６００ＭＷ超临界机组无外来辅助蒸汽热态启动方案探讨

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摘要：

针对超临界单台运行机组跳闸后重新启动存在依靠外来启动电源或外来辅助蒸汽作为启动汽源的问题，探索出一套无外来辅助蒸汽，不需要投入启动锅炉运行的机组快速热态启动方案。分析超临界机组实现无外来辅助蒸汽状态下的热态启动实践过程中存在的问题，根据实施方案提出了相应的控制措施，使得机组可快速实现热态启动。采用这种启动方式，可缩短机组热态启动时间约3.5h，节约生产成本约15.4万元。

某超临界燃煤发电机，其三大动力设备均为上海电气集团生产的。当单台机组运行时，运行机组就没有外来辅助蒸汽，若此时运行机组跳闸后需要重新启动，一方面需要从大电网取得外来启动电源；另一方面由于无外来辅助蒸汽，需要投入启动锅炉运行来供应机组启动所需的辅助蒸汽。这种方式的机组启动不仅耗时长，而且对电网的冲击很大。

因此，为保障周边地区稳定供电，单台机组运行期间必须制定和落实相应的保电措施，采取可靠、安全的运行方式，一旦机组跳闸，必须可靠且快速地恢复机组运行。通常情况下，超临界机组直流锅炉由于没有汽包，锅炉蓄热量少。当超临界机组故障停止运行后，依靠其自身难以提供足够的辅助蒸汽，要实现可靠快速启动，就需要以外来辅助蒸汽作为启动汽源。因此，要求机组锅炉点火前，先投入相邻锅炉辅助蒸汽或投入启动锅炉运行来提供辅助蒸汽。这样的附加启动环节，不仅延长了机组的热态启动时间，而且还加大了机组热态启动的费用。

针对上述情况，根据６００ＭＷ超临界机组的厂家说明书，依据相关超临界机组直流锅炉启动理论，并借鉴国内同类型机组的经验以及电厂机组启动经验，探索出一套无外来辅助蒸汽，不需要投入启动锅炉运行的机组快速热态启动方案，具有十分重要的意义。

系统概述

某电厂的两台６００　ＭＷ超临界机组是共用一套额定出力为３５ｔ／ｈ的启动锅炉，按原设计方案，启动锅炉是为机组无临机运行时提供启动所用辅助蒸汽的.目前，机组辅助蒸汽系统的汽源有４个：启动锅炉蒸汽管道来汽、机组再热蒸汽冷段、机组四段抽汽和相邻机组。其中一台机组启动（另一台机组未运行）时，辅助蒸汽由启动锅炉蒸汽管道提供；机组再热蒸汽冷段供汽作为辅助蒸汽的备用汽源；四段抽汽作为辅助蒸汽系统的正常汽源；１号、２号机组的辅助蒸汽系统互为备用。

机组的辅助蒸汽系统用户有：除氧器加热、高压缸预暖、Ａ磨煤机等离子点火暖风器、汽轮机主机和汽动给水泵小汽轮机（以下简称小机）轴封、２台小机启动用蒸汽、２台空气预热器吹灰、６台磨煤机制粉系统消防蒸汽、燃油系统吹扫及雾化、脱硝吹灰蒸汽。１号、２号机组的辅助蒸汽联箱运行参数：辅助蒸汽母管设计流量３５ｔ／ｈ、辅助蒸汽压力０.８～１.０ＭＰａ、辅助蒸汽温度３５０～３８１℃。目前存在问题当单台机组运行跳闸后需要重新启动时，若没有相邻机组供应辅助蒸汽，就需要启动锅炉投入运行来提供辅助蒸汽。机组采用这种方式热态启动，恢复并网的时间较长，会消耗过多的厂用电量，同时还减少机组的发电时间，对电网负荷稳定性造成较大冲击。当单台机组运行时，需要在制定的单台机组运行保电措施中增加启动锅炉的维护工作，缩短启动锅炉定期点火试运的周期。因此，必然将加大对启动锅炉维护（包括人力和物力）的投入，增加生产维护成本。当单台机组在运行过程中跳闸时，针对启动锅炉故障无法启动的情况，目前还没有相应的快速启机方案。单台机组运行跳闸后，如何尽快恢复运行的措施也还没有明确。

３可行性分析

超临界机组全停且无外来辅助蒸汽的启动方式，国内已有少数电厂进行了尝试。如：２０１０年１月１９日，皖能合肥发电公司５号机组（６００ＭＷ超临界火电机组）在无辅助蒸汽的情况下实施了快速启动；２０１２年９月１８日，国电长源荆门热电厂６号机组（６００ＭＷ超临界火电机组）在无外来辅助蒸汽的条件下实施了快速启动，甚至还实现了机组冷态启动。

目前，新建的燃煤火力发电厂无外来启动蒸汽且不装设启动锅炉，是能够满足机组启动要求的，并可为投产后全厂停运机组检修提供了启动手段和措施。

可见，在满足一定条件下，超临界机组实现无外来辅助蒸汽热态启动的成功案例不少。为此，结合自身的运行规程及近期机组热态启动参数进行分析，发现只要采取的措施得当，利用超临界机组直流锅炉尚有的余汽作为机组热态启动用汽是足够的。超临界机组实现无外来辅助蒸汽状态下的热态启动是切实可行的。

４实施方案内容与程序

当电厂单台机组运行中跳闸后，应根据机组故障性质，尽快争取在短时间内与调度部门确定机组是否重新启动；确定可恢复启动时间后，需按照实施方案的内容与程序进行热态启动。特别说明，本文实施方案中所涉及的相关机组热态启动操作，主要是针对无启动锅炉运行所需的一系列操作，其他操作则按电厂的运行规程执行。经确认可重新启动机组运行时，应做好以下几方面的工作。

４启动前准备

ａ）跳机后，若蒸汽压力上升的速度很快，应及时手动打开过热器电磁释放阀泄压，防止锅炉超压事故的发生；但当蒸汽压力下降到额定值时应立即关闭，同时停止除氧器和锅炉上水，并控制好凝汽器、除氧器的水位，减少汽、水热量的损失。

ｂ）锅炉主燃料跳闸后，对炉膛通风吹扫５～１０ｍｉｎ。若确定２ｈ内锅炉可以点火，则将送引风机调节档板开度关至最小，并关闭各风烟挡板，来进行闷炉保温保压；若锅炉点火时间无法确定，则在吹扫结束后全停送引风机，关闭各风烟挡板，锅炉保温保压。（为后续启动过程中提供轴封供汽保障）

ｃ）如果机组跳闸时处于非紧急停机工况，就不要破坏凝汽器真空，可采用主蒸汽余汽（优先）或冷段再热蒸汽经辅助蒸汽联箱维持汽轮机主机轴封汽源，解列小机轴封供汽，减少轴封和辅助蒸汽的用汽。如果停机时汽轮机凝汽器的真空已被破坏，则将其真空调至零，停轴封。确定重新热态启动机组，应尽快恢复汽轮机的轴封供汽，对汽轮机凝汽器建立真空。一方面为锅炉重新点火做好准备，另一方面当所控制的主蒸汽压力不超过额定值时，可适当打开主蒸汽管道的低压旁路开关。

ｄ）保持或启动凝结水泵及电泵打再循环，以供给主蒸汽管道高压旁路和低压旁路减温水。

ｅ）将辅助蒸汽联箱转由冷段再热蒸汽供汽，高压旁路减压阀开度调至２％～１０％，采用高压旁路控制再热蒸汽压力，使辅助蒸汽压力维持在０．６～１．０ＭＰａ；注意观察使用高压旁路减温水控制阀后的蒸汽温度，一般为３００～３２０℃；低压旁路尽可能不开，以减少泄汽量。

ｆ）除供给汽轮机轴封用的辅助蒸汽、Ａ磨煤机等离子点火暖风器用汽外，尽量减少辅助蒸汽联箱不必要的辅助蒸汽用户。

ｇ）汽轮机转子停定后，投入并保持汽轮机盘车连续运行。

ｈ）投入Ａ磨煤机等离子点火暖风器，打开其疏水管路进行暖管。

ｉ）投入除氧器循环加热，如果主蒸汽压力、温度下降较快，应控制除氧器加热时的进汽量。

ｊ）继续将锅炉主蒸汽压力降至８～１０ＭＰａ（可通过开启过热器电磁释放阀或开启过热器疏水来降低），强制锅炉ＭＦＴ首出中的“给水流量低低信号”，然后给锅炉上水，建立给水流量为１５０～２００ｔ／ｈ，并控制锅炉上水温度不低于７０℃（若除氧器没有加热汽源处于冷水进水状态，锅炉上水时应控制给水流量不超过１５０ｔ／ｈ），同时还要密切观察水冷壁的温降率。

ｋ）检查Ａ层制粉系统、密封风机、一次风机是否具备投运条件。在给锅炉准备上水的同时，启动炉膛吹扫，结束后投入密封风机、一次风机运行，投入空气预热器吹灰，并对Ａ磨煤机通风暖磨，测试等离子拉弧正常，为启动Ａ磨煤机做好准备。

４．２锅炉点火

ａ）使用Ａ层油枪点火（注意建立给水流量后立即点火，仅投油燃烧时，可降低上水流量）。

ｂ）点火稳定后，逐步增加上水流量，打开启动系统正常水位调节阀至除氧器回水，以提高除氧器水温。

ｃ）将Ａ磨煤机四只等离子点火暖风器拉弧，投Ａ层燃烧器着火正常后，按照热态或极热态启动曲线控制主蒸汽的升温、升压速度。

ｄ）锅炉主蒸汽压力、温度上升后，通过旁路控制主蒸汽、再热蒸汽压力，并调整辅助蒸汽联箱压力，逐步将主蒸汽压力、温度升至极热态冲转参数值。

ｅ）锅炉启动初期运行时，应注意控制主蒸汽温度和再热蒸汽温度，监视各管壁温度，防止超温。可通过降低给水流量来提高产汽量或开大高压旁路增加蒸汽量来降低主蒸汽、再热蒸汽及管壁的温度。

ｆ）锅炉点火初期，空气预热器应进行连续吹灰。

ｇ）随着主蒸汽压力、温度的升高，在确保辅助蒸汽联箱汽源稳定的情况下，及时将轴封汽源切换为辅联供给，停止主蒸汽或冷段再热蒸汽向轴封供汽。要严格控制轴封供汽温度（一般在１５０～２００℃之间），避免轴封段冷却急剧，造成启动过程中机组振动。防止主蒸汽或再热蒸汽参数过高而无法有效控制轴封汽源的压力和温度。

ｈ）在确保辅助蒸汽联箱汽源稳定的情况下投入第一台小机运行，其汽源采用机组冷段再热蒸汽送至辅助蒸汽联箱，再通过辅助蒸汽联箱进入小机，在汽源参数符合条件后应尽早冲转升速，并进入给水系统，然后转汽动给水泵对锅炉上水，电动给水泵则打循环备用。

４．３汽轮机冲转

ａ）根据汽轮机金属温度，要求主蒸汽、再热蒸汽温度应为正匹配（主蒸汽温高于再热蒸汽温度，两者差值范围应满足要求），且过热度应大于５０℃，若不符合要求可通过旁路系统或调整锅炉燃烧来调整汽温。

ｂ）极热态冲转参数选择：主蒸汽压力为１０ＭＰａ，高、中压主蒸汽阀门前的蒸汽温度要比高、中压内下缸的温度高５０～８０℃，在相应压力下主蒸汽温度至少有５０℃以上的过热度。

ｃ）汽轮机冲转条件满足时，建议选择中压缸启动方式，若汽轮机状况允许，可不进行中速暖机。

ｄ）汽轮机冲转后应尽快以３００ｒ／ｍｉｎ２的加速度冲转到３０００ｒ／ｍｉｎ，并投入低加汽侧运行。冲转过程中，严格控制缸壁的温差、胀差、振动在规定范围内。

４．４发电机并网

ａ）定速后尽快并列，快速升负荷至缸温水平对应的负荷，避免金属冷却而出现负温差，或产生较大的负胀差。

ｂ）并网带初始负荷，随负荷增加，关闭旁路压力调整阀及减温水调整阀，投入高加汽侧运行。

ｃ）避免长时间停留在低负荷阶段，尽快带上与汽轮机缸温所对应的负荷；同时，在增加锅炉热负荷时应注意与蒸汽温度相匹配，加强燃烧调整，防止锅炉过热器或再热器超温。

ｄ）根据负荷情况，适时启动第二台汽动给水泵及多台磨煤机运行。

５风险控制措施

ａ）全厂机组停机后，要及时进行锅炉保温保压操作。如果机组停运前是低负荷运行，锅炉蓄热少，要尽可能缩短启动时间。

ｂ）使用冷段再热蒸汽供应辅助蒸汽时，要监视汽轮机盘车运行，防止盘车自动退出。

ｃ）高、低压旁路阀开度调节时要缓慢进行，并密切监视再热汽压，防止再热器超压。

ｄ）锅炉热态启动开低压旁路排汽时，必须先建立真空再接纳低压旁路蒸汽，在凝汽器未建立真空前，要防止高温、高压汽水进入凝汽器。

ｅ）锅炉压力较低时，要控制辅助蒸汽用汽量，防止锅炉蓄热少，导致辅助蒸汽中断。

ｆ）锅炉上水时，要根据上水温度控制好给上水量及上水速度，避免炉管急剧冷却。

ｇ）汽轮机冲转前，加强对汽轮机汽缸壁温差监视，保持盘车连续运行。

ｈ）在锅炉初期进水过程中，要控制给水流量在１５０ｔ／ｈ左右，控制给水管金属壁温差在５０℃以内，减少锅炉受热面应力。

ｉ）停机及启动过程中，应监视控制轴封蒸汽温度，确保轴封供汽温度在１５０～２００℃之间，避免轴封段冷却急剧，造成启动过程中机组振动；防止蒸汽温度低或带水，如轴封供汽温度无法维持，应破坏真空，解列轴封。

ｊ）针对直流锅炉特点，在热态启动过程中存在参数控制难点，容易出现低温再热器超温现象。通过机炉协调控制再热器暖管时间及暖管参数，缩短再热器干烧时间，调整汽轮机主蒸汽压力与锅炉热负荷匹配，控制锅炉氧量，并网后尽快使机组带到热态初始负荷，使再热器有充足汽量冷却，控制低温再热器温度升高。

ｋ）采用中压缸启动可快速提高再热蒸汽温度，使再热蒸汽温度和中压缸温度能够更好匹配，减少由于再热蒸汽温度偏低而产生的热应力。同时，可使机组热态启动时出现的负胀差现象得到有效控制和缓解，达到快速启动带负荷的目的，缩短了启动时间。

ｌ）热态启动过程中，吹扫磨煤机时，要避免造成大量煤粉瞬间进入高温炉膛，避免造成锅炉发生爆燃正压。

ｍ）在无外来辅助蒸汽的情况下，由于磨煤机依靠炉膛内余热对空气预热器一次风进行加热，且温度逐渐降低，磨煤机干燥出力降低，但在给煤量低于１７ｔ／ｈ时，会造成磨煤机振动。因此，为防止在点火前容易发生大量煤粉进入炉膛，造成燃烧不完全，可通过适当投油维持燃烧稳定。

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