关于阿电锅炉给水低流量启动应用及优化

摘  要：浙能阿克苏热电有限公司锅炉实施给水低流量启动，减少外排水量及燃料量，有效解决制水能力不足问题，缓解汽机、锅炉启动参数不匹配矛盾，同时在实践中不断优化MFT给水保护逻辑，实现经济、安全、高效运行。

关键词：低流量;必要性;壁温;补充措施;保护优化

一、机炉主设备简介

锅炉型号：SG-1173/25.5-M4418。本锅炉为超临界变压运行螺旋管圈直流炉，为单炉膛、一次再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。本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储水箱，经溢流管路排入锅炉疏水扩容器中，然后进入工业废水处理系统。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。汽轮机型号为CCZK350/289.6-24.6/1.5/0.4/569/569。采用东方汽轮机公司生产的2×350MW超临界、一次中间再热、单轴、高中压分缸、三缸双排汽、直接空冷、双抽汽凝汽式汽轮机，采用中压缸启动方式。汽水系统布置见下图：

二、锅炉给水低流量启动必要性分析：

本公司没有配置炉水循环泵，锅炉转湿态前汽机侧必须提供连续给水，给水水温在105～120℃，对制水能力及除氧器辅汽加热用量均是严峻考验，而这些确是我公司的薄弱环节。600MW及以上超临界或超超临界机组绝大多数设有炉水循环泵，进入锅炉省煤器的给水大部分来自炉水循环泵，来自汽机侧流量很少，锅炉湿态运行时外排水量较小。

1.降低启动能耗、提高启动速度

为保障锅炉升温升压速率的要求，给水流量越大，对应燃料量需求也大。实际上在锅炉冷态升温升压过程中，初期垂直水冷壁不产汽或蒸汽量低，锅炉起压后启动分离器出口产生的蒸汽量较小，较多燃料量容易造成蒸汽温度的继续上升，形成机炉蒸汽参数不匹配，容易引起汽机冲转、倒缸后正差胀过大及机组异常振动。点火期间外排水流向锅炉疏水扩容器，部分排向大气，疏水排往集水箱，对疏水回收管道进行冲洗达到回收水质标准后，开启至排汽装置管路隔离阀及调节阀，形成机炉水汽循环回路。大部分热量经过启动系统锅炉疏水扩容器外排，造成大量的热损失和工質损失。

因此降低给水流量，同步降低燃料量，尽快产汽提高启动速度，减少了外排水量及热能的损失。启动煤量可以降低至10～15吨/小时（汽机冲转给煤量），相当于降低了水煤比，有利于加快锅炉升温升压速度，启动时间缩短，启动能耗明显降低。

2.适应机组调试需要

2016年11月，阿电1号机组在机组冲管、整组调试阶段，仅一台TDI制水设备，产水率50吨/小时，且因外部汽源点距离远、汽品质差、流量低，造成炉侧给水温度低，大流量供给时间短。所以只有采用锅炉给水低流量启动，才能完成规定时间内冲管、年内机组通过”168”试运等重大工程节点目标。

3.减少辅汽用量

大幅度降低给水流量，除氧器加热用辅汽量能明显下降，为其他辅汽用户提供必要保障，如空预器吹灰系统、大小机轴封系统、暖通系统等。

4.降低对化学专业制水能力要求

集水箱水质合格点火后及后续湿态运行，排水疏往疏水扩容器，需要连续补水。给水流量降低，锅炉疏水扩容器排水量降低，补水量及制水量得以降低。

5.提高机炉参数匹配性、安全性

启动燃料降低，但给水流量降得更低，相对产汽量大，主汽温得以下降，与汽机侧缸温更加匹配，同时也减少了过热器减温水量，有利于防止锅炉氧化皮脱落。

三、启动过程给水流量控制

根据锅炉厂设计要求，为保障锅炉在点火初期省煤器、水冷壁各受热面管壁运行安全，给水流量必须维持大于353吨/小时以上，MFT给水流量低低定值331.1吨/小时，延时30秒。因此必须先强制给水流量低低保护，然后进行炉膛吹扫复归锅炉MFT。

结合多年控制经验，采取四个阶段分别调整锅炉给水流量：

1.锅炉升温升压阶段

在启动首台制粉系统前，给水流量需维持在130～150 吨/小时（机组热态启动靠上限控制），控制总风量在450 吨/小时。在启动分离器出口温度>100℃，水冷壁产汽后，由于蒸汽对金属冷却能力较弱，且此时炉内温度大幅提高，故在增加煤量同时小幅增加给水量。

2.并网及低负荷暖机阶段

在发电机并网前将给水流量缓步提升至190吨/小时，匹配给煤量23吨/小时。

3.汽机倒缸后

给水流量须达到280吨/小时，匹配给煤量28吨/小时。

4.锅炉给水流量沿湿态转换要求控制

根据超临界直流炉给水流量经验公式Q=3*负荷（MW）+50 吨/小时。给水流量在331 吨/小时，对应电负荷94MW。因此规定电负荷大于90MW，给水流量必须达到380吨/小时，同时风量及燃料量跟踪正常，但在负荷达到105MW前必须保持湿态运行，负荷105MW～140MW逐步转入干态。

四、补充安全措施

1.水冷壁壁温控制

给水低流量启动，受热面各管束给水充满度、质量流速有所降低，由于主燃烧器布置在螺旋管段水冷壁水冷套上，该处热辐射强度很大，但燃烧器周边水冷壁没有装设壁温测点，监视有盲区;螺旋管圈水冷壁壁温测点装设于螺旋管圈末端（中间集箱之前），所以不能单用螺旋管圈水冷壁出口侧壁温作为全部螺旋管圈水冷壁壁温的监视。因此在螺旋管水冷壁报警温度460℃基础上，下调100℃作为全部螺旋管圈水冷壁壁温的报警监视。一旦该区域壁温升至360℃时，立即加大给水流量，消除报警。在实际运行中螺旋管圈水冷壁壁温从未超限，最高在327℃。

2.省煤器出口温度控制

较低给水流量，在燃烧率较高时，省煤器出口温度逐步提升，有可能出现汽化，进而恶化水冷壁冷却条件。蒸汽与给水对水冷壁受热面冷却能力有明显区别，我公司省煤器本身设计也是非沸腾省煤器，及时查看省煤器出口温度是否高于对应给水压力下饱和温度，超过饱和温度或差值（给水压力下饱和温度-省煤器出口温度）低于10℃，应加大给水流量恢复至正常工况。

五、MFT动作条件之一给水流量低保护优化

1.2016年规程审查版锅炉给水流量低保护构成：

每次锅炉送引风机启动前，汇报领导强制给水流量低低动作保护，在机组负荷达到100MW，申请恢复保护，由于此保护是锅炉主保护之一，管理流程繁琐，且容易出现人为遗漏，需要优化。

2.2018年规程修订版锅炉给水流量低保护构成：

充分考虑到给水流量计最大量程1360吨/小时，若设置给水流量低于100～120吨/小时保护动作，但给水流量计在10%及以下量程区段测量不准，保护容易误动，因此制定两段式保护，当负荷低于95MW时，改用汽动给水泵组综合停机信号2/3证实及电泵（二台机组共用，电源分置）电气跳闸信号—合闸取非作为动作条件。

3.2020年修订版锅炉给水流量低保护构成：

2019年新疆区域要求疆内各电厂达到全工况脱硝的标准，即机组电负荷30%以上必须达到氮氧化物排放合格，因此需要95MW负荷附近启动第三台制粉系统（D制粉系统），提高炉膛火焰中心，进而提高SCR入口烟温，并将三台给煤机给煤量形成倒金字塔配置，经过分析认为：一系列操作对负荷、主汽压扰动较大，容易造成锅炉给水流量低保护第二段保护动作、负荷达到105MW而氮氧化物排放仍不合格，再次优化锅炉给水流量低保护。

与周边同类电厂（上锅设计型号M4403）采用锅炉正常给水流量冷态启动的各指标比较如下：

采取降低锅炉给水流量、总风量、给煤量等优化措施，使阿电锅炉冲管、整组启动各阶段、正常运行中制水、用水衔接合理，各项工作如期完成，机炉参数配合良好，節省了大量燃料和补给水，单次冷态启动节约54072元，且各设备运行正常，实现经济、安全、高效运行。

以上分析及处理，难免有不当之处，敬请指正，同时也需要在实践中不断总结完善。

参考文献：

[1]《中国高新技术企业》2010年第十期 《超临界机组启动初期汽温控制探讨》石小磊、陈俊.

[2]《电力安全技术》2009年第6期 《汽轮机启动过程中汽温控制措施》胥爱清.

作者简介：

方国权，单位：浙能阿克苏热电有限公司，1972年出生，工程师，从业28年，职务：历任锅炉专工，技术组组长兼节能专工，运行部主任工程师。