国产300 MW机组优化启动

杨旭昊

(华电能源股份有限公司牡丹江第二发电厂，黑龙江 牡丹江　157015)



国产300 MW机组优化启动

杨旭昊

(华电能源股份有限公司牡丹江第二发电厂，黑龙江 牡丹江157015)

摘要：由于黑龙江东部网负荷峰谷差大，华电能源股份有限公司牡丹江第二发电厂300MW机组被频繁安排启、停。为使机组安全、经济启动，节约企业运营成本，提高经济效益，结合地区季节特点和生产设备具体情况，总结出一套节能优化启动方案，即机组底部蒸汽加热、全程微油、全程汽泵、单循环泵低速滑参数优化启动方式，与优化前相比，优化后的启动过程安全性和经济性均得到显著提高。

关键词：优化启动；经济性；底部加热；微油；汽泵

表1　主要设备参数

1机组概况

华电能源股份有限公司牡丹江第二发电厂(以下简称牡二发电厂)位于黑龙江省东南部，是黑龙江东部电网的重要支点，同时也担负着牡丹江市区约1 000万m2冬季采暖期的供热任务。按照国家和中国华电集团公司节能减排计划，牡二发电厂“上大压小”工程的2台300 MW机组分别于2010年10月和2011年1月并网发电。黑龙江东部电网作为东北地区最“窝电”的区域电网之一，负荷峰谷差极大，重要节假日期间更为突出，牡二发电厂的2台300 MW机组被频繁安排启、停。因此，做好机组启动过程的安全、经济运行工作尤为重要。

2机组优化启动主要设备参数

机组优化启动主要设备参数见表1，油枪参数见表2。

3机组优化启动重点环节

牡二发电厂2台300 MW机组4年启动40余次，结合地区季节特点和生产设备的具体情况，不断总结启动过程中的经验和不足，优化启动过程。

表2　油枪参数

3.1滑参数启动

滑参数启动是锅炉、汽轮机联合启动方式，是锅炉升压过程与汽轮机暖管、暖机、冲转、升速、并网带负荷平行进行的启动方式。启动过程中，随着锅炉参数的逐渐升高，汽轮机负荷也随之增加，待锅炉出口蒸汽参数达到额定值时，汽轮机也达到额定负荷，锅炉、汽轮机完成启动过程。

滑参数启动具有2方面优点：(1)增加了机组启动过程的安全性，滑参数启动过程中，锅炉、汽轮机等承压部件在较低蒸汽参数下加热，热膨胀与热应力较小，使汽轮机动、静部分胀差减小，锅炉汽包上、下壁温控制在规定范围内。(2)缩短机组启动时间，由于在锅炉升压过程中，暖管、汽轮机暖机、启动等过程同时进行，极大地缩短了机组启动时间，增加了运行调度的灵活性，使机组及早并网发电。

滑参数启动也存在缺点，如锅炉需要长期低负荷运行，容易造成燃烧不稳定，燃烧调整难度大，启、停操作复杂等，但这些缺点可以通过提高运行人员的专业技术水平和实际操作经验来解决。

3.2锅炉汽包底部加热

牡二发电厂地处我国高寒地区，为了应对冬季机组启动初期汽包温升慢的问题，设计时就考虑并安装了锅炉汽包底部加热装置。锅炉冷态启动时投入底部加热，不仅容易建立稳定的水循环，使锅炉各部件均匀受热，同时可以使锅炉具备一定的温度，对锅炉的点火和燃烧非常有利，点火前在锅炉汽包底部加热锅炉炉水以提高汽包温度，可以节省投油(微油)时间约4 h，节约燃油2 t。底部蒸汽加热的提前投入使锅炉整个启动过程的安全性和经济性明显提高。

锅炉汽包底部加热使用的汽源是厂用蒸汽(或汽轮机中压辅助汽源)，与锅炉汽包炉水进行混合式加热，加热过程应注意以下问题：

(1)加热升压过程应缓慢进行，控制炉水升温率≤1 ℃/min,控制汽包壁温差不超过50 ℃。

(2)加热期间当汽包水位超过100 mm时，可采用定排放水保持水位平衡。

(3)加热过程中注意锅炉各部位膨胀是否均匀。

(4)加热汽源压力保持在0.8 MPa以上。

(5)当汽包下壁温度加热到100 ℃以上时，退出底部加热，进行炉水化验，合格后方可进行锅炉点火。

3.3全程微油

HG-1025/17.45-YM28型锅炉优化前的启动流程是在点火初期投入4只OA层锅炉大油枪，待锅炉热风温度满足制粉系统投入条件时，投入A制粉系统，同时投入4只微油油枪，燃烧模式改为微油模式，停2只OA层锅炉大油枪，锅炉滑参数启动至负荷180 MW以上且锅炉燃烧稳定时停全部油枪，整个启动过程燃用25 t燃油。优化后，整个启动过程用4只微油油枪(主油枪+辅助油枪)稳燃，整个启动过程仅用5 t燃油，节约20 t燃油，节油率达到80%。为保证启动全程微油，根据设备实际情况，重点开展了如下工作。

3.3.1安装A制粉系统暖风器

为解决点火初期磨煤机热风温度低的难题，在A磨煤机热风入口安装暖风器，可以在点火初期迅速将制粉热风温度提高至160～180 ℃，保证锅炉在点火初期(微油模式)就可以投入A制粉系统运行。点火初期投入A制粉系统一方面可以保证微油油枪的投入，在点火初期起到助燃的作用，另一方面可以增加进入炉膛的热负荷，提高锅炉升温、升压速度。其结构如图1所示。

3.3.2使用启动专用煤

为保证锅炉启动过程全程微油稳燃，牡二发电厂单独采购高热值、高挥发分、低灰分、可磨性系数低的优质烟煤作为启动专用煤，提高点火初期的煤粉燃尽率，随机抽取3个批次的启动专用煤样，其参数见表3。

3.3.3调整煤粉细度

为保证点火初期的燃烧稳定性，每次锅炉启动前，调整磨煤机出口分离器挡板角度，在煤粉经济细度基础上稍略调整，提高锅炉启动初期的燃烧效率。煤粉经济细度的经验公式为

式中：启动专用煤的干燥无灰基挥发分Vdaf=35.0%，则煤粉经济细度R90=21.5%，通过调整磨煤机出口分离器挡板角度，将煤粉细度R90调整到19%±1%。机组参数额定后，将锅炉煤粉细度R90按照正常燃用煤质调整到锅炉煤粉经济细度。

3.4全程汽泵

优化前的机组启动上水方式为锅炉点火后约2 h，启动电动给水泵向锅炉汽包保持连续补水，由于电动给水泵的额定出力仅为30%锅炉额定负荷下的给水量，所以机组并列后负荷至80 MW时倒换为汽动给水泵上水，电动给水泵投入连锁备用。优化前上水方式有2方面不足：一方面是机组冷态启动过程从汽包连续上水到汽动给水泵上水的时间约为8～10 h，而电动给水泵耗电量是300 MW机组中所有辅机中最大的(3 500 kW)，使机组启动过程的厂用电率较高；另一方面是电动给水泵上水可靠性差，上水过程中没有备用设备，汽泵从暖机到机组达到额定转速需要40～60 min，一旦设备出现故障，必然会导致锅炉汽包减水，锅炉熄火，延迟机组并网发电时间。

全程汽泵上水优化后，锅炉汽包静态上水时，启动汽泵前置泵上水。汽泵前置泵扬程为86 m，汽包标高为60 m，汽泵的扬程足以克服汽包的标高将水上至汽包。锅炉汽包压力升至0.2 MPa以后，冲动1台汽泵向锅炉上水，并在整个机组启动过程中全程应用汽泵向锅炉汽包上水。全程汽泵启动过程中要注意2点：一是要注意保持辅汽压力，一般保持中压辅助压力(0.65±0.05) MPa，保证汽泵汽源稳定；二是由于机组启动初期给水流量较小，禁止汽包水位自动调整，需手动控制汽泵转速，汽泵再循环保持开位，避免流量过小造成汽泵损坏。

图1　安装暖风器后的A制粉系统

启动煤批次收到基低位发热量/(MJ·kg-1)收到基低位发热量/(MJ·kg-1)空气干燥基水分/%全水分/%灰分/%收到基挥发分/%分析基灰分/%09191P16820.49920.520.536.0035.4621.6435.0810191P16920.88720.910.587.9036.1122.4532.5111191P00221.82920.850.587.5034.0121.9530.23平均21.07221.090.567.1335.1922.0132.61收到基灰分/%分析基硫分/%干燥基硫分/%收到基硫分/%分析基固定碳/%收到基高位发热量/(MJ·kg-1)干燥基灰分/%干燥基挥发分/%32.970.270.270.2641.6822.6334.8922.9029.940.280.280.2642.8723.5432.3224.2327.960.290.290.2745.7824.4430.0523.5930.290.280.280.2643.4423.5432.4223.57

3.5单循环泵低速启动

机组启动初期，真空度保持在60～80 kPa较为适合。若真空度过低，转子冲转时需要的蒸汽较多，排入低压缸蒸汽量较多，使低压缸压力、温度升高，容易造成低压缸排气门动作，同时会对低压缸和低压转子造成较大的热冲击，严重时会造成低压转子振动；若真空度过高，不仅需要较长时间建立真空度，且由于进汽量少，使汽轮机金属加热缓慢，主汽系统和再热系统的暖管加热也较难控制，延长了启动时间。

结合机组启动初期的暖管、冲转及低负荷运行各项需要，采用单循环泵低速运行建立、维持较适合的真空度，直至机组并列负荷稳定工况，时间约10 h。机组启动过程单循环泵低速运行的方式比双循环泵高速运行的方式节约厂用电量约2万kW·h。

4机组优化启动效益分析

300MW机组的优化启动主要有锅炉汽包底部加热、锅炉启动全程微油、单循环泵低速启动、汽机全程汽泵4个关键环节，从节约能源的分类上看，分为节约启动锅炉燃油和节约启动厂用电2方面。

4.1节油量分析

锅炉汽包底部加热节油约2 t，按照燃油成本10 000元/t计算，节约燃油成本约2万元，全程微油节约燃油成本约20万元。锅炉底部加热与锅炉启动全程微油2个环节合计节约成本约22万元。

4.2节电量分析

(1)单循环泵低速启动8～10 h，节约厂用电量约2万kW·h，按照厂用电量单位燃料成本0.2元/(kW·h)计算，节约厂用电成本约4 000 元。

(2)全程汽泵节约电泵运行8～10 h，节约厂用电量约2万kW·h，按照厂用电量单位燃料成本0.2 元/(kW·h)计算，节约厂用电成本约4 000 元。

从汽泵连续运行到机组负荷90 MW(传统方式电泵切汽泵工况)，汽泵耗用蒸汽量平均为6～8 t/h，蒸汽品质压力为0.4 MPa，温度为250 ℃，汽泵进汽比焓hj=2 964 kJ/kg，汽泵排汽比焓hp=2 550 kJ/kg，按8 h，共6 t蒸汽计算，汽泵耗用蒸汽热量Q=8×6×1 000×(hj-hp)÷1 000=19.8×103(MJ)。

汽泵耗用蒸汽折合标准煤质量为(19.8×103÷29.27)÷1 000=0.68 (t)，按照标准煤价500元/t计算，全程汽泵多耗用蒸汽费用约为0.68×500=340 (元)，即每次机组启动全程汽泵方式节约成本约3 660 元。

单循环泵低速启动与全程汽泵2个环节合计节约成本0.76万元。

综上所述，启动优化后每次可以节约成本约23万元，按照全年300 MW机组启动10次计算，每年可以节约230万元。

5结束语

300 MW机组的启动优化工作，重点在启动过程中对节油和节电方面的控制。根据长期的实践和对比分析，每年可以节约企业运营成本约230万元，同时还减少了大量的烟尘和污染物的排放。企业在收到显著社会效益的同时也收到了较好的环保和社会效益。

(本文责编：弋洋)

收稿日期:2015-12-22；修回日期:2016-01-31

中图分类号：TK 227

文献标志码：B

文章编号：1674-1951(2016)03-0041-03

作者简介：

杨旭昊(1978—)，男，黑龙江牡丹江人，高级工程师，从事发电厂热能动力、集控运行方面工作(E-mail:yangxuhao2008@163.com)。