330 MW汽轮机通流改造后的无高旁冷态启动

冯 亮

(深圳妈湾电力有限公司，广东 深圳 518054)

0 引言

300 MW级别机组一般配备有30 %—35 %容量的二级串连旁路系统。机组启动时，通过投入旁路来提高汽温，使蒸汽参数尽快达到冲转要求；同时也可以起到保护作用。典型设计，如主汽压力升高率与设定值偏差≥1.2 MPa/min或停机后主汽门前压力≥17.5 MPa时，主汽压力升高1.6 MPa高旁快开等。在很多电厂中旁路的实际作用是为机组启动时提高汽温。由于旁路系统维护困难，因此研究在旁路故障不能正常投运情况下，如何启动机组是十分有必要的。

1 机组简介

1.1 旁路系统

某电厂4号机组(330 MW)配套SULZER AV—6旁路系统。由于运行中该旁路出现多次误动，所以采取了用角铁顶死高旁，退出旁路系统的措施。又因为高旁关闭不严，因此在高旁液压调阀前增加了1个电动截止门。

1.2 天然气系统

该电厂4号锅炉原配有AB，CD，EF 3层12支0号柴油油枪，后来改造为天然气气枪。天然气点火系统采用西安天立能源环保工程技术有限公司的强混式锯齿型燃气燃烧器，燃烧器的功率可以调节，燃烧器稳定运行的负荷调节范围为额定出力的45 %—150 %；通过每台燃烧器对应的气动调节阀进行压力调节，压力可在10—120 kPa范围调节；对应的燃气量范围为540—1 800 Nm3/h，对应的功率范围在 5.31—17.7 MW。

1.3 通流改造后的汽轮机

该电厂4号汽轮机原为引进型亚临界、中间再热、双缸双排汽单轴反动凝汽式汽轮机，汽机级数：第1级为冲动级，高压缸为1+8+4级(表示第1级为冲动级，第9级后布置抽气口)，中压缸为5+4级，低压缸为2×7级，低压末级叶片高度为900 mm。后经过ALSTOM公司通流改造后，第1级为冲动级，高压缸为1+9+5级，中压缸为6+5级，低压缸为2×7级，低压末级叶片高度为939.8 mm。

2 无高旁启动可行性分析

该电厂4号锅炉为HG-1025/18.2-YM6型亚临界压力一次中间再热控制循环汽包炉，规程规定炉膛出口烟温小于538 ℃或控制天然气量小于8 400 Nm3，允许锅炉再热器干烧。规程规定，锅炉升温时温升率必须小于2 ℃/min。无高旁启动不会增加温升率。规程还规定，在机组启动时可投入旁路提高汽温，使蒸汽参数尽快达到启动要求。在冲转前如用主汽门控制冲转，必须关闭旁路才能进行。

2.1 升温时间、耗气量分析

2017-12-18，该电厂4号机组C修后启动，19：45锅炉点火成功后，开高旁时发现高旁电动截止门门芯脱落，高旁关闭处于切除状态。由于系统的要求，已没有充足时间进行高旁的彻底处理，必须采用无高旁启动方式。

图1为该电厂4号机组该次无高旁启动的锅炉实际升温趋势曲线。

图1 锅炉升温曲线

由图1可以看到，从19：45点火至次日02：33冲转，锅炉升温升压共耗时近7 h。锅炉先投入CD层4支气枪，后期增加了EF层1支气枪，每小时天然气流量在4 000—5 000 Nm3，实际约消耗天然气30 000 Nm3。

如果是有旁路机组启动，锅炉点火后升温升压一般耗时在4—5 h，会投入5—6支气枪，每小时天然气耗量在5 000—6 000 Nm3，共约消耗天然气24 000—28 000 Nm3。

可见，无高旁启动，锅炉升温升压会多耗时2 h，多耗天然气约4000 Nm3。因此从经济上考虑无旁路启动可以接受。

2.2 再热器干烧影响分析

在4号锅炉点火后升温升压阶段，屏式再热器和末级再热器温升平缓，6.8 h升温升压结束后，管壁温度分别达到265 ℃和199 ℃，温升率平均为0.56 ℃ /min 和 0.4 ℃ /min，升温过程最大温升率小于1 ℃/min，均在规程允许范围内。

由此可见，无高旁启动，只要操作得当，再热器干烧完全可行，不存在安全隐患。

3 汽轮机冷态启动要求

该电厂4号汽轮机通流改造后，根据厂家给出的数据，从冲转开始到带满负荷一共需耗时455 min。冷态启动可分成5个阶段：

(1) 冲转到500 r/min，保持30 min进行暖机；

(2) 冲转到2 040 r/min，保持145 min中速暖机，进一步加热汽机转子；

(3) 冲转到额定转速，并网带5 %初负荷；

(4) 由5 %初负荷缓慢加负荷到10 %负荷，要求暖机72 min，大幅增加蒸汽温度；

(5) 初负荷暖机后，允许在160 min内加负荷到额定负荷，蒸汽温度增加到额定值542 ℃。

表1为该电厂4号汽轮机通流改造后的汽轮机冷态启动参数。

表1 通流改造后的汽轮机冷态启动参数

4 汽轮机无高旁启动

4.1 冲转

2017-12-18T19：45锅炉点火升温升压；2017-12-19T02：33，锅炉主汽压达到4.85 MPa，主汽温达到348 ℃，真空为-96 kPa，参数达到冲转条件，汽机挂闸冲转。

由于再热器干烧，再热温度较低，且严格执行了500 r/min暖机30 min的要求，在冲转过程中汽机振动均在报警值以下。在汽机500 r/min暖机结束，做远方脱扣试验后，转速升至2 040 r/min。图3为该电厂4号机组该次无高压旁路启动的汽机升速暖机曲线。

4.2 中速暖机

在汽机升速至2 040 r/min过程中，机组振动值较低，各瓦均没有达到报警值，与前次启机变化不大。

03：16，汽机转速达到2 040 r/min，中压进汽阀室温度70 ℃。汽机中速暖机需145 min，但暖机开始条件为中压进汽阀室温度达到260 ℃。

图2 汽轮机升速暖机曲线

鉴于以前有带高旁正常启动机组中压进汽阀室温度升到260 ℃曾耗时近200 min的记录，特采取了下列措施来增加中压进汽阀室温度升温率。

(1) 由于汽机真空-96 kPa相对较高，汽机实际进汽量较少，暖机效果不佳。但是由于4号机通流改造后，末级叶片加长，对机组的真空要求较高(20 %负荷以上汽机脱扣值为-83 kPa，20 %负荷以下汽机脱扣值为-88 kPa)。因此，首先通过调节循环水泵变频至最低，通过减少循环水量来降真空；其次停运了1台真空泵，保持1台真空泵运行；最后适度开启负压系统中的排空或放水门，进一步降低真空。通过上述调整将汽机真空降低到(-91)—(-90)kPa。

(2) 为加强燃烧，将锅炉天然气流量提高到6 000—7 000 Nm3/h。

(3) 投入了EF层3支气枪运行，减少CD层气枪，保持2支运行，利用上层天然气气枪火焰中心上移，提高再热汽温。

(4) 增加供除氧器加热的辅汽量，提高给水温度，稳定锅炉燃烧。

采取以上措施后，经过2 h，在05：15汽机中压进汽阀室温度达到260 ℃，中速暖机开始计时。汽机2 040 r/min后中压进汽阀室温度温升率约为1.6 ℃/min，温升曲线较为平稳，主蒸汽温度基本维持稳定，汽机中速暖机全过程安全可控。

4.3 定速并网

经过145 min 2 040 r/min中速暖机，07：40汽机暖机结束，升速到2 900 r/min，TV/GV阀切换后定速3 000 r/min，机组各瓦振动均没有达到报警值，振动值很好，说明汽机暖机比较充分。

在机组并网后带初负荷阶段，也按照要求暖机了72 min，同时增加主、再热蒸汽温度，充分加热汽机。由于无高旁启动，机组汽水品质稍好于以前启动数据。机组并网后即可投入凝结水精处理系统，凝结水较快回收，相对减少了4号机组该次启动耗水。

初负荷暖机结束后机组顺利加负荷，投入脱硝系统，带到调度负荷，圆满完成了该电厂4号机组无高旁启动，机组各项参数都在正常范围内。

5 结束语

该电厂6台机组(320 MW×2+330 MW×4)，投产至今累计启动数百次，在该次4号机组无高旁启动前，均是带旁路正常启动。该电厂4号机组无高旁成功启动有重要意义，说明了300 MW级别机组无高旁启动在安全和经济上完全可行，启动时间同比约增加2 h，约多耗天然气4 000 Nm3，但无高旁补水量同比会下降数百吨。无高旁启动能极大增强电厂运行检修方式的灵活性。

但是由于通流改造后汽轮机的特殊性，无高旁启动时需注意以下几点：

(1) 利用邻机辅助蒸汽投入除氧器加热，提高给水温度加强锅炉燃烧；

(2) 锅炉点火，升温升压尽量采用上层天然气气枪；

(3) 汽机冲转参数尽可能将主蒸汽温度提高到340 ℃以上；

(4) 根据机组启动的不同阶段调整好锅炉燃烧用天然气量；

(5) 汽机暖机阶段，尽量控制汽机真空在脱扣值以上的较低值左右，以增加汽机进汽量提高暖机效果。