当前，随着城市化进程的快速发展，环境问题也日益突出，环境治理已经刻不容缓，这给天然气发电带来了前所未有的发展机遇。与燃煤发电相比，天然气属于一种清洁能源，燃烧不产生灰、渣、 二氧化硫等有害物质，而且燃气—蒸汽联合循环机组的发电效率接近60%，相比燃煤机组约40%的热效率，能源利用率有了很大提高；同时，启停机灵活快速、负荷反应灵敏等特性使其具有更好的调峰能力^[1]。

为满足电网调峰要求，燃气电厂启停机较为频繁，因此，机组能否安全、顺利启动，关系到电网的稳定运行；而合理的启动方式能有效减少机组能源损耗、提高发电厂的经济效益^[2]。本文针对西门子 9F燃气—蒸汽联合循环机组冷态启动过程中容易遇到的问题，采用反向推理的方式，对机组整个冷态启动过程进行分析，并提出优化启动方案。

北京京西燃气热电有限公司燃气—蒸汽联合循环热电工程建设规模为3台F级燃气轮机组成的 1套“二拖一”和1套“一拖一”燃气—蒸汽联合循环发电供热机组。燃气轮机岛主设备为3 台 SGT5-4000F（+）型燃气轮机及3台QFSN-300-2型氢冷发电机；“二拖一”汽轮发电机组包括1台三压再热两缸两排汽低压缸可解列式汽轮机，汽轮发电机为1台QFSN-300-2型氢冷发电机。“一拖一”汽轮发电机组包括1台三压再热两缸两排汽低压缸可解列式汽轮机，汽轮发电机为1台QFSN-135-2型空冷发电机。以上设备均为上海电气集团制造；3 台余热锅炉为无锡华光锅炉股份有限公司制造的三压、再热、无补燃、立式、自然循环、全封闭式余热锅炉^[3]。

（1） 启机前先将公用系统设备投备用：循环水系统、开闭式水系统、空压机系统等运行正常，联锁投入。

（2） 燃气轮机的定冷水、氢气、润滑油、密封油、控制油系统运行正常，联锁投入；燃气轮机离线水洗完成，所有疏水门关闭。

（3） 锅炉的高中压给水泵运行正常，联锁投入；汽包上水至启动水位，高、中、低压汽包液位均置于-400 mm。

（4） 汽轮机凝结水系统的凝结水前置泵、凝结水泵运行正常，联锁投入；轴封系统轴加风机、真空泵运行正常，水、氢、油等辅助系统运行正常，联锁投入，旁路无报警，可正常投入。

（5） 电气系统、SFC（变频启动装置）具备启动条件，励磁系统正常投入，影响机组启动的报警全部复位，且保护压板投入。

（6） 无影响机组启动的检修工作及缺陷等^[4]。

（1） 在启动励磁画面，选择SFC，当SFC正常投入后，在“READY FOR START”灯变红后及时投入燃气轮机启动顺控，避免SFC超时而导致启机失败。

（2） 启动顺控激活后检查盘车是否脱开，若未脱开应打闸停机，避免盘车装置损坏；转速达到3.5 Hz时关注是否开始点火及12 s内点火是否成功。

（3） 燃气轮机转速在8.33 Hz时顶轴油泵应退出运行；并在升速过程中关注二、三级冷风压力及冷风阀的动作情况。

（4） 当转速达到32 Hz时为临界转速区，此时燃气轮机振动最大；35 Hz时SFC应自动脱开，由燃料拖动燃气轮机继续升速；达到47.5 Hz应关注防喘阀是否关闭。

（5） 待启机结束后设定转速为50 Hz。 燃气轮机由启动至定速耗时约5 min，在定速后应对辅助系统进行全面检查，并开始注意锅炉水位和升压速度。

（1） 启动初期，高、中压给水泵置于手动位置，高压给水泵给定不小于20%的勺管开度，以保证旁路减温水始终有一定的压力。将高、中压上水调门置于手动位，并各给定5%开度，保持高、中压省煤器始终有过流，防止因汽包水位波动使上水调门关闭而导致高、中压省煤器干烧汽化或省煤器入口压力高导致安全门动作。建议将高中压给水泵出口（省煤器入口）压力编号做成曲线，关注其变化趋势。

（2） 冷态启动初期，汽包水位的控制非常关键，高压汽包尤为明显。为防止虚假水位带来的液位剧烈波动，可将高压蒸发器进口疏水留有一定开度，通过上水调门和蒸发器排污进行液位控制。随着燃气轮机的启动并网，逐渐打开炉侧主蒸汽的疏水门进行暖炉、暖管；并将各汽包排氧门、汽侧的排气门打开，排除系统内的空气。

（3） 当汽包建立压力后，各排汽、疏水自动关闭，待有一定蒸发量、汽水开始循环后，将水位和高、中压给水泵投入自动。由于启动初期汽包和管道水质较差，需要将高、中压连排尽量开大，水质正常后关至5%以下；为防止启动过程中汽包壁温差过大，应在燃气轮机点火成功后启动低压省煤器再循环泵，提高进入低压汽包的水温。

（1） 当燃气轮机定速3000 r/min后即可投入协调画面中的Load Limitition，投入Load Limitition后协调控制系统会根据当前的高压缸缸温计算出需要的冲车蒸汽温度（如图 1所示）。投入Load Lim⁃ itition后，协调控制系统立刻计算出逻辑需要的主汽温度，同时将主汽温度计算值送至炉侧主汽减温水的温度设定块（如图 2所示）。此功能通过一阶时间延迟函数实现，故在投入后经过一段时间延时，缓慢下降到主汽温度计算值。这时炉侧主汽温度投入自动控制，避免手动调整减温水引起汽温的摆动，以延长机组的使用寿命。

图1(Figure 1)

图1 负荷限制与冲车蒸汽温度

图2(Figure 2)

图2 负荷限制与余热主汽锅炉计算温度

余热锅炉蒸汽温度目标值与计算温度和偏执之间存在以下关系：

由图 2和式（1）可看出，冷态情况下余热锅炉的主汽计算温度为390 ℃。

（2） 当主汽温度达到300 ℃后逻辑允许投入减温水，可将减温水电动门打开，按顺序先投一级减温，后投入二级减温。旁路控制可以投入高、中压旁路ASA，然后DEH会根据当前缸温及“X准则”计算后自动提升和控制参数，以满足冲车要求。旁路开始建立压力后，由炉侧到机侧依次打开疏水，初期应慢开疏水，防止主汽中空气大量进入凝汽器引起真空大幅降低。暖管完成后继续提升蒸汽参数，当蒸汽满足冲车要求后，做汽轮机冲车准备。

（3） 若为热态启动时，旁路调门大于10%后，则可投入高、中旁路ASA；尽量先手动将旁路调到当前主汽压力与旁路计算的设定压力偏差较小后，再投入旁路自动，防止因偏差大投自动旁路快开，导致主汽超压或旁路超温情况。

（4） 提升参数过程中根据循环水温度启动机力塔风机，冲车参数合格后，检查汽轮机辅助系统，做冲车前准备。如果上次停机为汽轮机跳闸，则需要对发变组出线保护柜进行复位，然后对汽轮机总览中的电磁阀和跳闸信号进行复位；并将ST CON⁃ TROLLER中的TSE INI（温度裕度）手动投入，开始汽轮机冲车操作，具体顺序如下：

① 在透平总览中投入顺控；

② 到第11步时，确认蒸汽品质投入；X1、X2、 Z1、Z2（或2个高调50%处温度均<150 ℃）满足后跳到下一步。

③ 15 步时开启主汽门，TAB>62%后投入 RELS SETP（复位过临界升速率低及AUST SGC AU⁃ TO STOP）。

④ 跳至第20步，X4、X5、X6、Z3、Z4满足后汽轮机开始冲转。

⑤ 汽轮机冲车至600 r/min，跳至第23步，开始暖机倒计时，X7A、X7B、X8、Z3、Z4满足且其他反馈满足后暖机完成。

⑥ 暖机结束后，投入转速释放按钮，跳至第29 步。转速由600 r/min 升至3009 r/min，耗时约16 min。

⑦ 在ST CONTROLLER中设定转速50 Hz^[5]。

启动过程中，关注振动、轴承温度、胀差、轴位移、汽轮机辅助系统等参数。在定速3000 r/min后做汽轮机并网准备，确保主变中性点刀闸和发变组保护压板投入正确。

并网前，应提升压力、温度，保持并网后高、中压排汽有一定过热度。冲车压力不能太低，否则会因升速率低跳闸，压力太高则排汽过热度低跳闸； 而转速达到3000 r/min后汽轮机准备并网前，最好将主汽温度提至420 ℃以上，因高、中压计算汽温均为420 ℃时协调控制系统中的负荷限制功能才能自动退出。汽轮机并网后，应将主变中性点刀闸分开，并按规程规定投退相关保护压板。

本文通过逆推法，结合生产实际，分析得出优化的机组冷态启动燃气轮机负荷。首先，根据汽轮机高压缸温确定汽轮机冷态启动的冲车参数，再由冲车参数确定进入余热锅炉的烟气温度，进而推算出相应的燃气轮机负荷。具体过程如下。

冷态启动：启动前缸壁（高压缸）温度在150~ 240 ℃；

温态启动：启动前缸壁温度在240~350 ℃；

热态启动：启动前缸壁温度在350~450 ℃。

北京京西燃气热电有限公司汽轮机冷态冲转参数的选择：

（1） 主蒸汽压力5 MPa，温度340 ℃；

（2） 主蒸汽过热度＞56 ℃；

（3） 再热蒸汽压力0.8 MPa，温度320 ℃。

余热锅炉烟气温度应满足机组设定的冷态情况下的最高冲车参数，北京京西燃气热电有限公司协调控制系统计算中设定高、中压主汽温度不超过 410 ℃，避免阀门和汽缸过快升温，防止主汽温度保护触发。而实际运行中，余热锅炉存在一定的换热温差，且由炉侧到机侧伴有热损失，结合所需的冲车蒸汽压力，建议保持余热锅炉排烟温度高于主汽温度约40 ℃的裕度。

在余热锅炉的烟气温度确定后，即可根据烟气温度计算出相应的燃气轮机负荷。以上已结合生产实际确定合适的烟气温度约为450 ℃。由于燃气轮机排气至余热锅炉的距离很短，可近似认为烟气温度即为燃气轮机排气温度。根据西门子厂家燃气轮机精燃烧调整后的负荷与排气温度曲线，可得出在特定负荷段燃气轮机与排气温度的关系，如图 3所示。

图3(Figure 3)

图3 燃机负荷与排气温度曲线

当燃气轮机定速3000 r/min后，排气温度约为 340 ℃。由图 1可知，燃气轮机由并网至100 MW负荷过程中排气温度跟负荷呈线性关系，且100 MW 对应的排气温度约为570 ℃。取（0，340）、（100，570）两点，根据其线性关系可得出关系式：

f—燃气轮机负荷，MW；

式中2.3 为斜率，340 为燃气轮机并网前温度，单位为℃。

利用式（2），结合冷态启动需要的排气温度 450 ℃，得出冲车的经济负荷f 为50 MW，并与实际启动过程进行对照，满足生产中冷态冲车参数。这样即避免了启动过程中盲目升负荷带来的燃料浪费以及冲车参数控制不合理导致机组寿命缩短问题。同时，根据式（2），可推算出机组在滑参数停机过程中燃气轮机的降负荷速率，从而更安全地控制汽温的下降速率，保证设备的材料安全。

汽轮机的启动大致分为4个阶段：启动、暖机、 升速、并网。

经计算，汽轮机冲车时的燃气轮机经济负荷为 50 MW，而燃气轮机具有启动快速灵活的特点，由启动至定速3000 r/min 约为5 min，并网后直接带20 MW初负荷，且负荷升降响应快。但是，汽轮机在启动前需要较长时间进行暖管、暖阀，且需要满足 DEH中的X系列准则才能进行冲车，其中最难满足的为X1准则，即防止主汽阀门冷却。因此，在进行暖阀至冲车前的这段时间，应尽量保持主汽温度始终缓慢上升，故不宜将燃气轮机负荷直接升至50 MW进行冲车参数提升，而应采取等微增率的方法，使燃气轮机负荷由20 MW升至50 MW的时间等于暖阀时间，一般为30 min 左右。这样既节省了燃料，又可避免设备的疲劳应力，有利于延长机组寿命。

当汽轮机冲车至600 r/min后由DEH计算出暖机时间，约100 min。在暖机结束前几分钟，需将燃气轮机负荷由50 MW升至80 MW。进一步提升蒸汽参数，以便汽轮机升速过程中保持一定的升速率，防止升速率低冲车失败；且不能升负荷过早，若在开始暖机时即升负荷，则会影响启机过程中的经济性。

暖机结束后，即可释放转速，进行汽轮机升速。在升速过程中，应加强监视临界转速时各瓦的振动值以及润滑油压力等参数。

汽轮机定速3000 r/min后，应进一步提升燃气轮机负荷至100 MW。因燃气轮机负荷为100 MW 时，对应的汽轮机负荷约为50 MW，而该厂设计的旁路疏水在汽轮机负荷为45 MW时自动关闭，故可避免部分蒸汽未做功而直接进入凝汽器，既影响真空又浪费热负荷。同时，将主蒸汽温度提高至 450 ℃以上，避免了并网后在汽缸大量进汽情况下排汽温度降低导致排汽过热度低，触发保护停机。

基于上述分析，结合实际生产中的机组启动过程，可得出西门子9F机组冷态启动的优化方案：

（2） 燃气轮机定速至并网带20 MW初负荷，15 min；

（3） 燃气轮机负荷由20 MW升至50 MW，暖炉提升冲车参数，30 min；

（4） 汽轮机开始冲车至600 r/min，10 min；

（5） 汽轮机暖机90 min；

（6） 暖机结束前，燃气轮机负荷由50 MW升至 80 MW；

（7） 汽轮机升速至3000 r/min，10 min；

（8） 汽轮机定速3000 r/min后燃气轮机负荷由 80 MW升至100 MW，汽轮机并网，20 min；

优化后的西门子9F机组冷态启动过程耗时约 3 h，较之前冷态启动时间减少了约1 h；明确了各个节点的经济负荷和应注意的问题，避免启机失败浪费时间，提高了机组启动的经济性和安全性；而且可将此优化方案应用到APS一键启停方案中，在提高机组自动化水平的同时节约了能源^[6]。

以应用冷态启动优化方案前后机组缸温较为接近的2次冷态启动为例，选取从燃气轮机启动到汽轮机并网的时间段，经查询DCS数据后进行对比分析（见表 1所示）。

表1(Table 1)

表 1 优化前、后2次启动重要数据对比

表 1 优化前、后2次启动重要数据对比

通过表 1中的2组数据对比可以看出，机组冷态启动时，采用冷态启动优化方案后较之前节省天然气量52.45 km³，节省厂用电量439 kWh；按照天然气价格3.23 元/m³ 计算，每次启动可节省约17 万元。在提高经济性的同时，减少了机组启动时间。 由于燃气—蒸汽联合循环机组启停机较为频繁，按 10次/a计算，每年可节省约170万元。故在优化启动方案后，可使企业效益得到进一步的提高。

本文基于西门子9F燃气—蒸汽联合循环机组特性，结合生产实际，阐述了机组启动过程中容易出现的问题，利用反向推理的方式，对机组整个冷态启动过程中的经济性、安全性进行了分析，提出了优化的冷态启动方案。此方案有助于实现机组安全、经济、省时启动，为更好地指导生产实际提供了参考依据。