880 MW俄制機組啟動問題分析及應對措施研究

閆衛東，趙 陽,宋金禮，白永會

(1.國電電力發展股份有限公司，北京 100101；2.遼寧東科電力有限公司，遼寧 沈陽 110179;3.國能(綏中)發電有限責任公司，遼寧 葫蘆島 125222)

綏中發電有限責任公司Ⅰ期2×800 MW俄制機組為單爐膛結構、超臨界壓力參數、對沖燃燒方式、一次中間再熱直流鍋爐。因鍋爐采用技術較為落后，無論是機組運行經濟性，還是環保指標方面均已無法滿足行業要求。因此對機組進行了節能及增容改造，其中包括低氮燃燒器改造、鍋爐受熱面改造、汽輪機通流體改造、增加脫硝系統等多項技術改造。改造后機組運行經濟性和環保指標雖然得到極大改善，但機組啟動過程中出現一系列問題，影響啟動期間的安全性和穩定性。本文旨在通過結合啟動期間運行數據及設備實際狀態，分析問題產生原因，并對相關應對措施進行研究。

1 存在問題分析

結合改造后機組啟動過程中頻繁出現的問題，目前主要為啟動初期蒸汽量不足、汽溫偏斜、受熱面壁溫超溫、汽泵并列運行穩定性差等問題。

1.1 啟動初期蒸汽量不足

機組啟動過程中蒸汽來源采用鄰機供汽方式，啟動蒸汽主要用于汽泵用汽和除氧器加熱。同時由于鍋爐為定壓鍋爐，汽泵耗汽量較大。采用此種供汽方式在啟動初期會導致鄰機供汽能力不足，無法提供足夠的蒸汽量以同時滿足鍋爐給水流量和除氧器加熱需求。為保證啟動初期蒸汽量，需要增加小機供汽量，同時必須降低除氧器供汽量，造成給水溫度只有35 ℃左右，無法達到機組運行規程要求(102～104 ℃)。

針對啟動初期蒸汽量不足問題，目前通常采取的措施為關閉熱網供汽門，但因用汽量較小，無法徹底解決該問題。

1.2 啟動期間汽溫偏斜

機組改造后，在啟動初期出現汽溫偏斜嚴重現象。對改造后機組多次啟動期間運行參數進行對比分析，將2016年部分參數變化曲線進行比較(見圖1—圖6)。

圖 1 4月7日啟動初期汽溫及風量曲線

圖 2 4月7日啟動初期給煤量曲線

圖3 7月14日啟動初期汽溫及風量曲線

圖4 7月14日啟動初期給煤量曲線

圖5 9月17日啟動初期汽溫及風量曲線

圖6 9月17日啟動初期給煤量曲線

通過調取歷史運行曲線發現，汽溫在鍋爐點火初期未出現偏斜，整體表現較為平穩。汽溫出現嚴重偏斜發生在前3臺磨煤機較高出力運行、第4臺磨煤機啟動前后。對比機組啟動過程中運行參數，分析造成汽溫偏斜[1-3]的主要原因有以下幾點。

a.送風量較低。機組啟動初期風量控制在 930～1550 t/h。在第4臺磨煤機啟動時，機組負荷達到200 MW以上，給煤量為130 t/h以上，而送風量一般只增至1800 t/h左右，增加幅度較小。

改造后鍋爐采用分級燃燒方式，低氮燃燒器在低負荷時燃燒穩定性較差，尤其在啟動初期，爐膛上部煤粉燃盡區域溫度較低，鍋爐轉向室煙溫僅達到450～500 ℃，且提供氧量不足，導致煤粉無法充分燃燒，爐內燃燒狀態差。

同時汽溫出現偏差后，為保證汽溫會大幅度開啟燃盡風層和上層二次風門，在送風量增幅較小的情況下造成下層燃燒器區域氧量下降，爐膛上部溫度降低，進一步影響煤粉燃燒。應盡量保證燃燒器區域的供氧，可以通過適當增加送風量來緩解汽溫偏差較大的問題。

通過機組啟動運行數據發現，在總風量增至2200 t/h時，汽溫偏差較大的問題會得到緩解。因此在機組啟動初期隨著給煤量增加需要逐步增加送風量，并控制送風量增加幅度，改善爐內煤粉燃燒狀態，以緩解汽溫偏斜問題。

b.一次風量較大。目前機組啟動過程中，為保證磨煤機出口溫度而增加通風量，一次風量達到100～110 t/h，給煤量為40 t/h，風煤比較大，導致燃燒器噴口煤粉燃燒行程較長、煤粉較粗、煤粉濃度較低，煤粉在爐內的燃燒狀態較差。此外較大的一次風量使二次風對爐內火焰中心位置的影響能力減弱，通過二次風配比調整汽溫效果降低。

因此，機組啟動初期應控制磨煤機入口一次風量，保持適當的風煤比，維持磨煤機正常運行，控制一次風量在85～95 t/h內。

c.熱負荷增加速率較大。通過機組啟動運行數據發現，4月7日機組啟動過程中汽溫雖然仍存在較大偏差，但并未出現超溫現象，通過對比分析發現，是由于第4臺磨煤機啟動后燃料增加較為緩慢，鍋爐熱負荷增加速率較慢。而7月15日和9月18日機組啟動過程中，由于是溫態啟動方式，不需要低負荷暖機，燃料量增加較快，鍋爐熱負荷增加速率較快，使汽溫偏差問題較為明顯且出現超溫現象。因此可以通過控制合理的熱負荷增加速率，以緩解汽溫偏差較大的問題。

1.3 干濕態轉換時受熱面壁溫易超溫

機組啟動過程中，干濕態期間鍋爐水冷壁、過熱器、再熱器及省煤器等受熱面壁溫易出現超溫現象[4-5]。分析產生這一現象的主要原因為干濕態轉換時鍋爐熱負荷積累不足，為使機組進入干態運行方式需要大幅度增加熱負荷，使鍋爐四管等受熱面吸熱過多，而啟動旁路流量有限，從而導致部分受熱面出現超溫現象。干濕態轉換是鍋爐熱負荷在緩慢積累，對應蒸汽流量緩慢增加，內置式閘閥B3前壓力達到規定值，使鍋爐蒸發量大于啟動旁路通流能力而轉向干態運行工況的一項操作。干濕態轉換需要一個較為緩慢的鍋爐蓄熱過程，且具備充足的蒸汽流量。蒸汽流量應既能滿足B3閥前壓力的積累，又能保證蒸汽具備一定流速冷卻受熱面。受熱面超溫現象往往出現在機組并網后燃料量迅速增加、鍋爐短時間內大量吸熱、汽輪機側為提高機前壓力關閉汽輪機調門的情況下。因此，在受熱面吸熱量大幅上升、汽輪機調門關閉蒸汽流速受限2方面的影響下，最終導致壁溫超溫現象。

因此，為避免出現干濕態轉換期間鍋爐受熱面壁溫超溫現象，應在機組并網后控制燃料量增加速率，均勻、緩慢增加燃料量，保證鍋爐熱負荷均勻增加，使各級受熱面受熱均勻，防止出現汽溫快速增加，從而盡可能避免壁溫超溫。

此外，干濕態轉換期間鍋爐蓄熱較啟動前期會有較大幅度增加，應根據實際情況進行合理配風控制，同時適時投入過熱器和再熱器減溫水以配合蒸汽參數調整。

1.4 汽泵并列運行穩定性差

汽泵并列運行時危險性較高、運行穩定性差，極易造成給水流量低，從而造成鍋爐MFT 跳閘的嚴重后果。

汽泵并列運行一般出現在鍋爐干濕態轉換后，給水流量不高，一般在1200 t/h左右，備用汽泵并列運行前首先需要提升壓力與運行汽泵一致， 在關閉再循環門時鍋爐給水流量將向上大幅波動，B3閥前壓力升高，給水調門前后壓差迅速增大，引起汽泵轉速迅速下降，此時若不進行手動干預就會導致原運行汽泵出口流量降低，再循環門開啟，汽泵退出運行。汽泵并列運行時給水系統重要參數曲線見圖7。

圖7 汽泵并列運行時給水系統重要參數曲線

分析產生這一現象的主要原因是由于單臺汽泵出力有限，在并列第2臺汽泵前出力已達上限，為保證給水流量增加，給水調門開度會逐漸增大甚至全開。在第2臺汽泵并列后給水調門開度會造成給水流量增加過多，為滿足給水流量要求，給水調門將快速關閉，造成2臺小機出力迅速下降。若不及時調整，會出現給水調門因壓差高解除自動或某1臺小機因調整不及時而退出運行的現象。為避免上述現象，一方面需要控制給水調門變化速率，另一方面要保證小機出力平衡。

2 應對措施

a.機組啟動初期將Ⅰ、Ⅱ期輔汽聯絡門關閉，盡量開大Ⅰ期鄰機供汽閥門，將輔汽母管壓力維持在1.1 MPa以上，滿足小機用汽需要的同時最大程度向除氧器供汽，用以提高供水溫度。

b.機組啟動初期并網后控制給煤量緩慢增加，同時逐漸增加送風量。機組由并網至機組啟動結束、負荷升至450 MW時，給煤量由90 t/h增至210 t/h，送風量應跟隨給煤量由 1800 t/h增至2200 t/h，保持每增加10 t/h給煤量，送風量增加30 t/h左右，同時確保主、再熱汽溫按啟動曲線平穩上升。機組啟動期間磨煤機一次風量宜控制在85～95 t/h,若磨煤機出口溫度不能滿足要求，可適當升至100 t/h，盡量不要超過限值，尤其是在機組并網前。

c.磨煤機啟動時，尤其是第4臺磨煤機，應合理控制給煤量增加速率，保證整個爐膛熱負荷均勻增加，且不會出現較大偏差。調整期間應保持給煤量均勻增加，機組并網后按每10 min增加5～7 t/h的速率進行給煤量調節，控制鍋爐熱負荷均勻增加，同時控制給水流量由800 t/h緩慢增至1150 t/h，從而保證鍋爐蒸發量和汽溫平穩增加。啟動減溫水開度均大于65%時，應投入主蒸汽減溫水和再熱蒸汽事故減溫水，用以輔助啟動減溫水進行汽溫調節。

d.汽泵并列運行時，應解除運行汽泵自動控制，給水流量調整至1200 t/h左右，給水調門前后壓差、B3閥前壓力、給水流量等參數控制采取寧高勿低的原則。同時注意給水調門壓差不得高于3.8 MPa，備用汽泵關閉再循環門采用少量多次的調節方式，關閉再循環門期間應適當降低2臺汽泵出力，以便控制給水調門前后壓差在可控范圍內。給水流量過高時優先降低并列運行汽泵出力。并列運行完成后手動將2臺汽泵出力平衡調整，最后再投入小機自動控制。

3 結語

針對改造后機組啟動過程中頻繁出現的啟動初期蒸汽量不足、汽溫偏斜、受熱面壁溫超溫、汽泵并列運行穩定性差等問題，結合實際運行參數和設備狀態，分析了問題原因并提出應對措施。經調整，機組啟動初期的參數異常問題得到緩解，給水溫度能夠穩定在60～65 ℃，較調整前提高了近40 ℃，極大縮短了機組啟動時間；汽溫偏斜問題得到改善；鍋爐水冷壁、過熱器、再熱器及省煤器壁溫未出現大幅度超溫現象；主、再熱蒸汽溫度能夠控制在合理范圍內；汽泵并列運行穩定性提高，給水流量未出現大幅波動。通過采取有效應對措施，提高了改造后機組啟動期間運行的安全性和穩定性，同時也為其他機組改造后解決類似問題提供借鑒。