660 MW東方機組啟動汽溫偏高分析及措施

呼延斌，尉亞軍，趙吉順

（1.陜西榆林經濟開發區匯通熱電有限公司 陜西 榆林 719000；2.陜西華電蒲城第二發電有限責任公司 安生二部，陜西 蒲城 715501）

陜西華電蒲城發電有限責任公司 （以下簡稱 “蒲城電廠”）三期擴建工程為2×660 MW直接空冷超臨界燃煤發電機組。鍋爐為DG2100/25.4-II2型超臨界參數變壓直流爐，一次再熱、單爐膛、尾部雙煙道、采用擋板調節再熱汽溫、平衡通風、半露天布置、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構Π型鍋爐。設計煤種為黃陵長焰煙煤。鍋爐燃燒器采用BHK技術設計的低NOx旋流式煤粉燃燒器（HT-NR3），前、后墻對沖布置，共30只，前墻布置18只，分上、中、下三層布置；后墻布置12只，分下、中二層布置。鍋爐制粉系統采用雙進雙出鋼球磨煤機，冷一次風正壓直吹式系統。磨煤機采用沈陽重型機械廠生產的BBD-4060B雙進雙出鋼球磨煤機，5臺運行，無備用。汽輪機為東方汽輪機廠生產的NZK643-24.2/566/566型超臨界、一次中間再熱、三缸四排汽、直接空冷式機組。發電機為東方電機股份有限公司生產的QFSN-660-2-22型三相同步汽輪發電機，采用水氫氫冷卻方式，發電機額定容量為660 MW。

蒲城電廠三期兩臺機組于2008年底實現雙投，在機組整套啟動調試期間和調試結束后剛剛轉入商業運行的初期，由于爐水循環泵系統因供貨原因未及時安裝投運以及運行人員對該鍋爐特性的掌握不夠，在機組冷態啟動期間多次出現氣溫偏高的問題，同時該型鍋爐在其他電廠也出現類似情況，故有必要分析660 MW東方超臨界機組沖轉過程中主汽溫偏高的原因以及應采取的應對措施，保證機組安全、快速啟動。

1 東方集團660 MW超臨界鍋爐簡介

1.1 超臨界660 MW鍋爐主要設計參數

三期工程超臨界660 MW鍋爐主要設計參數如表1所示[1]。

表1 鍋爐主要設計參數Tab.1 Main parameters design of boiler

1.2 啟動系統

鍋爐啟動系統主要由內置式啟動分離器、儲水罐、儲水罐水位控制閥（361閥組）等組成。經過水冷壁加熱后的工質進入啟動分離器，分離出來的水通過啟動分離器下方的連接管進入儲水罐，分離出來的蒸汽則由分離器上方的連接管引入頂棚過入口聯箱。361閥組調節儲水罐的水位在規定值，儲水罐中的水經過361閥組，在鍋爐清洗以及點火初始階段水質不合格時，被排到鍋爐疏水擴容器中，然后經擴容降壓后排往機組排水槽內；水質合格時，由鍋爐冷凝水疏水泵送往凝汽器熱井循環利用。

1.3 燃燒系統

鍋爐燃燒器采用BHK技術設計的低NOx旋流式煤粉燃燒器（HT-NR3），前、后墻對沖布置，共 30只，前墻布置 18只，分上、中、下三層布置；后墻布置12只，分下、中二層布置。在燃燒器的最上方，前后墻分別布置了1層8只燃盡風口，已達到降低NOx的目的，保護環境。爐膛燃燒器區域每層布置6只燃燒器，每只燃燒器配有出力為953 kg/h、機械霧化的點火油槍。為了達到節約能源的目的，鍋爐改造安裝了微油點火系統，將前墻最底層的6只燃燒器和后墻最底層的2只燃燒器改造為微油點火裝置。燃燒器配風分為一次風、內二次風和外二次風。一次風攜帶煤粉，單只燃燒器內、外二次風的風量分別通過調節各內二次風套筒開度和外二次風調風器的開度來實現。另外，來自二次風大風箱的中心風在油槍投運時滿足油槍燃燒用的根部風量要求。

1.4 鍋爐的調溫方式

鍋爐過熱汽溫主要通過調節煤水比并配合一、二級減溫水來進行調整，減溫水來自鍋爐省煤器出口的給水。一級減溫器布置在低溫過熱器和屏式過熱器之間，二級減溫器布置在屏式過熱器和高溫過熱器之間。再熱汽溫主要是通過布置在鍋爐尾部煙道的煙氣擋板，通過改變通過低溫再熱器的煙氣量來調整，同時布置有再熱器事故減溫水，設在低溫再熱器和高溫再熱器之間。

2 冷態啟動時蒸汽溫度偏高現象

表2列出了2009年初幾次典型的冷態啟動期間的沖轉參數，主蒸汽溫度偏高的問題比較突出。從已經投產的同類型鍋爐的運行情況來看，該型鍋爐普遍存在沖轉時汽溫高的現象[2-4]。如沁北電廠和廣東汕頭電廠，汽溫往往高達500℃以上，甚至達到了550℃左右，與汽輪機要求的沖轉參數不能夠匹配，給機組的安全帶來了隱患。

表2 冷態啟動沖轉時典型參數Tab.2 Typical parameters of cold start-up turning

3 原因分析

1）啟動方式 鍋爐啟動系統原設計有爐水循環泵，因到貨原因未能按時安裝投運，鍋爐啟動初期不能夠產生足夠的蒸汽量，飽和水通過361閥組排至凝汽器熱井或者直接外排，熱損失大，蒸發量低，是造成過熱蒸汽溫度偏高的主要原因。

2）受熱面的吸熱量過大 出于節能的考慮鍋爐設計安裝了微油點火裝置，以煤代油。在啟動初期，爐膛溫度不是太高，再加之微油油槍能量有限，在磨煤機投運后，煤粉不能在爐膛內完全燃燒，水冷壁的輻射吸熱量降低，部分未燃盡的煤粉在過熱受熱面繼續燃燒，造成過熱器尤其是屏式過熱器吸熱量過大，從而造成主汽溫度高。

3）二次風量偏大 運行實踐證明，在鍋爐二次風量偏大時，提高了爐膛火焰中心，同時增加了煙氣流速和煙氣流量，減少了火焰在爐膛的停留時間，使水冷壁的輻射吸熱減少，而布置在爐膛上部和尾部的對流受熱面換熱增強，蒸發量降低，蒸汽冷卻能力不足，使主汽溫度升高。

4）給水流量大 東鍋集團提供的鍋爐運行說明書規定，鍋爐的最小給水流量時25%BMCR，大約525 t/h左右。出于節能考慮鍋爐使用微油點火系統，微油油槍單只出力只有40～60 kg/h，再加上初期磨煤機投入后燃盡率差，爐膛溫度較低，且爐水循環泵不能投運時，為了維持儲水罐水位的穩定，大部分的爐水在經過水冷壁加熱后被排放至系統以外，相對于使用微油點火系統的鍋爐來說，25%BMCR的給水流量仍然過大，使鍋爐產生的蒸汽量相對較小，蒸汽溫度升高。

5）給水溫度低 冷態啟動時在不采取其他措施的情況下，進入鍋爐省煤器的給水溫度比較低，只有80℃左右，使得進入鍋爐水冷壁的水溫低，工質欠焓大，從而降低了水冷壁的產汽量，進入鍋爐過熱器的蒸汽量少，溫度高。

6）減溫水與過熱汽壓差小 三期鍋爐過熱器減溫水取自省煤器出口管道，減溫水與過熱蒸汽的壓差較傳統系統的壓差小（傳統過熱器減溫水取自高加出口給水管道），當主蒸汽流量較小時，其壓差更小，噴水減溫效果更差，從而使得汽溫高且不易控制。

4 采取的措施及效果

1）投運爐水循環泵系統 在爐水循環泵系統設備到貨后，立即進行安裝調試，保證系統可靠投運。鍋爐點火后啟動爐水循環泵運行，通過調整爐水循環泵出口調節門和給水泵勺管，維持省煤器入口流量滿足要求，同時盡可能地增加爐水循環泵的出力，提高爐水循環的流量，減小給水泵的供水量，儲水罐保持較高水位，一方面保證爐水循環泵的安全運行，更重要的是減小了被加熱的水冷壁內工質的向外排放，節約了工質并提高了水冷壁的產汽量，有效地降低了過熱汽溫。在2009年后半年的幾次冷態啟動中，過熱汽溫明顯降低。

2）提高給水溫度 ①冷態啟動過程中，在高低壓給水系統換水合格后，提高輔汽壓力，盡量開大除氧器輔汽加熱閥，提高給水溫度，越高越好。②改變鍋爐上水方式。采用除氧器靜壓上水，開啟電動給水泵出入口閥門和給水系統及鍋爐給水平臺的所有上閥門，提高除氧器壓力，依靠靜壓向鍋爐上水，此過程可以逐漸將鍋爐給水溫度提高到最高180℃左右，為鍋爐點火后提高產汽量大有好處，同時節省了啟動過程中的廠用電消耗。此方式經過試驗完全可行且效果顯著。

3）降低鍋爐總風量 鍋爐原設計吹掃風量要求在30%～40%之間，明顯偏大，抬高火焰中心，增強了對流換熱，造成主汽溫度高。在啟動初期完成鍋爐吹掃后，將鍋爐總風量降低至30%以下，同時控制爐膛負壓不要過大，在油槍投運時，爐膛負壓控制在-60 pa，燒煤時控制在-10 pa，降低煙氣流速，有助于降低對流換熱面的吸熱，降低過熱汽溫。

4）降低給水流量 為了盡可能使鍋爐產汽量增大，啟動初期可適當降低鍋爐給水流量。給水流量大，在相同的燃燒加熱條件下，產生的蒸汽量就少，大部分的熱量都由進入分離器儲水罐的水帶入了凝汽器或者外排帶走[5]。通過實踐證明，在啟動初期可以將給水流量適當降低至300 t/h以下，在制粉系統投入、爐膛溫度升高后適當增加給水流量至400 t/h左右，通過對鍋爐水冷壁金屬溫度的監視，并沒有出現超溫現象，各管溫差在允許范圍內，主汽溫度得到明顯改善。

5）汽機高低壓旁路的配合控制 注意汽機高低壓旁路的控制。高旁：設定初始開度為10%，控制分離器壓力1.25 MPa，維持鍋爐熱態清洗溫度190℃。當熱態清洗完畢，升溫升壓時，高旁按程序控制慢慢開大，直到主蒸汽壓力達8.73 MPa轉定壓控制時，通過高旁開度的變化來維持主蒸汽壓力不變[6-8]。低旁：控制再熱蒸汽壓力1.5 MPa或者更低一些，開度盡可能大直至全開；實際啟動過程中，主蒸汽壓力可以適當降低，提高高低旁路的開度，增大通流量，降低汽溫。

6）減溫水系統的改造 為了保證減溫水系統的減溫能力，提高減溫水系統與過熱器系統的壓差，在高加出口給水管道上接一路水源和原減溫水管道匯通，兩路水源通過閥門進行切換，增加減溫水的壓差，提升減溫能力，保證汽溫合格。

5 結 論

蒲城電廠三期660 MW東方鍋爐機組冷態啟動期間汽溫高的主要原因是給水量大、燃燒負荷小、鍋爐產汽量小，燃料和給水不匹配造成的。通過運行分析和實踐，采取了以下措施，減小啟動給水流量，降低鍋爐總風量，提高給水溫度，減溫水系統改造等。采取上述措施后，目前機組冷態啟動過程中，主汽溫度高的問題得到了有效的控制。

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