2013年8月2日~3日#1机组启动总结

2013年8月2日~3日#1机组启动总结发电部专业组本次#1机组启动前上水方式比较特殊，由于炉侧启动循环泵故障及电动主给水全开不能关闭，给锅炉上水带来较大的困难，同时高加三通阀不能及时打开造成高加不能及时投入，冲转后汽轮机转速不能维持额定，发电机并网后造成逆功率保护动作等新问题，暴露出运行人员经验仍有些不足，现总结如下。

一、汽机部分1.1 启动前准备1.1.1 高压缸缸温440℃，送轴封抽真空步骤，按照启动预案所制定措施进行，整个进程顺利，盘车转速各轴瓦振动（扰度）正常。

1.1.2 小机1800r/min暖机期间，对锅炉进水小流量冷却。

注意通过汽泵出口电动门节流操作前，汽泵再循环自动应解为手动。

1.1.3 8月3日0:00锅炉点火成功，凝结水温度最高达54℃，按照启动预案所制定措施进行，凝结水温度控制在53℃以内，保证了锅炉给水品质。

1.1.4 主汽温控制上有些不足。

一是两侧偏差较大达40℃，主要原因是机侧甲主汽门前疏水气动门及暖管疏水气动门未开足（开反馈正常）。

二是冲转前炉侧主再热汽温控制超过预案值较多。

1.2 汽机冲转1.2.1 在3000r/min并网之前出现转速下降的现象。

主要原因是高压缸缸温高且主汽温也较高，因鼓风摩擦使得高排温度较高，而高排温度高等限制中调门开度，高压缸转子金属计算温差、高排逆止门前后压差等限制高调门开度，故机组并网之前出现转速下降。

后经降低主汽温使得高排温度下降，从而开大中调门开度；提高主汽压增加高压缸进汽量，保证机组热态启动所需能量即维持3000r/min，满足电气并列操作要求。

1.2.2 另外，在机组启动操作上有待完善的：1)为满足机组暖管暖阀及冲转参数的要求，应及时增加燃料量按升温升压曲线提高主蒸汽流量（注：冲转前，热态启动应及时开启三台磨，以满足机组冲转的能量需求，否则将大大延长机组启动时间）。

2)在机侧主再热汽温在达到冲转条件时，炉侧主再热汽温应控制不超过机组推荐冲转参数20℃左右，最高不得超过机组推荐冲转参数30℃。

二、锅炉部分2.1 小流量上水2.1.1 #1机组停运后，采用密闭炉膛方式，由于脱硫吸收塔有检修工作，后续未进行自然通风，停炉时间约34小时，炉内烟温、水温较高。

2日21：00接令锅炉小流量上水，控制高加出口给水流量小于200t/h，上水前各项参数：除氧器水温154℃、省煤器进口水温237℃、省煤器出口水温283.2℃，，左侧水冷壁出口联箱温度243.7℃，前墙螺旋管水冷壁#90点182.8℃。

省煤器出口压力2.95MPa，饱和温度233℃，即省煤器内部处于过热状态，主要由于炉内热量向上涌造成。

2.1.2 小流量上水后，省煤器进口水温由273℃快速下降至给水温度，这是由于冷水替换造成的，无法避免。

2.1.3 省煤器进口联箱壁温从232℃下降至最低142℃，平均下降速率约1.15℃/min，但初期下降速度较快，约2.8℃/min。

2.1.4 省煤器出水温度由283℃上升至295℃，主要由于省煤器内部温度较高的水流出引起。

当省煤器内被完全置换后，该温度快速下降至260℃并趋于稳定。

2.1.5 除氧器水温在给水流量逐渐升高后开始下降，运行人员增加除氧器加温蒸汽量后开始升高。

2.1.6 前墙螺旋管壁温由182.8℃逐渐上升至217.7℃，由于测点安装在炉外管道上，当炉内工质流动后开始上升。

2.2 建立启动流量2.2.1 0：10水冷壁出口蒸汽温度降至231℃时，锅炉开始大流量上水，通过大循环建立启动流量，控制省煤器出口给水流量在900t/h。

2.2.2 给水流量增加后，水冷壁出口至分配联箱前蒸汽温度及分离器壁温均有较大幅度下降，但下降速率小于1.5℃/min。

2.2.3 除氧器水温由175℃下降至109℃，高加出口水温也下降至109℃。

2.3 锅炉上水期间总结2.3.1 锅炉上水时，若锅炉管壁温度较高，应尽可能降低上水流量，以维持适合的温降速率。

2.3.2 锅炉上水前，尽量提高除氧器水温，减少上水温差。

2.3.3 由于除氧器加温能力有限，在水冷壁出口蒸汽温度小于260℃时，再进行小流量上水，当水冷壁出口蒸汽温度小于230℃且除氧器水温不低于150℃时，可大流量上水，建立启动流量。

2.4 锅炉点火2.4.1 23：20相继启动丙、甲引风机、乙送风机，联系辅控启动2台浆液循环泵，0：10吹扫完成，建立炉前油循环。

2.4.2 0：10将总风量低保护退出，防止误动。

2.4.3 0：20点火成功，期间B1角、B2角、B3角大油枪故障，B3角在就地点火成功。

2.4.4 打通A磨煤机一次风通道，0：27启乙一次风机，0：30启甲密封风机、0：35启甲一次风机，调整一次风母管压力约8kPa。

2.4.5 对B磨煤粉管道进行吹扫，投微油，B13、B21、B22、B23、B24点不着火。

2.4.6 1：42因炉膛内烟温较高，一次风机启动后，热一次风温达171℃，未投B磨暖风器。

B磨入口一次风温134℃，出口温度83℃，B磨煤机启动条件满足后，1：40启动B磨煤机。

由于小油枪及大油枪故障，造成启磨操作推迟约40分钟。

2.5 升温升压2.5.1 点火成功后，水冷壁出口蒸汽温度、储水罐压力逐渐上升，各受热面壁温在允许范围内。

2.5.2 2：43主汽流量从198t/h下降至44t/h，造成一级过热器壁温从274℃突升至462℃。

2.5.3 5：22水冷壁出口过热度从1.8℃上升至37℃，水冷壁出口至分配箱蒸汽温度A和B产生较大温升，各蒸汽温度偏差最大达90℃，同时造成后墙螺旋水冷壁壁温大幅上升。

2.6 锅炉点火及升温升压阶段总结2.6.1 本次运行点火操作较为紧凑，减少了炉膛内的热量损失。

但油枪不能可靠投运，造成启磨推迟，消耗大量燃油。

建议今后在机组启动前，对油枪及点火装置做全面检查，以节约燃油消耗量。

2.6.2 锅炉吹扫结束后，应提前将各小风门调节至合适开度。

当油枪着火后，应至现场查看油枪着火情况，若点火线过长，会造成油枪根部脱火而熄灭。

建议点火时，油助燃风挡板开度不大于30%，其它小风门开度小于10%。

2.6.3 锅炉在燃料量未变的情况下，增加给水流量，会造成水冷壁出口蒸汽量减小，减弱过热器的冷却能力，引起壁温快速上升。

建议在升温升压阶段，给水流量应保持恒定，通过不断增加燃料量进行升温升压，同时应减少高旁设定值的调节，避免对给水流量造成影响。

2.6.4 在启动初期，发电机未并网之前，应控制好水煤比例，保持水冷壁出口较低的过热度，建议在5~10℃之间，能够减少水冷壁至分配箱蒸汽温度的偏差。

主要原因是由于流量较低，各水冷壁管流量分配不均匀，且蒸汽的冷却能力不好、火焰偏斜等因素，导致偏差增大。

当发电机并网后，在400MW 负荷附近，再提高过热度，并快速通过该区域，将负荷升至600MW。

2.6.5 汽机冲转后，投高加，给水温度上升，在燃料量未增加的情况下，锅炉产汽量增加，会造成主汽温度下降。

因此在高加投入后，应适当增加燃料量，保持过热蒸汽温度按速率上升。

2.6.6 在2台磨运行时，因磨煤机干燥出力有限，应及时启用第三台磨，保持主汽温上涨趋势。

2.7 启动用油评价本次启动用油共42.9吨，较发电部内定计划用油45吨节约2.1吨，用油情况良好。

2.7.1 8月3日0：20分，#1锅炉点火成功后，投入B层大油枪进行烘炉，控制水冷壁升温速度小于1℃/min，但B层油枪多只故障，B2角油枪喷口堵，B3角在现场投用，造成首台磨启动推迟，多耗燃油约6吨。

2.7.2 锅炉点火成功后，0：27启动一次风机，配合检修调试微油系统，由于微油系统多只小油枪着火不正常，处理时间较长，至2：00仍有B12，B22着火不好，1：40启动B磨，撤除#2角大油枪，保留3只大油枪运行。

3：25启动A磨后，总煤量加至90t/h，退出所有大油枪。

※本次B磨启动时间较慢，主要由于微油系统不正常及B2大油枪堵，延误撤退大油枪时间，后由于炉内着火情况不好，保留2只大油枪运行，多耗用燃油约10吨左右。

三、电气部分3.1 并网时异常情况2013年8月3日，#1机组启动，2～8班完成#1发电机并列前准备工作，3:38接网调口令将#1主变5001开关从冷备用改为I母热备用，4:13操作完毕。

8:10汽轮机冲转，8:40满速，运行人员进行并列前设备检查。

8:43核对#1发变组保护压板状态，投入A柜“投FCB联跳/AVR故障”1LP23压板时，保护出口动作关闭主汽门。

9:15重新挂闸升速，9:20汽轮机满速，#1发电机于10:30:44第一次并网。

并网后负荷未自动加至初始负荷，10:31:05，发变组保护A、B柜“逆功率”保护动作，发电机跳闸。

查无异常后10:56:12汽轮机冲转，11:00:26满速，11:11:55发电机并列，接带负荷正常。

13:54厂用电切为本机供。

3.2 分析：3.2.1 发变组保护柜“投FCB联跳/A VR故障”*LP23压板要求在并列前投入，同时需满足灭磁开关确已合闸且发变组保护无出口信号等条件方可投入。

全能值班员核对发变组保护压板状态时对此保护压板功能及投用方法掌握不够透彻，缺乏专业运行经验，并列前设备检查时虽在投入压板前复归了发变组保护出口信号，但因灭磁开关尚未合闸，保护出口信号不掉，此时直接投入保护压板造成A柜保护出口动作关闭主汽门。

3.2.2 #1发电机于10:30:44第一次并网后负荷未自动加至初始负荷，10:31:05，发变组保护A、B柜“逆功率”保护动作，发电机跳闸。

正常情况下，汽轮机接到发电机并网信号后因立即开启高中压调门，接带150MW初始负荷，10:30:44第一次并网后高中压调门并未自动开启，开度反而略有下降，高调门开度由12%降至9.7%，中调门开度由3.6%降至1.4%，随后高调门开度缓慢开启至12.5%，中调门开度维持 1.4%，有功负荷短时带至9.12MW，因汽轮机输入动能不足，有功负荷变为-13MW，10:31:05，发变组保护A、B柜“逆功率”保护满足动作条件，发电机跳闸。

3.2.3 11:11:55发电机第二次并列，高中压调门开启正常，11:13:30高调门开度由并网时8.84%开至15.5%，中调门开度由并网时3.85%开至18.1%，有功负荷增加至137MW，接带负荷正常。

3.3 改进措施和建议：3.3.1 发电机并网操作属于非常规性操作，全能值班员实践操作机会较少，对发变组保护功能及使用方法理解不够全面、透彻，操作时可能因操作方法理解偏差及实践经验不足等因素影响造成失误。

建议：1)#2机组调试期间抽调运行骨干参加厂家培训或安排发变组保护厂家技术人员进行现场讲课，增加全能值班员对发变组保护功能和使用的了解和掌握。