国电青山热电有限公司

【摘要】：#13、14机组调试期间及正式运行后，在机组启动过程中一直存在主、再热蒸汽温度高和水冷壁管壁温度超温等现象，直接影响机组正常启动和设备安全，经过不断的学习、分析并在#13、14机组多次启动过程中反复试验后，主、再热蒸汽温度高、水冷壁管壁超温问题得到完全解决。

【关键词】：给水流量 锅炉总通风量 给煤量 蒸汽流量 

1  前言

青山热电有限公司#13、14机组调试及运行初期，在机组启动运行过程中，因主、再热蒸汽温度高、水冷壁管壁超温而引起汽轮机胀差大，不仅延迟机组并网时间，亦严重影响机组设备安全。

2 锅炉简介

青山热电有限公司#13、14机组为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的超临界机组，于2011年投产，型号为HG-1125/25.4-YM1，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构π型变压运行直流锅炉。锅炉燃烧方式为前后墙对冲燃烧。

炉膛由膜式壁组成。下部水冷壁采用内螺纹螺旋管圈布置，上部水冷壁为垂直光管，上下部水冷壁采用中间混合集箱过渡。从炉膛出口至锅炉尾部，烟气依次流经上炉膛的屏式过热器、末级过热器、水平烟道中的高温再热器，然后至尾部烟道，尾部烟气分两路，一路流经前部烟道中的立式和水平低温再热器，一路流经后部烟道的水平低温过热器、省煤器，最后所有烟气进入下方的两台回转式空气预热器。

过热器汽温通过煤水比调节和两级喷水来控制，减温水取至锅炉主给水门后。再热器汽温采用尾部调温挡板调节，再热器进口连接管道上设置有给水泵中间抽头来事故喷水。

锅炉启动旁路为内置式不带再循环泵的大气扩容式系统。锅炉负荷小于30%BMCR直流负荷时，分离器起汽水分离作用，分离出的蒸汽进入过热器系统，水则通过连接管进入贮水箱，经溢流管路排入疏水扩容器中。锅炉负荷在30%BMCR以上时，分离器呈干态运行，只作为一个蒸汽的流通元件。

锅炉主要性能参数表如下：

按锅炉启动规程要求，在锅炉冷态清洗完成后，调节控制锅炉总通风量维持在30%MCR以及给水流量维持在25%B-MCR以上，然后锅炉点火开始升温升压工作，将压力控制在要求的范围内，进行热态清洗，认真监测循环水的水质，各参数合格达标后便可进行汽机冲转等后续工作。

在#13、14机组调试和投产运行过程中，锅炉启动初期主、再热蒸汽温度很难控制，水冷壁管壁经常性出现大面积超温报警现象，主蒸汽温度最高达到590℃，而点火初期受给水流量，过热蒸汽减温水量偏小，对过热蒸汽温度控制调整能力非常有限，且按超临界锅炉受热面防止超温即防止氧化皮产生要求原则，锅炉启动以及运行过程中，应尽量少用减温水方式控制主、再热蒸汽温度，防止主、再热蒸汽温度大幅波动来抑制氧化皮的产生。其次，点火启动期间主、再热蒸汽温度高，不能适应汽机启动要求，对汽机暖机加热影响严重，造成汽轮机胀差大，延长机组启动时间。

4 超温原因分析

锅炉启动设计参数不合理

按哈锅设计要求，为保障锅炉在点火初期水

冷壁及各受热面管壁运行安全，给水流量必须维持大于25%B-MCR（280-300t/h）以上,锅炉总通风量必须维持大于30%B-MCR（383-400t/h）以上。锅炉MFT保护动作值分别为总风量≤383t/h、给水流量≤260t/h，为保证锅炉升温升压正常进行，锅炉点火时燃煤量一般要求15 t/h以上并逐步增加，往往在汽轮机冲转前给煤量要增加至20-25t/h以上才能满足要求，锅炉在此方式下点火，汽机满足冲转条件之前锅炉主、再热蒸汽温度一般都在420-450℃以上甚至更高。

4.1 减温水量小

#13、14锅炉主蒸汽一、二级减温水总管从锅炉主给水门后引入，受给水流量低海外阀门节流因素影响，锅炉点火初期减温水量小，根本无法满足主蒸汽温度调整控制要求。

4.2给水流量控制不合理

哈      哈锅350MW超临界锅炉点火时给水流量完全按照600MW超临界锅炉运行参考控制，给水流量规定值：280-300t/h。实际当给水流量≤260t/h时锅炉MFT保护就动作，值班员往往顾及该MFT动作值，在给水流量控制调整时常常留有较大裕量，一般控制300-320t/h之间。于是就产生如下问题。问题一：主、再热蒸汽温度高。给水流量越大，为保障锅炉升温升压速率的要求，燃料量也就越大。实际上在锅炉冷态点火过程中，因炉内温度低，等离子点火方式下煤粉着火困难且燃烧不完全，造成燃烬率低，火焰之心上移，炉膛出口烟气温度高，引起炉出口主、再热蒸汽温度偏高。一开始调试单位为抑制主、再热蒸汽温度习惯性采取加大给水流量或者降低燃料量的调整方法。给水流量最大时增加到400-450 t/h，增加给水流量的最大作用只能是增加了减温水量可以暂时控制住蒸汽温度的上升。然而由于增加了给水流量同时常常因为蒸汽温度高不宜增加燃料量，这样的结果就是大量的热量随着疏水外排，相反启动分离器出口产生的蒸汽量会大幅度降低，造成蒸汽温度的继续上升。单纯降低燃料量而不减小给水流量，虽然可以降低锅炉出口烟气温度，但是同时的分离器出口产生的蒸汽量也减少，蒸汽温度往往还是会上升。另外燃料量降低过大对锅炉燃烧安全影响大。问题二：汽机补给水困难。青山目前在机组冷态启动过程中，锅炉在保持300T/H给水流量运行时，机侧凝汽器、除氧器水位以及除氧器温度难以维持。问题三：点火期间大部分热量经过启动系统疏水扩容器外排，不仅造成大量的热损失和工质损失，同时高温高压热水外排形成的蒸汽凝结成热雨对周边人员和设备造成很大影响，且给水流量越大越严重。 

4.3总风量控制不合理

按设计要求锅炉运行时，青山#13、14锅炉总通风量必须维持大于30%B-MCR（383-400t/h）以上，否则锅炉MFT保护动作。实际运行中因风量测点准确性、可靠性不高，运行值班员为防止测点问题引起风量低而造成MFT 动作，往往将锅炉总风量控制在450-500 t/h以上，大大超出了点火初期锅炉实际运行需求，其结果不仅造成锅炉燃烧稳定性差，造成煤粉着火、燃烧推迟，烟气量增加，同时还会因为烟气量增加和烟气温度高使得锅炉主、再热蒸汽温度上升幅度更大。

5  解决措施

5.1降低给水流量  

#13、14炉正式运行后，经过一年多十余次启动过程中的试验和摸索总结，在冷态冲洗结束，将锅炉启动点火时给水流量由最初的300-320t/h逐步降低至最终确定为130-150t/h。在燃料量基本不变的情况下降低给水流量后，使启动分离器储水罐疏水排放量大大降低的同时引起启动分离器出口蒸汽流量增加，利于主、再热蒸汽温度的控制调整。

5.2 严格控制锅炉通风量

因给水流量大幅度降低，相应锅炉启动时燃料量投入也相应降低，严格控制锅炉总通风量在400 ± 10 t/h, 即保证煤粉着火、燃烧的稳定性，又可以维持锅炉安全运行。且冬季气温低冷态启动时效果更加显著。

5.3 严格控制给煤量

要求严格控制和调整给煤量，不得大幅度增加或减少给煤量。并控制锅炉炉膛出口烟气温度不大于400℃。一般情况下锅炉冷态点火起始给煤量控制在12-13 t/h、汽机冲转之前18 t/h即可满足锅炉升温升压速率要求。

5.4 部分保护临时解除 

因给水流量和锅炉总通风量进行大幅度修正后，不能满足锅炉MFT保护要求，在每次锅炉启动时要求解列锅炉给水流量低、锅炉总通风量≤30%保护。机组并网后再重新投入。

5.5严格控制减温水

   按超临界锅炉防止氧化皮产生的经验措施要求，应严格控制锅炉启动时锅炉的升温升压速率以及减温水的使用，青山公司要求在机组负荷≤10%B-MCR时严禁使用减温水来控制和调整过热蒸汽温度，并设置相关逻辑保护。

6  措施实施后效果

6.1 锅炉冷态启动给水流量降低至130--150t/h后，锅炉冷态启动期间水冷壁管壁超温现象完全消除，锅炉点火至机组并网过程中水冷壁壁温完全可以控制在400℃以下。并在不投用减温水的情况下，锅炉出口主、再热蒸汽温度并网前基本控制在400℃以下，满足汽机运行要求。

6.2 锅炉点火时给煤量由原来的15-25 t/h，降低至12-18 T/H，平均每小时至少节约5 T煤，按机组启动耗时10小时统计，每次冷态启动可节省燃煤50 T以上。

6.3 锅炉冷态启动给水流量降低至130-150t/h后，经启动分离器系统外排疏水量大大降低，同时因疏水外排形成的蒸汽凝结成热雨现象基本消失，减少了浪费降低了工质损失。初步统计每次机组冷态启动至少可节约500-1000T补给水。

6.4 锅炉总通风量受到严格控制后，产生的烟气量减少，不仅降低点火初期的NOX的排放量利于环境保护工作，同时也降低了锅炉风机厂用电率减少不必要的电耗。

7 结束语

采取降低锅炉给水流量、总通风量、锅炉给煤量等措施后，使锅炉出口主、再热蒸汽温度得到有效控制，基本上解决了锅炉主、再热蒸汽温度高引起汽轮机系统胀差大不易控制问题。缩短机组启动时间。也节省了大量燃料和补给水消耗量，同时NOX排放量相应大幅度降低，达到了节能环保目的。

             发电部锅炉运行：曹析非

                     2014-3-19下载本文