广西某电厂扩建工程采用邻机蒸汽加热系统可行性分析

张凯

摘 要：本文对设置邻机蒸汽加热启动系统必要性和可行性进行分析论证提出了在相邻机组正常运行工况下，邻机辅助蒸汽系统能提供符合要求的汽源至本机除氧器加热给水，实现本机冷、热态启动清洗，可减少启动耗煤，操作维护量小，20年两台机组折现综合收益923万元，具有一定的节能优势。

关键词：热态清洗；领机加热；节能

0 前言

本电厂规划建设2×600MW+2×1000MW燃煤机组。一期已建成2×600MW机组，本期扩建2×1000MW机组。目前1000MW火电机组均采用超超临界直流锅炉，对汽水品质要求较高，首次点火或停运较长时间后启动时需对锅炉本体水系统换热面进行冷、热态清洗，将沉积在给水管道系统和换热面上附着的氧化皮等杂质清洗干净，保证锅炉受热面内表面清洁。锅炉清洗对水温有一定的要求，适当的温度可以大大提高清洗效果。通过设置邻机加热系统，实现无需锅炉点火的情况下进行锅炉和管道系统的清洗，达到节约能源的目的。

1 超（超）临界锅炉启动清洗过程

本工程锅炉冷、热态清洗范围包括给水管路、省煤器、水冷壁、汽水分离器、启动系统连接管路等。清洗工作通过锅炉启动系统完成，流程见图1：

大型超（超）临界锅炉基本都采用内置式启动分离器系统，根据疏水回收系统不同，分为大气扩容器式（不带启动循环泵）和循环泵式两种锅炉启动系统。

本工程2×1000MW机组锅炉配置容量30%BMCR带有启动循环泵的启动系统。在冷、热态水冲洗时，水质尚未合格前，不投用启动循环泵，疏水全部排入疏水扩容器，经疏水扩容器扩容减压后，疏水流入疏水箱，经疏水泵排入机组排水槽。水质合格时，疏水箱内的疏水经疏水泵排入凝汽器，回收工质。

1.1 锅炉启动清洗要求

1.1.1 启动清洗时间

本期工程采用π型炉，根据厂家启动清洗方案，各清洗阶段时间如表1：

实际运行中启动清洗时间因锅炉洁净度略有差异。

1.1.2 启动清洗温度

超（超）临界直流锅炉启动清洗时，主要监视省煤器入口给水水质及启动分离器连接球体（或储水箱）出口水质。当热态清洗时，还需控制水冷壁出口水温。

冷态清洗时锅炉上水温度105℃～120℃，给水与金属管壁温差≯111℃。

冷态循环清洗结束后，进入热态清洗阶段。锅炉上水温度105℃～120℃，当水冷壁出口水温达到150℃～190℃时，控制燃料量，维持温度不变。

1.1.3 锅炉冷态清洗

锅炉上水完成后进入冷态清洗阶段，先进行冷态开式清洗，为保证清洗效果，要求通过省煤器和水冷壁的流量为25～30%BMCR（775～930t/h），清洗后的炉水通过储水罐水位调节阀排入扩容器，流入疏水箱，经疏水泵排出系统外，全程最大补水量930t/h。

当储水罐出口水质达到以下指标值后，冷态开式清洗结束：

Fe<500ppb 或混浊度≤3ppm、油脂≤1ppm、PH值≤9.5

投入凝结水精处理装置，进行冷态闭式循环清洗，流量25%BMCR，疏水量为25%BMCR。疏水经疏水泵排入凝汽器，全过程基本不需补水。

当省煤器入口水质达到以下指标后，冷态循环清洗结束：

电导率≤1μs/cm、Fe≤100ppb、PH值9.3～9.5

1.1.4 锅炉热态清洗

冷态清洗结束后，锅炉点火升温，进入热态清洗。首先进行热态开式清洗，清洗流量25%BMCR，疏水经扩容器进入疏水箱，经疏水泵排出系统外，全过程最大补水量为775 t/h。

当储水罐出口水质达到以下指标值后，热态开式清洗结束：

Fe<100ppb、SiO2<50 ppb

热态开式清洗结束后，进入热态闭式循环清洗阶段。清洗流量25%BMCR，疏水经扩容器后通过疏水泵排入凝汽器。疏水因蒸发损失的工质约为245t/h，排入凝汽器的最大流量约为530t/h，故补水量为245t/h。

2 设置邻机加热系统的必要性

从锅炉清洗流程看出，清洗对水温有一定要求，特别是热态清洗时，锅炉需点火升温加热清洗水，由于该过程持续时间较长，需耗费大量燃料。为降低能耗，很多工程采用等离子点火、微油点火等点火方式，但因启动阶段煤粉燃烬度较低，也无法大幅度提高燃料利用率。

在邻机运行时，考虑从邻机引入汽源加热给水将是一个降低能耗的手段。

3 邻机加热系统可选方案

直流炉邻机蒸汽加热系统有如下二种方案：

3.1 除氧器加热蒸汽系统

锅炉热态冲洗要求水温较低时（如本工程：150～190℃），当取180℃，对应饱和压力1.0MPa，低于除氧器设计压力。加热蒸汽只需在除氧器内就可将给水加热到所需温度。即需适当加大辅汽至除氧器管径。

3.2 高加启动加热蒸汽系统

锅炉热态冲洗要求水温较高时（如外高桥电厂三期：280℃），受除氧器加热水温能力限制，需高压加热器参与系统加热才能满足温度要求。即锅炉给水先经除氧器加热，再经高压加热器加热提升温度，达到热态冲洗的温度要求。

外高桥电厂三期2×1000MW机组设置邻机蒸汽加热启动系统示意图2：

该机组启动期间，引入邻机冷段蒸汽，将本机除氧器来的给水由120℃加热到280℃，以减少机组启动用油量。

这种高加启动加热蒸汽系统由于温度较高，有如下问题：

（1）2号高加由邻机冷段供汽，出口疏水水温约280℃左右，与除氧器来水（约120℃）温差较大，如长期运行，会影响高加换热管使用寿命，且加热过程中需严格控制加热器的升温速率，厂家不建议采用此种方式。endprint

（2）为保证水冷壁安全，省煤器进水须保证欠焓，但启动过程中280℃的进水已接近饱和温度，当锅炉点火升温后，水冷壁内容易出现过热汽化，严重时导致超温爆管。

（3）该系统需将两机再热冷段管道相连，将增加材质为12Cr1MoVG、管径DN350的管道约220m，增加进口调节阀，高压合金钢电动闸阀四个，高压止回阀两只，冷段管道需增加两个大口径三通，还会增加大量疏水阀门、管道支吊架、电缆等，算上施工费用，需不少于500万的投资。

4 本工程邻机加热方案

本工程锅炉热态清洗水温要求为150～190℃，结合上述分析，考虑由邻机辅助蒸汽系统供汽至本机除氧器。

较低的清洗温度方案既避免了高加启动加热蒸汽系统的有关问题，又可充分发挥邻机加热的优势，在锅炉启动过程中利用高效的产能加热本炉给水，热态清洗时无需点火以节约燃料。只需将部分管段略微放大，除氧器加热通流增大、安全阀通流和数量增加，增加的投资相对较少，加热过程控制调节简单，对邻机热力系统工况和效率影响也更小。

4.1 一期、二期主机及主要辅助设备配置情况

4.1.1 二期工程（即本工程）

（1）锅炉主要辅机配置情况

制粉系统采用中速磨煤机正压直吹式制粉系统，每台炉按6台磨设计。

烟风系统按平衡通风设计，空预器采用三分仓回转式。每台炉分别配2×50%容量动叶可调轴流式一次风机和送风机，除尘器后设置2×50%容量动叶可调轴流式引风机，不设脱硫增压风机。

（2）汽机主要辅机配置情况

1）汽机旁路系统

汽轮机采用高中压缸联合启动方式，旁路采用高、低压两级串联旁路系统，高旁容量4×25%BMCR流量，高旁容量为2×32.5%BMCR流量。

2） 抽汽系统

设置8级非调整抽汽。一、二、三级抽汽分别向三台高加供汽，四级抽汽向除氧器、小汽机、辅汽联箱等供汽。五～八级抽汽分别向四台低加供汽。

3）给水系统

采用100%容量单列高压加热器，高加水侧设大旁路。设置2×50%容量汽动给水泵，不设电动启动给水泵。

（3）一期工程

2×630MW超临界燃煤发电机组。由于一期辅汽母管设计参数为0.8MPa（g）～1.2MPa（g），可以满足加热给水到180℃、1.0MPa.a压力的需求。

4.2 本工程邻机加热系统设计方案

4.2.1 辅助蒸汽耗量计算

启动清洗过程辅助蒸汽最大耗量均发生在开式清洗阶段，故以下分析仅考虑冷、热态开式清洗过程辅汽耗量。

（1） 锅炉冷态清洗辅助蒸汽耗量

冷态开式清洗时水量按30%BMCR选取，除氧器中给水需由20℃加热到110℃，所需加热蒸汽约为115t/h。

（2）锅炉热态清洗辅助蒸汽耗量

热态清洗时，水温按180℃考虑。水量按25%BMCR（约775t/h）计算：

1）如由邻机四抽供汽，THA工况下蒸汽参数为371℃、1.165MPa，给水由20℃加热到180℃，所需蒸汽170 t/h。

2）如采用邻机冷段经辅汽系统供汽，冷段蒸汽经调节阀后的参数为307℃，1.165MPa，给水由20℃加热到180℃，所需蒸汽180 t/h。

热态清洗时所需的蒸汽流量与排污量、管道系统热量损失相关，但由于部分疏水被回收利用，加热系统所需的蒸汽耗量将有所降低。

初步计算，锅炉热态清洗进水温度在180℃时，需邻机提供辅助蒸汽最大量约200t/h（考虑除氧器加热、小机用汽及大小机轴封等必须用汽量）。

4.2.2 邻机加热汽源点的确定

本工程邻机加热汽源有三个：一期辅汽、领机四段抽汽、邻机冷段抽汽。

根据本工程《汽轮机技术协议》：“除回热抽汽及给水泵汽轮机用汽外，机组能供给厂用蒸汽量：冷段90t/h，四级100t/h（单独抽汽），此工况下汽轮机能发出THA工况铭牌功率”。因此，可考虑二期邻机辅汽的供汽量为100t/h。

根据一期《汽轮机技术协议》：“除回热抽汽及给水泵汽轮机用汽外，机组能供给厂用蒸汽量：冷段20t/h，四抽75t/h，五抽30t/h，此工况下汽轮机能带额定负荷（THA）。汽轮机THA工况时冷段、四抽供汽量分别为60t/h、100t/h（单独抽汽）”。因此，可考虑一期两台机组到二期的辅汽量为100t/h。

为不影响一期机组负荷，除本工程第一台机组首次启动时不采用邻机加热系统外，本工程机组启动清洗加热蒸汽均用本期工程邻机及一期两台机组辅汽满足，而各机组辅汽均来自四抽或冷段。

邻机加热系统设置如图3。

5 邻机加热系统经济性分析

如前所述，本工程如采用高加启动加热系统，需增加初投资不少于500万元，且运行方式比较复杂、影响加热器安全性，因此本工程不采用此方案。

通过对邻机蒸汽加热启动系统配置及辅汽系统供汽能力的计算，可以看出本工程采用邻机辅汽系统供汽至本机除氧器加热启动系统方案是完全可行的。现将设与不设邻机辅汽启动加热系统方案作进一步技术经济分析：

方案一：不设置邻机蒸汽加热启动系统，锅炉热态清洗阶段采用等离子点火加热给水方式。

方案二：设置邻炉加热系统，采用辅汽在除氧器内直接加热给水，满足热态清洗水温要求。

5.1 初投资比较

方案二仅需对方案一进行如下较小改动即可实现：

（1）方案二VS方案一，一期至二期、二期两机之间辅汽联络母管及阀门需适当增大规格。

（2）方案二VS方案一，二期辅汽至除氧器管道及阀门需适当增大规格。endprint

（3）方案二VS方案一，除氧器加热蒸汽通流能力需增加，并需要适当提高安全阀排汽量。

方案二比方案一增加的投资见表2（均按两台机组考虑）：

由此得知，对方案一进行较小改造即可实现邻炉辅汽系统来汽加热启动系统（即方案二），增加初投资约为261.84万元。

5.2 运行费用比较

5.2.1 锅炉冷态清洗过程

两方案锅炉冷态清洗过程基本一样，均可通过邻机向除氧器供汽加热锅炉清洗水至110℃左右完成冷态清洗，所产生的运行费用也一样。

5.2.2 锅炉热态清洗过程

为便于计算，两种方案均按全过程77h开式清洗考虑。

（1）方案一

由于方案一受系统容量的限制，除氧器无法将给水加热到热态清洗的温度要求，锅炉热态清洗时需要本炉点火升温，当水冷壁温度达到规定温度时，通过控制燃料量，维持给水温度在一定欠焓条件下，边进水边排放。

本工程锅炉采用等离子点火技术，启动点火到30%BMCR负荷期间的平均耗煤量约为55t/h，启动清洗过程中煤耗稍低，可按35t/h考虑（磨煤机最小出力约为26.83t/h），则77h耗煤2695t。设计煤种Qnet为20.092MJ/kg，则锅炉热态清洗耗煤折合1847.5 t标煤。标煤价按1027元/t计算，则因耗煤产生的运行费用为：

（1847.5×1027）/10000=189.75万元

此外，锅炉点火前，三大风机均已投用，等离子装置投用，估算从锅炉点火至热态清洗完毕过程中将消耗的电量为：

5000×77=385000 kW.h

本工程发电成本按0.3417元/ kW.h考虑，则因耗电产生的运行费用为：

0.3417×385000/10000=13.16 万元

每台机组锅炉热态清洗产生的运行费用：189.75+13.16=202.91万元

（2）方案二

通过对方案一进行较小改造，即可将给水加热到锅炉热态清洗水温要求，热态清洗时不需本炉点火启动，通过邻机供汽加热启动系统。

本台机组热态清洗期间加热蒸汽量为～13090t。折算为供热量约为41888GJ，相当于～1429吨标煤。总运行费用（1429×1027）/10000≈146.76万元。

因此锅炉热态清洗过程中，方案二比方案一节省运行费用为：

202.91-146.76=56.15 万元

5.3 两种方案比较汇总（表3）

说明：（1）每年每台机组启动按1次计算；（2）20年折现系数10.55。

从上表看出，方案二初投资比方案一多261.84万元，但采用方案二机组冷态启动收益可观，20年两台机组折现综合收益为923万元，因此采用邻机蒸汽加热经济性较好。

6 结语

根据上述分析可见，仅需对机组辅助蒸汽系统进行较小改造，在相邻机组运行时，辅汽系统能提供符合要求的汽源至本机除氧器，通过除氧器加热给水，实现本机冷态和热态启动清洗，该配置方案可以节省大量燃料及厂用电，具有长期的节能优势，20年两台机组折现综合收益为923万元，因此本工程锅炉设置邻机辅助蒸汽加热启动系统。

参考文献：

[1]国投电力.火力发电机组设计导则（600-1000MW）[S].

[2]大中型火力发电厂设计规范[S].2011.

[3]火力发电厂节约能源规定（试行）[S].火力发电厂热平衡导则（DL/T606.3-1996），能源节能，1991（98）.endprint