加快330MW机组冷态开机简析

蒋志红

【摘要】伴随着我国经济机构转型升级，电力市场化加速推进，响应市场化改革需求，缩短机组启动时间就显得尤为重要。

【关键词】冷态开机、高效、安全、优化运行

0 引言

由于我厂单机容量为330MW，与大型燃煤机组相比竞争力较差，随着电力市场化加速推进，机组快速响应显得尤其重要，故在保证机组安全性，兼顾经济性的前提下，尽量缩短机组启动时间。

1 机组概况

浙江浙能长兴发电厂四台机组汽轮机采用高中压缸合缸，通流部分反向布置，且为双层缸；低压缸由一只外缸、两只内缸和隔热罩组成，它是双流程、双排汽、对称布置。高中压转子和低压转子均为整锻转子，两者连接为刚性连接。高压转子有一个单列调节级（进汽流向顺流布置）和 12 个压力级， 中压转子有 10 个压力级；低压转子有 2×7 个压力级。压力级均为反动式。

2 存在问题

2020年2月24日10：00我公司#2机组从接到省调启动命令到2月26日07:00冷态启动工作完成，本次#2机组整个启动过程耗时45小时。除去个别影响开机进度的缺陷因素外，整个操作过程中包括节点把握，进度控制等方面都有待优化提高，下面对此次启动过程进行具体分析：

1. 本次开机影响进度的几个事件：

1. 汽包水位计故障：

#2炉因汽包差压式水位计故障，仪控人员一直进行消缺处理但无效果，后通过强制差压式水位保护信号，才得以继续操作下去。此故障延误点火至少2小时。

2. B磨加载油系统故障：

25日22:04发现#2B磨煤机液压油无法加载，比例溢流阀全开，联系工程公司检查后告需停运磨煤机更换比例溢流阀。

但从数据上分析18:06 #2B磨煤机煤量加至12T/H时，液压油从4.47 MPa上升至4.7MPa，比例溢流阀已全开，该故障未及时发现，直到加煤量时才发现。此故障延误加负荷至少3小时。

3. 高加出系：

本次机组并网时高加出系，原因为差压式测量筒内水位偏低造成，经商议后决定强制#2机组#1、#2高加水位模拟量，重新投运高加对水位测量筒进行“养水”。

在 “养水”期间，没进行其他主要操作，此故障延误加负荷至少2小时。

4. 除氧器水位异常：

26日5:15 #2机组除氧器水位左右侧偏差加大，联系维护检查，并维持负荷110MW稳定。6:24 #2机组除氧器水位恢复正常，继续加负荷。此故障延误加负荷1小时。

2. 开机延误原因分析：

1. 汽包差压式水位保护信号是主保护，需公司领导强制后才能点火；再加上就地双色水位计模糊不清，值长从安全角度出发一直未下令点火，这是可以理解的。

2. B磨加载油系统故障对本次开机影响较大，但运行人员未及时发现故障且安排消缺方式不够科学。

3. 高加出系后原因分析偏慢，没有果断进行高加投运操作；机组并网后的高加投运操作生疏。

4. 除氧器水位异常，没有及时与就地水位计进行校对，使得机组负荷110MW多维持了1小时。

5. 开机值班人员业务技能水平不高，导致消缺延时。

3 优化改进

1. 当班值长接省调机组启动命令后，立即汇报运行部副主任。

2. 当班值长根据值内实际在岗人员情况，调配邻机、邻控人员，统筹考虑是否需要加强人员力量，如有需要，及早告知部门，以便进行相关人员安排。

3. 当班值长通知化学、环保、燃料相关岗位做好机组启动准备工作，通知维护部安排业务精湛的值班人员。在开机过程中随时待命，配合运行做好机组启动工作。

4. 运行部副主任接到通知后，告知各专业工程师做好机组启动准备，根据各节点现场指导；整理好《机组启动指导典卡》，及时发送至相关人员。

5. 机组启动全局进度控制、重要节点把握参考《机组启动指导典卡》，具体操作以操作票为准。

6. 投运各辅机系统操作时，要求严格按照操作票操作，不犯原则性错误。

7. 汽轮机抽真空至-30kPa时，即可进行锅炉侧风机启动工作。

8. 锅炉点火前即可进行第一台小机（辅汽汽源）的暖管、冲转、暖机工作。

9. 主汽压力至0.5MPa及时投运高、低压旁路，安排紧凑，避免拖延。

10. 汽轮机冷态启动冲转参数控制在主汽温340℃左右，主汽压3.5MPa左右。

11. 汽轮机冲转后，升速至2040r/min后，稳定10min左右，检查汽轮机本体差胀稳定并回升，同时差胀＞3.5㎜，高、中压缸上下温差等本体参数正常，即升速至2900r/min暖机，至“阀切换”前，通过调整磨煤机煤量，要求主汽压力控制在6-6.5MPa左右。

12. 在机组并网前，做好第二台磨煤机启动前的暖磨工作及其它准备工作，发现缺陷及时联系维护处理，尽量避免加负荷过程的延误。为避免并网后主汽压力迅速下跌，在并网前可先投两支油枪，并网后根据主汽压实际情况决定是否继续增投油枪，进入初始负荷暖机阶段。

13. 初始负荷暖机耗时0.5小时，15MW-120MW加负荷控制在2小时以内。

14. 初始负荷暖机结束，负荷15MW-120MW这一阶段：巡检力量优先配合磨煤机启动工作，在人员富裕的情况下，可进行第二台小机的暖管、冲转、暖机工作。若巡检确实忙于其它缺陷处理工作，可在负荷至120MW后再进行第二台小机的暖管、冲转、暖机工作，再进行第二台小机并入给水系统。

15. 厂用电切换操作从100MW左右切换顺延至机组负荷120MW以上后，第二台小机入系前。

4 解决问题

2020年5月1日，适逢我厂#3机组启动，利用此次机会，根据优化方案进行试验：

1. #3机组冷态开机基本情况：

2020年5月1日10:00 联系省调确认#3机组5月2日早上并网顶早峰。从10:00开始各分系统投运到5月2日15:30 #3机负荷130MW，整个开机过程基本结束，历时29小时。其中由于系统正备用富裕，华东网调批准并网时间比计划推迟了将近6小时（应扣除）。

2. #3机组冷态开机总结：

1. 本次#3机组冷态启动整体进度把握较好，并且启动过程未遇到明显延误开机进程的设备缺陷。

2. 提前进行#3A小机（辅汽汽源）暖管、冲转、暖机工作，避免了锅炉点火起压后，再进行#3A小机的启动工作，准备工作充分。

3. 本次启动#3汽轮机2040r/min中速暖机仅15min，较以往大大缩短，检查本体相关参数正常后即升速至2900r/min进行暖机。汽轮机转速的升高意味着汽轮机进汽量更大，暖机效果更好。在汽轮机冲转后，升速至2040r/min后，稳定15min，检查汽轮机本体差胀稳定并回升，同时差胀＞3.5㎜，高、中压缸上下温差等本体参数正常，即升速至2900r/min暖机。

4. 从汽轮机冲转至机组并网过程，通过对煤量的精准控制，主汽压力控制得当。转速2900r/min时，主汽压力6.3MPa,低压高温，更容易满足“阀切换”条件。包括后续具备并网条件至机组并网，主汽压力基本维持在7.0MPa左右。

5. 机组初始负荷暖机结束后，集中力量加负荷，第二台小机（四抽汽源）的启动工作及厂用电切换操作均在120MW后进行。从并网至负荷120MW,耗时2.5个小时。

5 优化总结

总体来说，采用优化的冷态启动操作后，在保证安全的前提下，启动速度大大加快。机组从汽轮机冲转至3000rpm，最多也只用了92分钟，对比原来，升速用时30min，2040rpm暖机60min，2900rpm还需等待“阀切换”条件，优化后时间大幅缩短。

从15MW至120MW加负荷阶段，最长耗时145min，最短耗时89min，与理论加负荷速度相差无几，优化效果明显。

作者简介：

蒋志红(1973年1月)，男，浙江湖州，工程师/技师

浙江浙能长兴发电有限公司运行部副主任。