邻机蒸汽加热系统在600MW超临界机组冷态启动中的应用.doc
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邻机蒸汽加热系统在600MW超临界空冷机组冷态启动中的应用探讨
李俊1
1、山西兆光发电有限责任公司，山西，霍州031400
[摘要]通过对超临界空冷机组冷态启动参数分析，提出了邻机蒸汽加热系统技术方案，即在相邻机组正常运行情况下，邻机辅助蒸汽和抽汽系统提供符合启动要求的汽源至本机除氧器和高压加热器。
通过除氧器和高加的加热作用，提高锅炉进水温度，建立除氧器、前置泵、高加、省煤器、水冷壁、汽水分离器、除氧器的循环加热系统，实现600MW锅炉水冷壁冷态启动加热冲洗。
一方面可以节省机组启动冲洗过程中煤、油燃料量，具有明显节能作用；另一方面改善了锅炉冷态启动点火环境，降低了锅炉不完全燃烧对脱硝、电除尘、脱硫系统的污染，提高了机组的启动安全性。
[关键词]邻机蒸汽加热；节能；降低污染；启动安全性
[中图分类号][文献标识码]A
1
1引言
随着国家环保局对火电厂大气污染物排放标准的要求日益严格，火力发电厂必须按规定投运脱硫、脱硝设备，保证二氧化硫、氮氧化物排放指标在标准范围内。
而且要求机组的脱硫、脱硝设备必须随机启停，完全实现无旁路运行。
目前多数或电厂机组的冷态启动过程，从点火方式上来看，无论采用等离子点火技术或小油枪点火都属于冷炉冷风点火，据相关统计资料表明在点火阶段有约50％左右的燃料因为不能燃烬而浪费，且未燃烬的煤粉、燃油对锅炉尾部烟道及脱硫、脱硝、电除尘设备来说是一种巨大安全隐患。
本文以山西兆光电厂二期600MW超临界机组为例，通过对传统的机组冷态启动过程和采用邻机蒸汽加热系统的冷态启动过程进行比较分析，总结了采用邻机蒸汽加热系统的优点，并提出了邻机蒸汽加热系统在600MW超临界机组的实施方案。
2机组常规的冷态启动过程及存在问题
2.1兆光600MW超临界机组常规冷态启动过程
兆光电厂二期600MW超临界机组锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、燃烧方式采用美国阿尔斯通能源公司的摆动式四角切圆燃烧技术、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型锅炉、露天布置燃煤锅炉。
锅炉型号为SG-2027/25.4-M970。
制粉系统采用中速磨煤机、冷一次风机、正压直吹式制粉系统设计。
燃烧器共设置六层煤粉喷嘴，锅炉配置6台HP1003型中速磨煤机，A层煤粉喷嘴设计有等离子点火装置，每两层煤粉喷嘴之间设置有一层油枪喷嘴共三层。
汽轮机为超临界、一次中间再热、双缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。
汽轮机型号NZK600—24.2/566/566。
锅炉出口蒸汽参数为25.4MPa（g）/571℃/569℃。
锅炉最大连续蒸发量为2027t/h，最终与汽轮机的VWO工况相匹配。
锅炉的主蒸汽流量为：
1913t/h；主蒸汽压力为：
25.40Mpa；主蒸汽温度为：
571℃，设计煤耗为：
312T/H。
锅炉的再热蒸汽流量为：
1584t/h；再热蒸汽进/出口压力为：
4.39Mpa/4.20Mpa；再热蒸汽进口/出口温度为：
312℃/569℃。
锅炉的启动系统为：
设计2只汽水分离器，其进出口分别与水冷壁和炉顶过热器相连接。
每个分离器筒身上方切向布置4根进口管接头、2根至炉顶过热器管接头和一个疏水管接头。
当机组启动，锅炉负荷低于最低直流负荷30%BMCR时，蒸发受热面出口的介质流经分离器进行汽水分离，蒸汽通过分离器上部管接头进入炉顶过热器，而水则通过两根疏水管道引至一个储水箱，储水箱下方设有两根管道分别通至除氧器和大气式扩容器，每根管道上设有调节阀，可根据不同状况控制分离器水位和对工质和热量的回收。
在大气扩容器中，蒸汽通过管道在炉顶上方排向大气，水进入冷凝器储水箱。
兆光电厂600MW超临界机组的冷态启动从锅炉上水开始到机组全撤油枪一般需要16至24小时。
机组启动主要分为：
锅炉冷态上水冲洗、热态冲洗及升温升压、冲转并网、湿态干态转换、正常接带负荷几个阶段，各阶段所需时间及过程描述见下表：
机组冷态启动各阶段用时表（小时）
启动阶段
冬季用时
夏季用时
过程描述
冷态上水冲洗
16
8
冬季锅炉上水时间4小时，放水时间2小时；夏季上水时间2小时，放水时间1小时。
每次冷态启动按上水2次，放水2次，第3次上水后锅炉点火
热态冲洗升温升压
5
5
升温升压从锅炉点火开始至汽机具备冲转条件结束，热态冲洗一直持续到锅炉转为干态运行。
点火方式为油枪点火，当热一次风温度达到120℃以上时，投等离子启动A层制粉系统。
冲转并网
1-2
1-2
汽机冲转到发电机并网。
含暖机时间。
并网后逐步启动制粉系统。
锅炉湿态、干态转换
1
1
并网后至锅炉干湿态转换约需要1小时，干态对应机组负荷在180MW左右或主蒸汽流量大于608t/h，期间考虑脱硫切换电源操作及汽机低负荷暖机。
锅炉转为干态运行后，热态冲洗结束。
正常接带负荷
1
1
机组带负荷至50%以上，全撤油枪，切换厂用电，具备投AGC条件。
合计
24-25
16-17
机组正常顺利启动，无异常情况时所需时间。
如有异常情况或其中某一阶段时间调整，启动时间相应增加。
2.2冷态启动过程中存在的问题：
2.2.1燃油消耗量大。
通过对兆光电厂#4机组三次冷态启动过程中燃油消耗统计发现，即使在采用了等离子点火装置的情况下，机组冷态启动的用油量依然需要45到50吨左右。
兆光电厂#4机组启动用油统计
机组启动时间
2012年5月27日
2012年9月7日
2013年3月14日
锅炉点火前水冷壁温度℃
30
52
26
启动过程燃油消耗（吨）
46.55
49
47.08
2.2.2冷态启动过程燃烧不完全对锅炉尾部烟道及脱硫脱硝电除尘设备的污染和安全风险增大。
目前多数火电机组均投运了脱硝、脱硫设备，且均要求随机启停，不设置旁路挡板。
机组冷态启动初期，锅炉处于冷炉冷风状态，锅炉点火初期油枪的着火稳定性差，燃烬程度差，点火后期投运等离子点火装置启动制粉系统后，也不能保证煤粉完全燃烧。
未燃烬的煤、油燃料对锅炉尾部烟道里布置设备的危害主要如下：
如果在锅炉尾部烟道沉积，容易导致尾部烟道发生二次燃烧；
沉积在锅炉脱硝系统催化剂上同样会导致催化剂堵塞，严重时引起催化剂着火损坏；
进入电除尘容易在电除尘极板上沉积，导致电除尘效果降低，严重时导致极板放电击穿。
进入脱硫系统，容易造成吸收塔内浆液品质恶化，吸收烟气中二氧化硫的能力降低，脱硫效果降低，石膏品质恶化脱水困难，沾污在脱硫循环泵喷嘴上容易导致循环泵喷嘴堵塞。
3机组采用邻机蒸汽加热系统后的冷态启动过程
3.1邻机蒸汽加热系统流程及改造方案
邻机蒸汽加热系统的流程为：
利用汽泵前置泵作为动力源，将除氧器中的水经高加—省煤器—水冷壁—启动分离器—分离器放水至除氧器，形成水循环，利用邻机的辅汽和二段抽汽将除氧器和#2高加的水加热后循环加热锅炉的省煤器和水冷壁。
在机组启动初期，先投用邻机蒸汽加热系统将省煤器和水冷壁温度逐步提升200℃至250℃，再按正常启动程序启动风烟系统投入油枪点火启动。
锅炉内部在水冷壁和省煤器的散热下已形成相对“热炉”的环境，同时由于省煤器对烟气的加热作用，烟温、热一次风、热二次风温能快速升高，在此工况下，油枪的着火稳定性和燃烬情况将明显好转，并能满足启动制粉系统的条件，从而缩短机组启动时间，减少燃油和燃煤的消耗。
以兆光电厂600MW超临界机组为改造原型，邻机蒸汽加热方案的实现首先在热力系统方面要保证邻机辅汽满足除氧器加热所需汽量，同时如需要将炉水温度提高至200℃以上时，必须新增邻机二段抽汽至本机#2高加器加热管路及阀门系统，增加#2高加疏水至除氧器的管道及阀门系统。
系统改造说明示意图附后。
3.2采用邻机蒸汽加热系统后的冷态启动过程
采用邻机蒸汽加热系统后的机组启动过程主要分为四个阶段：
冷态冲洗阶段、低温循环加热阶段、高温循环加热阶段、机组点火启动。
具体各阶段过程描述如下：
3.2.1冷态冲洗阶段。
此阶段采取开式冲洗方式，目的是将系统冲洗干净，水质合格后具备循环加热条件。
具体步骤如下：
1）锅炉上水仍然按照原来方式，利用邻机辅汽将除氧器水箱水温加热到70-80℃左右（要求水温与水冷壁金属温差小于50℃），之后启动汽前泵给锅炉上水。
2）锅炉分离器见水后，开始进行冲洗排放，通过启动分离器放水至大气扩容器，大气扩容器外排至机组排水槽。
冲洗阶段需定期化验炉水水质，直到炉水水质合格（Fe小于100μg），冲洗排放阶段结束。
3.2.2低温循环加热阶段。
此阶段首先逐步关小分离器外排管路，开启至除氧器放水管路，形成加热循环回路，逐步开大辅汽，提高除氧器水温至150℃，将锅炉省煤器及水冷壁温度逐步提高至150℃。
3.2.3高温循环加热阶段。
需要继续提升炉水温度时，利用临机2抽来汽逐渐投入#2高加，缓慢提高给水温度，将给水加热到200℃（饱和压力1.5MPa）以上。
控制系统循环水量和外排水量，逐步将省煤器及水冷壁温度提高到200℃以上。
给水温度最高能加热到多少，需根据邻机辅汽抽汽量和二抽抽汽量进行核算。
#2高加投运后的疏水直接回收至除氧器进一步加热给水。
3.2.4机组点火启动。
当锅炉省煤器和水冷壁金属温度均加热至200℃以上时，机组具备启动条件。
机组按正常启动方式进行启动。
给水泵切换为电泵运行，启动锅炉风烟系统吹扫完成后锅炉点火。
循环加热系统保持运行，随着锅炉燃烧加强后，各受热面温度明显开始上升时，逐步切除邻机至#2高加供汽系统。
3.3机组采用邻机蒸汽加热系统后的要求
3.3.1锅炉未点火之前，锅炉禁止通风。
待炉膛温度达到要求后再启动送引风机，并要求尽快完成等离子点火，防止炉膛骤冷产生过大应力。
（邻机加热过程中，应保持空预器连续运行，防止空预器转子局部加热导致变形。
）
3.3.2邻机加热二抽蒸汽管道的抽汽容量需认真核算，即给水锅炉循环水量应满足要求，应能满足炉水温度提升速度要求（至少满足每分钟1℃）。
3.3.3邻机加热时注意监视除氧器水温变化，防止除氧器超压，采用的阀门运行中应能关严。
3.3.4由于两台机组2段抽汽互联，采用阀门应可靠关严，防止影响系统检修和汽缸返汽。
3.3.5投入2号高加时，高加入口水温应高于150℃，防止温差太大应力损坏。
4两种启动过程的比较
通过上述对两种冷态启动过程的比较发现，机组采用邻机蒸汽加热系统后的启动过程相当于用蒸汽替代了使用煤、油燃料对锅炉省煤器和水冷壁受热面加热的一个阶段（常温至200℃阶段）。
下面通过经济性和安全性两方面对两种启动过程的优缺点进行对比。
4.1经济性对比分析
经济性对比分析以两种启动方式将锅炉水冷壁和省煤器壁温加热到200℃所需的能耗折算为启动费用进行比较。
具体如下：
常规冷态启动方式费用计算内容分三方面，即主要辅机设备的耗电量统计、燃油量统计、燃煤量统计。
以兆光电厂#4机组三次启动过程能耗情况进行计算，每次机组冷态启动将水冷壁和省煤器壁温加热到200℃所需的三项能耗在14至19万元范围内，具体计算见下表：
机组启动时间
12年5月27日
12年9月7日
13年3月14日
点火前水冷壁温度℃
30
52
26
水冷壁温度达到200℃所用时间
4小时
4小时
4小时
水冷壁温升℃
168
147
174
主要辅机设备总耗电量（度）
34146
31924
34458
燃煤消耗量（T）
16
17
10
燃油消耗量（T）
15
16
22
费用总计：
（元）
140976
148631
194094
备注：
1、设备耗电量只统计送风机、引风机、增压风机、一次风机、磨煤机、电泵耗电量，未统计其他辅助设备耗电量。
2、电价按0.38元每千瓦时计算。
3、油价按8000元每吨计算。
4、磨煤机消耗原煤按500元/吨计算。
采用邻机蒸汽加热系统的冷态启动方式费用计算内容为：
邻机辅汽供除氧器的加热蒸汽消耗量和邻机二段抽汽供本机#2高加的蒸汽消耗量，折算为影响电量。
按每次启动过程中邻机加热系统运行4小时，将300t/h给水提高150℃计算，每次邻机加热的费用折算为4.56万元左右。
具体计算见下表：
蒸汽参数
四段抽汽
二段抽汽
抽汽压力（MPa）
0.7
3.5
抽汽温度（℃）
374
313
焓值（KJ/Kg）
3213
3010
抽汽量（吨）
55
30
折合机组功率（MW）
约30MW
折合影响电量
120MWH（4小时）
折合费用（元）
45600
备注
1、四段抽汽、二段抽汽参数为机组80%负荷下参数，所需抽汽量，按将300t/h给水温升150℃计算。
2、电价按0.38元/kwh计算
从上分析可得出，采用邻机蒸汽加热系统后机组冷态启动过程相比常规启动过程节省启动费用约10万元左右/次。
相当于每次启动节省12吨燃油（每吨按8000元计算）。
4.1安全性对比分析
通过对两种启动过程的比较，可以看出，机组在冷态启动过程中采用邻机蒸汽加热系统后，用蒸汽加热替代了锅炉燃烧最不稳定和燃烬最差的阶段，大大降低了锅炉冷态启动对锅炉尾部烟道及其中布置的脱硝、电除尘、脱硫设备的污染和损害，提高了机组的启动安全性，提高了锅炉设备的利用率，虽然不能用具体数据来论证，但其优点是毋容置疑的。
5结论
（1）600MW超临界空冷机组冷态启动采用邻机蒸汽加热系统是可行的。
（2）采用邻机蒸汽加热系统能够提高机组冷态启动的经济性，减少启动过程中煤、油燃料的消耗，降低启动成本。
（3）采用邻机蒸汽加热系统能够改善锅炉冷态启动的着火情况，减少启动过程中污染物排放，提高机组的启动安全性。
（4）邻机蒸汽加热技术投资低，简单易行且安全性高，节能效果明显。
目前已在国内上海外高桥第三发电有限责任公司、平顶山发电分公司等多家1000MW机组成功应用。
作者简介：
李俊，出生日期1979年3月11日,男，汉族，山西平定人，助理工程师，大专学历，专业为发电厂及其自动化，目前担任山西兆光发电有限责任公司发电部副经理，长期从事火电厂运行管理工作。
联系电话：
13754981032；邮编：
031400；邮箱：
yqljgdy1979@。
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