罗定电厂无辅助蒸汽启动的尝试

粤泷发电有限责任公司 吴永财

引言

我厂位于粤西地区云浮罗定市，拥有两台135MW煤电机组，汽轮机型号为N135—13.24/535/535型，由上海汽轮机厂设计制造，采用超高压、中间再热、双缸、双排汽、单轴凝汽式汽轮机。锅炉型号为DG420/13.7-Ⅱ2型，由东方锅炉厂设计制造，采用与135MW汽轮发电机组配套的一次中间再热Π型布置、超高压自然循环汽包炉。启动炉试运起压时发生干烧造成蜗筒损坏，短时间内无法修复，机组启动无辅助蒸汽，通过采用本机高压缸排汽至辅助蒸汽母管做为汽轮机冲转前的轴封汽源，成功实现了#1机组冷态启动。

1 #1机组启动前概况及冷态启动简况

我厂#1机组辅助蒸汽系统如图1所示，汽轮机轴封汽分为两路供汽，分别为辅助蒸汽母管及汽平衡母管来汽。辅助蒸汽母管分三路来汽：启动炉供汽、#1、2汽轮机三段抽汽以及#1、2机组高压缸排汽。汽平衡母管则由本机或临机供汽。当一台或两台机组正常运行时，辅助蒸汽母管的汽源由任意一台机组的三段抽汽供，再从母管供汽至汽轮机轴封。当两台机组全部停运后，辅助蒸汽母管只能由启动炉供汽。汽平衡母管是在机组冷态启动时使用的，温、热态启动时则使用辅助蒸汽母管供轴封汽。高压缸排汽的额定压力为2.63Mpa，而辅助蒸汽母管的额定压力为0.7MPa，由于压差过大，所以正常运行时不宜使用，只有在机组低负荷时方可使用。

现在两台机组全停，启动炉故障，汽平衡母管及辅助蒸汽母管均无汽源，机组启动将面临以下两个问题：汽轮机冲转前须先送轴封汽，现无汽源可用，只有在锅炉点火后，打开汽轮机高低压旁路，主蒸汽排到再热冷段时才能蒸汽供给辅助蒸汽母管；锅炉上水需要加热到60~100℃，水温与汽包壁温差值不大于40℃，上水时间视环境温度而定。通过控制上水速度，使壁温差过大造成的应力不超限，从而达到保证汽包安全的目的。锅炉给水需通过除氧器加热后再由给水泵打到汽包，而除氧器在没有投入三抽前是由辅助蒸汽母管提供加热汽源的，现在没有汽源自然无法加热给水。因为锅炉给水温度低，点火后，随着汽温逐渐升高汽包上下壁温差更易拉大，只能降低升温速度，从而延长了机组的启动时间，增加了开机成本。

此次启动，#1机组已停运十天左右，汽包已放水，除氧器未放水，水温70℃，汽包内壁温42℃左右，汽轮机高压内缸下壁温120℃，按规程标准属于冷态开机。现将开机过程简介如下：

3日22:50启动#2给水泵对#1炉上水，此时常温除盐水温度为27℃，与除氧器70℃存水混合后，平均上水温度为45℃。4日0:45，经过2个小时汽包水位-50mm，达到点火水位；0:48启动#1射水泵抽真空。1:00汽轮机凝汽器真空达-20kPa。1:15成功投入A角下层油枪，锅炉点火成功后全开过热器、再热器对空排汽电动门及汽机高低压旁路电动门、调整门。1:40增投C角下层油枪。

由于上水温度低，经过3个半小时锅炉起压，稍微打开主、再热蒸汽管道疏水门对管道进行疏水。5:25主蒸汽压力升至0.5MPa后，全开#1机高压缸排汽至辅助蒸汽电动门及调整门，并打开两个门前后疏水门及辅助蒸汽至#1机轴封电动门前疏水门，开始管道疏水工作。

7:23#1机达到了冲转参数：主/再热汽压力2.5MPa/0.4Mpa、主/再热汽温度311℃/288℃。此时全开汽机高压旁路电动门、调整门，通过调整汽机低压旁路调整门，保持辅助蒸汽母管压力在0.4MPa左右，温度250℃以上。启动轴加风机，维持压力-5~-6kPa，打开#1机轴封电动门，通过轴封调整门维持轴封进汽母管压力在0.02~0.03MPa，向汽轮机轴封送汽。

7:30汽轮机冲转，#1机升速至500r/min，打闸检查无异常后继续挂闸冲至1600r/min，进行中速暖机1小时。8:50汽轮机定速，切换油泵后成功并网；并网后逐渐关闭汽机高低压旁路，稍开调速汽门，带5~10MW负荷进行低负荷暖机。此时只能用#1机高压缸排汽至辅助蒸汽调整门调节辅助蒸汽母管压力，适时投入除氧器再沸腾，汽源来自辅助蒸汽母管，一方面加热给水、另一方面可起到调节辅助蒸汽母管压力作用。

15:00负荷60MW、除氧器温度135℃、压力0.28MPa，切换除氧器加热汽源为本机三段抽汽供；15:40除氧器温度138℃、压力0.31MPa，切换汽轮机轴封汽源为本机汽平衡供。15:45全关#1机高压缸排汽至辅助蒸汽电动门、调整门，将辅助蒸汽母管汽源切换为本机三段抽汽供。

2 #1机组冷态开机过程控制及分析

正常冷态启动、无辅助蒸汽冷态启动的主要参数对比如下：锅炉上水温度（℃）：60~90/常温，汽包内饱和温度上升速度（℃/min）1.5/0.5，锅炉点火至起压时间（h）1.5/3.5；冲转参数对比如下：主汽压力（MPa）1.5~2.0/2.5~3.0，再热汽压力（MPa）0.2/0.4，主汽温度（℃）250~300/280~300，再热汽温度（℃）200~250/260~280；轴封汽源对比如下：邻机三抽、邻机汽平衡、启动炉来汽/本机高压缸排汽。为满足相关参数，提高了控制难度，主要表现为以下几点：

2.1 汽包上下壁温差的控制

汽包的初始壁温42℃，为控制壁温差拉得过大，常规的办法是适当提高水位、加强定排，以达到加快换水提高汽包下壁温，但由于锅炉上的水平均温度只有45℃，此方法无法起到效果。甚至需要适当降低汽包水位，防止锅炉升温升压过程中，炉水受热后膨胀、汽化，体积大增导致汽包水位过高，保护动作放水，造成工质和热量的损失，只能采取减弱燃烧的办法来降缓升压速度。通过手动调整油枪进油阀，降低燃油压力，并将二次风量调小至25%左右，温升控制在＜0.5℃/min。

2.2 暖管操作的控制

锅炉点火后及时联系化学加药，保证汽水品质合格。全开过热器、再热器对空排汽电动门及汽机高低压旁路电动门、调整门，稍微打开主、再热蒸汽管道疏水手动门对管道进行疏水，保持凝汽器真空不低于-14kPa，注意低压缸排汽温度，适时投入低压缸喷水。主蒸汽压力升至0.5MPa后，全开#1机高压缸排汽至辅助蒸汽电动门及调整门，并打开两个门前后疏水门及辅助蒸汽至#1机轴封电动门前疏水门，开始暖轴封供汽管道。在暖管过程中应严格按照操作票步骤逐条执行，经常检查各管道无振动或冲击响声，严格控制好升温升压速度。

2.3 合理的冲转参数选择及控制

正常冷态开机参数：主蒸汽压力1.5~2.0Mpa，再热蒸汽压力0.2Mpa，主蒸汽温度250~300℃，再热蒸汽温度200~250℃。而此次开机还需考虑轴封汽源的参数问题，为保证轴封汽源的稳定性，适当提高了冲转压力及温度。避免因冲转时温度、压力的下降导致轴封断汽。

2.4 辅助蒸汽母管压力的控制及轴封汽源的合理切换

为了保证汽轮机轴封供汽的稳定，必须保证作为汽源的辅助蒸汽母管压力稳定。冲转前后，通过调节汽机低压旁路调整门，或者高压缸排汽至辅助蒸汽调整门，保持辅助蒸汽母管压力在0.4MPa左右。并网后，汽机高低压旁路逐渐关闭，随着负荷的升高，高压缸排汽压力逐渐高于辅助蒸汽母管的额定压力，开始时通过高压缸排汽至辅助蒸汽调整门调节压力是最方便的，后期调节困难时，可以通过手动节流高压缸排汽至辅助蒸汽电动门的办法进行调节，或者适时投入除氧器再沸腾，既达到降低母管压力的效果，又能加热除氧器给水，提高锅炉给水温度。

当三段抽气的温度及压力高压除氧器，达到额定参数后及时切换除氧器加热汽源为本机三段抽汽供。当除氧器温度达135℃以上、压力稳定在0.3MPa以上，切换汽轮机轴封汽源为本机汽平衡供。此时辅助蒸汽母管暂无用汽，可关闭#1机高压缸排汽至辅助蒸汽电动门、调整门，切换辅助蒸汽母管汽源为本机三段抽汽供。

2.5 高低压胀差的控制

机组启动的全过程，汽轮机转子和汽缸受热膨胀，两者的相对膨胀值称之为胀差。开机及加负荷过程中高低压胀差都是上升的。影响胀差的因素也是多方面的，除却设备方面的因素，还包括汽轮机进汽参数、主再热蒸汽的温升速度及负荷的变化速度、凝汽器真空、轴封汽温度的变化等。随着机组负荷的升高，高压缸排汽温度逐渐升高，其作为汽机轴封汽源，越来越高的轴封汽温度使胀差更快的拉大。此次开机延长了中速暖机的时间，减缓了升温升压及加负荷的速度，负荷达到60MW时及时切换轴封供汽汽源为温度较低的本机汽平衡来汽，高低压胀差始终保持在正常范围内。

2.6 厂用电切换及锅炉退油枪的控制

机组并网后，在10MW低负荷暖机时及时进行厂用电的切换工作，此时切换既安全可靠、又可以减少下网电量。锅炉助燃油枪的适时退出，需在锅炉稳定燃烧的工况下进行，撤出油枪过早可能导致锅炉燃烧不稳，过迟则增加启动油耗、提高启动成本。由于此次开机情况特殊，锅炉上水初始温度偏低，油枪的撤出应适当的推迟。为此，直到负荷48MW时才将所有油枪逐支退出，每退出一只油枪都需等待一段时间，保证炉膛燃烧稳定的情况下才能退出下一支油枪。

3 完善启动方案步骤

锅炉上常温除盐水；启动射水泵抽真空，凝汽器真空维持在-14~-20kPa，避免对缸温造成过大影响；锅炉点火，优先投入下层油枪，手动调整油枪进油阀，降低燃油压力，并将二次风量调小至25%左右，温升控制在＜0.5℃/min；全开过热器、再热器对空排汽电动门及汽机高低压级旁路电动门、调整门；点火30分钟后，根据先投后停、对角投入的原则投入对角油枪。及时切换并增投油枪，调整炉膛风量，保证水冷壁受热均匀。

锅炉起压后，稍微打开主、再热蒸汽管道疏水门对管道进行疏水。当主蒸汽压力达到0.5MPa后，全开高压缸排汽至辅助蒸汽电动门以及调整门，并且打开两个门前后疏水门以及辅助蒸汽至轴封电动门前疏水门，开始管道疏水工作；机组冲转参数选择：主/再热汽压力2.5~3MPa/0.4Mpa，主/再热汽温度280~300℃/260~280℃；全开汽机高压旁路电动门、调整门，通过调整汽机低压旁路调整门，保持辅助蒸汽母管压力在0.4MPa左右、温度在250℃以上。通过调节轴封调整门来维持轴封进汽压力在0.02~0.03MPa，向汽轮机轴封送汽，汽轮机冲转。

汽机定速，发电机并网后逐渐关闭汽机高低压旁路，稍开调速汽门，带5~10MW负荷进行低负荷暖机。此时的辅助蒸汽母管压力用高压缸排汽至辅助蒸汽调整门调节，维持辅助蒸汽母管压力在0.4MPa。此时进行厂用电的切换工作；当机组负荷达到20MW时，投入由辅助蒸汽母管供汽的除氧器再沸腾。

机组负荷30MW时开始逐支退出油枪，每退出一只油枪都需等待一段时间，保证炉膛燃烧稳定的情况下才能退出下一支油枪；机组负荷60MW时切换除氧器加热汽源为本机三段抽汽供。当除氧器温度138℃、压力0.30MPa时，切换汽轮机轴封汽源为本机汽平衡供。关闭高压缸排汽至辅助蒸汽电动门、调整门，将辅助蒸汽母管汽源切换为本机三段抽汽供；机组带正常负荷，启动完毕。

4 结语

此次机组启动，是在机组全停、启动炉故障，无辅助蒸汽的条件下进行的成功尝试。鉴于启动前准备工作充分，启动方案详细具体，启动过程较为顺利，机组成功并网，保障了电网安全，但也存在一些问题：首先，锅炉启动时间长，从点火到并网带正常负荷耗时约15小时，同条件下使用辅助蒸汽启动约10小时，增加了启动消耗，经济性差；其次，除氧器给水无法加热，锅炉水循环建立缓慢，也不能加强排污，锅炉水质长时间不合格，对炉管腐蚀大。无论如何，通过此次实践探索出并完善了机组无辅助蒸汽的启动方案，为以后出现类似情况积累了经验。