机组启动期辅汽用量影响因素及用量策略分析

李中尧

(内蒙古京能康巴什热电有限公司，内蒙古 鄂尔多斯 017010)

0 引言

降低发电厂的供电煤耗，提高能源的有效利用率，对挖掘火电厂的节能潜力，提高火电厂的经济效益具有重要意义，而且对减少污染物排放、减少能源的开采和消耗也同样具有重要影响。

目前，大部分火电厂主要是从三方面来提高火电厂运行的经济性：一是提高循环热效率，二是维持各主要设备经济运行，三是降低厂用电率。这些措施几乎所有火电厂都在采用，但对于机组启动期间所采取的节能降耗措施却少有研究。因此，以某发电厂2019年1号机组启机为例，在确保机组安全启动的前提下，通过减少机组启动期间辅汽用量来提高全厂经济性的有效性。

1 辅汽系统

辅汽系统的作用是保证机组安全可靠地启动和停机，以及在低负荷和异常工况下提供参数和数量都符合要求的汽源，同时向有关设备提供生产加热用汽。辅汽系统主要由辅汽联箱和相关汽源、用户组成(如图1所示)。

图1 辅汽系统组成

机组启动初期，自身产汽量较小，不足以满足以上用户需求，需要辅汽联箱供汽，而辅汽联箱汽源需由临机或启动炉提供。辅汽用量越大，经济性越差。

2 启动期辅汽耗量影响因素分析

采用质量管理体系中“人、机、料、法、环、测”六要素分析方法，罗列出辅汽在启动期间的耗量影响因素(见表1)。

表1 启动期辅汽耗量影响因素

2.1 “人”的影响因素分析

造成机组启动过程中辅汽耗量大，从人的方面分析，主要是操作人员熟练程度不够、操作量大以及人员不足所致。

现场调查发现，当前各值人员已经精简，每台机组只有4人，但机组启动过程中均有休班人员加班协助，确保机组顺利启动。此外，每次机组启动均按照启机操作票内规定的步骤、流程操作，不存在技术人员不足的情况，故认为“人”并非启动过程中辅汽耗量大的影响因素。

2.2 “机”的影响因素分析

启动过程中若因某一重要辅机故障或者有重要缺陷不允许机组正常启动时，辅汽供汽时间长会造成浪费。而该厂机组启动过程中，各设备均运行正常，各参数在要求范围内，故认为“机”并非启动过程中辅汽耗量大的影响因素。

2.3 “料”的影响因素分析

若蒸汽参数长时间不满足，无论是主再热蒸汽参数还是给水泵小汽轮机、引风机小汽轮机进汽参数不满足，均需要继续疏水以提高蒸汽品质。蒸汽参数长时间不满足将造成大量工质浪费，造成辅汽耗量增大。通过查阅曲线、观看启机回放记录，确认各蒸汽参数在正常范围内，故认为“料”并非启动过程中辅汽耗量大的影响因素。

2.4 “环”的影响因素分析

若并网前电网负荷富余，调度不允许并网，则汽轮机将维持3000 r/min并随时接调度令并网，此时辅汽联箱各用户均在大量消耗蒸汽，从而造成辅汽耗量增加。但该厂机组启机按计划并网，不存在电网负荷富余情况，故认为“环”并非启动过程中辅汽耗量大的影响因素。

2.5 “测”的影响因素分析

测点不准将极大可能造成辅汽耗量虚高。通过查询缺陷登记记录，确认没有流量测点不准的缺陷，同时咨询热控人员确认没有发生过流量测点维护检修，故认为“测”并非启动过程中辅汽耗量大的影响因素。

2.6 “法”的影响因素分析。

启动过程中1号给水泵运行，2号给水泵冲至800 r/min备用；1号引风机运行，2号引风机冲至2300 r/min备用；备用小汽轮机长时间运行，造成辅汽不必要的损耗。锅炉冲洗、吹扫期间，化验班每30 min化验一次水质；在冲洗吹扫后期，水质变化较快，化验间隔较长，不能够及时掌握水质合格时机，造成各阶段间隔时间较长，进一步增加了辅汽耗量，故认为“法”是启动过程中辅汽耗量大的影响因素。

1号机组启动共耗时16 h，其中冷态冲洗用时4.5 h，热态冲洗3 h，氧化皮吹扫2.5 h，汽轮机冲转3 h，带负荷至175 MW用时3.5 h。此次机组启动时间及流程与历次机组启动大致相同。通过计算确认本次机组启动期间给水泵小汽轮机耗汽量为182.51 t (约占44.82 %)，引风机小汽轮机耗汽量为207.35 t (约占50.93 %)，两者耗气量占比最大；此外，轴封用汽耗汽量2.7 t，空预器吹灰用汽耗汽量11.2 t，燃油吹扫伴热用汽耗汽量3.4 t。

启动过程中给水泵小汽轮机一台运行，一台冲转至800 r/min备用；引风机小汽轮机一台运行，一台冲转至2300 r/min备用。如果采取有效措施减少备用给水泵小汽轮机和引风机小汽轮机备用时间，同时使各个阶段操作更紧凑，可节约备用小汽轮机耗汽量约77.35 t，其中给水泵小汽轮机26.45 t，引风机小汽轮机50.9 t，其余用户各项节约耗汽11.09 t。由此可见，备用小汽轮机长时间运行耗汽量对辅汽联箱耗汽量的影响明显大于各阶段操作紧凑改进后其余用户的影响。

机组冲转带负荷过程中，轴封系统必需投运。主机轴封与给水泵小汽轮机轴封汽源相同，均接自轴封供汽母管，轴封母管压力需维持在18～35 kPa，轴封供汽压力低、流量小，减少轴封汽源用量对减少辅汽用量的影响较小。

空预器吹灰一次耗气量约为0.8 t，耗气量相对较少，减少空预器吹灰用汽还需兼顾空预器吹灰效果，此汽源可降低的辅汽量较少。

燃油吹扫伴热系统在无检修的情况下维持连续运行，汽压维持在0.4～1.0 MPa，吹扫蒸汽温度不大于250 ℃，同时，伴热汽源保证燃油温度高于凝点5 ℃、低于闪点温度5 ℃，该系统投运期间可通过适当降低蒸汽压力达到节约用汽的目的，但其耗汽量较少，对减少辅汽用量的影响较小。

通过以上分析认为汽轮机耗汽量是影响启动过程中辅汽耗汽量的主要原因，各阶段操作紧凑程度是影响启动过程中辅汽耗汽量的次要原因。

3 应对措施及成效

3.1 应对措施

3.1.1 降低主要用户耗汽量

缩短锅炉冲洗、吹扫期间水质化验时间间隔；水质合格后及时进行下一步启机操作，使各项操作配合紧凑密切，缩短启动时间；机组启动冲转期间，采用单台给水泵、单台引风机运行方式，并适当降低小汽轮机背压，提高小汽轮机效率，相应减少进汽量；备用给水泵及备用引风机无需冲转、暖机，同时隔离备用小汽轮机轴封系统，减少辅汽用汽量。

机组、启动过程中，辅汽联箱汽源由启动炉或临机供汽，当四抽压力大于0.6 MPa，及时将辅汽联箱汽源切换至四抽接带；冷再蒸汽压力大于1 MPa时，及时将辅汽联箱汽源切换至冷再接带；四抽蒸汽参数满足需求时，及时将小汽轮机汽源切换至四抽供汽。

1号机组启动时，锅炉冷态冲洗、点火、热态冲洗、氧化皮吹扫、汽轮机冲转过程中，仅单侧给水泵及引风机运行；负荷升至80 MW时2号引风机冲转，负荷升至140 MW时2号给水泵冲转，且2号给水泵利用四抽汽源冲转。锅炉冲洗、吹扫期间，化验班每15 min化验一次水质；冷态冲洗水质接近合格时吹灰维护单位进行空预器吹灰管路疏水，冷态冲洗水质合格后尽快进行锅炉点火开始热态冲洗；热态冲洗合格后，按要求升温升压吹扫氧化皮，至满足轮机冲转条件后立即进行汽轮机冲转。以往历次启机过程需耗时16 h，此次启机仅耗时12 h。

3.1.2 降低次要用户耗汽量

保证机组背压满足要求的前提下，适当降低轴封母管压力；及时切换辅汽联箱汽源或轴封供汽汽源；空预器吹灰器投运前，通知吹灰人员加强关注疏水温度及疏水时间，具备投运条件后及时投入空预器吹灰器，减少工质损失；空预器吹灰具备投运条件后及时进行锅炉点火，使各项操作衔接紧凑，缩短启动时间；在保证吹灰效果的前提下适当降低吹灰压力，由2 MPa降至1.5 MPa；适当降低燃油吹扫伴热蒸汽压力，控制在0.5 MPa左右；关小辅汽至燃油吹扫伴热供汽调门开度。以上措施多管齐下，有效减少了辅汽用量。

3.2 耗汽量对比

3.2.1 给水泵小汽轮机耗汽量变化

统计显示，2019年未采取措施之前，1号机组启动过程中一台给水泵小汽轮机运行，另一台给水泵小汽轮机冲至800 r/min备用，负荷升至150 MW后两台给水泵并列运行，耗汽量182.51 t。采取措施之后，2020年1号机组启动过程中一台给水泵小汽轮机运行，另一台给水泵小汽轮机停运，负荷升至150 MW后，2台给水泵并列运行，耗汽量152.25 t。

3.2.2 引风机小汽轮机耗汽量变化

统计显示，2019年1号机组启动过程中一台引风机小汽轮机运行，另一台引风机小汽轮机冲至2300 r/min备用，负荷升至80 MW后2台引风机并列运行，耗汽量207.35 t。2020年1号机组启动过程中一台引风机运行，另一台小汽轮机停运，负荷升至80 MW后两台引风机并列运行，耗汽量148.81 t。

3.2.3 辅汽总用量变化

根据统计，2019年1号机组启动过程中，辅汽总用量为407.15 t，2020年1号机组启动过程中，辅汽总用量为315.45 t，采取一系列措施后减少辅汽用量91.7 t，辅汽耗用量下降。启动期间辅汽联箱蒸汽参数约为压力0.65 MPa，温度200 ℃以上，减少91.7 t辅汽耗量(约22.8 %)，约减少标煤用量10 t，同时可节约除盐水91.7 t。此外，还可以降低机组启动期间临机向启动机组的供汽负荷，单机运行时能够降低启动炉的供汽负荷。

4 结束语

提高机组经济性不仅仅局限于优化运行调整方式与降低各部分热损失。机组启动过程中，在保证安全的前提下优化机组启动方式，延后备用给水泵小汽轮机和备用引风机小汽轮机冲转、并列时间，减少各阶段停留时间，紧凑操作流程，节约辅汽耗量，同样也能够提高机组经济性。