1 000 MW機(jī)組無輔助汽源啟動的研究與實踐

成 勛 許振鋒

1.上海漕涇熱電有限責(zé)任公司

2.上海上電漕涇發(fā)電有限公司

1 000 MW機(jī)組無輔助汽源啟動的研究與實踐

成 勛1許振鋒2

1.上海漕涇熱電有限責(zé)任公司

2.上海上電漕涇發(fā)電有限公司

以上海漕涇電廠1 000 MW超超臨界機(jī)組的設(shè)備配置為參數(shù)，介紹現(xiàn)有的輔助蒸汽系統(tǒng)和各用戶要求。針對外部輔助汽源即將失去的現(xiàn)狀提出無輔助汽源機(jī)組啟動的運行方案，通過實踐驗證了方案的可行性。

輔助汽源；啟動；機(jī)組

1 概述

上海漕涇電廠2×1 000 MW機(jī)組汽輪機(jī)采用上汽廠引進(jìn)德國西門子公司技術(shù)設(shè)計制造的超超臨界、一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、八級回?zé)岢槠⒎磩幽狡啓C(jī)，主要技術(shù)數(shù)據(jù)如表1。

漕涇電廠每臺機(jī)組給水系統(tǒng)配置2臺50%容量的汽動給水泵和1臺35%容量、半壓的電動調(diào)試給水泵，汽機(jī)旁路采用高低壓二級串聯(lián)旁路液動旁路，高旁容量100% BMCR，低旁容量65%BMCR。

全廠設(shè)置公用輔助蒸汽母管（參數(shù)P=0.8～1.3 MPa，t=250～380℃），汽源來自低溫再熱蒸汽（減壓后），備用汽源為上?；^(qū)應(yīng)急鍋爐蒸汽。第一臺機(jī)組投產(chǎn)時所需的啟動輔助蒸汽將由應(yīng)急鍋爐供應(yīng)，根據(jù)電廠和化工區(qū)的協(xié)議，化工區(qū)提供1.3～1.6 MPa(g)，溫度為280～340℃的輔助蒸汽120 t/h，滿足機(jī)組啟動必需的蒸汽用量。自應(yīng)急鍋爐來的啟動蒸汽管道管徑為φ325×13 / φ273×11，啟動蒸汽接至機(jī)組輔助蒸汽母管。機(jī)組輔助蒸汽系統(tǒng)如圖1所示，機(jī)組啟動蒸汽用量統(tǒng)計如表2（其中帶*為必須項）。

表1 汽輪機(jī)主要技術(shù)數(shù)據(jù)

表2 機(jī)組啟動蒸汽用量統(tǒng)計

在機(jī)組啟動過程中，既有汽輪機(jī)軸封和節(jié)油點火用汽等必需考慮的蒸汽量，也有其它用汽點需要蒸汽，因此機(jī)組啟動必需有外部輸入合適的啟動汽源。根據(jù)滬府辦[2015]93號文要求，2017年底前關(guān)停化工區(qū)燃煤應(yīng)急鍋爐，屆時漕涇電廠的輔助蒸汽母管將無外部汽源供應(yīng)。而目前國內(nèi)火電機(jī)組的年運行小時數(shù)正逐年下降，漕涇電廠也經(jīng)常處于單機(jī)組運行狀態(tài)，一旦該機(jī)組事故非停，機(jī)組啟動所需的外部汽源無法保證，汽輪機(jī)軸封和微油點火系統(tǒng)無法正常投運，那將會造成機(jī)組無法正常啟動的局面，其損失難以預(yù)估。

2 無輔助汽源啟動方案

2.1 熱態(tài)啟動方案

圖1 機(jī)組輔助蒸汽系統(tǒng)示意圖

事故停機(jī)后機(jī)組處于熱態(tài)，此時進(jìn)行機(jī)組熱態(tài)再啟動，啟動過程中做到盡可能減少鍋爐熱量向凝汽器的排放，利用鍋爐余熱供輔助蒸汽，通過高旁調(diào)壓、調(diào)溫門的手動調(diào)節(jié)，保持再熱蒸汽冷段壓力1.0 ～3.0MPa、溫度300～350℃，再通過再熱蒸汽冷段向輔汽母管供汽。

如事故停機(jī)后12 h內(nèi)，鍋爐能點火啟動的可保持凝汽器真空、汽動給水泵一臺運行進(jìn)行啟動。如事故停機(jī)后12 h內(nèi)鍋爐無法點火，在24 h內(nèi)能點火啟動的可保持凝汽器真空、電動給水泵運行進(jìn)行啟動，汽動給水泵停用節(jié)省鍋爐余汽。

2013年9月，漕涇電廠1號機(jī)組檢修，2號機(jī)組故障非停，在快速查清事故原因并消除缺陷后進(jìn)行熱態(tài)再啟動，當(dāng)時外部輔助汽源還未投運，成功利用鍋爐蓄熱啟動成功，證明無外部輔助汽源情況下可以采用此方案進(jìn)行熱態(tài)再啟動。

2.2 機(jī)組冷態(tài)或溫態(tài)啟動方案

機(jī)組停運一段時間后處于冷態(tài)或溫態(tài)，高壓缸缸溫＜390℃（正常停機(jī)后約48 h可達(dá)到此溫度）及主機(jī)軸封汽停用＞12 h，可無軸封汽情況下拉真空至50～70kPa，啟動電動給水泵，鍋爐油槍點火。低旁調(diào)壓門放手動保持關(guān)閉位置，開啟凝汽器水幕噴水、低旁減溫水（防止低旁泄漏引起的凝汽器溫度升高），注意凝汽器內(nèi)溫度＜60℃。暖管旁路壓力調(diào)門手動調(diào)節(jié)、再熱器熱段疏水調(diào)門手動調(diào)節(jié)。主蒸汽通過高旁、暖管旁路→再熱蒸汽冷段→再熱器→再熱器熱段疏水調(diào)門→清疏箱→清疏泵→凝汽器，進(jìn)行暖管及升溫升壓。

當(dāng)再熱蒸汽冷段壓力達(dá)到0.5～0.8 MPa、溫度200℃向輔汽母管供汽。當(dāng)輔汽母管壓力0.3～0.5 MPa 溫度210℃左右向小機(jī)、主機(jī)供軸封汽（經(jīng)軸封電加熱器可加熱至240℃左右），提高凝汽器真空至正常值。低旁減壓調(diào)門根據(jù)主蒸汽壓力、再蒸汽壓力、再熱器管壁溫度適當(dāng)調(diào)節(jié)。主機(jī)、小機(jī)軸封汽量約為10 t/h。當(dāng)輔汽母管壓力溫度滿足鍋爐磨煤機(jī)暖風(fēng)器加熱要求時，向其供汽約為15 t/h。

當(dāng)鍋爐磨煤機(jī)啟動后，根據(jù)鍋爐產(chǎn)汽量逐步增加的情況，除氧器逐步投用輔助蒸汽加熱、2號高加的投用以提高給水溫度，注意再熱器管壁溫度正常。當(dāng)主蒸汽、再蒸汽參數(shù)接近沖轉(zhuǎn)參數(shù)或汽輪機(jī)低速暖機(jī)過程中可啟動汽動給水泵（約需30 t/h蒸汽）、停用電動給水泵。

2.3 無輔助蒸汽啟動注意事項

注意凝汽器溫度及排汽溫度正常；注意暖管時的疏水，特別是再熱蒸汽冷段管道疏水，防止管道設(shè)備積水引起的振動；注意再熱器管壁溫度正常，如溫度高可減少再熱蒸汽冷段用汽量，增加再熱器的通汽量。

3 輔助汽源改造方案

漕涇電廠除了正常的發(fā)電外送電網(wǎng)外，還承擔(dān)著向上海化工區(qū)供熱管網(wǎng)輸送熱力的職責(zé)，其中高壓供熱參數(shù)為5.2 MPa/335℃/100 t/h，管道規(guī)格為?325×13，交接點位于距機(jī)組輔汽母管500m處的供熱計量站，再經(jīng)10 km的供熱管道并入化工區(qū)供熱管網(wǎng)。經(jīng)管網(wǎng)側(cè)計算，若從管網(wǎng)側(cè)倒送蒸汽至交接點，參數(shù)約為3.3 MPa/244.1℃/75t/h，以此點為汽源點核算至輔汽聯(lián)箱的蒸汽參數(shù)如表3（理論計算值）。

在機(jī)組啟動過程中必需考慮的輔助蒸汽用量為大機(jī)軸封蒸汽和節(jié)油點火加熱蒸汽，其中大機(jī)軸封蒸汽參數(shù)要求為P=0.3～0.8MPa、t=280～320℃、5 t/h，節(jié)油點火加熱蒸汽只要求流量大于10 t/h。從表3可知供熱管網(wǎng)倒送蒸汽至輔汽母管后溫度參數(shù)無法達(dá)到大機(jī)軸封蒸汽參數(shù)要求，為了解決溫度不能直接滿足其使用條件的問題，考慮供汽至大機(jī)軸封啟動用汽時采用電加熱器提高蒸汽溫度。

大機(jī)軸封系統(tǒng)中已有一臺300 kW電加熱器，以備輔汽汽源溫度較低時通過電加熱提高蒸汽溫度至軸封用汽允許溫度，按原輔汽汽源參數(shù)加熱器出口蒸汽溫度可控制在280～320℃（設(shè)備加熱溫差范圍按80℃考慮）。新的輔汽溫度低于原汽源近20℃，原電加熱器功率不能滿足對新汽源在相同蒸汽用量下的溫升要求，故需要增加電加熱器以進(jìn)一步提高蒸汽過熱度，根據(jù)計算，電加熱器總功率需達(dá)到400 kW才能滿足要求，故考慮將現(xiàn)有300 kW電加熱器更換為400 kW電加熱器。

表3 供熱管網(wǎng)倒送蒸汽參數(shù)計算表

目前，該輔助汽源改造項目正在實施中，工程主要包括從主廠房給煤機(jī)層?325×13供熱母管接一路管道至輔汽聯(lián)箱，進(jìn)聯(lián)箱前安裝調(diào)節(jié)閥進(jìn)行降壓，大機(jī)軸封電加熱器更換為400kW大容量加熱器。此外，供熱管網(wǎng)倒送蒸汽更無法達(dá)到小機(jī)沖轉(zhuǎn)參數(shù)，鑒于加熱小機(jī)進(jìn)汽的加熱器容量過于龐大不宜加裝，故不考慮機(jī)組啟動時使用小機(jī)，而使用半壓、30%容量的電動給水泵啟動，待輔汽參數(shù)達(dá)到小機(jī)沖轉(zhuǎn)參數(shù)后再切至小機(jī)運行。

4 結(jié)論

以上論述表明，無外部輔助汽源的情況下完全可以熱態(tài)再啟動，鑒于冷態(tài)或溫態(tài)啟動存在一定風(fēng)險，會對機(jī)組造成一定損傷，萬不得已不建議采用此方案，目前未得到實際應(yīng)用。而輔助汽源改造充分利用了電廠現(xiàn)有的供熱管網(wǎng)的有利條件，為電廠創(chuàng)造了可靠的外部輔助汽源，提高了機(jī)組的安全性，避免了目前單機(jī)運行下外部汽源長距離管道暖管備用的蒸汽損耗，提高了電廠的經(jīng)濟(jì)性、改善了環(huán)境和電廠的綜合效益，也為其它同類型機(jī)組的輔助汽源改造提供了借鑒經(jīng)驗。

[1] 俞民，李騰，孫鵬. 600MW機(jī)組無輔助汽源熱態(tài)啟動方案的探索與實踐[J].安徽電氣工程職業(yè)技術(shù)學(xué)院學(xué)報，2010，15（3）.

[2] 徐國君，李印. 高參數(shù)大容量機(jī)組無輔助汽源啟停[J].熱力發(fā)電，2014，43（4）.

Research and Practice of 1 000 MW Unit Start-Up without Auxiliary Steam Source

Cheng Xun1, Xu Zhefeng2
1.Shanghai Caohejing Thermal Power Co.,Ltd
2.Shanghai Shanghai Electric Power Caohejing Power Generation Limited Company

Based on configured parameter of 1000MW super-critical unit device at Shanghai Caohejing power plant, the author introduces existing auxiliary steam system and all kinds of requirements from customers. Focusing on external auxiliary steam source, the author puts forward unit start-up operation solution without auxiliary steam source. The article verifies feasibility of solution through practice.

Auxiliary Steam Source, Start-Up, Unit

10.13770/j.cnki.issn2095-705x.2017.10.006

成勛：（1977-），男，大學(xué)本科，生產(chǎn)管理，從事供熱機(jī)組設(shè)備生產(chǎn)管理工作。

許振鋒：（1976-），男，碩士，設(shè)備管理，從事汽機(jī)專業(yè)設(shè)備的檢修管理工作。