上海外高桥发电厂二期工程（2×900MW）调试介绍
1 设备系统简介
上海外高桥发电厂二期工程（2×900MW）机组为我国首次采用进口设备和技术的最大容量超临界机组。
锅炉岛为德国ALSTOM能源公司设计制造的塔式、超临界压力、一次中间再热、扩容式启动系统、平衡通风、单炉膛、四角切向燃烧、露天布置、固态排渣煤粉炉。
最大连续蒸发量 2788 t/h，
过热器出口压力 25.76 MPa，
过热器出口温度 542 ℃，
再热器出口温度 568 ℃。
汽机岛为德国SIEMENS公司设计制造的超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、七级抽汽回热凝汽式汽轮机。
主汽门进口蒸汽压力 23.965 MPa，
主汽门进口蒸汽温度 538 ℃，
再热蒸汽温度 566 ℃,
凝汽器压力 4.9kPa。
发电机为德国SIEMENS公司设计制造，型号为THDF 125/67 ，采用水-氢-氢冷却方式，旋转整流器、无刷励磁系统、数字式电压调整器。
铭牌功率为 900 MW，
最大功率为 980.1 MW。
仪控岛采用日立HIACS-5000M分散系统，包括MCS、SCS、FSS、DAS等控制功能。汽机本体的DEH、MEH、ETS的控制采用德国西门子TELEPERM-XP分散控制系统实现其功能，其中DEH还涉及密封油、真空、防进水、氢油水辅助系统等控制。
化水系统由业主委托国内设计、采购，二台机组公用。主要系统包括：净水系统、补水系统、废水系统、反渗透、循环水加药系统。每台机组各配置一套凝结水精除盐系统、取样系统和加药系统，采用进口设备，由西门子配套。
按照合同要求，上海电力建设启动调整试验所负责#5、#6机组的主体调试，制造厂（ALSTOM、SIEMENS和日立等）设备供应商负责设备调试和系统调试支持，首台（#5）机组工程调试总体进度计划为2004年1月31日并网，2004年6月30日完成168h试运行，移交生产。
（本文以5机组为例）
2 机组调试概况和整体性能评价
2.1 主要调试节点进度实绩
节点项目 工程目标 计划时间 实际完成时间
1．厂用电受电 2003-02-18 2003-02-18
2．DCS受电 2003-02-06 2003-02-06
3．锅炉化学清洗 2003-11-01 2003-10-01
〜
2003-10-13 2003-10-01
〜
2003-10-23
4．锅炉通风试验 2003-09-18
〜
2003-09-28 2003-10-26
〜
2003-10-28
5．锅炉蒸汽吹管 2003-12-01 2003-11-01
〜
2003-11-11 2003-11-10
〜
2003-12-05
6．整套168h试运转 2003-12-31 2003-12-01
〜
2004-05-31 2003-12-12
〜
2004-04-22
1） 整套点火 2003-12-01 2003-12-12
2） 首次冲转 2003-12-15
3） 首次3000r/min 2003-12-15
4） 首次并网 2004-01-31 2003-12-31 2003-12-20
5） 首次断油 2004-01-17
6） 汽动给水泵首次投用 2004-01-20
7） 首次900MW 2004-02-11
8） 首次980MW 2004-03-26
9） 168h试运行开始 2004-04-13
10） 168h试运行结束 2004-06-30 2004-05-31 2004-04-20
11） 50%甩负荷 2004-04-22
12） 100%甩负荷 2004-05-11
2.2 整套试运期间机组停运记录
序 号 最高负荷 连续运行
时间 停机、停炉、解列原因及其它 原因类别
1. 50MW 3h 主变温度保护设定值偏小，造成主变冷却器故障报警，发电机跳闸，联跳汽机。 辅机保护
250MW 61h 计划正常停运。 正常停运
2. 260MW 7.5h 计划正常停运，进行空气预热器内部检查。 正常停运
3. 350MW 2.5h 锅炉水冷壁出口温度高，锅炉MFT，机组跳闸。 运行控制
4. 450MW 42h 电泵右边界保护动作跳闸，锅炉断水MFT，机组跳闸。 辅机保护
5. 725MW 53.5h 计划正常停机。 正常停运
6. 376MW 3h 一次风机轴承温度测点开路，造成“一次风机轴承温度高”，引起一次风压低，磨煤机跳闸，二支油枪运行，紧急手动停机，并停炉。 测点故障
7. 700 MW 64h 凝结水泵5B滤网差压大跳闸、5A启动后同样因滤网差压大跳闸，除氧器水位低，给泵跳闸，锅炉MFT。 辅机保护
8. 950 MW 24h 给煤机跳闸，紧急停运汽泵，电泵流量未跟上，造成省煤器出口流量低，锅炉MFT，机组跳闸。 辅机故障
9. 407 MW 10h 由于逻辑不合理，在电泵运行的情况下，发出“电泵停运”讯号，给泵跳闸，锅炉MFT，机组跳闸。 逻辑设计
10. 339 MW 6.5h 由于给煤量的减小，磨煤机运行信号失去，“锅炉全燃料失去”报警，锅炉MFT，机组跳闸。 辅机保护
11. 644 MW 202.5h 异物造成二次风测量装置取样口堵塞，“二次风量低”报警，锅炉MFT，机组跳闸。 测点故障
12. 651MW 148h 闭冷水泵保护跳闸，发电机氢温高。 辅机保护
13. 325MW 1.5h “发电机定子冷却水温度高”报警，汽机跳闸。 辅机保护
1004MW 125.5h 停用A侧送风机，“总风量低”报警，锅炉MFT，机组跳闸。 运行控制
14. 935MW 63.5h 机组程控停运试验过程中，发电机逆功率保护动作，汽机跳闸，同时汽泵跳闸，锅炉MFT，机组跳闸。 运行控制
15. 909MW 136h 试验需要，计划停机 正常停运
987MW 304h 电泵右边界保护（最大流量超限）动作，锅炉断水MFT，机组跳闸。 辅机保护
16. 移交生产。
2.3 整套启动试运行主要技术性能和经济指标表
序号 考核项目 标准 实际值
一、整套启动期间的主要技术性能和经济指标
1 整套启动试运行的总运行小时 h / 1258
2 整套启动试运行的总发电量 万kw˙h / 74419
3 机组最高负荷 MW 980 1003
4 整套启动总启动次数 次 / 16
5 真空严密性 kPa/min 0.4 0.14
6 50%甩负荷时最高飞升转速 r/min 3150 3084
7 100%甩负荷时最高飞升转速 r/min 3300 3139
二、满负荷试运行期间的主要技术性能和经济指标
1 168小时累计发电量 万kwh 15120 15275
2 厂用电率 % 4.49 4.8
3 168小时满负荷运行小时 h / 98
4 168小时满期负荷率 % / 101
5 168小时最大负荷 MW 900 956
6 168小时燃油量 t / 0
7 主蒸汽压力 MPa 23.96 24.6
8 主蒸汽温度 ℃ 538 540
9 再热汽压力 MPa 5.128 5.3
10 再热汽温度 ℃ 566 560
11 汽机真空值 kPa 4.9 4
12 给水温度 ℃ 269.3 267
13 机组最大轴振 μm ≤76 55
14 汽机轴瓦最高温度 ℃ ≤105 102
15 水汽品质合格率 % / 100
16 主要保护投入率 % / 100
17 主要仪表投入率 % / 100
18 自动投入率 % / 100
19 程控投入率 % / 100
2.4 #5机组调试情况分析及性能评价
2.4.1 调试进度
调试工作从DCS受电开始至168试运结束，调试周期共15个月。由于设备原因影响安装的进度，从全面的分部试转开始至168试运结束却只用了8个月，最后比工程目标进度提前42天并网，提前71天完成168试运。在工程进度上取得了较大收获，能为缓解上海电网的夏季用电高峰做出了很大贡献。
2.4.2 指标分析及性能评价
（1）机组运行稳定性。
a. 整套168h试运期间负荷率达101%。
b. 机组移交生产后，经过一段时间的运行熟悉阶段后，机组稳定运行，最长稳定运行时间达2个月以上至计划停机小修。
（2）机组负荷响应能力。
a. 机组设计额定负荷900 MW，最高负荷980MW。在调试过程中，机组在980MW工况下可连续稳定运行，且最大负荷达到1004MW，机组具有一定的负荷上调节裕度。
b. 锅炉最低稳燃负荷试验负荷率达到25%BMCR，符合设计要求，机组具有较大的负荷下调节空间。
c. #5机组168h试运前变负荷试验速率最高达3%，并成功实现AGC功能；在#6机组168h试运前成功实现RB、FCB功能。
d. 额定负荷下，高加切除后，机组可在短时间内上升80MW左右的负荷，具备短时间快速电网调频功能。
e. 运行过程中，配套设备均能适应机组负荷变化的要求，稳定运行。
（3）机组性能指标。
a. 锅炉出力满足机组额定负荷稳定运行，并可稳定达到机组最大出力的要求。但在调试过程中，虽然中外专家采取了非常多的手段进行调整，再热器温度仍比设计温度偏低，受热面设计的不合理，是主要原因。
b. 汽机真空严密性试验数据和汽机运行的真空度，都优于国内达标机组的要求；汽轮发电机组轴系最大振动55μm，在国内具有较高的水平；但汽轮发电机组轴系最大轴瓦温度102℃，比国内标准95℃偏高，但制造厂（西门子）报警温度为105℃。反映出国内标准对进口设备的不适应性。
c. 发电机通过ECS控制实现AVR自动和DEH遥控并网，980MW工况下发电机线圈温度稳定，各项运行参数正常。
d. 热控自动、保护、测量仪表在机组整套168试运过程中，均100%投入，且达到变负荷要求，实现AGC、RB、FCB功能，在国内首台大型机组能达到了这些功能，调试是作出了很大的努力。
e. 化水部分除凝结水精处理设备进口外，制水系统采用国内设备配套。虽然直流锅炉对给水品质要求较高，但在调试开始就注意采取改善汽水品质的种种措施，使吹管完成后已达到较好的水质标准，首次整套启动过程中，100%投入凝结水精处理装置，能在较短的时间内达到汽机冲转的蒸汽品质要求，机组整套试运时汽水品质合格率达到100%。
（4）机组的运行特性。
a. 机组在高负荷工况下，运行的稳定、经济，是高参数、大容量机组的最大特点，因而它是电网中基本负荷的最佳机组。但同时由于机组负荷占电网负荷比例较高，大机组的本身又对电网运行的稳定性造成一定的威胁，需要制定特别应急预案，或有待于电网的扩容。
b. 机组负荷变化的幅度比较大、速度也比较快，在电网中具有良好的快速调频功能。
c. 机组热控水平较高，具有较高的自动控制能力和比较完善的设备系统保护功能，但机组的运行对自动控制系统的依赖性较大。
d. 超临界直流锅炉对水质要求特别高，对凝结水精处理系统运行的可靠性和运行效率要求也特别高。
3 机组调试特点
3.1 工程调试工作特点
该工程作为国内首台超临界单机容量百万等级燃煤发电机组，它具有以下的特点：
a. 比较完整地进口了主、辅机设备，其技术水平国际领先，国内可借鉴的资料和经验较少，调试必须首先大量消化外商提供的基础资料；
b. 主机设备分岛招标、供货，主岛分锅炉岛、汽机岛、仪控岛、GIS岛、灰渣以及BOP部分，各岛相对独立，从调试工作中发现，除部分机务系统的接口问题外，锅炉岛和汽机导的控制逻辑与日立的控制系统存在着大量的接口问题；
c. 日立与西门子和阿尔斯通首次合作，在控制理念上日立与美国接近，而西门子和阿尔斯通是纯欧洲的理念，在逻辑表现方式必然存在差异；
d. 调试必须熟悉和了解系统、以及系统控制逻辑，不断地发现和解决控制逻辑设计上的不合理部分及相关问题；
e. 为适应进口设备和技术的机组调试，调试必须中外合作，在调试的工艺、方法、验收标准上中求同存异，吸收国外规范的调试程序，结合国内工程实际，共同完成调试工作；
f. 机组自动化水平很高，控制系统设计以一键启动（APS）为目标,而且设备制造商为设备本身设置了许多的边界保护条件，保护功能繁复，在实施过程中，系统的程控和自动相互制约，程控运行时自动系统自动投用，自动控制故障，程控步骤停止，给刚刚进入分部试转的调试工作提出了很高的要求，调试必须首先保证设备级保护的稳定性和可靠性，才能最终实现系统的自动运行，从而保证机组运行的稳定性和可靠性。
g. 国内电力市场的需求及上海地区用电负荷的紧张，该机组的调试工期一再被压缩。为满足电力需求，调试工作必须确保安全、质量的前提下，力拼工程进度；
h. 机组容量大，占上海电网容量约6%，在用电负荷紧张时，一旦机组跳闸，必然会对电网造成一定的冲击，调试工作必须在充分准备，做好各种预防、保护措施，把试验的跳闸的可能性降到最小，确保调试机组的安全稳定运行，并与电网协调，减少机组跳闸对电网的冲击。
3.2 主要项目调试及其工作特点
3.2.1 通风试验
（1）试验的项目
a． 磨煤机出口一次风均匀性测量
b． 磨煤机进口一次风量测量装置标定
c． 电除尘一级电场进口气流均匀性测量
d． 对二次风挡板进行核对
（2）试验结果
a． 同台磨煤机出口一次风管道风速偏差，在不同的工况下，均保持在±5%的范围内。
b． 磨煤机进口一次风量测量装置的速度系数约等于1，与原设计相符。
c． 电除尘一级电场进口气流均匀性测量结果，不均匀系数＜0.25，达到了国内标准的要求。
d． 针对二次风挡板和锅炉的结构特点，我们从设备的安装、验收着手，对200多只风门一一进行了开度的核对，保证二次风挡板的同层四角开度偏差在±5％范围内。
3.2.2 机组化学清洗
（1）化学清洗的范围
a． 凝汽器、低压给水系统碱洗；
b． 高压给水系统、炉本体、过热器、再热器及蒸汽管道酸洗。
（2）化学清洗工艺
a． 碱洗液采用双氧水，酸洗液采用柠檬酸；
b． 采用一期辅汽混合加热，以求达到最高的清洗效果。
（3）化学清洗的结果
本次酸洗结束后采用了国内的常规方法——割管检查，省煤器、过热器的清洗质量较好，而再热器因表面尚存有清洗物沉积物，质量一般。
（4）化学清洗的特点
a． 考虑到因再热器通流面积大，再热器化学清洗过程中分成二个回路分别清洗，同时，化学清洗中的循环动力来自电动给水泵，回路的冲通用凝泵。
b． 化学清洗介质的选择都比较便宜，如：碱洗液用双氧水，酸洗液用柠檬酸。
3.2.3 锅炉点火吹管
（1）点火吹管的范围
a． 过热器及主蒸汽管道，
b． 再热器及其冷热段蒸汽管道，
c． 高、低压旁路蒸汽管道，
d． 小机蒸汽管道。
（2）吹管的方法
a． 锅炉点火，油煤混烧，自产蒸汽稳压吹管；
b． 一、二次汽系统串联吹管，系统内不设吹管临时阀。
（3）吹管的结果
a． 吹管的工艺和控制流程比较合理，在达到设计的燃烧率的情况下，过热器、再热器均达到了理想的吹管动量比：过热器1.3~1.4 再热器1.2~1.26，
b． 至靶板合格：主系统共吹管13次，
c． 吹管的验收以锅炉制造厂提供的钢质靶板为准，并经汽机制造厂西门子签字确认。
（4）吹管的特点
a． 吹管验收采用德国标准，靶板采用St37钢板，具体标准为在靶板中心40×40mm区域：① 没有直径大于1mm的斑痕；② 大于0.5mm的斑痕不大于4点；③ 0.2～0.5mm的斑痕不大于10点。
b． 吹管期间每次吹管中间间隔时间均在8小时以上，对提高吹管效率减少吹管次数非常有利。
3.3 启动系统和机组首次启动
3.3.1 启动系统
机组设计为内置分离器疏水扩容器启动系统，主要流程图见右图。
直流运行干、湿态转换负荷33％BMCR。
启动系统纳入计算机分散控制系统的范围，自动监视系统水位、压力、温度，控制分离器至给水箱和疏扩箱的隔离阀和控制阀。
锅炉过热器配备容量为100%的高压旁路取代了锅炉过热器出口安全门的功能，再热器配备容量为50%的低压旁路，再热器的出口管道上还装设4可控安全阀，总容量为110%，能用压缩空气操作。
3.3.2 机组首次启动的程序要求
除完成锅炉启动、汽机冲转和电气并网的主要试验外，还有下列工作必须在首次启动期间同时完成：
a． 旁路系统的投用及热态调试，
b． 启动系统的投用及热态调试，
c． 锅炉的热态清洗至汽水品质合格，
d． 锅炉再热器安全阀校验。
3.3.3 机组启动的关键点
a． 塔式锅炉，启动过程中锅炉本体及蒸汽管道的膨胀是一个非常重要的问题。
b． 汽机冲转对直流锅炉的汽水品质要求非常高。德国控制标准较国标GB/T12145高，因此，在工程调试中按德国标准执行。
c． 汽轮发电机组单轴联接，机组振动是关注的焦点。
d． 启动系统从湿态到干度运行，是考验启动系统设计的合理性的至关重要的过程。
汽水品质控制标准对照表
项目 给水标准 蒸汽（汽机冲转）标准
中国 德国 中国 德 国
GB/T12145 GB/T12145 （24h以内不能得到以下标准应停止冲转） （以下标准不得连续运行100h）
25℃ PH 9.5～10 9.5～10 - - -
Fe（µg/kg） ≤50 ＜20 ≤50 30～40 20～30
SiO2（µg/kg） ≤30 ＜20 ≤30 30～40 20～30
O2（µg/kg） ≤30 ＜20 - - -
25℃ DD（H+）（µs/cm） - ＜0.2 - 0.35～0.5 0.25～0.35
Na（µg/kg） - ≤15 - -
3.3.4 调试过程中减少水冷壁热偏差的主要措施
直流锅炉水冷壁受热面热偏差，是一个非常敏感的问题，它关系到锅炉的正常启动运行。在机组调试初期，曾因水冷壁出口温度超限，且上升速度非常快，锅炉保护动作，发生MFT。此后，在调试过程中经过不断试验，采取了一系列的防范措施，有效防止类似事故的发生：
a． 在保证锅炉燃烧稳定的情况下，尽快断油全烧煤运行，减少炉内热负荷集中；
b． 提高炉膛火焰中心高度，减少冷灰斗部分因结构不对称引起的受热不均，同时可以减少水冷壁的焓增，以减少水冷壁的热偏差。
c． 及时投用高加，提高水冷壁进口焓，在控制一定的水冷壁出口焓的情况下，减少水冷壁焓增，提高水冷壁的质量流量，有效防止水冷壁超温。
3.3.5 汽机启动和运行时应力控制器的介绍
（1）应力控制器功能
a． 根据测量，计算应力余量，选择汽机启动模式和启动速率；
b． 设定指令控制点，使机组的转速和负荷达到相适应的热应力水平；
c． 显示和记录测量值和热应力特征变量；
d． 执行疲劳寿命消耗的在线分析和纪录；
e． 对机组的启动程序进行控制、监视、并发出报警信号。
（2）机组启动模式及选择
汽机的启动模式分为“FAST”、“NORMAL”、“SLOW”三种，运行人员可以按照要求自由选择。但不同的启动模式将与不同的汽机金属部件热应力及蒸汽参数相匹配。不同的启动模式对汽机金属部件的疲劳寿命消耗也不同，以“FAST”最高，“SLOW”最低。因此，只有在机组极热态启动的情况下选择“FAST”模式，一般情况下选择“NORMAL” 模式。
（3）“X”准则介绍
应力控制器通过测量计算，控制机组启动过程中若干个特征数据 —“X”准则，从而选择最佳启动蒸汽参数与汽机的状态参数相匹配，将机组启动过程中热应力控制在允许的范围内。其中：
X1 X2准则 — 用来确定开启高压主汽阀时的主蒸汽参数。
X4 X5 X6准则 — 用来确定汽机冲转前的蒸汽参数。
X7准则 — 用来判断汽机低速暖机是否结束，进而可以升速至额定转速。
X8准则 — 用来判断汽机高速暖机是否结束，进而可以进行发电机并网。
（4）采用应力控制器机组启动的主要特点
f． 在机组预热（即满足相关X准则）阶段时间较长，从盘车转速到860r/min暖机结束，大约在1.5h~2h。
g． 启动程序不设中速暖机阶段，不设汽机临界转速控制点，在860r/min暖机结束后直接升至3025r/min等待并网，期间升速率都在每分钟500r/min以上，时间在3~4min。
h． 机组自动启动程序从汽机疏水预热开始至机组冲转、并网，最后进行厂用电切换结束，中间仅设置一个断点，进行汽水品质确认。
3.4 机组甩负荷试验
汽轮机执行机构由四套阀门组成，包括二套高压主汽门和调门、二套中压主汽门和调门，主汽门和调门由相应的油动机驱动。当机组突然甩负荷时，高压调门快速向关方向的动作，同时触发中压压调门快速向关方向的动作。与此同时，汽轮机控制方式由负荷控制切换到转速控制，维持机组空负荷运转。
机组调试过程中分别进行了机组50%和100%甩负荷试验。机组甩负荷试验方案采用电力部甩负荷试验导则推荐的常规法，即突然断开机组主变500kV断路器，瞬间甩掉全部负荷，测取汽机调节系统动态特性和机组有关运行参数。
3.4.1 试验方式
a． 高排通风阀在“自动”方式。
b． 高、低压旁路投入“自动”方式。
c． 甩负荷时发电机AVR投“自动”。
d． 突然断开机组主变500kV断路器，机组与电网解列，甩去50%或100%额定负荷。
3.4.2 机组带50%额定负荷工况甩负荷试验
甩负荷前：
负荷：488 MW（54%），
汽机转速∶3002 r/min 。
甩负荷后：
汽机最大飞升转速：3085 r/min，
汽机最低转速：2967 r/min，
汽机稳定转速：3000 r/min。
试验时动态超调量：2.8%
3.4.3 机组带100%额定负荷工况甩负荷试验
甩负荷前：
负荷901 MW（100%），
汽机转速∶3004.5 r/min 。
甩负荷后：
汽机最大飞升转速：3138.9 r/min，
汽机最低转速：2971 r/min，
汽机稳定转速：3000 r/min。
动态超调量： 4.5 %。
3.4.4 结论
a． 调节系统动态过程响应迅速稳定，并能有效地控制机组空负荷运行；
b． 甩50%额定负荷后转速超调量不大于5%；
c． 甩100%额定负荷后，最高飞升转速不大于电超速保护转速3300 r/min。
d． 甩负荷时，机组联锁保护全部投入（机组大联锁保护除外）；
e． 甩负荷后，机组能维持空负荷稳定运行，锅炉不停炉，不超压；汽机不停机，不超速；发电机不过压。达到了《甩负荷试验导则》的全部要求。
3.4.5 甩负荷试验难点
a． 机组负荷高，约占上海电网负荷的6%，甩负荷试验将对电网造成一定的扰动，试验准备工作必须周到，一旦电网准备就绪，必须及时进行甩负荷试验。
b． 机组一次汽系统不设安全阀，汽机发电机解列后，高压旁路快速开启，对低压旁路及凝结水系统是一个很大的考验，很容易因为凝结水系统故障而发生低压旁路闭锁，锅炉被迫停炉。
c． 汽机DEH系统未设计OPC超速保护，甩负荷汽机转速完全由DEH调节完成。
d． 直流锅炉在负荷变化过程中，非常容易出现水冷壁欠水超温，这是甩负荷试验又一控制难点。
4 机组调试中存在的主要问题及解决办法
4.1 风烟系统
空气预热器
a． 现象：
空气预热器在调试过程中多次发生故障，曾一度制约机组带负荷运行，当机组负荷增加，排烟温度增加到一定值时，空气预热器电流增加，严重时空气预热器过电流跳闸。内部检查发现传热部件外壳焊缝开裂，传动带局部变形。
b． 原因：
锅炉采用直径较大的回转式空气预热器，且烟道结构造成烟速分布状态较差，空气预热器内部受热不均，致使运行过程中，存在着较大的内外温差，从而产生了内外组件之间的胀差，引起预热器内部罩壳发生胀裂和传动带损坏。因此，设计上考虑不足是预热器故障的最根本原因。
c． 解决方法：
① 在预热器进口烟道加装导流板；
② 改变传动带与空气预热器传热部件的连接方式，由原来的径向支撑改为悬吊支撑，避免了传动带因内部传热部件径向膨胀而引起的损坏；
③ 对开裂部分焊缝进行加固和修复。
④ 在设备改造过程中，从设计上着手，改变内部结构，解决或消除胀差，才能从根本上解决问题。
4.2 启动排放、回收系统
a． 现象：
锅炉启动过程中，除氧器淋水盘冲坏；膨胀箱排汽管带水振动；分离器水位高，保护动作MFT。
b． 原因：
启动过程中，在启动初期和进入干态运行前，对启动系统来说都是非常平稳的运行阶段。启动系统的排放一路通过除氧器回收，另一路通过膨胀箱后排放或回收，除氧器和膨胀箱都会因接收排放焓值过大而产生超负荷运行或故障运行，影响机组的正常启动或设备的损坏，有时为了对系统保护，停止排放，造成分离器水位高，MFT。
c． 解决方法：
增加至膨胀水箱的通流面积，在自动控回路中重新分配水位箱的排放流量，优先保证除氧器的安全；极热态启动点火时尽量提高炉膛火焰中心。
4.3 给水系统
a． 现象：
给水系统调试初期，经常因滤网进出口差压高使给水泵跳闸，影响机组的正常运行。电动给水泵在手操过程中容易出现因左右边界保护动作而跳闸，在自动运行时由于其边界保护的限制，从而限制电动给水泵的自动跟踪速度。凝结水泵的启动和运行保护逻辑复杂，设有高、低流量保护和其它系统边界条件，使得凝结水泵在正常时只能运行一台泵，当系统流量增加而另一台泵不能及时启动时则运行泵因为超流量跳闸。
b． 原因：
设备供应商出于对设备本身的保护，对系统运行提出了比较苛刻的边界条件，在系统尚未调试稳定的初始阶段，由运行的系统来满足设备要求，一定程度上出现了系统和设备保护上的本末倒置现象，往往不能实现，容易造成辅机跳闸。
c． 解决方法：
征得制造厂的同意，在设备性能允许的条件下，变更原设计，使在异常情况时，保持设备运行状态满足系统稳定的需要。
4.4 热控系统的综合性问题
（1）接口问题
由于是国内首台全进口的超临界大容量机组，锅炉岛、汽机岛的热控逻辑又分别由德国ALSTOM公司和SIEMENS公司提供，在前期工程准备过程中，发现了许多锅炉岛与汽机岛之间以及主岛与其分包设备的接口问题。另外，机组协调控制的设计方案虽由日立公司负责设计，但日立公司无法协调ALSTOM和SIEMENS这两家公司，最后由业主和调试单位协调三个外方，组织进行讨论修改，明确控制方案，确定了控制接口，实现了机组协调控制。
（2）通讯问题
在整个DCS岛的招标初期，就确立了将外围所有二十多个子系统需通过通讯连入日立DCS岛，实现机组完全集中控制，这是一个十分理想化的设想，但实际上每个DCS都有一定的容量限制，在调试过程中，将DCS与DEH的通讯连接后，发现数据的传送速度最快为6秒，无法达到操作控制要求。后经业主同意责成外方进行修改，才使得调试少走弯路。
另外在DCS与其余子系统通讯的连接过程中，出现了导致DCS工程师站和操作员站“死机”的现象，目前大部分外围子系统的通讯未能联入DCS，考虑到避免“死机”造成的影响扩大是否有必要联入是个值得商讨的问题。
（3）宏模块的设计问题
整个DCS由日立公司总承包，而锅炉岛、汽机岛的热控控制逻辑分别由德国ALSTOM公司和SIEMENS公司提供，日立公司沿用的是美国的控制理念，与欧洲的设计思路不匹配，导致日立公司在软件设计子环控制宏模块（SLC模块）、子组切换宏模块（GCM模块）、模拟控制及手自动切换宏模块的过程中，虽经努力反复修改，仍未能完全实现ALSTOM公司和SIEMENS公司的控制设计思想，值得在今后的设计选型中注意的问题。
5 大型机组调试的管理和体会
5.1 国内最大容量、超高参数机组建设的意义
（1）本工程首开国内最大容量、超高参数机组建设的先河，它的成功建成，将为中国电力建设提供宝贵的经验教训；
（2）比较完整引进了欧洲火力发电机组的技术和设备，同时也引进了欧洲大型火力发电机组比较成功的和先进的控制理念，值得我们不断地研究和借鉴；
（3）该机组的成功建成，并稳定投入商业运行，对电网负荷响应有较大幅度和较快的速度，同时又具有较高的效率，为我国火力发电向大容量、超高参数发展提供实际依据，从而提高火力发电能源的整体利用水平。
（4）工程调试中较成功地实现了AGC,RB,FCB等机组自动化控制功能，为同类机组的控制模式提供了一些借鉴的依据。
5.2 大型机组调试管理
（1）调试为中心，调试促安装 — 是工程进入调试阶段的有效工作方法。外高桥#5机组建设汇集了上海电力建设有限责任公司的建筑、安装、调试单位，总公司在工程的计划、协调上，始终围绕调试工作的中心，一切利于调试工作的全面、及时展开。动力电源，控制电源，控制系统，冷却水源，控制气源是调试工作开始的基础，因此，工程管理者首先了关注这些基础工作的实施，并纳入工程管理的统一规划，使这部分系统尽早投运，为后面的调试创造条件，这是自控水平先进的大型机组能高标准完成调试，迅速形成生产能力的重要举措。
（2）机务为主线，热控为抓手 ¬— 是现代化大型机组调试的关键。随着自动化水平的不断提高，工程调试机务将是主线，而热控调试则是工作的抓手。在规划机组调试计划进度时要围绕机务系统这根主线，但在抓实际工作时则要把热控工作放到中心位置，积极准备，及时实施，确保设备系统投运时，热控系统能正常投用。
（3）一次故障、一次教训、一次提高 — 是调试的科学管理方法。在调试过程中，要严格控制各类事故的发生，而一旦事故不可避免发生后，就应该用科学严谨的态度，及时召开分析会，对故障的原因进行分析，举一反三，采取积极的措施，防止故障的重复出现，把事故教训变成宝贵的经验。
（4）超前的计划、合理的安排 — 是工程目标的有力保证。本工程在编制调试进度计划时，比工程目标提早了一个月，并且在工程实施中紧紧盯住节点进度不放松；在调试过程中，执行机构调试工作量大，且调试工作量集中，利用临时措施，采用并行调试的方法，使得执行机构安装、调试和控制回路的调试同步进行，从而缩短了调试工期。最终提前了42天并网，提前了71天完成机组168h试运行。
5.3 问题提出和探讨
5.3.1 由于本工程为国内首台超临界单机容量百万等级燃煤发电机组，调试过程中国内可参照的标准有许多不适应的地方，如有的指标照国内已超标，而却在设备供应商允许的允许范围内，另一方面，有的标准偏低，不利于超临界机组的长期运行。技术安全方面，也应该有相应的条款产生，并通过相关法案对中外双方形成约束。因此，建议尽早组织人力进行1000MW等级机组相适应标准制、修订工作。
5.3.2 接口不匹配是机组调试的主要问题，如何从设备的招投标、设计规划和调试管理上着手，减少接口，或由某一具有一定资质和能力的单位总体负责接口问题，将由有利于机组启动调试的顺利进行。
5.3.3 引进设备虽然有利于我国电力技术整体水平的提升，但是，国外电力行业在进入中国市场初期，对我国电力行业环境不熟悉可能在设计和设备的选型上存在不合理的地方，或与国内传统的法规相抵触，这是目前引进机组必须解决的问题。
5.3.4 项目调试工作相关问题探讨。
（1）通风试验
a． 一次风测平。
现代大型锅炉在设计过程中，根据对各一次风管阻力核算，在磨煤机出口一次风管道上设有节流孔圈，确保运行中的一次风在炉膛四角均匀分布。根据我们的经验，在保证节流孔圈正确安装的前提条件下，净空气一次风偏差都可保证在±5%的范围内，从而可以使热态运行时的煤粉浓度偏差不致相差太大，而导致炉内的受热不均。
b． 二次风挡板特性试验。
大型锅炉二次风挡板数量特别多，但归根结底是对它们之间开度偏差的校调在规定的±5％的范围内，同时在热态投运后对它们的开关状况应作为巡检的重要内容之一。
在这次900MW首台机组的调试过程中，通过挡板安装和调试质量的控制有效保证了风门挡板的调节特性，没有发生开度偏差超限而引起的炉内火焰中心偏移，或水冷壁受热面的热偏差，达到了较好的效果。
从而可以得出这样一个结论，对类似于外高桥的引进型锅炉，在保证安装，并仔细对二次风挡板开度进行调校核对后，可以考虑不进行二次风挡板特性的现场试验。
c． 炉内空气动力场试验。
调试中通过与ALSTOM的交流，国外借助于风箱及炉膛的模化试验及对实物已进行了不断修正，故炉内冷空气动力场试验不需进行，但安装必须仔细，完全符合图纸的要求，并需通过严格的验收方可。
（2）机组化学清洗
a． 过热器、再热器及其蒸汽管参加了化学清洗，按照ALSTOM的经验，经过化学清洗的系统可以不需要冲管。通过本工程调试，尚无明显的事实根据，有待于今后的工程实践证明。
b． 由于再热器的通流面积太大，要达到理想的清洗和冲洗流速，从而达到较好的清洗效果，必须有大流量的清洗泵来保证。为此，对于大容量锅炉，从制造、运输到安装，对管内的保养予以极大的重视，使管内垢量降至50g/m2以下，可以不进行再热器和过热器的化学清洗。
c． 双氧水碱洗液和柠檬酸酸洗液对降低药品费用是有利的，但双氧水更多的作用是物理的疏松，再加后期的冲洗；柠檬酸酸洗给后期废水处理带来了非常大的困难。
d． 本机组化学清洗采用外来蒸汽混合加热，国内则常采用锅炉点火预热、采用外来蒸汽借用加热器来加热是较好的方法，相比之下混合加热不利于系统内介质浓度的平衡和控制。
（3）锅炉吹管
a． 在制造、运输、储存和安装过程中，都注意到锅炉受热面及蒸汽管道的保养和清洁，采用工厂化的施工工艺，对减少吹管次数、改善蒸汽品质取到重要作用。
b． 吹管系统不设临冲阀是直流锅炉稳压吹管的常规做法，它节约了工程投资，也有利于在点火升压过程中蒸气管道的疏水和预热，防止吹管过程中水冲击现象产生。但也使燃料和除盐水的耗量增加。为此建议对没有锅炉电动隔绝门的机组仍配置一般形式的吹管临时隔离阀是有必要的，同时也可起到事故隔离作用。
c． 在吹管系统设计上ALSTOM的经验不足，临时系统上存在着一些问题。
 临时管道的管径和壁厚偏小，三通叉角度不合理，使得吹管过程中，临时管道内流速太大（最大处蒸汽流速达到音速），且叉管流量分配不均，导致管道局部产生共振爆管；
 临时管道的支撑设计上，支撑点设计不合理，不利于管道的自由膨胀，部分临时管道相互支撑、悬吊，使管间的振动加剧，引起支撑点的变形损坏。
6 上海电力建设启动调整试验所
创建于1953年，1979年恢复建所，是承担大中型发电机组启动调试、性能试验企业。本所技术力量雄厚，技术装备先进，调试经验丰富，已获得中华人民共和国电力工业部电力工程调试单位甲级资质，中华人民共和国电力工业部电力系统动力设备化学清洗Ａ级单位，在国内同行业中居领先地位。
调试业绩遍及国内外，调试的机组已达100多台，累计总容量22000 MW。其中有国内第一台引进型亚临界600MW机组、国内首台超临界600MW机组、世界首台燃烧高炉煤气的149MW联合循环燃气蒸汽轮机组、国内第一台引进设备和技术的超亚临界900MW机组等，近几年，在各发电厂工程的调试中，投产指标均达到了一流水平，创造了全国电力建设工程调试的佳绩。
通过内部机制转换和强化管理，建立了有效的质量管理体系和现场调试工作考核体系，在全国同行业中率先通过了质量、安全和环境管理体系认证审核。取得了“华东电力集团双文明单位”、“上海市文明单位”和“全国电力行业质量效益型先进企业”的称号。 |
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