660 MW超临界机组无辅汽热态启动实践

王永江

（大唐陕西秦岭发电有限公司，华阴 714206）

目前电网中有很多电厂全厂只有两台机组，如陕西电网就有10多家电厂属于此种情况。当一台机组停运或者检修期间剩余一台机组运行时，由于无临机辅汽支持，运行机组故障跳闸后的处理和尽快启动是事故处理成功的关键。热态启动过程中，轴封系统供汽汽源是否正常是最关键的一个因素。若电厂有启动锅炉，则尽快启动锅炉恢复供汽是机组稳定启动的首要任务，但由于启动锅炉时间较长可能导致事故恢复速度慢，从而造成事故扩大。因此，正确利用机组锅炉系统余热维持轴封供汽，保持机组真空正常，满足机组启动点火条件，并在机组点火启动后用自产蒸汽恢复辅汽和轴封系统正常用汽，从而形成“自供汽”实现机组快速启动是非常必要的。

通过对大唐陕西秦岭发电有限公司8号机组系统及设备进行分析，制定了在无临机辅汽支持的情况下，利用锅炉机组余热维持轴封供汽，以保持机组真空正常，从而满足机组启动点火条件，实现机组快速启动的预案。

1 机组概况

大唐陕西秦岭发电有限公司原有机组6台，2009年“上大压小工程”新建7、8号两台机组，汽轮机为东方汽轮机有限公司引进日立技术生产的超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排气、间接空冷凝汽式汽轮机，型号为NJK622-24.2/566/566，设计额定出力622 MW，最大连续出力668 MW，轴封系统采用自密封方式，即利用高中压缸轴封漏汽供低压缸轴封使用，在60%以上的负荷时可实现完全自密封，低负荷时需要利用外来汽源（机组辅汽）补充[1-3]。汽轮机给水系统设计有两台50%容量的汽动给水泵和一台30%容量的电动定速给水泵（7、8号机共用）。小机排汽至主机凝汽器，旁路系统为40%B-MCR二级串联的启动旁路。锅炉为东方锅炉集团公司引进日立技术生产的超临界变压直流本生型锅炉，型号为DG2141/25.4-Ⅱ6，采用单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道结构，同时采用干式固态排渣，全钢构架，全悬吊结构，露天布置。

2014年随着环保要求的不断提高和系统容量的不断充裕，老厂机组由于环保和能耗问题逐渐全部关停，全厂只有两台660 MW的机组运行。2016年后公司机组在单机运行期间已完成多次非锅炉原因跳闸重启工作，启动期间使用锅炉余热维持轴封供汽，实现机组快速安全恢复启动。

2 锅炉余热维持轴封供汽流程

2.1 机组跳闸后锅炉余热维持轴封供汽流程

A流程为“过热器出口主蒸汽→高旁阀→冷再→辅汽联箱→轴封供汽调节站”，如图1所示。B流程为“过热器出口主蒸汽→高旁阀→冷再→轴封供气调节站”，如图2所示。正常使用A供气流程供气，B供气流程备用。

图1 A流程

图2 B流程

2.2 锅炉余热供轴封操作关键

第一，单机运行期间发生机组跳闸后，立即关闭主、再热蒸汽系统的所有疏水，并关闭辅汽联箱除供轴封外所有的蒸汽用户，然后用冷再供辅汽联箱，辅汽联箱供轴封调节站保证轴封供汽压强正常。第二，确保机组属于保护误动或外部原因引起跳闸，且满足再启动条件。第三，开启低旁（5%）以满足高旁，开启条件。第四，启动电动给水泵为高旁提供减温水，使高旁阀后汽温不高于规定值，然后开启高旁保证冷再压强为0.5～1.0 MPa，确保辅汽和轴封供汽连续稳定。第五，如果点火时间较长，主蒸汽压强下降不能满足辅汽需要，则联系热控强制高旁快关逻辑关闭低旁。

3 实际应用案例

3.1 案例1

2016年4月25 日20:30，8号机单机运行，负荷400 MW电气保护动作跳闸。跳闸后主汽压强16.77 MPa上升至20.67 MPa，再热蒸汽压强由2.60 MPa开始下降，至20:45最低下降至0.41 MPa。事故处理先检查厂用电系统联动正常，再检查锅炉燃烧、蒸汽系统正常，然后立即关闭主、再热蒸汽系统各疏水气动门（主蒸汽母管、左右主汽门前、再热器系统疏水），检查轴封系统压强正常，关闭辅汽联箱除轴封供汽汽源以外的所有用户；此时旁路尚未开启，由再热器余汽经辅汽联箱供给轴封；之后启动电动给水泵正常（考虑高旁减温水的使用）开启低旁5%开度，20:43开启高旁10%开度；开高旁后再热器压强逐渐回升至1.1 MPa。处理期间轴封供汽压强最低下降至26 kPa，温度正常。跳闸前轴封系统已达到自密封状态，且溢流阀已部分开启，机组跳闸后轴封调节站供汽阀开启和轴封调节站溢流阀关闭需要一定时间，故造成轴封压强有一个下降过程，手动调整轴封压强正常后投入轴封压强调节阀自动运行。至此，由锅炉余热进行轴封供汽已完成最关键、最重要的一步。

由于故障点比较明显，属发电机转子一点接地故障引起，其余相关专业设备均无故障，厂用电联动正常后相关设备均运行正常，机组各部参数均正常。考虑到若转子一点接地故障能够很快处理，机组即可启动运行，因此按照机组热态启动开始锅炉点火前的准备操作，操作过程如下所示。

21:26时A层（前墙下层）微油点火成功，21:43启动8A磨煤机点火成功后通过旁路系统维持主汽压强为10 MPa，再热蒸汽压强1.1 MPa。22:06时8A汽泵冲转，高、低旁开度分别为45.7%和41.59%，煤量为39 t·h-1，F2、F5、F6这3只助燃油枪运行。22:48时发电机转子接地保护动作故障排除，给煤量为50 t·h-1，主、再热蒸汽压强分别为11.44 MPa和1.22 MPa，温度分别为529 ℃和514 ℃，高中压缸温分别为486 ℃和467 ℃（跳闸前分别为549 ℃和510℃），汽轮机中压缸启动冲转，23:13定速为3 000 r·min-1。4月26日0:11发电机并网成功，00:20:39切缸成功。切缸期间主汽压强由9.75 MPa下降至8.14 MPa，再热器压强由1.13 MPa下降至0.38 MPa，轴封压力由55 kPa下降至35 kPa，辅汽联箱压强由0.89 MPa下降至0.23 MPa。1:21机组恢复正常运行。

切缸期间轴封压强波动的主要原因是机组在并网后进行切缸操作。切缸前主蒸汽经旁路系统和中压调门维持机组带初负荷运行，切缸时低旁为维持再热器压强1.1 MPa，会逐渐关闭，随后高压调门开启，主蒸汽压强下降。此时高旁为了维持主汽压强稳定，逐渐关闭，势必造成冷再压强下降。由于机组辅汽联箱用汽来自于冷再，辅汽联箱压强变化会引起轴封压强波动，此时需要重点监视调整轴封压强。

3.2 案例2

2020年8月21 日上午6:30，8号机单机运行期间由于断煤燃烧不稳造成机组跳闸。跳闸前机组深调中，负荷287 MW。跳闸后主汽压强由13.39 MPa上升至15.48 MPa，再热蒸汽压强由1.81 MPa开始下降，至上午6:57最低下降至0.24 MPa。事故处理过程为：检查厂用电系统联动正常，8号机交流润滑油泵、启动油泵联动正常，汽轮机转速下降，然后关闭辅汽系统供轴封以外的所有用户，开启高、低压旁路，关闭主、再热汽疏水气动门及手动门，之后全开冷再至辅汽联箱调整门，保持轴封供汽压强正常，启动电动给水泵。上午7:50，锅炉吹扫结束。上午7:55，8号炉微油模式点火，然后启动8A制粉系统。上午10:20，8号机开始冲转，于上午10:38定速为3 000 r·min-1。上午11:02，8号发电机并网。

4 锅炉余汽供轴封注意问题

机组事故跳闸是否具备再次启动条件，需要对故障进行准确判断，主要是判断锅炉是否可以点火，一旦锅炉点火成功实现蒸发量和用汽量平衡，就可以实现机组热态启动这一最关键的步骤。另外，机组跳闸后，在保证机组安全停运的基础上，应尽量减少锅炉热损失和汽水消耗，并且在锅炉未点火前不得使用余汽冲转小机或做其他使用，从而使余汽供轴封时间尽可能长一些，以便于事故处理和恢复。

机组跳闸厂用电系统联动正常后，立即启动跳闸设备，恢复各系统正常运行，并用冷再供轴封，以保证轴封温度正常，同时维持机组真空，为快速点火创造条件。主蒸汽经高旁直供再热器时，主蒸汽压强在机组调整后短时压强较高，因此要控制好高旁开度以防止再热器超压。正常情况下，再热器系统疏水关闭，再热器余压可满足20～40 min轴封系统用汽量[4-5]。

5 结语

全厂单台机组运行期间，若因外部原因或非锅炉原因造成机组停运后，由于无外来汽源，机组轴封用汽将中断，因此需要尽快恢复。通过适当的系统改造和恰当的运行调节，锅炉余热余汽能满足机组短时轴封用汽需求，无需启动锅炉，不仅可以保证机组安全停运，也能满足机组启动恢复轴封用汽，直至锅炉点火，从而使锅炉快速恢复正常运行。