1 000 MW超超臨界鍋爐無爐水循環泵啟動經驗分析

付康民，張 瑩

(神華國華綏中發電有限責任公司，遼寧 葫蘆島 125222)

1 設備概況

綏中發電有限責任公司B廠2×1 000 MW超超臨界機組三大主機均采自東方電氣集團，鍋爐為單爐膛、對沖燃燒、一次再熱、平衡通風、半露天布置、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構、超超臨界參數變壓運行直流爐，型號DG3060/25.25Ⅱ1。2011年2月，3號機組啟動過程中由于爐水循環泵(BCP)電動機故障，故采取無爐水循環泵 (BCP)啟動方式運行［1］。

2 鍋爐啟動系統及爐水循環泵 (BCP)

2.1 鍋爐啟動系統

該機組采用帶爐水循環泵 (BCP)的內置式啟動循環系統，由啟動分離器、儲水罐、爐水循環泵(BCP)、爐水循環泵流量調節閥 (360閥)、儲水罐水位控制閥 (361閥)、疏水擴容器、冷凝水箱、疏水泵等組成。在鍋爐啟動處于循環運行方式時，飽和蒸汽經汽水分離器分離后進入頂棚過熱器，疏水進入儲水罐。來自儲水罐的一部分飽和水通過鍋爐爐水循環泵 (BCP)和再循環流量調節閥回流到省煤器入口，鍋爐循環流體在省煤器內進口混合。啟動系統的其余疏水通過儲水罐水位調節閥 (361閥)后引至疏水擴容器，蒸汽通過其管道由爐頂排向大氣，水則進入凝結水箱，其水位由調節閥控制，多余的水通過2臺疏水泵排往凝汽器 (水質合格時)或系統外 (水質不合格時)［2－3］。

2.2 爐水循環泵 (BCP)

啟動系統中的爐水循環泵 (BCP)是德國凱士比泵有限公司 (KSB)生產的循環水泵，為設在鍋爐蒸發系統中能承受高溫高壓并使工質作強制性流動的一種大流量、低揚程單級離心泵。在鍋爐啟停和低負荷運行時，通過循環泵在啟動系統、省煤器及爐膛水冷壁之間建立有效的循環，將爐膛水冷壁排出的熱水返回到省煤器和水冷壁以減少能量和工質損失，此時爐膛最小流量和爐水循環泵流量之間的差值由給水泵補充。

配置循環泵啟動系統的優點有如下幾方面。

a． 縮短啟動時間

由于啟動系統配置了循環泵，可以提高省煤器入口的給水溫度，因此可以縮短啟動時間。

b． 在啟動過程中回收熱量

在啟動過程中水冷壁最低流量為25%BMCR，在機組啟動初期，避免了飽和水只能進入凝汽器而造成的大量熱量損失。

c． 在啟動過程中回收工質

分離器分離的飽和水通過爐水循環泵與給水混合后重新進入省煤器，即可避免這部分工質損失。

3 無爐水循環泵 (BCP)啟動的弊端

a． 在鍋爐啟動初期蒸發量低，儲水罐疏水全部通過361閥排放到大氣式疏水擴容器。壓力為7 MPa、溫度為300℃以上的飽和水會嚴重影響大氣式疏水擴容器的安全，并造成361閥排放管路劇烈振動。且啟動過程時值冬日，大氣疏水擴容器過量排氣造成廠區周圍大面積結冰，影響相鄰機組的安全運行。

b． 鍋爐啟動流量全部由給水系統提供。1 000 MW鍋爐設計啟動流量為30%BMCR(鍋爐最大蒸發量工況)，由于沒有爐水循環泵 (BCP)，汽水分離器分離出來的飽和水攜帶的熱量沒有在鍋爐內部循環，而是進入了凝汽器，致使水冷壁的吸熱量損失一部分。為提高蒸發量，只有增加燃料量，造成機組啟動所需燃煤及燃油量增大。

c． 過熱器的蒸汽溫度由燃水比和二級減溫水來控制。減溫水取自省煤器出口連接管，在啟動階段省煤器至過熱器壓差低，造成減溫水流量小，不能滿足啟動階段汽溫及金屬壁溫的控制要求，極易造成鍋爐金屬壁超溫現象。

4 無爐水循環泵 (BCP)啟動注意事項

4.1 加強機組補水量監視

由于大氣式疏水擴容器對空排氣量較大，同時，其疏水在水質不合格時，大量疏水全部外排，鍋爐給水量消耗很大。因此，需要特別注意機組補水，應保證補給水箱水位正常、提高化學制水能力、加強水質化驗、盡早投入凝結水精處理裝置來回收大氣式疏水擴容器內疏水。

4.2 控制給水流量

控制給水流量是鍋爐無爐水循環泵啟動的重要環節，它決定鍋爐的安全啟動及啟動時間長短。當鍋爐啟動點火后，給水流量保持在700～750 t/h，當燃料量逐漸增加時，隨之產生的蒸汽量也增加，但應盡量將省煤器入口的給水流量保持在最小值。濕態轉干態時，保持最小給水流量不變，逐漸增加燃料量，降低儲水罐水位，緩慢關閉361閥。轉干態后，進一步增加燃料量，同比增加給水量，保證汽水分離器出口過熱度維持穩定。

4.3 提高省煤器入口給水溫度

因無爐水循環泵 (BCP)提供高溫循環流量，造成進入省煤器的給水溫度偏低，而降低了水冷壁的產汽量，進入過熱器的蒸汽量減少是啟動過程中主汽溫度及鍋爐本體壁溫易超溫的根本原因。因此，提高省煤器入口給水溫度是減少燃料量、提高產汽量、降低汽溫的必要條件。本次啟動通過提高輔助蒸汽母管壓力至1.2 MPa、全開除氧器輔汽加熱調門來維持給水溫度在80～100℃。在汽輪機轉速為1 500 r/min的中速暖機過程中，高、低壓加熱器及時投入，開啟各段抽氣電動門及高加進氣門，投入各加熱器自動疏水調節門。當抽氣壓力逐漸升高后，各段抽氣逆止門將自動開啟，使高、低壓加熱器較早投入運行，進一步提高給水溫度，有效控制鍋爐金屬壁溫及主汽溫度的超溫現象［4］。

4.4 合理調整燃水比

在鍋爐啟動點火初期，產汽量低，如果燃料量的增加速率過快，將會造成蒸汽量的產生滯后于熱量，工質吸熱量增大，汽溫上升速率過快，使主汽溫度難以控制。同時，隨著爐膛溫度的不斷上升，燃料的燃盡率得到有效提升，燃水比將進一步降低。因此，要嚴格控制燃料量的投入，嚴格監視主汽溫度及鍋爐本體金屬溫度上升速率，隨著鍋爐燃燒效率的提高，適當降低燃水比。

4.5 降低汽輪機沖轉參數

汽輪機規定沖轉參數為主汽壓力9.6 MPa，主汽溫度415℃，實際啟動過程中，在無爐水循環泵(BCP)啟動時，產汽量相對較少，造成汽溫首先達到沖轉條件而汽壓不足的現象，如果待汽壓滿足沖轉條件時，汽溫將嚴重偏離機組安全啟動的范圍。本次啟動過程中通過利用一級大旁路調節主汽壓力，降低汽輪機沖轉參數 (主汽壓力7.45 MPa，主汽溫度433℃)的方法提前沖轉，保證了汽輪機的安全啟動。沖轉后蒸汽流量的增加使受熱面的冷卻效果更好，解決了汽輪機沖轉過程中汽溫及鍋爐金屬壁超溫問題。

4.6 合理進行鍋爐配風

鍋爐點火初期，由于爐膛溫度低、煤粉著火延遲和燃盡率低、火焰中心抬高使水冷壁吸熱量較小，對流吸熱所占比例較大。本次啟動過程中根據主汽溫度適當減少總風量，將其控制在1 100 t/h，保持投入磨煤機二次風壓力為0.2～0.3 MPa，適當調整燃盡風擋板開度，根據磨煤機運行情況降低一次風壓，提高磨煤機出口溫度，達到了降低爐膛火焰中心高度的目的。

4.7 鍋爐側啟動過程

a． 鍋爐啟動過程中，嚴格控制分離器、儲水罐等厚壁元件溫升率不大于2℃/min。

b． 汽輪機啟動后，要防止主汽溫度、再熱汽溫波動，嚴防蒸汽帶水。

c． 投油期間應定期檢查爐前燃油系統正常，保持空氣預熱器連續吹灰。

d． 點火時應及時檢查爐內燃燒情況。

e． 當爐膛出口煙溫達540℃，爐膛煙溫探針報警，當其達到580℃時自動退出，否則手動退出。

f． 在鍋爐啟動過程中應定期檢測給水、蒸汽品質。

g． 投運油槍時，盡量使同一層油槍全部投運，保證鍋爐熱負荷分布均勻。

h． 燃料量、給水量的調整應均勻，以防儲水罐水位、主汽溫度、再熱汽溫、爐膛負壓波動過大。

i． 鍋爐啟動過程中，要注意監視空氣預熱器各部件參數的變化，防止發生二次燃燒，當發現出口煙溫異常升高時，立即投入空氣預熱器進行連續吹灰并進行相應處理。

j． 要注意監視爐膛負壓、送風量、給煤量等參數變化情況，發現異常及時處理。

k． 要注意監視燃燒情況，及時調整燃燒使其穩定，特別是在投停油槍及啟停磨煤機時。

l． 鍋爐啟動和運行中，應注意監視過熱器、再熱器的壁溫，嚴防超溫爆管現象。

m． 上水前、后和過熱蒸汽壓力分別為0.50 MPa、1.50 MPa、13 MPa、26.25 MPa 時，應記錄機組膨脹值。若發現膨脹不均應調整燃燒，膨脹異常大時應停止升壓，查明原因，待消除后，再繼續升壓［5］。

4.8 汽輪機側啟動過程

a． 在初負荷暖機過程中，按《冷態啟動曲線》要求調整燃料量，控制主汽溫度和再熱汽溫，并且溫升不大于2℃/min。

b． 初負荷暖機過程中，由燃水比和汽輪機旁路控制主汽壓力。

c． 20 MW暖機約58 min后，以5 MW/min速率升負荷至50 MW后，暖機50 min。

d． 初負荷暖機結束后，逐步增大燃燒率，以5 MW/min速率增大負荷。

e． 增至7%額定負荷時，確認汽輪機高、中壓段疏水門正常關閉。

f． 機組負荷為150 MW時，關閉旁路減壓閥、旁路電動隔離閥、減溫水閥，并將旁路減溫水系統隔離。

5 結論

a． 針對啟動過程中減溫水壓差低的問題，在高加出口增加一路輔助減溫水源接至減溫水母管，提高減溫水至過熱器的壓差，滿足啟動階段的汽溫控制要求。

b． 1 000 MW超超臨界無爐水循環泵 (BCP)啟動由濕態向干態轉換過程中，要注意儲水罐水箱水位及361閥閥位的變化，防止因給水流量低造成鍋爐MFT動作。

c． 1 000 MW超超臨界鍋爐無爐水循環泵(BCP)啟動，由于熱量無法有效回收，造成大量燃料及除鹽水浪費。因此，應加強爐水循環泵(BCP)的日常維護，盡量避免無BCP啟動。

［1］ 胡志宏，郭 磊，郝衛東，等．鄒縣電廠3 033 t/h超超臨界鍋爐吹管方案的探討 ［J］．山東電力技術，2006，33(6):3－6．

［2］ 張 偉，王 巖，魏長宏．淺談1 000 MW超超臨界機組直流鍋爐啟動系統特征 ［J］．東北電力技術，2007，28(12):28－30．

［3］ 張 偉，寧獻武．王 磊．1 000 MW超超臨界機組干、濕態轉換過程及風險控制 ［J］．東北電力技術，2009，30(7):19－21．

［4］ 胡志宏．1 000 MW超超臨界機組降壓法蒸汽吹管 ［J］．華東電力，2008，36(6):79－82．

［5］ 黃 偉，600 MW超臨界機組沖轉時主蒸汽溫度偏高的原因分析及改進措施［J］．電力建設，2006，49(11):55－57．