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1、一、工程情况介绍 1 概述 广东大唐潮州发电厂工程为两台 600MW 超临界参数燃煤凝汽式发电机组。该工 程主体建设单位为广东大唐国际潮州发电有限责任公司；设计单位为广东省电 力设计研究院、广东省交通规划勘测设计研究院；主体施工单位为广东省火电 安装公司和东北电力建设公司；工程监理单位为河南立新电力监理公司；1 号 机组的单体调试工作由广东省火电安装公司调试所负责完成；分系统和整套启 动调试由华北电力科学研究院有限责任公司和广东省电力试验研究所负责完成。2 机组设备简介 锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的超临界参数、变压运行直流锅炉，锅 炉型号为 HG-1950/25.40-YM4 型，带启
2、动循环泵、单炉膛、一次再热、平衡通 风、对冲燃烧、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构 型布置。 设计燃用神华集团神府东胜煤，并以大同塔山煤作为校核煤种。燃煤经铁路至 黄骅港转海运至电厂卸煤码头。 采用灰渣分除系统，锅炉除渣采用刮板捞渣机机械除渣装置，锅炉除灰系统采 用气力除灰，每两台锅炉设两粗一细三座干灰库。 锅炉辅机情况： 炉水再循环泵型号 LUVAk250-300/1，德国 KSB 制造。 刮板式捞渣机型号 GBL20D53，青岛四洲设计制造；刮板链条液压自动张紧，液压马达驱动；依靠提升段实现炉渣脱水，脱水炉渣直接落入配套渣仓， 装车外运。 锅炉三大风机：送风机型号 ANN-2660
3、/1400N，豪顿华工程有限公司制造；轴流动叶调节。一次风机型号 PAF18-12.5-2，上海鼓风机厂有限公司制造；轴 流双级动叶调节。引风机型号 AN35e6(V19+4)，成都电力机械厂制造；轴流 静叶调节。 磨煤机型号 HP1003，上海重型机器厂制造，中速碗式磨，5 个出粉口，石子 煤人工干排。给煤机型号 GM-BSC21-24，沈阳华电制造，皮带称重式。 空气预热器型号 31VNT1750 型，豪顿华工程有限公司制造（威海）；三分仓 转子回转式，双密封片，密封板固定，中心驱动，推力和导向轴承无油站设计。 电除尘型号 2BE418/2-5，福建龙净环保制造；两台双室五电场，顶部振打，
4、除尘效率 99.86%；每个电场 8 个灰斗，灰斗设电加热，无气化风。配套气力干 除灰系统，北京克莱德贝尔格曼华通物料输送有限公司制造，每个灰斗配一台 仓式输送泵；7 个锅炉省煤器灰斗另设 7 台仓泵。 汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的超临界、一次中间再热、单轴、 三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，型号为 CLN600-24.2/566/566 型。汽轮 机具有八级非调整回热抽汽，给水泵汽轮机排汽进入主机凝汽器。 系统采用高、低压两级串联旁路系统，旁路容量按只满足机组启动功能设计， 汽轮机采用高、中压缸联合启动。旁路容量为额定参数 40%BMCR 蒸汽量，低旁容量为高旁容量加减温水量。
5、 汽机一、二、三级抽汽分别向三台高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器外， 还向两台给水泵汽轮机、辅助蒸汽系统供汽。五、六、七、八级抽汽供汽至四 台低压加热器。 给水系统采用单元制，每台机组配置二台 50%B-MCR 容量的汽动给水泵，汽动给 水泵型号 CHTD6/6，前置泵型号 SQ300-670；给水泵汽轮机由哈汽制造，型号 NGZ90/83.5/95，型式单缸、单流、单轴、 冲动式、纯凝汽、新汽内切换、下 排汽。一台 30%B-MCR 容量的电动调速给水泵作为启动和备用泵，电动给水泵型 号 CHTD5/7，前置泵型号 SQ250-560；液力偶合器 R17K450M 型，奥地利/VOITH
6、制造。所有水泵由上海凯士比泵有限公司制造。 凝结水系统设两台 100%容量立式定速凝结水泵，型号 NLT500-570X4S，由上海 凯士比泵有限公司制造；系统设有精处理装置对凝结水进行 100的处理。 发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司制造，型号为 QFSN-600-2YHG 型。 采用 GE（通用电气公司）自并激静止可控硅整流励磁系统。 送出采用 220kV 四回线，电气主接线采用发电机变压器组单元制接线形式。 主变压器为常州东芝变压器有限责任公司生产的 SFP-720MVA/220kV 型变压器一 台。 高压厂用变压器分别为特变电工新疆变压器厂生产的 SF10-31500/20 型油浸风
7、冷三相无载调压变压器和常州变压器厂生产的 SFF9-50000/20 型分裂式高压厂 用变压器，每机组配各一台。 启动/备用变压器为中山 ABB 变压器有限公司生产的 SFFZ10-50000/220 型分裂 式绕组有载调压变压器，一期工程 2 台机组共配 2 台，并行向机组供电。 机组热工控制设备为日立公司的 HIACS-5000M 系统和部分可编程控制器。每台 机组 DCS 控制共有六台操作员站、两台工程师站和 46 个机柜（不包含公用系统 机柜）。另外，厂内如输煤车间，除灰车间等采样监视信息采样到辅控网，辅 控网通过 EOS（辅控网操作员站）与 DCS 主网相连，并通过大屏显示。通过 E
8、OS 与 DCS 主网相连的还有火焰及厂内重要位置的监视电视。机组热工控制为单元 制，采用炉、机、电集中控制方式。 二、机组试运情况 1 机组分系统试运 由于 220kV 线路建设滞后于潮电受电计划工期，根据实际情况一号机组的厂用 电受电过程分为二步： 2005 年 11 月 18 日一号机组厂用工作段 6kV 系统临时 受电完成。2006 年 2 月 15 日 GIS220kV 站及启动备用变压器带电正式开始分部 试运。 06 年 2 月 28 日完成炉前碱洗工作。 06 年 3 月 3 日完成锅炉化学清洗工作，清洗效果检查鉴定评价为“优良”。 06 年 3 月 14 日上水开始冷态冲洗，3
9、 月 16 日用等离子冷态直接点火方式投入 制粉系统进行热态冲洗，3 月 18 日开始试吹管，3 月 21 日主汽及再热汽系统打 靶合格。 3 月 28 日一号主变通过 220kV I 母线反送电，先后完成 6kV 低电压保护传动 试验，模拟直流接地试验，10kV 保安电源传动试验，保安电源切换试验, 发 电机保护试验，励磁系统静态试验。4 月 3 日完成了发电机交流耐压试验,发电机风压试验，旁路系统调试，ETS 传动。4 月 5 日完成整套启动前调试技术交底 及机炉电大联锁保护传动。至机组整套起动前大机抗燃油油质 NAS5 级，润滑油 及 A、B 小机润滑油质 NAS7 级。 2 机组整套启
10、动试运 2.1 空负荷调试 4 月 9 日-4 月 13 日一号机组开始首次整套启动调试程序。4 月 9 日 9:20 汽机 首次冷态起动定速 3000rpm，各轴瓦温度及轴振正常,在此期间先后完成了汽机 润滑油压调整，打闸、注油试验，主跳闸电磁阀动作在线试验，试投旁路试验， 并完成了发电机短路试验、空载试验，发变组短路、空载试验，励磁系统闭环 试验，假同期试验。完成 A 小机升速和两次机械超速和一次电超速试验。4 月 13 日 13:13 一号机组首次并网成功。在完成带负荷 114MW 暖机后，解列发电 机后完成调门严密性试验，主汽门严密性试验，汽机电超速试验及两次机械超 速试验，飞锤动作值
11、分别为 3276rpm、3277rpm。期间还完成了锅炉再热器安全 门整定试验，A 汽泵投运，高加试运，试投了电除尘。完成了空负荷阶段的相 关调试工作。 在空负荷调试期间，一号机组共起动 5 次。 （1） 机组第一次（冷态）启动：4 月 9 日 0:38 冲转，3:29 停机。因 B 凝结 水泵入口滤网堵，不打水，汽机 2000rpm 时手动停机。 （2） 机组第二次（温态）启动：4 月 9 日 8:38 冲转，9:20 汽机 3000rpm 定 速，完成主控就地打闸试验，充油试验，油泵切换试验， 11:15 因隔膜阀漏 油（法兰隔膜垫吱），安全油压低掉机。 （3） 机组第三次（温态）启动：4
12、 月 10 日 15:54 冲转，16:52 定速，电气 空载试验 4 月 11 日 11:33，主汽温度突降，由 415 度,下降至 296 度,主汽压 7.92MPA，汽机打闸。 （4） 机组第四次（热态）启动：4 月 12 日 8:36 冲转，10:52 定速，交电 气试验。4 月 13 日 13:13 首次并网成功，18:25 负荷 114MW，4 月 13 日 22:20 解列，完成汽机主汽门严密性试验、超速试验。4 月 14 日 3:00 汽机打闸停机， 锅炉定再热器安全门。 （5） 机组第五次（热态）启动：4 月 14 日 9:23 冲转，9:45 定速，11:46 第二次并网，
13、 13:09 因主汽温度下降较快，（从 510下降到 430）,汽机 打闸停机。试运指挥部决定机组停机消缺。机组开始滑停。 2.2 带负荷调试 4 月 15 日-5 月 14 日机组开始带负荷试运，一号机组 4 月 25 日首次升负荷至 600MW，瞬间最高负荷 603MW。在此期间完成了 A、B 小机升速、超速试验，投 入电除尘全部电场，以及精处理装置。还完成了励磁调节器各种限制试验、整 流柜均流试验以及转子一点接地保护整定试验。相继试投吹灰器，四管泄漏监 测仪。完成单侧引风机、送风机、一次风机带 50负荷试验，锅炉断油低负荷 稳燃试验，汽门活动试验，大机真空变动试验，完成了 50、100甩
14、负荷试 验，最高飞升转速 3085rpm、3178rpm。期间进行了一次调频和 AGC 试验，并配 合 220kV 潮饶线线路测试等工作。 在带负荷试运的 30 天里，我们完成了启规和调试工作规定中规定的试 验项目，并网安全性评价要求的试验项目以及部分性能试验项目。在此期间， 机组共起动 8 次。 （1） 机组第六次（冷态）启动： 4 月 15 日 01:41 冲转，2:10 定速， 3:50 并网（第三次）7:48 B 小机冲转，完成 B 小机超速试验；16:08 启动 A 小机，完成 B 小机超速试验。4 月 16 日 7:19 发电机故障，发电机联跳汽机， 为发电机一点接地保护动作，期间
15、最大负荷 160MW。 （2） 机组第七次(热态)启动： 4 月 16 日 0:32 冲转，1:00 定速，1:31 并网（第四次），带负荷至 150MW，4 月 18 日 8:02 因锅炉省煤器入口流量低， 汽机跳闸。 （3） 机组第八次(热态)启动：4 月 19 日 5:16 冲转，5:45 定速，6:25 并网 （第五次），期间最大负荷 360MW，试验 B 汽泵，机前压力自动，投高加，锅 炉切直流；4 月 20 日 6:30 锅炉侧 A 空预器电流由 12A 迅速上升，7:00 电流上 升至最大量程，空预器停转，锅炉紧急降负荷，由 360MW 降低到 280MW，停 A 侧送、引、一次
16、风机，采用单侧运行对 A 空预器进行处理。4 月 20 日 16:44 由 于 B 小机安全油泄去，引起给水流量下降，锅炉侧省煤器入口流量低于 486t/h 保护动作，锅炉 MFT，汽机联跳发电机。 （4） 机组第九次(温态)启动： 4 月 21 日 7:18 冲转，7:40 定速， 7:50 并网（第六次）。10:45 机组带 159MW 负荷。4 月 22 日 04:08 全部主 蒸汽安全门校验完毕，校验安全门时主汽压力维持 21MPa，机组负荷 420MW。在 降负荷到 300MW 之前，凝汽器有泄漏，凝结水 Na+超标，隔离外圈循环水，进 行处理，机组降负荷到 300MW。在此期间进行了由顺阀切单阀；并汽泵试验。 16:01 B 小汽机由于汽泵振动探头松动，误发信号致 B 小
