1 000 MW机组无辅助汽源启动的研究与实践

成 勋 许振锋

1.上海漕泾热电有限责任公司

2.上海上电漕泾发电有限公司

1 000 MW机组无辅助汽源启动的研究与实践

成 勋1许振锋2

1.上海漕泾热电有限责任公司

2.上海上电漕泾发电有限公司

以上海漕泾电厂1 000 MW超超临界机组的设备配置为参数，介绍现有的辅助蒸汽系统和各用户要求。针对外部辅助汽源即将失去的现状提出无辅助汽源机组启动的运行方案，通过实践验证了方案的可行性。

辅助汽源；启动；机组

1 概述

上海漕泾电厂2×1 000 MW机组汽轮机采用上汽厂引进德国西门子公司技术设计制造的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机，主要技术数据如表1。

漕泾电厂每台机组给水系统配置2台50%容量的汽动给水泵和1台35%容量、半压的电动调试给水泵，汽机旁路采用高低压二级串联旁路液动旁路，高旁容量100% BMCR，低旁容量65%BMCR。

全厂设置公用辅助蒸汽母管（参数P=0.8～1.3 MPa，t=250～380℃），汽源来自低温再热蒸汽（减压后），备用汽源为上海化工区应急锅炉蒸汽。第一台机组投产时所需的启动辅助蒸汽将由应急锅炉供应，根据电厂和化工区的协议，化工区提供1.3～1.6 MPa(g)，温度为280～340℃的辅助蒸汽120 t/h，满足机组启动必需的蒸汽用量。自应急锅炉来的启动蒸汽管道管径为φ325×13 / φ273×11，启动蒸汽接至机组辅助蒸汽母管。机组辅助蒸汽系统如图1所示，机组启动蒸汽用量统计如表2（其中带*为必须项）。

表1 汽轮机主要技术数据

表2 机组启动蒸汽用量统计

在机组启动过程中，既有汽轮机轴封和节油点火用汽等必需考虑的蒸汽量，也有其它用汽点需要蒸汽，因此机组启动必需有外部输入合适的启动汽源。根据沪府办[2015]93号文要求，2017年底前关停化工区燃煤应急锅炉，届时漕泾电厂的辅助蒸汽母管将无外部汽源供应。而目前国内火电机组的年运行小时数正逐年下降，漕泾电厂也经常处于单机组运行状态，一旦该机组事故非停，机组启动所需的外部汽源无法保证，汽轮机轴封和微油点火系统无法正常投运，那将会造成机组无法正常启动的局面，其损失难以预估。

2 无辅助汽源启动方案

2.1 热态启动方案

图1 机组辅助蒸汽系统示意图

事故停机后机组处于热态，此时进行机组热态再启动，启动过程中做到尽可能减少锅炉热量向凝汽器的排放，利用锅炉余热供辅助蒸汽，通过高旁调压、调温门的手动调节，保持再热蒸汽冷段压力1.0 ～3.0MPa、温度300～350℃，再通过再热蒸汽冷段向辅汽母管供汽。

如事故停机后12 h内，锅炉能点火启动的可保持凝汽器真空、汽动给水泵一台运行进行启动。如事故停机后12 h内锅炉无法点火，在24 h内能点火启动的可保持凝汽器真空、电动给水泵运行进行启动，汽动给水泵停用节省锅炉余汽。

2013年9月，漕泾电厂1号机组检修，2号机组故障非停，在快速查清事故原因并消除缺陷后进行热态再启动，当时外部辅助汽源还未投运，成功利用锅炉蓄热启动成功，证明无外部辅助汽源情况下可以采用此方案进行热态再启动。

2.2 机组冷态或温态启动方案

机组停运一段时间后处于冷态或温态，高压缸缸温＜390℃（正常停机后约48 h可达到此温度）及主机轴封汽停用＞12 h，可无轴封汽情况下拉真空至50～70kPa，启动电动给水泵，锅炉油枪点火。低旁调压门放手动保持关闭位置，开启凝汽器水幕喷水、低旁减温水（防止低旁泄漏引起的凝汽器温度升高），注意凝汽器内温度＜60℃。暖管旁路压力调门手动调节、再热器热段疏水调门手动调节。主蒸汽通过高旁、暖管旁路→再热蒸汽冷段→再热器→再热器热段疏水调门→清疏箱→清疏泵→凝汽器，进行暖管及升温升压。

当再热蒸汽冷段压力达到0.5～0.8 MPa、温度200℃向辅汽母管供汽。当辅汽母管压力0.3～0.5 MPa 温度210℃左右向小机、主机供轴封汽（经轴封电加热器可加热至240℃左右），提高凝汽器真空至正常值。低旁减压调门根据主蒸汽压力、再蒸汽压力、再热器管壁温度适当调节。主机、小机轴封汽量约为10 t/h。当辅汽母管压力温度满足锅炉磨煤机暖风器加热要求时，向其供汽约为15 t/h。

当锅炉磨煤机启动后，根据锅炉产汽量逐步增加的情况，除氧器逐步投用辅助蒸汽加热、2号高加的投用以提高给水温度，注意再热器管壁温度正常。当主蒸汽、再蒸汽参数接近冲转参数或汽轮机低速暖机过程中可启动汽动给水泵（约需30 t/h蒸汽）、停用电动给水泵。

2.3 无辅助蒸汽启动注意事项

注意凝汽器温度及排汽温度正常；注意暖管时的疏水，特别是再热蒸汽冷段管道疏水，防止管道设备积水引起的振动；注意再热器管壁温度正常，如温度高可减少再热蒸汽冷段用汽量，增加再热器的通汽量。

3 辅助汽源改造方案

漕泾电厂除了正常的发电外送电网外，还承担着向上海化工区供热管网输送热力的职责，其中高压供热参数为5.2 MPa/335℃/100 t/h，管道规格为Ø325×13，交接点位于距机组辅汽母管500m处的供热计量站，再经10 km的供热管道并入化工区供热管网。经管网侧计算，若从管网侧倒送蒸汽至交接点，参数约为3.3 MPa/244.1℃/75t/h，以此点为汽源点核算至辅汽联箱的蒸汽参数如表3（理论计算值）。

在机组启动过程中必需考虑的辅助蒸汽用量为大机轴封蒸汽和节油点火加热蒸汽，其中大机轴封蒸汽参数要求为P=0.3～0.8MPa、t=280～320℃、5 t/h，节油点火加热蒸汽只要求流量大于10 t/h。从表3可知供热管网倒送蒸汽至辅汽母管后温度参数无法达到大机轴封蒸汽参数要求，为了解决温度不能直接满足其使用条件的问题，考虑供汽至大机轴封启动用汽时采用电加热器提高蒸汽温度。

大机轴封系统中已有一台300 kW电加热器，以备辅汽汽源温度较低时通过电加热提高蒸汽温度至轴封用汽允许温度，按原辅汽汽源参数加热器出口蒸汽温度可控制在280～320℃（设备加热温差范围按80℃考虑）。新的辅汽温度低于原汽源近20℃，原电加热器功率不能满足对新汽源在相同蒸汽用量下的温升要求，故需要增加电加热器以进一步提高蒸汽过热度，根据计算，电加热器总功率需达到400 kW才能满足要求，故考虑将现有300 kW电加热器更换为400 kW电加热器。

表3 供热管网倒送蒸汽参数计算表

目前，该辅助汽源改造项目正在实施中，工程主要包括从主厂房给煤机层Ø325×13供热母管接一路管道至辅汽联箱，进联箱前安装调节阀进行降压，大机轴封电加热器更换为400kW大容量加热器。此外，供热管网倒送蒸汽更无法达到小机冲转参数，鉴于加热小机进汽的加热器容量过于庞大不宜加装，故不考虑机组启动时使用小机，而使用半压、30%容量的电动给水泵启动，待辅汽参数达到小机冲转参数后再切至小机运行。

4 结论

以上论述表明，无外部辅助汽源的情况下完全可以热态再启动，鉴于冷态或温态启动存在一定风险，会对机组造成一定损伤，万不得已不建议采用此方案，目前未得到实际应用。而辅助汽源改造充分利用了电厂现有的供热管网的有利条件，为电厂创造了可靠的外部辅助汽源，提高了机组的安全性，避免了目前单机运行下外部汽源长距离管道暖管备用的蒸汽损耗，提高了电厂的经济性、改善了环境和电厂的综合效益，也为其它同类型机组的辅助汽源改造提供了借鉴经验。

[1] 俞民，李腾，孙鹏. 600MW机组无辅助汽源热态启动方案的探索与实践[J].安徽电气工程职业技术学院学报，2010，15（3）.

[2] 徐国君，李印. 高参数大容量机组无辅助汽源启停[J].热力发电，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

成勋：（1977-），男，大学本科，生产管理，从事供热机组设备生产管理工作。

许振锋：（1976-），男，硕士，设备管理，从事汽机专业设备的检修管理工作。