热态机组无启动蒸汽情况下应急自启动方案

热态机组无启动蒸汽情况下应急自启动方案

阮亮亮

新疆华电喀什热电有限责任公司 844000

摘要： 新疆华电喀什热电公司为2Χ350MW超临界发电机组，锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司自主开发设计、制造的一次中间再热、超临界压力变压运行直流锅炉，采用单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构、π型布置的HG-1140/25.4-YM1型超临界直流锅炉。汽轮机是上海电气电站设备有限公司上海汽轮机厂采用高中压缸联合启动或高压缸启动方式技术设计制造的CJK350-24.2/0.4/566/566型（合缸）型超临界，一次中间再热、表凝式间接空冷、单抽汽(采暖抽汽)凝汽式汽轮机。发电机为上海电气电站设备有限公司上海发电机厂生产的QFS2-350-2型“双水内冷”三相同步汽轮发电机，发电机额定容量 412MVA，额定功率因数 0.85，额定输出功率 350MW，最大连续输出功率 385MW。当两台350MW机组均故障停运或一台机组检修另一台机组事故停运后全厂无外来启动汽源情况下，再次投运时，经过采取利用锅炉余热，经过主蒸汽高旁管路与凝结水启动冲洗水系统配合使用产生一定压力和温度蒸汽，确保轴封供汽的同时尽快投汽动给水泵，恢复锅炉水循环，具备锅炉点火启动条件，实现机组自启动目的，利用停机机会按照方案论证冷态、热态或极热态机组能否实现自启动成功，以故障机组尽快恢复至正常运行方式为目的，恢复全厂辅助蒸汽系统，减少经济损失，并结合现场特点，特制定本方案。

关键词：热态机组 无启动蒸汽 应急自启动方案

一、 适用范围：

本方案适用于喀什公司350MW机组全部停运或一台机组检修另一台机组事故停运后全厂无外来启动汽源情况下，再次投运时的应急启动措施。

二、 实施条件：

设备运行中突然发生事故，使机组跳闸，或一台机组检修另一台机组事故停运，且事故原因很快能够消除，主辅设备均正常且能够及时投入运行。

三、 机组恢复操作步骤：

以#5机组在检修状态，#6机组运行中因故障而突然跳闸，且很快消除故障后恢复，#6机组主、辅设备均能够正常投入的前提进行操作。

3.1 #6机组恢复给水系统的准备工作；

3.1.1 锅炉最大限度减少通风量（必须停止一侧风机组），减少锅炉余热损失，汽机侧除本体及高、低加抽汽管道疏水外，其它疏水暂时不开启（主要主蒸汽及再热蒸汽管道疏水）；

3.1.2 利用冷再余热经过中辅联箱或直接给机组供轴封，使机组安全停止（转速低于1000r/min）后，不破坏真空，保持一定的真空；

3.1.3 检查#6机组开式水、闭式水板式换热器及真空泵工作液体冷却水系统正常；

3.1.4 #6机组循环水系统正常投入，保持一台循环泵运行；经过百叶窗调整循环水温度在45~50℃之间，凝结水温度保持55℃以上。（不能超过75℃）

3.1.5 开启凝结水至主给水管道的启动冲洗一、二次门，将凝结水压力调整至2.5～3.0MPa,必要时启动两台凝结水泵，检查给水压力在2.5MPa以上，强制给水压力低强关高旁减温水保护；

3.1.6 开启主蒸汽高旁后疏水门及冷再低端疏水后，开启高旁电动门、调节门，将高旁后压力保持0.6～0.8Pa ,待高旁后温度开始上升至250℃以上后将凝结水作为高旁减温水进行喷水降温，将温度保持在280～340℃之间，经过减温减压后的蒸汽通过冷再管道引入中辅联箱，（注意观察和检查管道振动和水击情况，若温度过低及时开启管道疏水充分疏水）；

3.1.7 为减少余热流失，尽量减少或关闭低旁调节门，凝结水温度保持在60～70℃之间，

3.1.8 辅汽满足后，投入一台前置泵，开启小机汽水管道疏水，满足温度后小机进行冲转，待转速1200r/min后，开启给水泵出口门；

3.1.9 待给水压力大于蒸汽压力后，通知锅炉上水，根据给水流量，及时调整再循环，减少小机用汽量，高旁减温水逐渐切换至主给水供水；

3.1.10 锅炉点火成功并主蒸汽压力开始上升后，适当开启主、再热蒸汽管道疏水，在此期间及时调整机组高、低旁开度，始终将冷再压力始终保持在0.6～0.8MPa 。

3.2 #6炉点火后汽机操作步骤及注意事项；

3.2.1 主再热蒸汽管道及抽汽管道充分疏水，注意调整轴封供汽压力和温度；

3.2.2 及时投入本体及事故疏水扩容器减温水，投入低压缸和水膜保护减温水；

3.3 #6炉点火后锅炉操作步骤及注意事项；

3.3.1 汽机冲转小机过程中，注意调整主蒸汽压力、温度、再热蒸汽压力和温度；

3.3.2 汽机给水泵投运之前主蒸汽压力不易过高；

3.3.3 联系汽机投入暖风器，空预器吹灰系统；

3.4 汽机冲转小机操作步骤及注意事项；

3.4.1 #6机组给水泵小机冲转过程中注意调整大、小机的轴封压力，保持好中辅联箱压力0.4～0.5Mpa；

3.4.2 给水泵汽轮机缓慢冲转至3050r/min，冲转过程中，冷再压力可适当提高；转速稳定后可适当降低压力，使小机油动机开度保持至35~40%之间；

3.4.3 通知锅炉后缓慢开启给水泵出口门进行给水管道升压同步关闭凝结水至给水管道冲压一、二次门，切换锅炉给水，给水切换操作过程中应密切注视给水流量，避免给水大幅度波动导致锅炉参数不稳；

3.4.4给水泵汽轮机启动运行、给水供给正常后，锅炉可升温、升压至主蒸汽温度530℃，主汽压力5～6MPa、再热蒸汽温度490～510℃、再热蒸汽压力0.5MPa。

3.4.5汽机加强加热除氧器给水，逐渐提高除氧器给水温度。

3.5 投入等离子及B磨煤机操作步骤及注意事项；

3.5.1 汽机冲转小机并锅炉给水由凝结泵切换至给水泵并建立水循环后，尽快暖#6炉B磨煤机，投入等离子，检查等离子正常，投入B磨煤机；

3.5.2 待#6炉B磨煤机稳定后，开始升温、升压，主蒸汽压力升至5.5MPa， 主蒸汽温度升至520℃，再热蒸汽温度490℃，再热蒸汽压力0.5MPa；

3.6 #6机组冲转操作步骤及注意事项；

3.6.1 检查#6炉B磨煤机正常，等离子正常，A给水泵运行正常，调整再循环调节阀至给水泵入口流量保持至300~350t/h，尽可能减少小机用汽量，及时调整给水再循环；

3.6.2主蒸汽、再热蒸汽参数稳定后准备冲转。

3.6.3 锅炉严格控制主、再热蒸汽压力和温度 蒸汽温度不能超过530℃；

3.6.4 调整汽轮机组高排压比值在2.0以上；

3.6.5 投入高加汽侧、低压加热器汽侧，提高凝结水温度，除氧器给水温度提高至90℃以上；

3.6.6 待机组稳定、高、低加稳定后进行并网；

3.6.7 并网后注意调整高、低旁路门开度，原则上先退出低旁系统后，根据负荷和再热器压力，逐步退出高旁系统，本次并网后不易尽早退出旁路，待冷再压力0.7MPa以上，负荷65MW以上后逐步退出旁路系统。

3.6.8 投入锅炉另一侧风机，根据烟温投入电除尘，脱销等环保系统。

3.6.9 根据蒸汽参数和汽机要去，启动E磨煤机，机组升负荷至100MW切换厂用电、切换给水，负荷至130MW时启动另一台给水泵运行。

参考文献：

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