880 MW俄制机组启动问题分析及应对措施研究

闫卫东，赵 阳,宋金礼，白永会

(1.国电电力发展股份有限公司，北京 100101；2.辽宁东科电力有限公司，辽宁 沈阳 110179;3.国能(绥中)发电有限责任公司，辽宁 葫芦岛 125222)

绥中发电有限责任公司Ⅰ期2×800 MW俄制机组为单炉膛结构、超临界压力参数、对冲燃烧方式、一次中间再热直流锅炉。因锅炉采用技术较为落后，无论是机组运行经济性，还是环保指标方面均已无法满足行业要求。因此对机组进行了节能及增容改造，其中包括低氮燃烧器改造、锅炉受热面改造、汽轮机通流体改造、增加脱硝系统等多项技术改造。改造后机组运行经济性和环保指标虽然得到极大改善，但机组启动过程中出现一系列问题，影响启动期间的安全性和稳定性。本文旨在通过结合启动期间运行数据及设备实际状态，分析问题产生原因，并对相关应对措施进行研究。

1 存在问题分析

结合改造后机组启动过程中频繁出现的问题，目前主要为启动初期蒸汽量不足、汽温偏斜、受热面壁温超温、汽泵并列运行稳定性差等问题。

1.1 启动初期蒸汽量不足

机组启动过程中蒸汽来源采用邻机供汽方式，启动蒸汽主要用于汽泵用汽和除氧器加热。同时由于锅炉为定压锅炉，汽泵耗汽量较大。采用此种供汽方式在启动初期会导致邻机供汽能力不足，无法提供足够的蒸汽量以同时满足锅炉给水流量和除氧器加热需求。为保证启动初期蒸汽量，需要增加小机供汽量，同时必须降低除氧器供汽量，造成给水温度只有35 ℃左右，无法达到机组运行规程要求(102～104 ℃)。

针对启动初期蒸汽量不足问题，目前通常采取的措施为关闭热网供汽门，但因用汽量较小，无法彻底解决该问题。

1.2 启动期间汽温偏斜

机组改造后，在启动初期出现汽温偏斜严重现象。对改造后机组多次启动期间运行参数进行对比分析，将2016年部分参数变化曲线进行比较(见图1—图6)。

图 1 4月7日启动初期汽温及风量曲线

图 2 4月7日启动初期给煤量曲线

图3 7月14日启动初期汽温及风量曲线

图4 7月14日启动初期给煤量曲线

图5 9月17日启动初期汽温及风量曲线

图6 9月17日启动初期给煤量曲线

通过调取历史运行曲线发现，汽温在锅炉点火初期未出现偏斜，整体表现较为平稳。汽温出现严重偏斜发生在前3台磨煤机较高出力运行、第4台磨煤机启动前后。对比机组启动过程中运行参数，分析造成汽温偏斜[1-3]的主要原因有以下几点。

a.送风量较低。机组启动初期风量控制在 930～1550 t/h。在第4台磨煤机启动时，机组负荷达到200 MW以上，给煤量为130 t/h以上，而送风量一般只增至1800 t/h左右，增加幅度较小。

改造后锅炉采用分级燃烧方式，低氮燃烧器在低负荷时燃烧稳定性较差，尤其在启动初期，炉膛上部煤粉燃尽区域温度较低，锅炉转向室烟温仅达到450～500 ℃，且提供氧量不足，导致煤粉无法充分燃烧，炉内燃烧状态差。

同时汽温出现偏差后，为保证汽温会大幅度开启燃尽风层和上层二次风门，在送风量增幅较小的情况下造成下层燃烧器区域氧量下降，炉膛上部温度降低，进一步影响煤粉燃烧。应尽量保证燃烧器区域的供氧，可以通过适当增加送风量来缓解汽温偏差较大的问题。

通过机组启动运行数据发现，在总风量增至2200 t/h时，汽温偏差较大的问题会得到缓解。因此在机组启动初期随着给煤量增加需要逐步增加送风量，并控制送风量增加幅度，改善炉内煤粉燃烧状态，以缓解汽温偏斜问题。

b.一次风量较大。目前机组启动过程中，为保证磨煤机出口温度而增加通风量，一次风量达到100～110 t/h，给煤量为40 t/h，风煤比较大，导致燃烧器喷口煤粉燃烧行程较长、煤粉较粗、煤粉浓度较低，煤粉在炉内的燃烧状态较差。此外较大的一次风量使二次风对炉内火焰中心位置的影响能力减弱，通过二次风配比调整汽温效果降低。

因此，机组启动初期应控制磨煤机入口一次风量，保持适当的风煤比，维持磨煤机正常运行，控制一次风量在85～95 t/h内。

c.热负荷增加速率较大。通过机组启动运行数据发现，4月7日机组启动过程中汽温虽然仍存在较大偏差，但并未出现超温现象，通过对比分析发现，是由于第4台磨煤机启动后燃料增加较为缓慢，锅炉热负荷增加速率较慢。而7月15日和9月18日机组启动过程中，由于是温态启动方式，不需要低负荷暖机，燃料量增加较快，锅炉热负荷增加速率较快，使汽温偏差问题较为明显且出现超温现象。因此可以通过控制合理的热负荷增加速率，以缓解汽温偏差较大的问题。

1.3 干湿态转换时受热面壁温易超温

机组启动过程中，干湿态期间锅炉水冷壁、过热器、再热器及省煤器等受热面壁温易出现超温现象[4-5]。分析产生这一现象的主要原因为干湿态转换时锅炉热负荷积累不足，为使机组进入干态运行方式需要大幅度增加热负荷，使锅炉四管等受热面吸热过多，而启动旁路流量有限，从而导致部分受热面出现超温现象。干湿态转换是锅炉热负荷在缓慢积累，对应蒸汽流量缓慢增加，内置式闸阀B3前压力达到规定值，使锅炉蒸发量大于启动旁路通流能力而转向干态运行工况的一项操作。干湿态转换需要一个较为缓慢的锅炉蓄热过程，且具备充足的蒸汽流量。蒸汽流量应既能满足B3阀前压力的积累，又能保证蒸汽具备一定流速冷却受热面。受热面超温现象往往出现在机组并网后燃料量迅速增加、锅炉短时间内大量吸热、汽轮机侧为提高机前压力关闭汽轮机调门的情况下。因此，在受热面吸热量大幅上升、汽轮机调门关闭蒸汽流速受限2方面的影响下，最终导致壁温超温现象。

因此，为避免出现干湿态转换期间锅炉受热面壁温超温现象，应在机组并网后控制燃料量增加速率，均匀、缓慢增加燃料量，保证锅炉热负荷均匀增加，使各级受热面受热均匀，防止出现汽温快速增加，从而尽可能避免壁温超温。

此外，干湿态转换期间锅炉蓄热较启动前期会有较大幅度增加，应根据实际情况进行合理配风控制，同时适时投入过热器和再热器减温水以配合蒸汽参数调整。

1.4 汽泵并列运行稳定性差

汽泵并列运行时危险性较高、运行稳定性差，极易造成给水流量低，从而造成锅炉MFT 跳闸的严重后果。

汽泵并列运行一般出现在锅炉干湿态转换后，给水流量不高，一般在1200 t/h左右，备用汽泵并列运行前首先需要提升压力与运行汽泵一致， 在关闭再循环门时锅炉给水流量将向上大幅波动，B3阀前压力升高，给水调门前后压差迅速增大，引起汽泵转速迅速下降，此时若不进行手动干预就会导致原运行汽泵出口流量降低，再循环门开启，汽泵退出运行。汽泵并列运行时给水系统重要参数曲线见图7。

图7 汽泵并列运行时给水系统重要参数曲线

分析产生这一现象的主要原因是由于单台汽泵出力有限，在并列第2台汽泵前出力已达上限，为保证给水流量增加，给水调门开度会逐渐增大甚至全开。在第2台汽泵并列后给水调门开度会造成给水流量增加过多，为满足给水流量要求，给水调门将快速关闭，造成2台小机出力迅速下降。若不及时调整，会出现给水调门因压差高解除自动或某1台小机因调整不及时而退出运行的现象。为避免上述现象，一方面需要控制给水调门变化速率，另一方面要保证小机出力平衡。

2 应对措施

a.机组启动初期将Ⅰ、Ⅱ期辅汽联络门关闭，尽量开大Ⅰ期邻机供汽阀门，将辅汽母管压力维持在1.1 MPa以上，满足小机用汽需要的同时最大程度向除氧器供汽，用以提高供水温度。

b.机组启动初期并网后控制给煤量缓慢增加，同时逐渐增加送风量。机组由并网至机组启动结束、负荷升至450 MW时，给煤量由90 t/h增至210 t/h，送风量应跟随给煤量由 1800 t/h增至2200 t/h，保持每增加10 t/h给煤量，送风量增加30 t/h左右，同时确保主、再热汽温按启动曲线平稳上升。机组启动期间磨煤机一次风量宜控制在85～95 t/h,若磨煤机出口温度不能满足要求，可适当升至100 t/h，尽量不要超过限值，尤其是在机组并网前。

c.磨煤机启动时，尤其是第4台磨煤机，应合理控制给煤量增加速率，保证整个炉膛热负荷均匀增加，且不会出现较大偏差。调整期间应保持给煤量均匀增加，机组并网后按每10 min增加5～7 t/h的速率进行给煤量调节，控制锅炉热负荷均匀增加，同时控制给水流量由800 t/h缓慢增至1150 t/h，从而保证锅炉蒸发量和汽温平稳增加。启动减温水开度均大于65%时，应投入主蒸汽减温水和再热蒸汽事故减温水，用以辅助启动减温水进行汽温调节。

d.汽泵并列运行时，应解除运行汽泵自动控制，给水流量调整至1200 t/h左右，给水调门前后压差、B3阀前压力、给水流量等参数控制采取宁高勿低的原则。同时注意给水调门压差不得高于3.8 MPa，备用汽泵关闭再循环门采用少量多次的调节方式，关闭再循环门期间应适当降低2台汽泵出力，以便控制给水调门前后压差在可控范围内。给水流量过高时优先降低并列运行汽泵出力。并列运行完成后手动将2台汽泵出力平衡调整，最后再投入小机自动控制。

3 结语

针对改造后机组启动过程中频繁出现的启动初期蒸汽量不足、汽温偏斜、受热面壁温超温、汽泵并列运行稳定性差等问题，结合实际运行参数和设备状态，分析了问题原因并提出应对措施。经调整，机组启动初期的参数异常问题得到缓解，给水温度能够稳定在60～65 ℃，较调整前提高了近40 ℃，极大缩短了机组启动时间；汽温偏斜问题得到改善；锅炉水冷壁、过热器、再热器及省煤器壁温未出现大幅度超温现象；主、再热蒸汽温度能够控制在合理范围内；汽泵并列运行稳定性提高，给水流量未出现大幅波动。通过采取有效应对措施，提高了改造后机组启动期间运行的安全性和稳定性，同时也为其他机组改造后解决类似问题提供借鉴。