无临机汽源机组极热态启动及高旁故障分析

郭以永，匡 政

(安徽华电六安电厂有限公司，安徽 六安 237126)

无临机汽源机组极热态启动及高旁故障分析

郭以永，匡 政

(安徽华电六安电厂有限公司，安徽 六安 237126)

火电厂大容量机组跳闸后经常需要进行极热态启动。介绍了在单机运行无临机汽源的情况下实现极热态启动的操作要点，以及在启动过程中发生高旁故障时的紧急处理措施。极热态启动既节约了生产成本，又缩短了启动时间，提高了机组的竞争力。

火电厂；单机运行；极热态启动；高旁故障

0 引言

某电厂2台660 MW机组锅炉为超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、Π型半露天布置、全钢架悬吊结构，除灰渣系统为干式机械式除渣系统。机组汽轮机为上海电气集团有限公司制造的一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机。汽轮机主汽门前额定压力为25.0 MPa，额定温度为600 ℃，再热主汽阀前额定温度为600 ℃。机组采用“定-滑-定”的运行方式，带基本负荷并调峰运行。汽轮机旁路系统采用35 %容量的高压旁路和低压旁路。电泵设计压力为15 MPa，额定出力为575 t/h。锅炉点火和稳燃方式采用A，B层等离子，为满足节能和环保要求没有配备油枪。

火电厂如果在单机运行期间发生机组跳闸，此时没有临机辅汽供给，经常需要进行极热态启动。极热态启动是指停炉时间小于1 h，锅炉汽水分离器金属内壁温度不低于340 ℃，汽轮机高压缸第1极金属内壁温度不低于520 ℃的重新启动。在进行极热态启动时，如果处理不当，将对汽轮机的寿命造成极大的影响。

1 无临机汽源机组极热态启动分析

单机运行期间机组跳闸时，若能明确机组跳闸原因，短时间能消除故障，可以进行极热态启动操作，尽快恢复并网发电以减少损失。因单机运行期间无临机辅汽供汽，在机组跳闸后需要利用再热器余汽来保证轴封正常供汽。机组跳闸后，汽轮机惰走时尽量不破坏真空，否则将造成轴承负荷加大，可能导致轴承损坏。从实际运行经验看，打开高、低旁由冷再供辅汽及轴封，在锅炉MFT(Main Fule Trip，主燃料跳闸)后可维持2 h，足以满足汽轮机惰走过程需要(不破坏真空惰走过程需要40—60 min)。若锅炉在2 h内能点火成功，则机组可以实现极热态启动，不需要启动锅炉。

机组在正常运行时，主汽压力通常大于15 MPa。当机组跳闸时，需要将主汽压力降至15 MPa以下，从而满足电泵上水条件。这就需要锅炉缓慢交替开启高温过热器出口管道两侧PCV(Pressure Control Valve，压力控制阀)阀进行泄压。主蒸汽泄压时，控制平均降压速率为0.5 MPa/min；当主汽压力下降较快时，立即关闭PCV阀，待主汽压力平稳后再重新开启。整个泄压过程由PCV阀间断泄压来控制，严禁使用HWL阀(锅炉启动阀)泄压。当主汽压力降至15 MPa时，缓慢开启高旁供再热器进汽，保持冷再压力在0.7—1.4 MPa，冷再温度在300—370 ℃，从而为轴封提供持续的汽源。当主汽压力降至15 MPa以下时，启动电泵为锅炉上水建立锅炉启动流量。锅炉上水后，主汽压力会保持缓慢下降，不需要再开启PCV阀泄压。锅炉上水时，因除氧器加热未投，给水温度与水冷壁壁温相差大，需要适当控制上水速度，保持上水流量在50—70 t/h。待分离器水位正常后及时投入HWL阀自动以保持分离器水位稳定。机组进行极热态启动时，锅炉可不进行循环冲洗。

锅炉MFT后进行炉膛吹扫时，要严防锅炉爆燃。在锅炉吹扫过程中要尽量维持炉膛热负荷，缩短极热态启动时间，加快锅炉点火进度。锅炉吹扫完成后，首先要确认A，B层等离子拉弧正常，确保A，B磨煤机内被吹入炉膛的积粉可以及时引燃，避免启动一次风机导致大量进入炉膛的煤粉没有被引燃而堆积，最终引发爆燃的恶性事故。因此，在开启A，B磨煤机出口一次风挡板时，需要逐台对磨煤机各出口一次风挡板进行操作，严禁同时开启其他磨煤机出口一次风挡板。锅炉点火初期，及时投入空预器连续吹灰，防止尾部烟道再燃烧。

锅炉点火后，通过调整高、低旁路开度来提升主、再热蒸汽汽温，建立足够的蒸汽流量。应缓慢操作高、低旁路，防止管道振动。点火后及时投入辅汽至除氧器加热，以减少给水与水冷壁的温差。辅汽联箱压力和温度正常后，及时冲转一台小机运行，锅炉改由汽泵上水，进而保证机组能够尽快带上工况点负荷；另一台小机可以冲转至3 000 r/min备用。锅炉点火后受热面壁温需要重点监视，确保控制屏式过热器、末级过热器、末级再热器壁温变化率不大于3 ℃/min。当发现受热面壁温上升过快时，需要及时调整燃料量和给水流量，以避免受热面超温。

汽轮机冲转前要至少保证2套制粉系统运行，且主、再热蒸汽温度已停止下降并呈缓慢上升趋势。冲转前，确认主汽压力低于12.5 MPa，主汽温度比高压内缸壁温高30—50 ℃，再热蒸汽压力为1.2 MPa，再热蒸汽温度比中压内缸壁温高30—50 ℃，主、再热蒸汽过热度大于50 ℃。冲转时因高压缸本身温度较高(500 ℃以上)，尤其在高旁开启阶段，高压缸进汽量小，冷再压力相对高；由于鼓风效果，会造成高排末级叶片温度升高。当汽轮机冲转转速大于360 r/min以上时，可能会出现高压缸切缸现象。虽然高压缸切除后，汽轮机仍然可以依靠中压缸作功将汽轮机冲转至3 000 r/min，甚至并网后可接带15 MW负荷，但依靠中压缸继续升负荷将会变得很困难，特别是再热器压力较低时尤为明显。因此，当冲转时发生高压缸切缸时需要人工手动开启高压调门，恢复高压缸做功。

综上所述，无临机汽源条件下极热态启动就是要尽快将机组负荷升至300 MW以上或者恢复主、再热蒸汽压力、温度至正常值，避免在低负荷阶段过多停留，以及防止主、再热汽温下降失去冲转并网时机。从实际运行经验看，主汽压力从24 MPa降至15 MPa用时18—25 min，锅炉上水用时40—50 min，锅炉点火至汽机冲转用时120 min，汽机冲转至机组并网用时30 min。

2 高旁故障启动分析

无临机汽源条件下极热态启动主要依靠旁路为辅汽提供持续的汽源来维持轴封压力。机组跳闸后若发生高旁故障无法打开，机组无法投入旁路运行，此时应该立即手动关闭低压旁路，以保证再热器内蒸汽不流失。当再热器内蒸汽减少，无法保证辅汽供汽以及维持轴封压力时，应立即关闭主、再热蒸汽管道所有疏水和汽缸本体所有疏水，采取闷缸措施。在切断进入凝汽器的热源后，汽轮机破坏真空。从运行经验得出，当再热器压力降至1.4 MPa时，再热蒸汽仅能为轴封提供30 min汽源。

高旁故障处理期间，需要尽量减少炉膛热量损失，为后期锅炉可靠点火提供有利条件。此时需要高度关注一次风温的下降幅度，保证一次风温不低于160 ℃。若一次风温降至160 ℃以下，锅炉因没有配备油枪又达不到磨煤机暖风器投运要求，将失去无临机汽源情况下的点火条件。因此，在一次风温降至170 ℃之前若高旁仍然没有消缺完毕，应立即恢复锅炉运行，实现锅炉无旁路点火。锅炉点火成功后控制煤量18—25 t/h，给水流量300—400 t/h，维持炉膛最低热负荷。

在汽轮机旁路关闭、锅炉点火期间，锅炉通过煤水比、PCV阀对空排汽和HWL阀排水来维持热量平衡和主汽压力的稳定，控制主汽压力不超过10 MPa。当主汽压力降低时缓慢加煤，维持正常煤水平衡，保持主汽压力稳定；当主汽压力升高时适当减少给煤量，增加给水流量，通过HWL阀对外排水来降低主汽压力。若主汽压力快速上升无法维持稳定时，缓慢交替开启两侧PCV阀进行泄压。PCV阀开启时控制主蒸汽泄压速率小于0.5 MPa/min，保证电泵上水稳定。在高旁缺陷处理完毕后，缓慢开启高、低旁，保证辅汽至轴封供汽正常，及时投运磨煤机暖风器和真空系统，以恢复机组正常启动。

在锅炉无旁路点火期间要加强各段金属壁温监视防止壁温超温，控制主、再热器壁温不超过480 ℃，其中控制低温再热器不超温是难点之一。此时需要加强燃烧调整，保证汽轮机主蒸汽压力与锅炉热负荷匹配，在满足炉膛燃烧需求和总风量要求的前提下适当减少锅炉二次风量，以便减少烟气量，降低再热器壁温。高旁打开后，机组应尽快带负荷至热态初始负荷以上，缩短再热器干烧时间，保证再热器有充足蒸汽进行冷却。

3 结束语

单机运行发生机组跳闸后极热态启动需要及时开启高、低旁，维持冷再压力，保证辅汽和轴封供汽。分析660 MW机组无临机汽源条件下进行极热态启动的操作思路以及相关的注意事项，总结在极热态启动时发生高旁故障时的操作要点，为同类电厂在发生高旁故障时无临机汽源条件下进行极热态启动提供参考。

1 朱福星．600 MW超临界机组跳闸后极热态启动操作总结[J]．科技展望，2014，12(22)：14-15.

2 夏 静．600 MW超临界机组邻机加热启动技术[J]．电力安全技术，2014，16(7)：15-16.

南方电网2017年迎峰度夏大面积停电应急演练成功举行提高应急响应能力 保障电网安全运行

7月4日下午，南方电网公司举行2017年迎峰度夏大面积停电应急演练。本次演练模拟西电东送多条线路发生故障停运及深圳、东莞、南宁等城市发生大面积停电，检验该公司系统各部门、单位对大面积停电事件的快速响应和应急管理水平。

这次演练结合南方电网公司2017年电网运行九大风险，根据夏季电网运行特点，设置了南方电网主网故障4起、省区电网故障3起。演练模拟楚穗直流单极和牛从甲乙双回因线路交叉跨越点发生山火，导致跳闸并引发广东大面积拉闸限电。在省区电网方面，本次演练针对本省(地)区电网重大风险或近期发生的典型异常事件确定演练内容并开展演练。

当日15:30，公司模拟启动大面积停电Ⅲ级应急响应，相关部门、参演单位按照预案要求，密切配合，迅速判明事故原因，评估电网安全稳定裕度，指挥运维单位查找故障，组织抢险力量赶赴现场抢修。公司还通过官方微博、短信、95598等媒介向社会不间断发出抢修信息，化解民众疑虑，做好客户服务。经过2.5 h处置，广东、广西、云南电网公司，深圳供电局与主网恢复正常，大部分用户恢复供电。

本次演练由该公司系统部、安监部牵头组织，公司生技部、市场部、宣传部，广东、云南、广西电网公司，深圳供电局和南网传媒公司等单位共约400多人参与了此次演练。该公司安监部相关负责人表示，本次演练采取综合演练形式，未编制演练脚本，未告知演练内容，充分检验了该公司大面积停电事件应急预案及各级事故处置预案，检验了该公司系统应对重大电力安全事故、设备事故的联动协调能力，进一步夯实了“十九大”保供电及迎峰度夏期间电网安全稳定基础。

（来源：中国南方电网公司网站2017-07-05）

2016-12-08；

2017-04-05。

郭以永(1975—)，男，高级工程师，主要从事发电厂运行管理工作，email:1009141785@qq.com。

匡 政(1988—)，男，助理工程师，主要从事集控运行工作。