680 MW超临界机组无炉水循环泵开机探讨

汪中宏，王忠亮

（华能日照电厂，山东 日照 276826）

0 引言

华能日照电厂二期680 MW机组，锅炉型式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、四角切圆燃烧方式、平衡通风、Π型露天布置、固态排渣、全钢架悬吊结构，型号为SG-2150/25.4-M973。汽轮机型式为超临界、单轴、三缸、四排汽、一次中间再热、凝汽式汽轮机，型号为N680-24.2/566/566；配置35%B-MCR容量高、低压两级串联旁路系统；默认启动方式是采用带旁路的高、中压缸联合启动方式。

锅炉启动系统采用带炉水循环泵的内置式启动系统。如图1所示，锅炉炉前沿宽度方向垂直布置2只外径/壁厚为Φ812.8/87.1 mm的汽水分离器，其进出口分别与水冷壁和炉顶过热器相连接，每个分离器筒身下方设有一个外径为Φ324mm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连接球体，连接球体下方1根外径为Φ406.4mm疏水管道引至一个三通，一路疏水通过布置在炉前下部9400mm处的炉水循环泵被送至省煤器进口，另一路接至凝汽器或循环水排水井。在启动初期为了防止汽水膨胀阶段分离器水位过高，饱和水进入过热器系统的发生，启动疏水经过361AA和361AN阀排走。在早期水质不合格时，启动疏水排入循环水排水井；水质合格后部分回收至凝汽器。

由于炉水循环泵电机检修需要较长时间，根据本厂生产需要和电网要求，探讨无炉水循环泵开机方案。为此紧急召开了专题会进行研究，分析了无炉水泵开机的可行性，在兼顾安全性与经济性的前提下，制定了详尽的操作措施，在华能集团内部同类型机组中首次成功实现了无炉水循环泵开机。

2 可行性分析

2.1 超临界直流锅炉的工作原理

如图2所示，超临界直流锅炉依靠给水泵的压头将锅炉给水一次通过预热、蒸发、过热各受热面而变成过热蒸汽。直流锅炉中下部水冷壁采用螺旋管圈，上部水冷壁采用一次上升垂直管屏，二者通过中间集箱连接。启动初期，水冷壁全部为加热蒸发段，可随着压力和负荷的升高，后部的水冷壁成为了微过热段，并且水冷壁管各受热段受热面积的分配也是不断变化的。要保证水冷壁管的可靠，就要保证水的连续流动，即保证一定的给水流量；为防止传热恶化还要限制热负荷。

图1 锅炉启动系统图

图2 超临界直流锅炉的工作原理示意图

2.2 超临界直流锅炉的启动系统

超临界直流锅炉的启动系统通常为带炉水循环泵的启动系统和简单疏水扩容器式启动系统。

带炉水循环泵的启动系统：炉水循环泵和给水泵呈串联布置，进入炉水循环泵的水来自下降管或锅炉给水管或同时从这两者中来，这样使得在各个启动过程中，总是有水流过炉水循环泵，泵的流量恒定。启动和低负荷运行时，炉水循环泵确保了在锅炉达到最低直流负荷之前的炉膛水冷壁的安全性。该启动系统不但能回收绝大部分工质.还能最大可能的回收疏水热量，几乎没有热损失和工质损失，可有效缩短冷热态启动时间，更适合于频繁启动、带调峰负荷和二班制运行机组。

简单疏水扩容器式启动系统：在锅炉启动时，汽水分离器建立水位，此时压力为0，点火后，炉水被加热并逐渐开始蒸发产汽，分离器内开始建立压力，此时汽压通过汽机旁路门开度来维持和控制，水位由分离器排水阀控制。当机组并网后，并且锅炉己达到最低直流运行工况30%BMCR时，调节煤水比，使分离器内的蒸汽过热度逐渐提高，直至达到过热蒸汽状态，水位自动消失，排水阀门全部关闭，分离器处在“干态”下运行，这样便完成了整个启动过程。该启动系统最大的优点就是成本低。

2.3 无炉水循环泵开机的可行性

二期锅炉的启动系统综合利用了前两种启动系统的优点，既有炉水循环泵，又有启动疏水阀361AA和361AN，这就为无炉水循环泵开机提供了可能性。关键是为确保锅炉受热面管壁不超温必须保证一定的给水流量（不低于537 t/h），而此时通过361阀和高低旁的协调调节要控制好汽水分离器水位不能太高以确保过热器系统不进水，同时要注意保护好再热器受热面，如果能做到这些无炉水循环泵开机理论上是可行的。

3 开机过程

3.1 锅炉点火

通过调节给水副调节阀和汽泵转速控制省煤器入口给水流量≥537 t/h（25%BMCR）；全开启动疏水至循环水排水井电动门，保持361AA阀全开，通过控制361AN的开度维持汽水分离器3～4m低水位运行，水位高时可打开包覆过疏水门紧急放水。

采用等离子方式点火：投运等离子暖风器，启动等离子系统，等离子模式启动A磨煤机运行。

严格监视各汽水沿程汽水温度、管壁温度，重点是屏过温度，控制各管壁温度及蒸汽温度正常，确保各水冷壁螺旋管出口管壁温度＜454℃，最高≯468℃；水冷壁垂直管出口管壁温度＜529℃（左右墙）、521 ℃（前墙）、463 ℃（后墙悬吊管）、507℃（后墙屏管）；末过出口管段各管壁＜610℃；末再出口管段各管壁＜618℃；炉膛出口烟温≯540℃；同时，严密监视螺旋管水冷壁各壁温一致，偏差大时增大给水流量或减少煤量甚至停炉。严格控制锅炉燃料量和燃烧率，保证锅炉升温升压率稳定、不超限，避免温度压力升降波动。

锅炉点火升压后及时投用高、低压旁路，并尽可能维持较大开度，开启启动疏水至凝汽器电动门，尽快回收疏水；在锅炉各受热面不超温的前提下，根据锅炉升温升压率逐渐提高蒸汽参数。

维持凝汽器高水位1 500～1 700mm，启动水室真空泵，凝汽器水室充满水，防止钛管缺水造成损坏。控制凝汽器扩容器温度不超过150℃,超过时降低进入凝汽器的疏水量。361阀后疏水压力超过0.6 MPa或温度超过160℃后，关闭启动疏水至凝汽器的电动门，通过调整361阀和高低旁开度以及给水流量来控制启动分离器水位。

3.2 冲转并网带初负荷

汽轮机冷态冲转：主蒸汽压力4.5～8MPa，主蒸汽温度 370～400℃，再热蒸汽压力 0.2～0.5MPa，再热蒸汽温度360～390℃，汽机挂闸，开始冲转，升速至2 350 rpm暖机，暖机结束后，汽机升速至3000 rpm。

带旁路并网：并网后尽快接带负荷，在维持给水流量稳定的前提下，根据主汽压力变化，逐步关小高、低旁的开度。

机组并网后，在各受热面壁温不超限的情况下尽可能提高分离器出口温度的过热度以减少炉水的排放，但要注意保持湿态运行工况。此过程控制水冷壁温升不超过2℃/min，并严密监视分离器出口过热度在0附近，当过热汽温升较快时，可适量投入减温水。

当机组负荷70 MW以上，热一二次风温达到160℃，A磨煤量达40 t/h后，投运B磨煤机，B磨煤机运行正常后，将给煤量加至25 t/h，当该层燃烧稳定后，减少A磨煤量，保持燃烧率稳定。

3.3 给水大小阀切换、转态、并汽泵

启C磨煤机，增加燃料量，随着负荷的上升缓慢关闭高、低旁，调节给水量控制水冷壁不超温，调节361阀控制分离器水位防止过热器进水。

随着负荷与新蒸汽过热度的上升，361阀逐步关小，继续提高给水流量至645 t/h左右（30%BMCR），将给水由旁路调节门切至主给水电动门，给水流量由给水泵转速控制。稳定给水流量，继续增加燃料量以降低水燃比，机组负荷约220～240MW时分离器转入干态，此时361阀全关，给水泵投自动，给水控制转为过热度控制。再增加燃料量，控制分离器出口过热度逐步上升，逐步提高给水流量至752 t/h左右（35%BMCR），并汽泵，特别注意第二台汽泵刚出力时给水流量瞬间大幅增加的调整。整个过程时间要尽量短，一气呵成，尽快冲过不稳定工况，过程中尽量维持给水量稳定，注意分离器水位的变化，既要防止分离器水位高过热器进水，又要防止给水流量降的太低造成水冷壁超温。

图3 锅炉受热面壁温变化曲线图

无炉水泵开机完成，严格控制煤水比，稳定过热度，增加热负荷，机组带负荷至调度曲线值。

4 安全经济性分析

4.1 安全性分析

水冷壁安全性：此启动方式类似于简单疏水扩容器式启动系统，热损失大，锅炉起压慢，故启动初期控制了较低的给水流量537 t/h左右，但水冷壁壁温上升平缓可控，可以看出水动力工况稳定良好。

过、再热器安全性：由于疏水管流量能满足要求，再通过361阀和高、低旁的协调调节，较好的控制了汽水分离器水位，启动初期保持包覆过疏水门常开，确保了过热器系统不进水；同时高、低旁的较大开度也较好的保护了过、再热器受热面。

这也从图3的锅炉受热面壁温变化曲线图得到了很好的验证。

4.2 经济性分析

本次开机共消耗除盐水3 300 t，较以往开机多消耗1 000 t；开机时间较以往长约2 h，多消耗煤约80 t。以上几项相加，无炉水泵启动比正常有炉水泵启动多花约10万元。但通过探索无炉水泵启动并试验成功，为机组在炉水泵不备用的特殊情况下如何开机开辟了一条新路子。从另一角度看，与机组由于炉水泵故障而造成机组长时间不能启动运行带来的经济损失相比，无炉水泵启动消耗微不足道，由于保证机组及时并网发电，能带来更多的的经济效益和社会效益。

5 结语

由于制定了详尽的技术措施，加强操作交流和配合，牢牢把握住一条主线，即在保证必须的主给水流量的前提下通过361阀和高、低旁的协调调节来控制好锅炉受热面壁温和汽水分离器水位，华能日照电厂二期3号超临界机组顺利的实现了无炉水循环泵一次开机成功。

对于设计有炉水循环泵的启动系统的机组采用不投炉水循环泵开机，显然存在着安全风险，也不经济，但在炉水循环泵或电机故障的情况下不得已作为应急手段是可行且有效的，值得同类型机组借鉴。