火电机组辅助汽源冷态启动的尝试.doc

火电机组无辅助汽源冷态启动的尝试 摘要 我厂在一、二厂机组全部停运的特殊情况下，急电网恢复之所急，大胆进行尝试，成功实现了火电机组无辅助汽源冷态启动，缩短机组启动时间的同时，降低了机组启动成本，实现节能降耗。 火电机组 无辅助汽源 冷态启动 尝试 我厂位于贵州西部地区纳雍县境内，总装机容量8*300MW，分一、二厂两个厂址建成，一、二厂各有4台300MW机组，2006年二厂4号机组建成投产以来，一直是西南地区最大的火力发电厂，是贵州西部500KV电网的主要支撑点。 2008年1月中旬以来，我省遭受了50年不遇的雪凝灾害天气，低温雨雪天气持续时间长、凝冻范围广，造成全省大量输变电设备严重覆冰，贵州电网相继瓦解。从1月23日起，我厂运行机组（当时运行机组：一厂2、3号机，二厂1号机）陆续停运，至1月25日11点，我厂最后一台运行机组与系统解列停运。 2 精心组织，确保首台机组顺利启动 为确保在电网受冰破坏大面积瓦解、我厂在机组全停的严峻形势下，首台机组能够安全顺利地启动并网和稳定运行，总厂对一、二厂8台机组进行了综合性比较，提前确定了一厂2号机组为首台启动机组。一是一厂2号机组启动性能及启动过程中相关参数控制相对较好，有较高可靠性。二是2号机组为我厂最后一台停运（1月25日2号机组主要承担我厂生活区用电及厂用共用负荷，并网运行后可以使本机组带较高负荷，既有利于安全稳定运行，又有利于经济指标控制。 由于本次机组启动方式的特殊性，且无经验借鉴，我厂提前拟定了2号机组启动的 3 无辅助汽源冷态启动过程中的操作控制 ? 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2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，以达到汽轮机所需的参数。在机组冷态启动过程中，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。随着机组自动化程度的不断提高、先进设备与技术的广泛应用、人员技术水平的不断提高，以及为适应火电市场的激烈竞争，节能降耗已经成为当前火电厂的又一个重要课题，尤其是在机组启动过程中在如何保证安全的前提下，进一步提高经济性已显得越来越重要。 3.1 给水未经加热直接向锅炉上水 300MW机组锅炉运行规程对锅炉上温度及速度都有一定规定，要求控制锅炉汽包进水温度与汽包壁温差40 当时2号机组已停运十多天，上水前锅炉汽包金属温度在0 Mpa，未经加热的给水接近环境温度（0 为确保设备安全，我厂曾两次向厂家作了咨询，得到的答复是，不会对锅炉材质造成任何影响。得到了厂家明确的答复后，我们采取用凝补泵将合格的除盐水上到除氧器，待锅炉达到上水条件，启动前置泵向锅炉上水。整个上水过程中，严格按照规程要求控制上水速度及汽包壁温差，上水时间控制在4小时左右。 -50mm）甚至约低一些，避免锅炉升温升压过程中汽包水位过高而不得不大量排放，造成不必要的工质损失和热损失。 锅炉上水前汽包壁温　 锅炉上水后汽包壁温 3.2? 锅炉点火及点火后的控制 我厂300MW机组采用二级点火，即用高能点火器点燃油，通过油燃烧引燃煤粉。这就要求燃油温度合适，油路畅通，燃油雾化良好。本次启动由于没有辅助汽源，炉底加热不能投入，当时0℃、燃油温度4℃、锅水温度8℃，助燃油雾化不好，点火及燃烧环境非常恶劣，燃油枪多次点不着火或点燃后燃烧非常不稳，很容易熄灭。后来通过手动调整进、回油调节阀，改变燃油压力，从而减小了油滴雾化直径，并将二次风量由35%降至26%左右，使着火距离适中，助燃油点火及燃烧工况有了明显改善。加上点火及燃烧过程中锅炉不断蓄热，随着炉膛温度不断提高，风温、油温、水温也有所提高，锅炉燃烧很快趋于稳定，机组启动进入正常的流程。 为了使炉膛温度场尽量均匀，烟道两侧温度偏差减小，保护好水冷壁及过热器等重要设备，加强对受热较弱的部位进行定排和对角切换油枪运行。 由于煤粉燃烧器的送粉量较大，在燃油燃烧器投入运行后，根据锅炉燃烧工况、各部温度情况和煤质情况等条件，当二次风温＞150℃，燃烧稳定以后，启动一套制粉系统，投入煤粉燃烧，并控制调整好三次风量和炉膛燃烧，防止炉膛温度升高过快，各部受热膨胀不均，造成汽包内外及上下壁温差过大。 锅炉升温升压过程中，升温升压过快将影响汽包和各部件的安全，但如果升温升压太慢，必然拖延机组启动时间，因此，应按照冷态启动要求，逐步增投油枪，整个过程控制升温速度≯1.5℃/min，升压速度≯0.04MPa/min，汽泡上、下壁温差≯50℃。考虑到本次启动锅水温度太低，炉底加热无辅汽投入，特别在点火