300MW机组无辅助蒸汽状态下温态启动

于洋 付峥

（国家电投集团东北电力有限公司抚顺热电分公司，辽宁 抚顺 113006）

一、整套启动过程节点

（一）高压除氧器上水至2000mm，高加切至旁路，开启前置泵入口门，汽泵出口门，给水管路静压充水。启动电动给水泵，关闭电泵出口电动门，利用电泵再循环提高除氧器温度。

（二）启动汽泵前置泵，汽包缓慢上水至-100mm。

（三）启动A、B侧送、引风机进行炉膛吹扫。吹扫完毕后，锅炉点火。

（四）投入1-4号微油枪，运行稳定后，对角投入OA层两只大油枪。

（五）开启主汽至轴封电动门，手动门，调整门及旁路门，开启轴封系统各疏水至大气手动门，开启冷再至中辅电动门，手动门，调整门，开启辅汽联箱系统各疏水至大气手动门。开启主再热蒸汽及高旁逆止门后疏水气动门。

（六）锅炉蒸汽吹灰系统及脱硝吹灰系统导通，再热蒸汽进行疏水，开启5%启动疏水。

（七）升温升压过程中加强油枪对侧切换，保证炉内受热均匀。

（八）锅炉安排专人对上水前后及升温升压过程中膨胀指示器监视检查，发现异常降低或停止升温升压速度。

（九）锅炉点火后加强空预器及电除尘检查，防止炉内燃烧不好导致的空预器及电除尘过度污染情况的发生。

（十）锅炉点火后及时投入烟温探针，密切监视炉膛温度，控制炉膛出口温度不超过440℃。定时监视记录炉膛出口温度。省煤器出口温度。空预器入口温度。排烟温度。

（十一）提高凝结水压力，保持压力1.8-2.0MPa之间，全开低压缸喷水减温调门，三级减温水调门，本扩减温水调门，高扩减温水调门。

（十二）汽包压力升高至0.172MPa，关闭相应空气门，保持再热蒸汽系统空气门开启，注意监视汽包上下壁温差在规定范围内。

（十三）主汽温度达到100℃，开启高旁电动门，高旁调整门5%。锅炉升温升压过程中逐渐开启高旁，注意监视再热蒸汽压力不超1MPa。

（十四）汽包压力0.4～0.5MPa时，关闭顶棚过热器进口集箱疏水，联系检修人员热紧螺丝和通知热工冲洗仪表表管及化学取样管。视化学对水质的化验结果决定是否要进行定期排污。

（十五）升温升压过程中检查凝汽器是否正压，如果凝汽器压力0Pa，关闭主再热蒸汽疏水气动门。

二、整套启动注意事项及危险点

（一）汽包上水时注意汽包上、下壁温差。

危险点防范措施：由于本次机组启动给水温度较低，并且本次启动属温态启动，汽包壁温度较高，汽包上水时应缓慢，密切监视汽包上下壁温及温差，给水采用高加旁路上水，上水前先静压充水，降低给水管路温度，避免汽水管道温差过大。充水后，启动汽泵前置泵，利用给水调门控制小流量汽包上水，及时调节上水速度和给水流量。避免上下壁温差小于60℃，直至汽包上水至正常水位。

（二）防止尾部烟道再燃烧

危险点防范措施：锅炉点火初期，因无辅助汽源，空预器蒸汽吹灰将无法投入，锅炉专业应加强空预器检查，并保持消防水泵运行，消防水系统压力正常。密切监视尾部烟道及空预器出入口烟气温度。加强尾部烟道及空预器出入口烟道的就地测温和检查，发现温度异常升高，及时汇报并采取措施，如确认空预器内部着火，立即停运空预器运行，关闭空预器进出口烟气挡板。开启空预器消防灭火系统，进行灭火。

（三）锅炉点火

危险点防范措施：锅炉点火时，应投入4支微油枪进行点火，锅炉点火正常后投入2支大油枪进行点火，及时调节二次风门，保证油枪充分燃烧。初期投入2-4只大油枪运行，点火初期应控制投入油枪数量，防止锅炉赶火。锅炉点火成功后，应加强就地检查，观察火焰燃烧情况，如油枪燃烧不好应立即进行调整。根据机组升温升压情况及时增加或减少油枪运行，若单层油枪投入少于4支时，应每小时进行对角切换工作，保证炉内受热均匀。

（四）加强空预器及电除尘检查

危险点防范措施：机组点火后加强电除尘及空预器检查，注意空预器压差及电除尘压差、防止炉内燃烧不好，避免机组启动过程中的过度污染情况。

（五）制粉系统启动

危险点防范措施：本次机组启动过程初期，由于空预器连续吹灰无法及时投入，所以制粉系统启动应在空预器吹灰汽源恢复并投入后进行启动磨煤机工作。防止制粉系统启动过早，燃烧不完全造成尾部烟道及空预器部位煤粉积存，导致尾部烟道着火或空预器着火危险的发生。

三、启动参数的选择

（一）主蒸汽压力5.7MPa，主蒸汽温度391℃，再热蒸汽温度330℃；

（二）冲转前连续盘车时间不少于8小时，盘车电流正常，汽缸内和轴封处无摩擦异音；

（三）主轴晃动值不超过0.06㎜或转子偏心度不超过0.076mm；

（四）高中压外缸上下壁温差＜42℃；

（五）机组各段疏水门全部开启，各部疏水已充分疏尽；

（六）机组各系统运行正常；凝汽器真空88 Kpa以上；

（七）汽轮发电机组油系统运行正常：润滑油压0.098～0.118MPa，润滑油温38℃～42℃；隔膜阀上部油压0.6MPa，抗燃油压14±0.5MPa，抗燃油温37～45℃；

（八）保持轴封供汽稳定，轴封压力控制30-35KPa。

（九）除氧器温度100℃以上，水位2200mm。

（十）就地检查汽轮机动静部分无摩擦。

本次1号机组启动,是一次在全厂机组全停、无辅助汽源的情况下,实现了火电机组温态启动。机组启动过程中锅炉先点火升温升压，主蒸汽升压后为轴封提供汽源再抽真空，尽快恢复锅炉吹灰汽源，防止空预器和尾部烟道燃烧。

本次机组启动一是实现了机组无辅助汽源工况下的温态启动；二是缩短了机组近70小时启动时间；三是缓解了迎峰度夏期间抚顺地区的电网负荷紧张情况。

随着火电机组利用小时数的降低，部分电厂单机运行时间较长，在运行机组出现故障或异常停机，检修后需快速恢复，以满足电网需求，特别是在迎峰度夏等特殊情况下，无辅助蒸汽等外来汽源状态下的温态启动方式需要推广和应用。