0引言

9F燃機作為典型的調(diào)峰機組,普遍采用晝啟夜停的運行模式,啟停操作頻繁[1]。然而,在機組熱態(tài)啟動和停機過渡階段,當采用啟動爐供應(yīng)輔助蒸汽時,普遍存在蒸汽溫度偏低的問題,難以滿足汽機軸封的用汽需求。這不僅影響機組啟動效率,還可能因蒸汽參數(shù)不匹配導(dǎo)致設(shè)備熱應(yīng)力增大,威脅運行安全。

某電廠9F機組其輔汽供應(yīng)系統(tǒng)采用雙模式設(shè)計:正常運行期間由機組冷再熱蒸汽供給,啟停階段則依賴相鄰機組或一期煤機提供輔助蒸汽。然而,該電廠燃機一般為調(diào)峰運行。燃機熱態(tài)啟動和停機階段輔汽若采用一期煤機機組供應(yīng),輔汽溫度偏低,難以滿足要求。針對這一現(xiàn)狀,實現(xiàn)特定情況下高壓汽包余汽自供輔汽,能有效提高機組啟停的安全性和經(jīng)濟性。

1 系統(tǒng)概述

1.1電廠概況

某電廠分兩期建設(shè),一期為兩臺330 MW煤機,二期為兩套500 MW燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組。二期每套機組為“一拖一”F級改進型燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)熱電聯(lián)產(chǎn)機組,包括一臺三菱M701F4改進型干式低NOx燃氣輪機,配氫冷發(fā)電機;一臺蒸汽輪機,配空冷發(fā)電機;一臺無補燃三壓再熱余熱鍋爐及其相關(guān)的輔助設(shè)備。M701F4改進型燃機主要由帶有進口可調(diào)導(dǎo)葉(IGV)的17級高效軸流式壓氣機;采用環(huán)形分管式布局,配置20個干式低NOx燃燒器的燃燒室;4級反動式葉片的透平段組成。汽輪機為東方汽輪機有限公司生產(chǎn)的型號為LZCCC159—14.67/ [0.438]/4.7/2.7/1.32/566/566[285]的三壓、再熱、雙缸型、軸向排汽、抽凝式汽輪機。余熱鍋爐共有高、中、低壓汽包各一個。

1.2 輔助蒸汽系統(tǒng)

輔助蒸汽系統(tǒng)在火電廠運行中發(fā)揮著多重關(guān)鍵作用,主要為汽輪機軸封系統(tǒng)提供密封蒸汽以防止空氣滲入和工質(zhì)泄漏;同時,為高壓缸預(yù)暖系統(tǒng)供應(yīng)蒸汽以確保機組冷態(tài)啟動階段金屬部件均勻受熱。該系統(tǒng)還承擔著低壓汽包除氧器的加熱功能以維持給水溶氧指標,并通過高壓蒸發(fā)器加熱系統(tǒng),減少汽包壁上下溫差,保障設(shè)備運行需求。

該電廠輔助蒸汽系統(tǒng)采用分級母管設(shè)計,一期與二期輔汽母管通過母管隔離閥實現(xiàn)互聯(lián),二期區(qū)域內(nèi)的三套與四套機組輔汽母管同樣配置有隔離閥進行工況隔離。系統(tǒng)運行需滿足二期燃氣輪機的嚴格參數(shù)要求,其輔助蒸汽設(shè)計壓力不低于0.8Mpa,溫度需維持在200℃以上。在燃機啟停階段,優(yōu)先采用相鄰運行機組的輔汽供應(yīng),當相鄰機組停運時則切換至一期燃煤機組輔汽聯(lián)箱供汽。

現(xiàn)存的技術(shù)矛盾主要體現(xiàn)在熱力參數(shù)匹配方面:一期煤機輔汽聯(lián)箱出口溫度僅250℃左右,同時,一期至二期輔汽母管的長距離輸送導(dǎo)致顯著溫降,這使得二期母管末端溫度在熱態(tài)啟動工況下難以達到軸封蒸汽的溫度要求。系統(tǒng)切換過程中,因管道預(yù)熱速度受限于蒸汽初始溫度與管道熱容特性,參數(shù)達標的時間延遲進一步加劇,可能影響機組快速啟動的可靠性。

2 方案設(shè)計

2.1 可行性分析

在采用晝啟夜停調(diào)峰運行模式的燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組中,余熱鍋爐系統(tǒng)展現(xiàn)出顯著的熱慣性特征。因此,停機過程可以采用高壓汽包蒸汽供輔汽。當燃氣輪機解列后,機組雖進入停機狀態(tài),但余熱鍋爐受熱面仍能維持較高的殘余壓力,其高壓汽包飽和溫度可保持在適宜范圍內(nèi)[2]。這種參數(shù)維持能力主要源于三個工程特性:余熱鍋爐的模塊化設(shè)計使其具備優(yōu)異的蓄熱能力,多壓力級蒸汽系統(tǒng)的熱分層效應(yīng)有效延緩了熱量散失,汽包水容積的熱容特性則為系統(tǒng)提供了溫度緩沖。從燃機解列到次日凌晨重啟的窗口期內(nèi),汽輪機高壓缸金屬溫度呈現(xiàn)緩慢下降趨勢,而高壓汽包參數(shù)衰減速率較為穩(wěn)定。燃機停機過程輔汽采用高壓汽包蒸汽供應(yīng),解列后的汽輪機金屬溫度和高壓汽包余汽參數(shù)變化如表1所示。

由表1可知,9F燃機解列后,其高壓汽包系統(tǒng)在初始解列時刻即維持著300℃溫度與8.3 Mpa壓力的優(yōu)質(zhì)蒸汽參數(shù),這一狀態(tài)不僅遠超常規(guī)輔汽系統(tǒng)的工作需求(標準要求≥0.8 Mpa/200℃),更實現(xiàn)了系統(tǒng)內(nèi)部余汽的完全自持供應(yīng)。經(jīng)過7 h的自然冷卻周期后,系統(tǒng)參數(shù)呈現(xiàn)如下衰減特性:溫度僅下降6.9%(至279.4℃),與高壓排汽內(nèi)壁金屬溫差小于110℃ ;壓力保持初始值的57.8%(4.8 Mpa)。這種特性使得機組在典型調(diào)峰間隔(6~8 h)內(nèi)無須外來輔助蒸汽即可完成熱態(tài)啟動流程。

2.2 高壓汽包供輔汽方案

在9F燃氣機組的熱態(tài)啟動及停機階段,輔汽系統(tǒng)如果通過高壓汽包余汽實現(xiàn)自持供應(yīng),其工藝流程為:高壓汽包→高壓一、二、三級過熱器→高壓過熱器出口電動閥→高壓主蒸汽管道→高壓旁路閥→冷再熱管道→輔汽聯(lián)箱。為確保停機階段高壓汽包供輔汽安全及穩(wěn)定,避免高壓旁路閥被誤關(guān),對高壓旁路閥的邏輯進行修改,增加高壓旁路閥停機供汽模式,如圖1所示。熱態(tài)啟機階段,高壓旁路閥正常處于打開狀態(tài),無須修改邏輯。

當以下條件均滿足時,觸發(fā)高壓旁路閥停機供汽模式:

1)高壓旁路閥閥位反饋小于5%;

2)燃機熄火;

3)冷再供輔汽調(diào)閥閥位反饋大于5%;

4)燃機轉(zhuǎn)速小于1 500 r/min;

5)冷再供輔汽電動閥開到位信號為1。

當滿足以下任一條件時,退出高壓旁路閥停機供汽模式:

1)高壓旁路閥為升壓模式;

2)高壓旁路閥為定壓模式;

3)高壓旁路閥為壓力跟蹤模式;

4)冷再供輔汽調(diào)閥閥位反饋小于5%。

當高壓旁路閥處于停機供汽模式時,高壓過熱器出口電動閥無關(guān)允許信號,進一步確保了供汽的安全。

2.3提升鍋爐保溫保壓效果

研究表明,鍋爐系統(tǒng)的保溫保壓性能與停爐時長直接影響高壓汽包余熱利用率及輔助蒸汽供應(yīng)能力。具體而言,保溫保壓效果越佳、停爐時間越短,則高壓汽包蓄熱越充分,輔汽供給能力越強?；诖?建議采取以下優(yōu)化措施:

1)運行控制方面:(1)嚴格維持停爐及啟動階段高壓汽包水位在工藝允許范圍內(nèi);(2)避免高壓汽包非必要放水操作以最大限度保留系統(tǒng)熱量;(3)提升運行人員操作熟練度,確保啟停過程連續(xù)穩(wěn)定;(4)規(guī)范操作流程,減少啟停過程中的無效等待時間。

2)設(shè)備維護方面:(1)加強鍋爐系統(tǒng)日常巡檢與預(yù)防性維護; (2)重點治理鍋爐熱力系統(tǒng)跑、冒、滴、漏缺陷,提升系統(tǒng)密封性;(3)針對鍋爐疏水電動閥內(nèi)漏問題,應(yīng)及時關(guān)閉前段手動閥進行隔離;(4)通過精細化檢修提升設(shè)備整體保溫保壓性能。

3驗證方案

2024年10月8日,某電廠在完成四套機組燃機燃燒調(diào)整工作后,需停機進行邏輯程序下裝。此時,三套機組已處于停運狀態(tài),且一期輔汽聯(lián)箱出口溫度降至約250℃ ,無法滿足四套機組停運及熱態(tài)啟動過程中對軸封蒸汽溫度的技術(shù)要求。經(jīng)現(xiàn)場評估,決定啟用高壓汽包余汽作為輔助汽源,以確保機組安全停運和順利啟動。

3.1停機過程

08:00,停機前狀態(tài):機組負荷270 MW,燃機負荷171MW,汽機負荷99MW,高壓汽包壓力9.92 Mpa,高壓汽包內(nèi)壁金屬溫度309℃ ,高排溫度370℃ ,輔汽壓力0.77 Mpa,輔汽溫度350℃ 。

08:05,確認三套機組與四套機組輔汽聯(lián)絡(luò)閥、一期輔汽至四套機組聯(lián)絡(luò)閥處于關(guān)閉狀態(tài)。

08:11,燃機降負荷至130 MW,汽機跟隨降負荷。

08:27,汽機打閘,此時軸封壓力44 kpa,軸封母管溫度290℃ ,高旁開度56%,高旁后溫度326℃ ,冷再供輔汽調(diào)閥開度10%,機組輔汽、軸封由高壓汽包供給。

08:35,燃機解列,此時高壓汽包壓力8.3 Mpa,高壓汽包內(nèi)壁金屬溫度300℃ ,高旁開度43%,高旁后蒸汽溫度313℃ ,滿足供輔汽要求。

08:40,燃機轉(zhuǎn)速1 402 r/min,高旁開度1.3%,冷再供輔汽調(diào)閥開度7%,觸發(fā)高旁閥停機供汽模式。

08:57,汽機轉(zhuǎn)速到0,盤車投入正常。

08:58,停運真空泵,打開真空破壞閥,破壞真空。

09:02,燃機盤車投入正常,燃機惰走時間27min。

09:14,真空到101 kpa,關(guān)閉高壓過熱器出口閥、高壓旁路閥、冷再至輔汽調(diào)閥,停運輔汽、軸封系統(tǒng)。

在機組停運過程中(歷時約1 h),系統(tǒng)運行參數(shù)保持穩(wěn)定:輔助蒸汽溫度始終維持在300℃以上,軸封母管溫度穩(wěn)定在280℃以上,系統(tǒng)壓力波動范圍控制在允許范圍內(nèi)。這一運行狀態(tài)充分證明了高壓汽包余汽供給系統(tǒng)的可靠性和穩(wěn)定性,有效保障了機組安全停運的各項技術(shù)要求。

3.2 熱態(tài)啟動過程

16:10,四套機組準備啟動,此時距燃機解列約7.5 h,高壓汽包壓力4.53 Mpa,高壓汽包內(nèi)壁金屬溫度277℃ ,中壓進汽室內(nèi)壁金屬溫度491℃ ,高壓缸進汽室內(nèi)壁金屬溫度489℃ ,高壓排汽內(nèi)壁金屬溫度345℃。

16:11,打開高壓過熱器出口閥、高壓旁路閥(高旁后蒸汽溫度317℃)、冷再至輔汽調(diào)閥,輔汽母管暖管至230℃ ,打開軸封調(diào)節(jié)閥,軸封母管暖管。

16:38,軸封母管壓力11 kpa,溫度183℃ ,軸封電加熱入口溫度180℃ ,啟動軸封電加熱器。

16:40,提高軸封母管壓力至額定值,溫度194 ℃ ,軸封電加熱入口溫度181℃ ,軸封電加熱出口溫度269℃,啟動真空泵抽真空。此時高壓汽包壓力3.62MPa,高壓汽包內(nèi)壁金屬溫度274℃。

17:01,燃機發(fā)啟動令。

17:15,燃機轉(zhuǎn)速1150 r/min,此時高壓汽包壓力降至最低2.83 MPa,此后壓力開始上漲,但高壓汽包內(nèi)壁金屬溫度仍繼續(xù)下降,此時輔汽母管溫度205 ℃ 。

17:36,燃機發(fā)電機并網(wǎng)。

17:41,燃機負荷100 MW,高壓汽包內(nèi)壁金屬溫度開始回升,輔汽母管溫度最低降至202℃。

18:50,汽機發(fā)電機并網(wǎng)。

在機組啟動過程中,高壓汽包余汽作為輔助汽源可穩(wěn)定維持輔汽母管溫度在200℃水平,該參數(shù)完全滿足機組啟動階段的工藝要求。值得注意的是,當燃機負荷提升至100 MW臨界點時,高壓汽包溫度將出現(xiàn)明顯回升。

這就要求運行人員必須確保操作流程的連續(xù)性和時效性,嚴格按照既定計劃完成并網(wǎng)及帶負荷操作,以防止因高壓汽包溫度回升速度慢導(dǎo)致余汽供給不足的情況發(fā)生。整個操作過程中,運行人員需重點關(guān)注高壓汽包溫度、壓力變化趨勢和機組啟動升負荷是否順利。

4結(jié)束語

本研究針對某電廠9F燃氣機組熱態(tài)啟停工況,設(shè)計了高壓汽包余汽供給方案。通過實際機組啟停操作驗證,該方案不僅具備良好的技術(shù)可行性,更展現(xiàn)出顯著的應(yīng)用效果。具體而言,該方案實現(xiàn)了三大技術(shù)突破:1)顯著提升輔汽系統(tǒng)氣源選擇的靈活性;

2)有效降低對一期輔汽系統(tǒng)的依賴程度;3)穩(wěn)定提高輔汽蒸汽參數(shù),確保機組熱態(tài)啟停過程的安全可靠性。從應(yīng)用前景來看,該方案具有突出的推廣價值,特別適用于配置余熱鍋爐的9F級燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組,為同類型機組的運行優(yōu)化提供了重要參考。

[參考文獻]

[1]樓捷,金珺.9F燃氣機組熱態(tài)啟動時利用鍋爐余熱自供汽的研究與實施[J].科技視界,2021(7):64-66.

[2] 章俊華,潘小豐,董易聞.9FA燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組熱態(tài)啟動輔助蒸汽自供應(yīng)[C]//浙江省電力學(xué)會2020年度優(yōu)秀論文集,2021:311-318.

《機電信息》2025年第22期第12篇