机正常啮合后，燃机排烟温度限制退出，允许燃机由技术出力加负荷至200MW，燃机排烟温度限制再次动作，等待再热汽温>420℃。
 （4） 待蒸汽参数满足要求，燃机排烟温度限制退出，允许机组加至满负荷。

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