循环流化床机组在无功率输出时利用高低压旁路供热的应用研究

崔 锐，孙建忠，黄文强

（1.北京京能科技有限公司，北京 100142；2.山西京玉发电有限责任公司，山西 朔州 037200；3.京能十堰热电有限责任公司，湖北 十堰 442000）

0 引言

随着国家碳排放政策的实施，清洁能源机组不断增加，燃煤机组的负荷逐渐被挤压，经常性深度调峰[1]已变为常态，尤其是进入冬季后，随着深度调峰时间和频次的不断增加，给机组长周期运行带来了很大的隐患，针对地区供热的单一发电厂，确保供热稳定是首要任务。鉴于此，大多数电厂为应对机组深度调峰[2]工况下的供热不足进行了灵活性改造[3]，在提高其调峰能力的同时利用改造后高低旁路，不仅解决了低负荷工况下供热不足的问题，而且在特殊工况下还可以避免发生供热中断事件。本文主要是对特殊工况下利用灵活性改造后高低压旁路保证稳定供热[4]进行验证。以某电厂流化床机组一台发电机检修，另一台带供热运行，为防止发生供热中断，热网汽源切至检修锅炉供汽的试验为主要实践依据。文中提出了详细的试验过程和具体的注意事项，为地区单一供热电厂不发生供热中断积累一些参考经验。

1 旁路系统的作用

高旁是在锅炉点火后，汽轮机冲转前，将主蒸汽引至汽轮机高压缸的后面，也就是引至再热蒸汽管道，使再热器有蒸汽通过，避免烧坏；低旁是在机组启动前将再热蒸汽引至凝汽器，而不经过中、低压缸。这样就形成一个蒸汽流通的旁路，保证冲转前锅炉的燃烧，同时能够回收工质，不必将蒸汽都排空。具体来说旁路系统的作用主要有以下几方面：一是保证锅炉最低负荷的蒸发量；二是保证再热器通过必要的冷却蒸发量，避免超温；三是通过旁路系统来满足主蒸汽和再热蒸汽管道暖管的需要，并起调节蒸汽温度的作用，从而提高机组运行的安全性；四是事故和紧急停炉时，排出炉内蒸汽，以免超压引起安全阀动作；五是回收工质和部分热量并减小排汽噪声；六是在汽轮机冲转前建立一个汽水清洗系统，待蒸汽品质达到规定标准后，方可进入汽轮机，以免汽轮机受到侵蚀。

2 机组概况

该电厂为装机容量2×330 MW循环流化床燃煤机组，汽轮机为亚临界、单轴、三缸双排汽、一次中间再热、冲动式、直接空冷凝汽式汽轮机。旁路系统选用二级串联装置，高压旁路容量为70%，低压旁路容量为2×55%，它们之间的不平衡蒸汽由再热器安全门排放；在汽机进口主汽门前与再热蒸汽冷段管之间设置高压旁路，在再热器热段管与排汽装置之间设置低压旁路；高低压旁路均设置有减温减压自动控制装置；执行机构采用电控执行机构，能适应大提升力的动作要求[5]。

3 试验过程

试验时，高低压旁路供热情况如图1所示，试验前稳定供热参数如表1所示。

图1 高低压旁路供热示意图

表1 试验前稳定供热参数

具体的试验过程如下：

第一步，锅炉侧按照冷态启动步骤进行。

第二步，邻机供辅汽，保持正常辅汽压力；适当投入除氧器加热，提高给水温度。

第三步，锅炉点火，汽机侧顶轴油、润滑油系统运行，盘车装置连续运行至少12 h以上。

第四步，锅炉点火前，启动大机真空泵抽真空，关闭11、12小机排汽装置至主机排汽装置电动门，机组冷态（缸温为环境温度）不投入轴封供汽进行系统抽真空，视高、中压主汽门严密性情况决定是否投入轴封系统。

第五步，开启机侧主蒸汽管道三大疏水至定期排污手动门、电动门，关闭主、再热蒸汽管道、再热蒸汽冷段及用户至排汽装置疏水，主蒸汽管道见压关闭空气门，待排汽装置真空稳定后视环境温度决定是否将疏水倒至排汽装置（环境温度大于-10℃疏水倒至排汽装置）。

第六步，锅炉点火见压后，开启高压旁路（以下简称“高旁”）阀，防止锅炉再热器干烧。就地加强对再热蒸汽冷段管道振动监视，如管道振动，关小高旁阀增加暖管时间，暖管充分后缓慢开大高旁阀。

第七步，如环境温度低于-10℃时，再热蒸汽压力达到0.5 MPa，温度达200℃以上，开启低压旁路（以下简称“低旁”）阀，同时开启再热蒸汽管道、再热蒸汽冷段及用户至排汽装置疏水。

第八步，开启1号机高低压旁路供热管路疏水对系统进行暖管。

第九步，待空冷岛蒸汽凝结，机组背压下降至20 kPa以下，进一步缓慢开大汽机高低压旁路开度，保证锅炉过热器400 t/h蒸汽流量，注意监视电泵各项运行参数，在保证电泵不超额定出力，锅炉各管壁温度正常的前提下，控制再热蒸汽压力0.5 MPa，同时提高凝结水压力，通过低旁减温水控制低旁后温度不超200℃。加强监视低压缸排汽温度不超80℃，发现低压缸排汽温度上涨，及时投入低压缸后缸喷水，防止蒸汽进入低压缸造成胀差超限。

第十步，临时退出2号机供热网汽侧，关闭2号机热网供汽关断门、逆止门、快关阀。

第十一步，1号机高低压旁路供热管路暖管充分后，关闭左、右侧低旁及母管疏水，缓慢关小左、右侧低旁至排汽装置隔离门，待低旁后压力达到0.3 MPa，缓慢开启高低压旁路供热母管抽汽电动门向热网供汽。

第十二步，通过左、右侧低旁至排汽装置隔离门与灵活性改造母管抽汽电动门节流调整，缓慢增加热网供热量，最终达到满足县城供热需求蒸汽量并保持参数稳定运行。

4 试验注意事项

试验前机组状态，1号机组发电机检修，锅炉、汽轮机备用；2号机组带供热系统运行。

4.1 锅炉侧

a）因机组无实际负荷，汽包水位调节自动为单冲量调节方式，锅炉运行期间需加强汽包水位监视及调整，防止汽包水位保护动作。

b）锅炉风机投入自动控制方式，维持最低风量运行，中部二次风小风门均关至10%，降低运行氧量，防止环保参数超限。

c）锅炉主、再热器汽温均维持350℃，自动调节不具备投运条件，需手动调节，避免汽温大幅波动。

d）启动初期蒸汽流量低，加强锅炉受热面管壁温度监视，高温再热器壁温温度控制低于560℃，其他受热面壁温控制低于报警值，否则要通过一定措施控制管壁温度不超限。

e）空预器保持连续吹灰，防止低负荷运行期间空预器聚集未燃烬煤粉。

4.2 汽机侧

a）因此次汽轮机不启动，故试验期间监视盘车运行正常，避免发生盘车跳闸转子受热不均变形事件。

b）机组不投轴封，真空较难建立，为防止因真空低造成低压旁路保护动作，点火前提前启动真空泵抽真空，期间关闭机侧主、再热蒸汽管道疏水门，待锅炉见压关闭空气门后再开启。

c）冷态工况下汽机阀门严密，可以只抽真空不投入轴封供汽；如主汽门不严，汽缸进汽，则投入轴封供汽，压力控制在4 kPa、温度120℃低参数运行，并严密监视低压缸胀差变化；加强监视低压缸排汽温度不超80℃，发现低压缸排汽温度上涨，及时投入低压缸喉部喷水。

d）在升温升压过程中，为防止低压胀差超限造成转子与隔板发生动静摩擦，应开启轴封溢流阀，维持轴封母管负压，使门杆漏汽及时排至排汽装置。

e）操作高压旁路时为防止发生再热蒸汽冷段管道水冲击，提前微开高旁调节阀进行暖管，并将管道疏水门打开充分疏水；如高旁减温水不严则及时进行处理。

f）冬季环境温度低，为防止空冷岛进汽量少造成空冷翅片结冻，在压力允许范围内对再热蒸汽压力进行憋压而后再开启低旁，增大空冷岛进汽量。

g）通过左、右侧低旁至排汽装置隔离门与灵活性改造母管抽汽电动门节流调整，缓慢增加热网供热量，以确保热网供汽量与至排汽装置进汽量匹配，防止热网加热器过负荷。

5 结束语

通过试验，在机组无功率输出工况下启动锅炉供汽是可行的，锅炉蒸汽流量达到400 t/h左右，热网供水温度可以稳定在80℃。冬季北方尤其是极寒地区的稳定供热，是企业的首要社会责任，机组在供热期是否发生故障是未知的，如何避免供热期发生供热中断，需要制定许多方案。此次机组无功率启动利用汽机侧灵活性改造后高低压旁路供热试验的成功，为地区单一供热电厂不发生供热中断积累了一些经验，对同类型机组也有一定的借鉴意义[6]。