超超临界垂直管屏直流锅炉无炉水泵启动实践

2018-09-08张海军

浙江电力 2018年8期

陈铭，陈田，张海军

（深能合和电力（河源）有限公司，广东河源 517025）

0 引言

超超临界直流锅炉启动阶段参数控制难度较大，一般设计有炉水循环泵（简称炉水泵）的启动系统，以兼顾安全和经济性[1-2]。垂直管屏水冷壁锅炉由于给水流量的分配条件更差，无炉水泵启动操作存在水冷壁超温等风险[3-4]。袁远望[5]研究了1 000 MW机组启动中汽水分离器水位控制，马晓珑[6]研究了大型直流锅炉取消炉水泵的可行性，提出需着重解决系统补排水平衡问题。国内已有一些大型直流锅炉实现了无炉循泵启动[7-13]，积累了很多经验，但都因锅炉结构、点火方式等方面有所区别，很难直接借鉴。

某发电厂C修结束后的启动过程中，炉水泵突发故障经评估只能等待返厂检修，在深入分析并严格控制了各项风险后，首次成功实施了超超临界垂直管屏直流锅炉无炉水泵启动。并采用陈铭等[14]研究的带炉水泵的直流锅炉全负荷脱硝技术，进行无炉水泵启动方式的环保影响评估，结合赵峰等[15]研究成果，可对锅炉疏水回收系统进行改进，进一步优化无炉水泵启动。

1 设备概况

该发电厂一期2×600 MW锅炉采用哈锅供货的超超临界变压运行直流锅炉，炉膛采用内螺纹管、垂直上升膜式水冷壁、炉循泵启动系统。炉水泵为德国KSB公司制造的湿式马达炉水循环泵，型号为LUVAk200-330，它不仅保障机组在启动过程中水冷壁安全运行所需的最小流量，还可有效回收工质热量，提高锅炉启动效率，当锅炉由湿态转入干态运行后，炉水泵即退出，实现锅炉直流运行。

某日，1号机组炉水泵推力盘发生损坏，现场已无法处理，若返厂检修，需7天以上检修工期。经充分准备和精细操作，该厂成功实施无炉水泵启动，全过程参数控制良好，总耗时5 h 21 min。

2 无炉水泵机组启动关键技术难点研究

炉水泵的作用是在确保水冷壁最小流量的前提下，尽量回收工质减少损失，锅炉要在无炉水泵运行的情况下安全启动，须满足如下条件。

2.1 系统补排水量必须平衡

水冷壁设计最小流量为450 t/h，启动初期基本全部外排，而设计除盐水补充量有400 t/h，缺口不大，且锅炉已完成热态冲洗水质合格，排水可回收凝汽器（疏水管设计流量250 t/h）。由于炉水回收至凝汽器热井较低处，大量热水回收将带来凝汽器水温上升，当高于50℃时精处理无法投运，需通过调整部分回收部分外排的方式，保证系统水质的同时使系统补排水保持平衡。

2.2 水冷壁安全必须可控

按照当时汽机调节级280℃推算，合适的主汽温度为350～480℃，锅炉大量排水将导致蒸发量同比减小，过热汽温容易偏高甚至超温，而汽压则难以提升。适当降低启动初期的给水流量，机组外排热水量降低，蒸发量提高，将极大地改善蒸汽参数控制难度。由于该厂锅炉采用等离子点火，初始煤量不能低于16 t/h，降低给水流量必须保证水冷壁安全。

锅炉水冷壁每个节流孔圈对应水冷壁管均设置有壁温测点，降低给水流量后，通过全面实时监控壁温情况，可确保水冷壁安全可控，且水冷壁设计最小流量有一定余量，经商定在启动初期将给水流量控制在350～400 t/h（跳闸保护定值为291 t/h），结合水冷壁温实时监控，水冷壁温安全可控。

2.3 汽机冲转蒸汽参数可适当调整

无炉水泵启动工况，由于蒸发区蓄热困难，汽压预计提升速率较慢难以匹配，为使冲转参数控制在合理范围，考虑将冲转汽压下限设为6 MPa，根据蒸汽温度情况再定。汽压一定程度下调后，汽机冲转过程需要的蒸汽量会有所上升，更有利于暖机过程，经专业评估风险可控。

另外，还需除氧器提供高温给水，汽机高、低压加热器需随机启动，以最大程度地提高锅炉蒸发量。依托于邻炉加热项目经验，提高给水温度可满足要求。

2.4 锅炉贮水箱水位控制必须可靠

贮水箱是锅炉汽水分界点，当有炉水泵时可通过高效地调整炉水循环量减少外排，精准控制液位的WDC（分离器疏水调节阀）工作条件相对较好，而无炉水泵启动时只能通过WDC阀大幅频繁地调整，控制大量热水排放，过热器进水的风险加大，且高压热水排放是个泄压过程，长期的汽液两相流造成管道系统振动加大，一旦WDC阀故障（一用一备），水位失控将只能停炉。为此必须协调充足的检修力量，随时排除异常，确保水位控制可控。

2.5 应急技术支援必须到位

各部门及相关专业必须及时安排经验充足的技术人员现场支援，确保机组启动过程中遇到其他故障能够得到快速的处理。

3 无炉水泵机组启动过程

某日22:12，1号炉重新点火；次日01:46汽机冲转；02:39并网；03:55负荷达到220 MW，机组无炉水泵启动成功，整个过程锅炉运行状态良好，蒸汽参数达到机组正常启动要求（见图1和表1），干湿态转换过程控制到位。

图1 无炉循泵启动主要参数运行趋势

3.1 给水控制

整个给水控制必须在保证锅炉水动力安全的情况下，尽可能收小，这样不仅能够加大蒸发量，还能减少初期大量热水排放，确保系统补排水平衡，同时还要专人不断监控水冷壁温测点，正常情况下所有壁温测点偏差不超过20℃，当有偏差值超标情况，立即增加给水量进行调控。

当锅炉风机启动正常，磨煤机暖磨完成后，将给水调整至400 t/h，锅炉点火成功，至此锅炉开始进入最困难的初期阶段。此时锅炉大量热水排放，几乎没有产汽能力，疏水泵回收能力不足以全部回收热水，因此决定继续逐步下调给水流量至380 t/h。当维持半小时后发现，锅炉升压速率达到0.5 MPa/min，升温速率为1.5℃/min，满足系统需求。给水流量继续保持380 t/h，汽机冲转开始逐步增加至420 t/h，并网后增至510 t/h，锅炉转态后调整至650～700 t/h并逐步调整至正常运行状态（如图1所示）。

3.2 燃料量控制

锅炉采用等离子点火，初期热负荷相对更加集中，且要保证可靠稳燃，煤量一般不低于18 t/h。本次锅炉点火成功后，煤量在17.7 t/h保持半小时后，升温升压速率开始缓慢下降，以此为依据，不断缓慢增加燃料，至冲转前增加至35 t/h，与有炉水泵正常启机过程基本相当。

并网阶段，随着第2台磨的投入，燃料量迅速加大至60～65 t/h，配合给水的调整，使负荷稳定在100 MW，开始初始负荷暖机半小时。随之进行转态，启动第3台磨，燃料量逐步快速加大至95～100 t/h，使锅炉快速通过不稳定区，进入干态运行。

整个过程中燃料量必须结合目标负荷准确预测，严格控制调整速率和幅度，作为水煤比的控制主线，燃料量要尽可能稳定。检修人员现场随时待命，及时处理原煤仓堵煤，磨煤机风门不到位等故障。

3.3 蒸汽参数控制

无炉水泵启动过程，由于炉水排放量大，在同样燃料量下热损失大，锅炉蒸发量低，同时过热汽温容易偏高，因此必须在提高给水温度、降低给水流量、合理控制煤水比这几方面充分考虑。

由于有邻炉加热的充足经验，此次启动过程给水温度稳定控制在140℃以上，且随机启动高低加，为锅炉升压速率的合格提供了极大的有利条件。另外在汽机冲转前给水流量长期稳定在380 t/h的较低值，减少排放150 t/h以上，也使得蒸汽参数合理控制更加可行。经过多方面效果叠加，锅炉最终顺利达到8.5 MPa，434℃的良好参数，并未实施降压冲转。

3.4 补排水平衡控制

由图1可知，在点火初期曾发生补水量很大（200 t/h满量程），补排水不平衡的情况，凝补水箱液位20 min下降了2.3 m（共7 m），很快就可能打空水箱造成机组失去真空跳闸。幸而当时及时发现了此情况，迅速排查发现为锅炉疏扩减温水用量过大（经推算超过300 t/h），而锅炉疏水泵回收水的能力不足，造成过量水外排。经调整该减温水用量后险情消失，补排水重新回到平衡。

另外，锅炉热水回收量大约250 t/h（另有100 t/h热水外排至废水处理系统），实际耗水约350 t/h，凝汽器维持了100 t/h的冷水补充，加上提前开启凝汽器疏扩减温水，以尽量提高凝汽器冷却效果，机组启动全程精处理入口凝结水温都低于41℃，精处理投入正常，确保了整个过程水质良好。

3.5 锅炉贮水箱液位控制

表1 图1中各曲线说明

为了确保水位控制余量更大，热控人员提前将WDC阀液位设定由9 m下调至6 m，实际液位控制在5 m左右，以降低水位波动风险。另外，为了更快捷地排除可能故障，提前在WDC阀现场做好搭脚手架等辅助工作。

第3日00:28，处于备用状态的A WDC阀突然从0自动开启至100%，当时仅剩B WDC阀可用，水位控制风险大大提高。在退出A WDC阀后，立即对其进行检查，发现由于现场高频振动较大，控制电缆与支架被振断。因提前做好事故预想，故障仅用30 min即排除。现场又对B WDC阀相关附件进行加固，此后设备均可靠运行，液位控制难题得以保障。

4 无炉水泵机组启动时需注意的问题

该次无炉循泵启动事件是在锅炉已完成热态冲洗和升温升压、汽机完成一次冲转暖机的前提下进行的，整个过程相比常规启动要短，蒸汽参数要求略低，且期间还遇到很多延伸问题需解决。考虑技术的适应性，还有以下几个方面值得探讨：

4.1 热态冲洗

若冷态启动，锅炉需在分离器入口水温150～170℃的条件下维持，以达到热态冲洗的最佳效果，常规启动有炉水泵的存在，可以控制合适的炉水循环量和燃料量，保持水温的稳定，而无炉水泵机组启动时，则要转变思路，通过以下策略来调整：

（1）提前利用邻炉加热进行初冲洗，确保水质达到较好水平再点火。

（2）点火后根据分离器入口水温情况，适当增大给水流量，并尽量减小燃料量，调整水温合适。

（3）热态冲洗结束后可停炉降温。若热态冲洗时间过长，过热蒸汽温度可能过高，若冲洗完成直接开始升温升压，汽温有可能超标，通过短时停炉并保持通风冷却一段时间，待汽温下降至可控水平后再重新点火进行升温升压，并根据情况选择合适的冲转蒸汽参数。

4.2 炉水泵热炉隔离

由于此次炉水泵故障时，机组已达到汽机3 000 r/min定速状态，炉侧本体蓄热已达到较高水平，炉循泵隔离非常困难。对锅炉进行带压放水后，如果炉水泵管道长时间有热汽，而除氧器来的给水温度依然在150℃以上，需要对除氧器水进行整体置换，效率很低，而且重新对锅炉上冷水，受热面将进行一次不均匀降温过程，对水冷壁横向裂纹治理非常不利。

经深入分析系统情况后，创新性地提出，用炉水泵注入冷水，通过马达腔室反注入启动系统管道和入口电动门上部进行余热局部冷却，在确保冷水漫过电动门入口管道上方10 m以上后，关闭入口电动门，经隔离后即使有少量内漏，水温也不会威胁设备和人员安全。有了此次经验后，第2次隔离炉循泵，水冷壁和省煤器均未放水，缩短启动时间8 h以上。

4.3 炉水回收可深度优化

当前系统设计为炉水可回收至凝汽器，但管道设计回收量仅250 t/h，且余热也无法回收，启动损失偏大。正常运行期间超净排放疏水、吹灰系统暖管疏水等均有条件回收至除氧器或低加，以更大程度的回收工质和余热。

5 应用效果分析

此次1号机组无炉水泵机组启动各方面都远好于预期，可通过与常规启动过程对比来初步评估效果（见表2）。

表2 无炉水泵启动与常规启动数据对比

由表2可知，不计电耗差异的情况下，无炉循泵启机约多耗费3万元成本，同时由于无法实施全负荷脱硝，多发生了2 h的NOX超标排放（但不影响99%时间超净排放达标排放）。由于无炉水泵启动属于小概率事件，且正常运行期间炉循泵不需运行，相比于一次非停、煤炭厂存量难以消纳、月度计划电量难以完成等问题，整体影响可控。