660 MW东方机组启动汽温偏高分析及措施

呼延斌，尉亚军，赵吉顺

（1.陕西榆林经济开发区汇通热电有限公司 陕西 榆林 719000；2.陕西华电蒲城第二发电有限责任公司 安生二部，陕西 蒲城 715501）

陕西华电蒲城发电有限责任公司 （以下简称 “蒲城电厂”）三期扩建工程为2×660 MW直接空冷超临界燃煤发电机组。锅炉为DG2100/25.4-II2型超临界参数变压直流炉，一次再热、单炉膛、尾部双烟道、采用挡板调节再热汽温、平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。设计煤种为黄陵长焰烟煤。锅炉燃烧器采用BHK技术设计的低NOx旋流式煤粉燃烧器（HT-NR3），前、后墙对冲布置，共30只，前墙布置18只，分上、中、下三层布置；后墙布置12只，分下、中二层布置。锅炉制粉系统采用双进双出钢球磨煤机，冷一次风正压直吹式系统。磨煤机采用沈阳重型机械厂生产的BBD-4060B双进双出钢球磨煤机，5台运行，无备用。汽轮机为东方汽轮机厂生产的NZK643-24.2/566/566型超临界、一次中间再热、三缸四排汽、直接空冷式机组。发电机为东方电机股份有限公司生产的QFSN-660-2-22型三相同步汽轮发电机，采用水氢氢冷却方式，发电机额定容量为660 MW。

蒲城电厂三期两台机组于2008年底实现双投，在机组整套启动调试期间和调试结束后刚刚转入商业运行的初期，由于炉水循环泵系统因供货原因未及时安装投运以及运行人员对该锅炉特性的掌握不够，在机组冷态启动期间多次出现气温偏高的问题，同时该型锅炉在其他电厂也出现类似情况，故有必要分析660 MW东方超临界机组冲转过程中主汽温偏高的原因以及应采取的应对措施，保证机组安全、快速启动。

1 东方集团660 MW超临界锅炉简介

1.1 超临界660 MW锅炉主要设计参数

三期工程超临界660 MW锅炉主要设计参数如表1所示[1]。

表1 锅炉主要设计参数Tab.1 Main parameters design of boiler

1.2 启动系统

锅炉启动系统主要由内置式启动分离器、储水罐、储水罐水位控制阀（361阀组）等组成。经过水冷壁加热后的工质进入启动分离器，分离出来的水通过启动分离器下方的连接管进入储水罐，分离出来的蒸汽则由分离器上方的连接管引入顶棚过入口联箱。361阀组调节储水罐的水位在规定值，储水罐中的水经过361阀组，在锅炉清洗以及点火初始阶段水质不合格时，被排到锅炉疏水扩容器中，然后经扩容降压后排往机组排水槽内；水质合格时，由锅炉冷凝水疏水泵送往凝汽器热井循环利用。

1.3 燃烧系统

锅炉燃烧器采用BHK技术设计的低NOx旋流式煤粉燃烧器（HT-NR3），前、后墙对冲布置，共 30只，前墙布置 18只，分上、中、下三层布置；后墙布置12只，分下、中二层布置。在燃烧器的最上方，前后墙分别布置了1层8只燃尽风口，已达到降低NOx的目的，保护环境。炉膛燃烧器区域每层布置6只燃烧器，每只燃烧器配有出力为953 kg/h、机械雾化的点火油枪。为了达到节约能源的目的，锅炉改造安装了微油点火系统，将前墙最底层的6只燃烧器和后墙最底层的2只燃烧器改造为微油点火装置。燃烧器配风分为一次风、内二次风和外二次风。一次风携带煤粉，单只燃烧器内、外二次风的风量分别通过调节各内二次风套筒开度和外二次风调风器的开度来实现。另外，来自二次风大风箱的中心风在油枪投运时满足油枪燃烧用的根部风量要求。

1.4 锅炉的调温方式

锅炉过热汽温主要通过调节煤水比并配合一、二级减温水来进行调整，减温水来自锅炉省煤器出口的给水。一级减温器布置在低温过热器和屏式过热器之间，二级减温器布置在屏式过热器和高温过热器之间。再热汽温主要是通过布置在锅炉尾部烟道的烟气挡板，通过改变通过低温再热器的烟气量来调整，同时布置有再热器事故减温水，设在低温再热器和高温再热器之间。

2 冷态启动时蒸汽温度偏高现象

表2列出了2009年初几次典型的冷态启动期间的冲转参数，主蒸汽温度偏高的问题比较突出。从已经投产的同类型锅炉的运行情况来看，该型锅炉普遍存在冲转时汽温高的现象[2-4]。如沁北电厂和广东汕头电厂，汽温往往高达500℃以上，甚至达到了550℃左右，与汽轮机要求的冲转参数不能够匹配，给机组的安全带来了隐患。

表2 冷态启动冲转时典型参数Tab.2 Typical parameters of cold start-up turning

3 原因分析

1）启动方式 锅炉启动系统原设计有炉水循环泵，因到货原因未能按时安装投运，锅炉启动初期不能够产生足够的蒸汽量，饱和水通过361阀组排至凝汽器热井或者直接外排，热损失大，蒸发量低，是造成过热蒸汽温度偏高的主要原因。

2）受热面的吸热量过大 出于节能的考虑锅炉设计安装了微油点火装置，以煤代油。在启动初期，炉膛温度不是太高，再加之微油油枪能量有限，在磨煤机投运后，煤粉不能在炉膛内完全燃烧，水冷壁的辐射吸热量降低，部分未燃尽的煤粉在过热受热面继续燃烧，造成过热器尤其是屏式过热器吸热量过大，从而造成主汽温度高。

3）二次风量偏大 运行实践证明，在锅炉二次风量偏大时，提高了炉膛火焰中心，同时增加了烟气流速和烟气流量，减少了火焰在炉膛的停留时间，使水冷壁的辐射吸热减少，而布置在炉膛上部和尾部的对流受热面换热增强，蒸发量降低，蒸汽冷却能力不足，使主汽温度升高。

4）给水流量大 东锅集团提供的锅炉运行说明书规定，锅炉的最小给水流量时25%BMCR，大约525 t/h左右。出于节能考虑锅炉使用微油点火系统，微油油枪单只出力只有40～60 kg/h，再加上初期磨煤机投入后燃尽率差，炉膛温度较低，且炉水循环泵不能投运时，为了维持储水罐水位的稳定，大部分的炉水在经过水冷壁加热后被排放至系统以外，相对于使用微油点火系统的锅炉来说，25%BMCR的给水流量仍然过大，使锅炉产生的蒸汽量相对较小，蒸汽温度升高。

5）给水温度低 冷态启动时在不采取其他措施的情况下，进入锅炉省煤器的给水温度比较低，只有80℃左右，使得进入锅炉水冷壁的水温低，工质欠焓大，从而降低了水冷壁的产汽量，进入锅炉过热器的蒸汽量少，温度高。

6）减温水与过热汽压差小 三期锅炉过热器减温水取自省煤器出口管道，减温水与过热蒸汽的压差较传统系统的压差小（传统过热器减温水取自高加出口给水管道），当主蒸汽流量较小时，其压差更小，喷水减温效果更差，从而使得汽温高且不易控制。

4 采取的措施及效果

1）投运炉水循环泵系统 在炉水循环泵系统设备到货后，立即进行安装调试，保证系统可靠投运。锅炉点火后启动炉水循环泵运行，通过调整炉水循环泵出口调节门和给水泵勺管，维持省煤器入口流量满足要求，同时尽可能地增加炉水循环泵的出力，提高炉水循环的流量，减小给水泵的供水量，储水罐保持较高水位，一方面保证炉水循环泵的安全运行，更重要的是减小了被加热的水冷壁内工质的向外排放，节约了工质并提高了水冷壁的产汽量，有效地降低了过热汽温。在2009年后半年的几次冷态启动中，过热汽温明显降低。

2）提高给水温度 ①冷态启动过程中，在高低压给水系统换水合格后，提高辅汽压力，尽量开大除氧器辅汽加热阀，提高给水温度，越高越好。②改变锅炉上水方式。采用除氧器静压上水，开启电动给水泵出入口阀门和给水系统及锅炉给水平台的所有上阀门，提高除氧器压力，依靠静压向锅炉上水，此过程可以逐渐将锅炉给水温度提高到最高180℃左右，为锅炉点火后提高产汽量大有好处，同时节省了启动过程中的厂用电消耗。此方式经过试验完全可行且效果显著。

3）降低锅炉总风量 锅炉原设计吹扫风量要求在30%～40%之间，明显偏大，抬高火焰中心，增强了对流换热，造成主汽温度高。在启动初期完成锅炉吹扫后，将锅炉总风量降低至30%以下，同时控制炉膛负压不要过大，在油枪投运时，炉膛负压控制在-60 pa，烧煤时控制在-10 pa，降低烟气流速，有助于降低对流换热面的吸热，降低过热汽温。

4）降低给水流量 为了尽可能使锅炉产汽量增大，启动初期可适当降低锅炉给水流量。给水流量大，在相同的燃烧加热条件下，产生的蒸汽量就少，大部分的热量都由进入分离器储水罐的水带入了凝汽器或者外排带走[5]。通过实践证明，在启动初期可以将给水流量适当降低至300 t/h以下，在制粉系统投入、炉膛温度升高后适当增加给水流量至400 t/h左右，通过对锅炉水冷壁金属温度的监视，并没有出现超温现象，各管温差在允许范围内，主汽温度得到明显改善。

5）汽机高低压旁路的配合控制 注意汽机高低压旁路的控制。高旁：设定初始开度为10%，控制分离器压力1.25 MPa，维持锅炉热态清洗温度190℃。当热态清洗完毕，升温升压时，高旁按程序控制慢慢开大，直到主蒸汽压力达8.73 MPa转定压控制时，通过高旁开度的变化来维持主蒸汽压力不变[6-8]。低旁：控制再热蒸汽压力1.5 MPa或者更低一些，开度尽可能大直至全开；实际启动过程中，主蒸汽压力可以适当降低，提高高低旁路的开度，增大通流量，降低汽温。

6）减温水系统的改造 为了保证减温水系统的减温能力，提高减温水系统与过热器系统的压差，在高加出口给水管道上接一路水源和原减温水管道汇通，两路水源通过阀门进行切换，增加减温水的压差，提升减温能力，保证汽温合格。

5 结 论

蒲城电厂三期660 MW东方锅炉机组冷态启动期间汽温高的主要原因是给水量大、燃烧负荷小、锅炉产汽量小，燃料和给水不匹配造成的。通过运行分析和实践，采取了以下措施，减小启动给水流量，降低锅炉总风量，提高给水温度，减温水系统改造等。采取上述措施后，目前机组冷态启动过程中，主汽温度高的问题得到了有效的控制。

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