9F燃机启停机辅汽采用高压汽包余汽探索

0引言

9F燃机作为典型的调峰机组,普遍采用昼启夜停的运行模式,启停操作频繁[1]。然而,在机组热态启动和停机过渡阶段,当采用启动炉供应辅助蒸汽时,普遍存在蒸汽温度偏低的问题,难以满足汽机轴封的用汽需求。这不仅影响机组启动效率,还可能因蒸汽参数不匹配导致设备热应力增大,威胁运行安全。

某电厂9F机组其辅汽供应系统采用双模式设计:正常运行期间由机组冷再热蒸汽供给,启停阶段则依赖相邻机组或一期煤机提供辅助蒸汽。然而,该电厂燃机一般为调峰运行。燃机热态启动和停机阶段辅汽若采用一期煤机机组供应,辅汽温度偏低,难以满足要求。针对这一现状,实现特定情况下高压汽包余汽自供辅汽,能有效提高机组启停的安全性和经济性。

1 系统概述

1.1电厂概况

某电厂分两期建设,一期为两台330 MW煤机,二期为两套500 MW燃气—蒸汽联合循环机组。二期每套机组为“一拖一”F级改进型燃气—蒸汽联合循环热电联产机组,包括一台三菱M701F4改进型干式低NOx燃气轮机,配氢冷发电机;一台蒸汽轮机,配空冷发电机;一台无补燃三压再热余热锅炉及其相关的辅助设备。M701F4改进型燃机主要由带有进口可调导叶(IGV)的17级高效轴流式压气机;采用环形分管式布局,配置20个干式低NOx燃烧器的燃烧室;4级反动式叶片的透平段组成。汽轮机为东方汽轮机有限公司生产的型号为LZCCC159—14.67/ [0.438]/4.7/2.7/1.32/566/566[285]的三压、再热、双缸型、轴向排汽、抽凝式汽轮机。余热锅炉共有高、中、低压汽包各一个。

1.2 辅助蒸汽系统

辅助蒸汽系统在火电厂运行中发挥着多重关键作用,主要为汽轮机轴封系统提供密封蒸汽以防止空气渗入和工质泄漏;同时,为高压缸预暖系统供应蒸汽以确保机组冷态启动阶段金属部件均匀受热。该系统还承担着低压汽包除氧器的加热功能以维持给水溶氧指标,并通过高压蒸发器加热系统,减少汽包壁上下温差,保障设备运行需求。

该电厂辅助蒸汽系统采用分级母管设计,一期与二期辅汽母管通过母管隔离阀实现互联,二期区域内的三套与四套机组辅汽母管同样配置有隔离阀进行工况隔离。系统运行需满足二期燃气轮机的严格参数要求,其辅助蒸汽设计压力不低于0.8Mpa,温度需维持在200℃以上。在燃机启停阶段,优先采用相邻运行机组的辅汽供应,当相邻机组停运时则切换至一期燃煤机组辅汽联箱供汽。

现存的技术矛盾主要体现在热力参数匹配方面:一期煤机辅汽联箱出口温度仅250℃左右,同时,一期至二期辅汽母管的长距离输送导致显著温降,这使得二期母管末端温度在热态启动工况下难以达到轴封蒸汽的温度要求。系统切换过程中,因管道预热速度受限于蒸汽初始温度与管道热容特性,参数达标的时间延迟进一步加剧,可能影响机组快速启动的可靠性。

2 方案设计

2.1 可行性分析

在采用昼启夜停调峰运行模式的燃气—蒸汽联合循环机组中,余热锅炉系统展现出显著的热惯性特征。因此,停机过程可以采用高压汽包蒸汽供辅汽。当燃气轮机解列后,机组虽进入停机状态,但余热锅炉受热面仍能维持较高的残余压力,其高压汽包饱和温度可保持在适宜范围内[2]。这种参数维持能力主要源于三个工程特性:余热锅炉的模块化设计使其具备优异的蓄热能力,多压力级蒸汽系统的热分层效应有效延缓了热量散失,汽包水容积的热容特性则为系统提供了温度缓冲。从燃机解列到次日凌晨重启的窗口期内,汽轮机高压缸金属温度呈现缓慢下降趋势,而高压汽包参数衰减速率较为稳定。燃机停机过程辅汽采用高压汽包蒸汽供应,解列后的汽轮机金属温度和高压汽包余汽参数变化如表1所示。

由表1可知,9F燃机解列后,其高压汽包系统在初始解列时刻即维持着300℃温度与8.3 Mpa压力的优质蒸汽参数,这一状态不仅远超常规辅汽系统的工作需求(标准要求≥0.8 Mpa/200℃),更实现了系统内部余汽的完全自持供应。经过7 h的自然冷却周期后,系统参数呈现如下衰减特性:温度仅下降6.9%(至279.4℃),与高压排汽内壁金属温差小于110℃ ;压力保持初始值的57.8%(4.8 Mpa)。这种特性使得机组在典型调峰间隔(6~8 h)内无须外来辅助蒸汽即可完成热态启动流程。

2.2 高压汽包供辅汽方案

在9F燃气机组的热态启动及停机阶段,辅汽系统如果通过高压汽包余汽实现自持供应,其工艺流程为:高压汽包→高压一、二、三级过热器→高压过热器出口电动阀→高压主蒸汽管道→高压旁路阀→冷再热管道→辅汽联箱。为确保停机阶段高压汽包供辅汽安全及稳定,避免高压旁路阀被误关,对高压旁路阀的逻辑进行修改,增加高压旁路阀停机供汽模式,如图1所示。热态启机阶段,高压旁路阀正常处于打开状态,无须修改逻辑。

当以下条件均满足时,触发高压旁路阀停机供汽模式:

1)高压旁路阀阀位反馈小于5%;

2)燃机熄火;

3)冷再供辅汽调阀阀位反馈大于5%;

4)燃机转速小于1 500 r/min;

5)冷再供辅汽电动阀开到位信号为1。

当满足以下任一条件时,退出高压旁路阀停机供汽模式:

1)高压旁路阀为升压模式;

2)高压旁路阀为定压模式;

3)高压旁路阀为压力跟踪模式;

4)冷再供辅汽调阀阀位反馈小于5%。

当高压旁路阀处于停机供汽模式时,高压过热器出口电动阀无关允许信号,进一步确保了供汽的安全。

2.3提升锅炉保温保压效果

研究表明,锅炉系统的保温保压性能与停炉时长直接影响高压汽包余热利用率及辅助蒸汽供应能力。具体而言,保温保压效果越佳、停炉时间越短,则高压汽包蓄热越充分,辅汽供给能力越强。基于此,建议采取以下优化措施:

1)运行控制方面:(1)严格维持停炉及启动阶段高压汽包水位在工艺允许范围内;(2)避免高压汽包非必要放水操作以最大限度保留系统热量;(3)提升运行人员操作熟练度,确保启停过程连续稳定;(4)规范操作流程,减少启停过程中的无效等待时间。

2)设备维护方面:(1)加强锅炉系统日常巡检与预防性维护; (2)重点治理锅炉热力系统跑、冒、滴、漏缺陷,提升系统密封性;(3)针对锅炉疏水电动阀内漏问题,应及时关闭前段手动阀进行隔离;(4)通过精细化检修提升设备整体保温保压性能。

3验证方案

2024年10月8日,某电厂在完成四套机组燃机燃烧调整工作后,需停机进行逻辑程序下装。此时,三套机组已处于停运状态,且一期辅汽联箱出口温度降至约250℃ ,无法满足四套机组停运及热态启动过程中对轴封蒸汽温度的技术要求。经现场评估,决定启用高压汽包余汽作为辅助汽源,以确保机组安全停运和顺利启动。

3.1停机过程

08:00,停机前状态:机组负荷270 MW,燃机负荷171MW,汽机负荷99MW,高压汽包压力9.92 Mpa,高压汽包内壁金属温度309℃ ,高排温度370℃ ,辅汽压力0.77 Mpa,辅汽温度350℃ 。

08:05,确认三套机组与四套机组辅汽联络阀、一期辅汽至四套机组联络阀处于关闭状态。

08:11,燃机降负荷至130 MW,汽机跟随降负荷。

08:27,汽机打闸,此时轴封压力44 kpa,轴封母管温度290℃ ,高旁开度56%,高旁后温度326℃ ,冷再供辅汽调阀开度10%,机组辅汽、轴封由高压汽包供给。

08:35,燃机解列,此时高压汽包压力8.3 Mpa,高压汽包内壁金属温度300℃ ,高旁开度43%,高旁后蒸汽温度313℃ ,满足供辅汽要求。

08:40,燃机转速1 402 r/min,高旁开度1.3%,冷再供辅汽调阀开度7%,触发高旁阀停机供汽模式。

08:57,汽机转速到0,盘车投入正常。

08:58,停运真空泵,打开真空破坏阀,破坏真空。

09:02,燃机盘车投入正常,燃机惰走时间27min。

09:14,真空到101 kpa,关闭高压过热器出口阀、高压旁路阀、冷再至辅汽调阀,停运辅汽、轴封系统。

在机组停运过程中(历时约1 h),系统运行参数保持稳定:辅助蒸汽温度始终维持在300℃以上,轴封母管温度稳定在280℃以上,系统压力波动范围控制在允许范围内。这一运行状态充分证明了高压汽包余汽供给系统的可靠性和稳定性,有效保障了机组安全停运的各项技术要求。

3.2 热态启动过程

16:10,四套机组准备启动,此时距燃机解列约7.5 h,高压汽包压力4.53 Mpa,高压汽包内壁金属温度277℃ ,中压进汽室内壁金属温度491℃ ,高压缸进汽室内壁金属温度489℃ ,高压排汽内壁金属温度345℃。

16:11,打开高压过热器出口阀、高压旁路阀(高旁后蒸汽温度317℃)、冷再至辅汽调阀,辅汽母管暖管至230℃ ,打开轴封调节阀,轴封母管暖管。

16:38,轴封母管压力11 kpa,温度183℃ ,轴封电加热入口温度180℃ ,启动轴封电加热器。

16:40,提高轴封母管压力至额定值,温度194 ℃ ,轴封电加热入口温度181℃ ,轴封电加热出口温度269℃,启动真空泵抽真空。此时高压汽包压力3.62MPa,高压汽包内壁金属温度274℃。

17:01,燃机发启动令。

17:15,燃机转速1150 r/min,此时高压汽包压力降至最低2.83 MPa,此后压力开始上涨,但高压汽包内壁金属温度仍继续下降,此时辅汽母管温度205 ℃ 。

17:36,燃机发电机并网。

17:41,燃机负荷100 MW,高压汽包内壁金属温度开始回升,辅汽母管温度最低降至202℃。

18:50,汽机发电机并网。

在机组启动过程中,高压汽包余汽作为辅助汽源可稳定维持辅汽母管温度在200℃水平,该参数完全满足机组启动阶段的工艺要求。值得注意的是,当燃机负荷提升至100 MW临界点时,高压汽包温度将出现明显回升。

这就要求运行人员必须确保操作流程的连续性和时效性,严格按照既定计划完成并网及带负荷操作,以防止因高压汽包温度回升速度慢导致余汽供给不足的情况发生。整个操作过程中,运行人员需重点关注高压汽包温度、压力变化趋势和机组启动升负荷是否顺利。

4结束语

本研究针对某电厂9F燃气机组热态启停工况,设计了高压汽包余汽供给方案。通过实际机组启停操作验证,该方案不仅具备良好的技术可行性,更展现出显著的应用效果。具体而言,该方案实现了三大技术突破:1)显著提升辅汽系统气源选择的灵活性;

2)有效降低对一期辅汽系统的依赖程度;3)稳定提高辅汽蒸汽参数,确保机组热态启停过程的安全可靠性。从应用前景来看,该方案具有突出的推广价值,特别适用于配置余热锅炉的9F级燃气-蒸汽联合循环机组,为同类型机组的运行优化提供了重要参考。

[参考文献]

[1]楼捷,金珺.9F燃气机组热态启动时利用锅炉余热自供汽的研究与实施[J].科技视界,2021(7):64-66.

[2] 章俊华,潘小丰,董易闻.9FA燃气-蒸汽联合循环机组热态启动辅助蒸汽自供应[C]//浙江省电力学会2020年度优秀论文集,2021:311-318.

《机电信息》2025年第22期第12篇