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1、浅析300MW机组无辅助汽源温态启动2016-03-08清洁高效燃煤发电摘要：分析了300MW机组停机后，机组无辅助蒸汽等外来汽源的孤立方式温态启动过程。该温态启动过程能够保证机组参数均在允许控制范围内。本次特殊方式温态启动成功，为其它同类电厂黑启动无启动炉供辅汽方式提供实践依据。关键词：温态启动；轴封；辅汽；水质某公司3台机组自投产以来，机组启动均采用启动炉或临机提供辅助蒸汽方式。9月12日下午，唯一运行的1号机组因锅炉漏泄停机，2、3号机组因检修、改造无法启动，16日1号机组锅炉漏泄处理结束，1号机组在无辅助汽源条件下进行温态启动（缸温199），没有轴封蒸汽、锅炉纯冷态启动，经过周密部署，
2、圆满完成了1号机组温态启动。1机组概述1号机组（2300MW）是上海电气集团生产的高中压合缸、双缸双排汽、单轴、反动抽汽式汽轮机组。锅炉为亚临界压力中间一次再热自然循环锅炉，单炉膛型紧身封闭布置，固态排渣，平衡通风，高强度螺栓全钢架悬吊结构。配有WR水平浓淡低氮燃烧器。锅炉后烟井部下面布置两台三分仓容克式回转空气预热器。锅炉采用4台：电子皮带称重式给煤机、钢球低速磨煤机；2台储仓式粉仓，并配置16台给粉机；采用热风送粉方式，通过A、B、C、D四层煤粉管道和两层三次风接至锅炉四角燃烧器，燃烧器风箱中设有三层共12只启动及助燃简单机械雾化油枪，在B层煤粉燃烧器内设有4只空气雾化启动小油枪。机组的轴
3、封汽源有主蒸汽、冷段再热蒸汽、中压辅汽及自密封蒸汽四种。2温态启动过程单元机组的启动是指从锅炉上水、点火、升温、升压、蒸汽参数达到要求，汽轮机进行暖管、冲转、暖机、定速，发电机并网带基本负荷，锅炉撤油枪逐渐加至满负荷的过程。本次1号机组启动是在无辅助汽源、锅炉底部没有蒸汽加热、锅炉接近环境温度的条件下直接点火升温升压，以达到汽轮机冲转所需要的蒸汽参数。在本次启动过程中，由于汽包、汽缸等重大金属部件均属冷却状态，金属部件受热存在着热膨胀、热应力、热变形等复杂问题，因此，确保设备安全是机组启动全过程管理的关键问题。2.1锅炉过热器、再热器保护本次启动由于没有辅助汽源，机组一、二级旁路启动初期不能投
4、入。不投旁路时锅炉保持主汽系统电动排空气门、PCV安全阀、5%疏水旁路开启，保护过热器不超温。通过调整锅炉燃烧、调整燃料量，控制炉膛出口烟温不超过540，保护再热器不超温。2.2降低启动耗油措施锅炉临检后，无汽源启动，未能投入炉底推动，热风温度125启动制粉暖管，及早制粉投粉，及早将大油枪转换成小油枪，最大限度利用粉仓残留余粉，降低油耗。粉仓残留褐煤煤粉易结潮块，启动前对给粉机进行掏粉处理，启动过程派专人处理疏通给粉机不来粉，缩短启动时间，降低油耗。2.3汽轮机投轴封、抽真空1号机组主、再热蒸汽管道疏水均接至疏水扩容器，经扩容后排至凝汽器（无至地沟疏水），因此规定：无论是冷态、还是热态启动，凝
5、汽器抽真空的操作都是先送轴封汽源,后启动真空泵抽真空，这既有利于尽快将凝汽器真空抽到较高值，便于蒸汽管道系统暖管，以缩短暖管时间。鉴于本次启动没有轴封汽源，无法先送轴封蒸汽，而且汽轮机是温态，缸温为199，只能采取锅炉先点火，当炉侧主汽压力达0.5MPa，主汽温度达170以上，投入主汽到轴封供汽，汽轮机开始抽真空，逐渐投入汽轮机旁路系统。当机组负荷达到10MW时，冷再压力约0.2MPa，投入冷再至轴封供汽，与主汽混合供轴封，防止因主汽供轴封造成轴封供汽温度高，根据冷再参数的变化逐渐关小主机供轴封阀门的开度，直至全关，保证轴封供汽温度的稳定。2.4选择合理冲转参数缩短暖机时间确定冲转蒸汽参数主要
6、以汽轮机组缸温为准，即参考第一级金属温度。本次启动机组缸温199，结合机组的性能特点，在确保高压预启阀全开、通流量能够满足冲动汽轮机至全速的前提下，尽量放低冲转蒸汽压力（4.0MPa），蒸汽温度为330左右。由于进入汽轮机的是低温、低压蒸汽，容积流量较大，而且汽温是从低逐渐升高，所以汽轮机的各部件加热均匀，温升迅速，可避免产生过大的热应力和膨胀差。对锅炉来说，低温低压的蒸汽通流量增加，过热器可得到均匀充分的加热，并能促进水循环良好建立，减少汽包壁温差，使各部件均匀地膨胀。同时，由于锅炉产生的蒸汽能得到充分利用，减少了热量和工质损失，可以缩短启动时间，减少能源消耗。2.5高、低加投入因汽轮机第一
7、级金属温度大于121时，在汽轮机冲动过程中转速达2040r/min时不用暖机可以直接升速。为加速汽轮机的加热，采用在转速达2040r/min时投入高、低压加热器运行，增加汽轮机的进汽量，以达到快速暖缸的目的，同时可以提高给水温度。2.6除氧器加热的投入及小机的冲动当发电机负荷接近20MW时，锅炉主汽压力4.0MPa,投入冷再至中辅联箱供汽，中辅联箱压力0.2MPa,逐渐升高，中辅联箱投入正常后，投入中辅至除氧器供汽，对除氧器进行加热。当中辅联箱压力达到0.4Mpa时，此时汽轮机负荷约25MW，利用辅助汽源提前冲汽动给水泵至800r/min运行，暖泵。然后逐渐提升汽泵组转速至3100r/min。
8、汽机负荷达80MW时并入一台汽泵运行。3汽水品质控制本次启动严格按照汽水品质控制标准进行，启动初期汽水品质在合格范围，只是在12:00-22:30分期间随主汽温度、压力的升高和负荷变化，炉水二氧化硅不合格，在258-445g/L之间变化（二氧化硅标准250g/L），其它水汽品质均合格。此阶段提高炉水磷酸根含量，连排开至15t/h，增加定排次数（5次），最后炉水品质合格。和以往启动相比，汽水品质没有明显变化。00:00：测1号机给水、除氧器出口水YD=0.5mol/L（标准YD5molL）。01:25：化验1号机凝结水YD=1.0mol/L（标准YD5mol/L），通知1号机合格。01:30：1
9、号炉点火。02:10：1号高混投入运行。02:15：测1号机凝结水、给水、除氧器出口水YD=1.0mol/L（标准YD5molL）,全开连排,启3号凝结水、给水加氨泵运行。08:15：1号炉主汽压力4.65MPa,主汽温度353，测凝结水、除氧器出口水、给水YD=0mol/L，给水PH=9.58，炉水酚酞碱度=0.02mmol/L,PH=9.20,磷酸根=1.6mg/L，再热蒸汽二氧化硅16.3g/L，饱和蒸汽二氧化硅2.5g/L，过热蒸汽二氧化硅4.2g/L，给水二氧化硅12.2g/L，凝结水二氧化硅5.9g/L，炉水二氧化硅52.8g/L，水汽品质合格。08:48：1号机与系统并列。10:
10、20：1号炉主汽压力6.19MPa,主汽温度405，负荷60.1MW。测凝结水、除氧器出口水、给水YD=0mol/L，给水PH=9.60，炉水酚酞碱度=0.03mmol/L,PH=9.41,磷酸根=2.2mg/L，再热蒸汽二氧化硅3.2g/L，饱和蒸汽二氧化硅2.0g/L，过热蒸汽二氧化硅12.2g/L，给水二氧化硅14.5g/L，凝结水二氧化硅18.9g/L，炉水二氧化硅81.3g/L，水汽品质合格。12:00-22:30：随主汽温度、压力的升高和负荷变化，炉水二氧化硅不合格，在258-445g/L之间变化（二氧化硅标准250g/L），其它水汽品质均合格。此阶段提高炉水磷酸根含量，连排开至1
11、5t/h，增加定排次数（5次）。00:10：炉水二氧化硅标准230g/L，水汽品质合格。4启动关键控制点4.1本次启动由于没有辅助汽源，锅炉上水均为常温水质，且除氧器无除氧能力，要增加化验频次，增加排污次数。4.2随着主汽压力变化及时调整轴封压力，防止轴封压力不稳，影响机组真空或机组轴封进冷气。轴封随着主汽温度变化而变化，无调节手段，并网后辅汽运行稳定后及时切换至辅汽，切换时要缓慢切换。4.3因锅炉冷态启动，点火初期水温较低，油枪燃烧雾化及燃烧不充分，待辅汽压力达空预器吹灰条件时，及时投入吹灰系统。4.4机组升温升压时，应及时开大高压旁路，调整低压旁路，控制冷再压力，维持较高辅汽压力，满足除氧
12、器加热要求，同时加强主、再热疏水，加快主、再热汽温升速度。此时加强对给水调节，维持汽包水位正常。结束语：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，实现火电机组温态启动的大胆尝试。由于准备工作充分，组织、安全及技术措施得力，整个启动过程中，进展比较顺利，从锅炉点火到并网带负荷撤完油枪耗时约10小时，启动耗油30吨。但也存在一些问题有待进一步探讨，由于炉膛温度低，燃油雾化条件差，着火及稳定燃烧环境恶劣，导致整个启动时间延长。另外，除氧器加热及炉底加热不能提前投入，锅水水循环建立缓慢等。无辅助汽源启动机组的运行还需不断完善和细化，以确保设备的安全、可靠和经济运行。机组整个启动过程，
13、机组所有参数均在允许控制范围。大型燃煤锅炉启停过程中如何节油原创2016-03-22晏海能清洁高效燃煤发电【论文摘要】随着国民经济的发展，低碳、节能降耗工作越来越受到重视，火电厂锅炉是耗油大户，节油工作存在着的巨大潜力，锅炉启动和停止，是节油的关键，本文以实例对锅炉启停过程如何节油进行了针对性的分析，供同行参考。【关键词】燃煤锅炉启停节油0前言火电厂锅炉启动、停运和低负荷稳燃均需耗用大量的燃油。近年来，随着油价上涨，使得燃煤锅炉点火和助燃成本大幅增加，如何降低燃煤锅炉用油已迫在眉睫。本文结合实际操作，从燃煤锅炉的启停节油方面进行阐述，供同行参考。1锅炉启动时的节油300MW机组的启动是一个整体
14、的过程，在整个机组的启动过程中，需要汽机、电气、热控的密切配合，同时，设备状况的好坏，启动过程参数的控制等，都对启动过程有重大的影响，锅炉启动顺利与否，对启动用油量有决定性的作用。淮阴发电厂#3锅炉型号为HG-1036/17.5-YM36锅炉，一次中间再热、亚临界、单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、四角切圆、自然循环汽包炉。原设计点火时使用等离子点火，但由于设备状况较差，在运行中无法正常投用，因此，淮阴发电厂在2010年6月通过技改，增加了一套微油点火装置。在改造微油点装置前的两次点火过程中，通过对整个启机的过程进行严格的控制，取得了较好的效果，整个启动过程中，点火用油量与同类电厂相比，节油
15、达到50%左右，效果较为显著。下面按启动过程分几个方面进行讨论。1.1做好启动前的试验、检查工作。300MW机组所属设备较多，系统较为复杂，在启动过程中，往往一个微不足道的问题，就能对启动造成重大的影响。由于生产现场较为复杂，特别在风烟煤粉系统，煤粉、烟尘易在风门处积存，造成风门卡涩，有时甚至造成风门无法关闭或开启，而这些缺陷在正常运行中，由于很多风门的状态是不调整的，因而无法发现。因此在机组启动前，进行相关的试验工作是非常必要的，可以提前发现问题，将一些隐藏的隐患提前发现，在点火前及时消除，从而有效的保证启动过程的顺利进行，为机组的启动节油打下基础。这项工作在各电厂大修后的开机过程中一般都比较重视，但在停机消缺、或节日检修等短期检修后的启动过程中，由于时间较紧，一般都疏忽启动前试验。其实，只要安排得当，对一些易出故障的阀门、风门进行试验，不会影响工期。目前，淮阴发电厂在启动前，无论设备检修与否，都安排对有关设备、风门等进行试验，在两次启动过程中，未发生因设备缺陷而延误启动。1.2锅炉点火前及时投入炉底加热现在300MW以上机组，一般都设有辅汽系统，锅炉水冷壁均设有底部加热装置，在锅炉冷炉启动时，利用辅汽投入炉底加热，可有效的达到缩短启动时间和节油的
