330 MW汽輪機通流改造后的無高旁冷態啟動

馮 亮

(深圳媽灣電力有限公司，廣東 深圳 518054)

0 引言

300 MW級別機組一般配備有30 %—35 %容量的二級串連旁路系統。機組啟動時，通過投入旁路來提高汽溫，使蒸汽參數盡快達到沖轉要求；同時也可以起到保護作用。典型設計，如主汽壓力升高率與設定值偏差≥1.2 MPa/min或停機后主汽門前壓力≥17.5 MPa時，主汽壓力升高1.6 MPa高旁快開等。在很多電廠中旁路的實際作用是為機組啟動時提高汽溫。由于旁路系統維護困難，因此研究在旁路故障不能正常投運情況下，如何啟動機組是十分有必要的。

1 機組簡介

1.1 旁路系統

某電廠4號機組(330 MW)配套SULZER AV—6旁路系統。由于運行中該旁路出現多次誤動，所以采取了用角鐵頂死高旁，退出旁路系統的措施。又因為高旁關閉不嚴，因此在高旁液壓調閥前增加了1個電動截止門。

1.2 天然氣系統

該電廠4號鍋爐原配有AB，CD，EF 3層12支0號柴油油槍，后來改造為天然氣氣槍。天然氣點火系統采用西安天立能源環保工程技術有限公司的強混式鋸齒型燃氣燃燒器，燃燒器的功率可以調節，燃燒器穩定運行的負荷調節范圍為額定出力的45 %—150 %；通過每臺燃燒器對應的氣動調節閥進行壓力調節，壓力可在10—120 kPa范圍調節；對應的燃氣量范圍為540—1 800 Nm3/h，對應的功率范圍在 5.31—17.7 MW。

1.3 通流改造后的汽輪機

該電廠4號汽輪機原為引進型亞臨界、中間再熱、雙缸雙排汽單軸反動凝汽式汽輪機，汽機級數：第1級為沖動級，高壓缸為1+8+4級(表示第1級為沖動級，第9級后布置抽氣口)，中壓缸為5+4級，低壓缸為2×7級，低壓末級葉片高度為900 mm。后經過ALSTOM公司通流改造后，第1級為沖動級，高壓缸為1+9+5級，中壓缸為6+5級，低壓缸為2×7級，低壓末級葉片高度為939.8 mm。

2 無高旁啟動可行性分析

該電廠4號鍋爐為HG-1025/18.2-YM6型亞臨界壓力一次中間再熱控制循環汽包爐，規程規定爐膛出口煙溫小于538 ℃或控制天然氣量小于8 400 Nm3，允許鍋爐再熱器干燒。規程規定，鍋爐升溫時溫升率必須小于2 ℃/min。無高旁啟動不會增加溫升率。規程還規定，在機組啟動時可投入旁路提高汽溫，使蒸汽參數盡快達到啟動要求。在沖轉前如用主汽門控制沖轉，必須關閉旁路才能進行。

2.1 升溫時間、耗氣量分析

2017-12-18，該電廠4號機組C修后啟動，19：45鍋爐點火成功后，開高旁時發現高旁電動截止門門芯脫落，高旁關閉處于切除狀態。由于系統的要求，已沒有充足時間進行高旁的徹底處理，必須采用無高旁啟動方式。

圖1為該電廠4號機組該次無高旁啟動的鍋爐實際升溫趨勢曲線。

圖1 鍋爐升溫曲線

由圖1可以看到，從19：45點火至次日02：33沖轉，鍋爐升溫升壓共耗時近7 h。鍋爐先投入CD層4支氣槍，后期增加了EF層1支氣槍，每小時天然氣流量在4 000—5 000 Nm3，實際約消耗天然氣30 000 Nm3。

如果是有旁路機組啟動，鍋爐點火后升溫升壓一般耗時在4—5 h，會投入5—6支氣槍，每小時天然氣耗量在5 000—6 000 Nm3，共約消耗天然氣24 000—28 000 Nm3。

可見，無高旁啟動，鍋爐升溫升壓會多耗時2 h，多耗天然氣約4000 Nm3。因此從經濟上考慮無旁路啟動可以接受。

2.2 再熱器干燒影響分析

在4號鍋爐點火后升溫升壓階段，屏式再熱器和末級再熱器溫升平緩，6.8 h升溫升壓結束后，管壁溫度分別達到265 ℃和199 ℃，溫升率平均為0.56 ℃ /min 和 0.4 ℃ /min，升溫過程最大溫升率小于1 ℃/min，均在規程允許范圍內。

由此可見，無高旁啟動，只要操作得當，再熱器干燒完全可行，不存在安全隱患。

3 汽輪機冷態啟動要求

該電廠4號汽輪機通流改造后，根據廠家給出的數據，從沖轉開始到帶滿負荷一共需耗時455 min。冷態啟動可分成5個階段：

(1) 沖轉到500 r/min，保持30 min進行暖機；

(2) 沖轉到2 040 r/min，保持145 min中速暖機，進一步加熱汽機轉子；

(3) 沖轉到額定轉速，并網帶5 %初負荷；

(4) 由5 %初負荷緩慢加負荷到10 %負荷，要求暖機72 min，大幅增加蒸汽溫度；

(5) 初負荷暖機后，允許在160 min內加負荷到額定負荷，蒸汽溫度增加到額定值542 ℃。

表1為該電廠4號汽輪機通流改造后的汽輪機冷態啟動參數。

表1 通流改造后的汽輪機冷態啟動參數

4 汽輪機無高旁啟動

4.1 沖轉

2017-12-18T19：45鍋爐點火升溫升壓；2017-12-19T02：33，鍋爐主汽壓達到4.85 MPa，主汽溫達到348 ℃，真空為-96 kPa，參數達到沖轉條件，汽機掛閘沖轉。

由于再熱器干燒，再熱溫度較低，且嚴格執行了500 r/min暖機30 min的要求，在沖轉過程中汽機振動均在報警值以下。在汽機500 r/min暖機結束，做遠方脫扣試驗后，轉速升至2 040 r/min。圖3為該電廠4號機組該次無高壓旁路啟動的汽機升速暖機曲線。

4.2 中速暖機

在汽機升速至2 040 r/min過程中，機組振動值較低，各瓦均沒有達到報警值，與前次啟機變化不大。

03：16，汽機轉速達到2 040 r/min，中壓進汽閥室溫度70 ℃。汽機中速暖機需145 min，但暖機開始條件為中壓進汽閥室溫度達到260 ℃。

圖2 汽輪機升速暖機曲線

鑒于以前有帶高旁正常啟動機組中壓進汽閥室溫度升到260 ℃曾耗時近200 min的記錄，特采取了下列措施來增加中壓進汽閥室溫度升溫率。

(1) 由于汽機真空-96 kPa相對較高，汽機實際進汽量較少，暖機效果不佳。但是由于4號機通流改造后，末級葉片加長，對機組的真空要求較高(20 %負荷以上汽機脫扣值為-83 kPa，20 %負荷以下汽機脫扣值為-88 kPa)。因此，首先通過調節循環水泵變頻至最低，通過減少循環水量來降真空；其次停運了1臺真空泵，保持1臺真空泵運行；最后適度開啟負壓系統中的排空或放水門，進一步降低真空。通過上述調整將汽機真空降低到(-91)—(-90)kPa。

(2) 為加強燃燒，將鍋爐天然氣流量提高到6 000—7 000 Nm3/h。

(3) 投入了EF層3支氣槍運行，減少CD層氣槍，保持2支運行，利用上層天然氣氣槍火焰中心上移，提高再熱汽溫。

(4) 增加供除氧器加熱的輔汽量，提高給水溫度，穩定鍋爐燃燒。

采取以上措施后，經過2 h，在05：15汽機中壓進汽閥室溫度達到260 ℃，中速暖機開始計時。汽機2 040 r/min后中壓進汽閥室溫度溫升率約為1.6 ℃/min，溫升曲線較為平穩，主蒸汽溫度基本維持穩定，汽機中速暖機全過程安全可控。

4.3 定速并網

經過145 min 2 040 r/min中速暖機，07：40汽機暖機結束，升速到2 900 r/min，TV/GV閥切換后定速3 000 r/min，機組各瓦振動均沒有達到報警值，振動值很好，說明汽機暖機比較充分。

在機組并網后帶初負荷階段，也按照要求暖機了72 min，同時增加主、再熱蒸汽溫度，充分加熱汽機。由于無高旁啟動，機組汽水品質稍好于以前啟動數據。機組并網后即可投入凝結水精處理系統，凝結水較快回收，相對減少了4號機組該次啟動耗水。

初負荷暖機結束后機組順利加負荷，投入脫硝系統，帶到調度負荷，圓滿完成了該電廠4號機組無高旁啟動，機組各項參數都在正常范圍內。

5 結束語

該電廠6臺機組(320 MW×2+330 MW×4)，投產至今累計啟動數百次，在該次4號機組無高旁啟動前，均是帶旁路正常啟動。該電廠4號機組無高旁成功啟動有重要意義，說明了300 MW級別機組無高旁啟動在安全和經濟上完全可行，啟動時間同比約增加2 h，約多耗天然氣4 000 Nm3，但無高旁補水量同比會下降數百噸。無高旁啟動能極大增強電廠運行檢修方式的靈活性。

但是由于通流改造后汽輪機的特殊性，無高旁啟動時需注意以下幾點：

(1) 利用鄰機輔助蒸汽投入除氧器加熱，提高給水溫度加強鍋爐燃燒；

(2) 鍋爐點火，升溫升壓盡量采用上層天然氣氣槍；

(3) 汽機沖轉參數盡可能將主蒸汽溫度提高到340 ℃以上；

(4) 根據機組啟動的不同階段調整好鍋爐燃燒用天然氣量；

(5) 汽機暖機階段，盡量控制汽機真空在脫扣值以上的較低值左右，以增加汽機進汽量提高暖機效果。