（云南能投威信能源有限公司云南威信657900）
摘要：通过分析我厂600MW超临界W直流炉冷态开机过程，总结操作中存在的节点风险，进一步形成风险控制措施，作为相关类型火电机组冷态开机过程和保安全的经验借鉴。
关键词：600MW；火电机组；冷态开机节点；风险；控制
1、前言
威信电厂为国产600MW超临界机组，锅炉采用了东方锅炉制造的型号为DG-1962/25.4-Ⅱ8型锅炉，超临界、W型火焰燃烧、垂直管圈水冷壁变压直流锅炉，共有24只专门用于燃烧无烟煤的双旋风煤粉浓缩燃烧器，前后拱各布置12只。汽轮机为东方汽轮机厂生产的超临界、中间一次再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、8级回热汽轮机，型号为：N600-24.2/566/566，机组采用定—滑—定方式，带基本负荷并调峰运行。
2、冷态开机节点风险控制措施
2.1点火前（10小时）：a、保证凝补水箱水质合格；b、炉水泵注水管道冲洗合格（浊度<0.25ppm，PH>6.5）；c、闭式水至炉水泵冷却器进回水管路隔离（就地确认关闭其进回水手动门）；d、炉水循环泵注水后冲洗合格。
2.2锅炉上水操作：a、上水前、后全面各抄录膨胀指示一次；b、除氧器水质合格（Fe＜500μg/L）；c、给水管道及高加水侧注水充分；d、炉侧汽水系统排空及疏水门全开；e、上水速度合理（夏季70～80t/h，其它季节40～45t/h，水冷壁温度变化率<1.8℃/min）；f、开闭式依次冲洗合格（开式：Fe≤500μg/L，油脂≤1mg/L，pH值≤9.5；闭式：电导率≤1μs/cm，Fe≤100μg/L，pH值=9.3～9.5）。
2.3投轴封抽真空：a、轴封供汽汽源参数应和缸温匹配（汽源温度比缸温高50℃以上且过热度大于25℃（辅汽压力0.4～0.7MPa，温度250℃左右）；b、大/小机盘车投运>4h，轴系偏心在规定范围内；c、循环水系统投运（真空未建立前，高温热源不进凝汽器），凝结水运行正常（减温水备用）打开轴封系统所有的疏水门，回气畅通（一台轴加风机运行），轴加汽侧微负压，分段暖管充分；d、调整母管压力，不发生吸气、冒汽现象。
2.4高压缸倒暖：a、确保大机盘车、真空（真空≥-76.8kPa）投运正常；b、高压内缸内下壁温<150℃；c、预暖蒸汽压力0.4～0.7MPa，温度250℃左右，预暖一二次阀开启10%—30%，高排逆止门不被冲开；d、“通路”主汽阀、高排逆止阀、一段抽汽电动阀、VV阀关闭，开启一段抽汽逆止阀前疏水阀、高排逆止阀前/后疏水阀、导汽管疏水阀、BDV阀；e、预暖蒸汽来暖管充分；f、高缸内壁温升<1.5℃/min；g、预暖完成进行闷缸且闷缸时间不少于4小时（目的等待锅炉升温升压和保证高中合缸预暖充分），间断（30min）开启和关闭“通路”中疏水阀。
2.5双电源切换：a、保证备自投装置或双电源自动切换装置可靠投入；b、确保两路输入电源正常，柴发良好备用，且不造成重要负载跳闸；c、必须是“同一电源”才允许并联切换；d、每一设备切换结束必须恢复初始状态。
2.6锅炉升温升压：a、温升<1.8℃/min，升压<0.056MPa/min，壁温温差<50℃（相邻<35℃），严禁汽温反复波动；b、汽压0.3Mpa时，关闭对应过热器排空门，汽压0.5Mpa时，关闭对应过热器疏水阀；c、旁路未投运前禁止关闭再热器排空或疏水门。
2.7高压调阀室预暖：a、调室内壁温度低于180℃时，主蒸汽温度271℃，进行调室预暖；b、汽机挂闸，执行“高调阀壳预暖”程序，#2高压主汽阀开至21％；c、内外壁金属温差>80℃，停止预暖；内外壁金属温差<70℃，从新预暖；d、当汽机转速上升时立即打闸。
2.8中高速暖机：a、退关主汽门压板，冲转条件满足，盘车脱扣正常；b、关闭汽机进气源，就地倾听机组通流部分有无异音，过临界正常；c、控制制粉系统处理稳定（10-20吨），主汽温<410℃，转子脆性温度转变；d、TSI监视参数正常，高缸膨胀良好（>10mm），高缸胀差<7mm；e、控制旁路开度合理（高旁60％、低旁30％），低压缸排汽温度≯47℃；f、高、中压缸进汽室温度均大于320℃，中排汽温度达240℃，中速暖机结束；h、轴承油温27℃～40℃，油压0.176MPa，EH油压11.2MPa，油温43～50℃；i、转速>2000r/min，顶轴油泵自动停止。转速>2950r/min，检查主油泵工作正常；j、并网前，主汽阀、调门关闭严密性试验、OPC超速、电超速试验合格。
2.9发变组转热备用：a、持票执行，一人操作一人监护；b、稳控装置退出并网开关合位压板，投入发变组保护A柜（B柜）“并网开关跳闸出口”、“启停机”、“误上电”、“断路器闪络保护”、“闪络启动开关失灵”、“发变组短引线保护”（B1、B2柜中“非电量远传跳并网开关”投入），转子一两点接地只投一套保护柜；c、同期装置、保护装置、测控装置、变压器冷却系统良好投运。
2.9.1并网切缸：a、并网前保证锅炉热负荷足够（两套制粉系统出力正常）；b、并网前定冷水系统运行正常、机内氢气纯度、压力380kPa，发变组满足投运条件；c、AVR自动方式，PSS投入，励磁升压22kV，空载励磁电压153v左右，电流1800A左右。发电机定子三相电流为50A左右，零序电压电流、负序电流正常，自动准同期并网。d、并网后退出以下压板：“启停机”、“误上电”、“断路器闪络保护”、“闪络启动开关失灵”、“发变组短引线保护”，投入以下压板：“关主汽门压板”、“热工保护”；e、带初负荷后，关小低旁（45%→0），保证再热汽压力0.4MPa-0.6MPa（防逆功率）；f、手动增加机组出力（综合阀位开度），高缸进汽且机组负荷持续上升（高调门平均开度大于15%），及时关闭VV阀，高排未冲开（压差0.2MPa，关VV阀）前禁止关闭高旁（再热器保护），注意阀位反馈值与目标值匹配。
2.9.2湿态转干态：a、负荷190MW-220MW，给水稳定，逐步增加锅炉热负荷；b、切换或减小热负荷高区域火嘴出力；c、监视壁温上升趋势，缓慢减小炉水泵出力至零（出口调门全关）；d、转态完成及时调整给水量，防止负荷增加过快壁温超限。停运炉水泵后，及时投运暖管暖阀。
2.9.3退泵、关再循环：a、给水量850t/h左右，两台汽泵运行，逐步退出电泵，停运备用；b、小机气源稳定，两泵出口压差<0.5MPa；c、燃烧稳定，主汽压力稳定，缓慢将一台汽泵再循环关闭，投入给水自动。d、主汽压力控制13.5MPa以内，给水母管压力控制在15.5MPa以内。
2.9.4厂用电切换：a、负荷到240MW左右时，采用并联切换（不同电源串联切换）；b、电压差<±12%，频差<±0.2Hz，角差<±10°（角度和负荷成正比关系）；c、首先切换脱硫段（负荷较小，脱硫切换完成后6KV侧功角差较小A、B分支母线较容易切换）；d、切换前后全面检查无运行辅机掉闸。
3总结
我厂始终严格按照上述机组冷态开机节点风险控制措施执行，到目前为止我厂两台600MW超临界机组已安全稳定运行2024天，每次开机都实现安全成功一次并网。
参考文献：
[1]《威信电厂运行规程》云南能投威信能源有限公司