邻炉加热快速启动研究与应用

卢红书

（华电国际莱城发电厂，山东 济南 271100）

0 引言

根据山东省燃煤机组节能减排升级与改造计划的要求，2020年现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗率应达到310 g/（kW·h）水平。某电厂3号机组2017年综合供热改造后全年平均供电煤耗率为312.44 g/（kW·h），距离目标仍有2.44 g/（kW·h）的差距。2019年利用大修机会，该厂对3号机组进行了深度降烟温余热利用改造［1］。本文针对某300 MW机组锅炉无邻炉加热带来的问题，进行了炉水加热改造，缩短了暖炉时间，减少了启动燃油量，实现了节能降耗，确保了环保不超标，提高了开机过程中的经济性。

1 机组简介

某电厂3号机组容量为300 MW，锅炉为1 025 t/h亚临界压力控制循环、中间一次再热、固态排渣、正压直吹四角切圆燃烧控制循环汽包锅炉。该锅炉无邻炉加热系统。下水包设计检修放水电动门，用于锅炉紧急放水时使用［2］。

因该锅炉设计无邻炉加热，机组启动锅炉点火过程中，炉水温度低，点火过程用油量大且点火初期煤粉的燃尽率低，存在尾部烟道积粉燃烧的危险。在锅炉启动阶段，由于热负荷过低，炉膛出口温度达不到脱硝系统投入连续喷氨的要求，SCR（Selective Catalytic Reduction，简称SCR）连续喷氨无法投运，投粉燃烧极易造成NOx排放超标现象。为避免这种情况发生，锅炉点火时，长时间投大油枪暖炉，在炉温达到脱硝喷氨最低要求后再启动制粉系统。但是，长时间投大油枪燃烧暖炉，不仅启动用油量大，经济性不好，而且导致环保设备中的电除尘、脱硫设施无法投入，同时烟气中的粘性成分也会附着在催化剂表面，影响设备寿命［3］。

2 系统改造

2019年8月对3号机组进行改造，增加了深度降烟温余热利用系统。该系统从8号低压加热器入口与7号低压加热器出口取水，经增压水泵引至锅炉烟道吸收热量后，回水至5号低压加热器入口再进入除氧器，如图1所示。

图1 深度降烟温余热系统

现场系统实际布置时，增压水泵入口凝结水管路与锅炉检修放水管直线距离约为15 m。对邻炉加热系统改造进行可行性研究，经充分论证，确定实施方案，并进行了系统改造。3号机组改造系统如图2所示。该系统包括检修放水管、增压水泵、低压加热器和相应管道、定期排污扩容器及相应手动门。

将检修放水管与锅炉原疏放水母管至定期排污扩容器的管道连接断开，在锅炉底部分为两路，一路通过手动门与增压水泵的进口管道连接，另一路通过手动门接入锅炉原疏放水母管至定期排污扩容器的管路，这两路管道的手动门都在锅炉0 m，无需另外增加操作平台。将增压水泵的出口管道通过原阀门组与低压加热器出口管道连接，从锅炉检修放水管引出炉水，打至5号低压加热器入口管道，经5号低压加热器回到除氧器，经蒸汽加热后，再经给水管道打回锅炉省煤器。

2020年5月对3号机组再次进行改造。在锅炉检修放水至深度降烟温高温段增压水泵供水管道加装18 m联络管（图2虚框处），新系统共投资约7万元。机组启动前打开至深度降烟温高温段增压泵供水管路手动门，关闭至定期排污扩容器的手动门。汽包压力达0.1 MPa时，关闭至深度降烟温高温段增压泵供水管手动门［4］，打开至定期排污扩容器的手动门。

图2 3号机组改造系统

炉水流程为汽包→下水包→检修放水→深度降烟温高温段增压水泵→深度降烟温高温换热器→5号低压加热器入口→除氧器→给水泵→省煤器→汽包，形成闭式循环，利用除氧器的辅汽将炉水加热至100℃以上。

3 应用试验

系统改造完成后，机组启动时进行了应用。变频启动B凝结水泵，除氧器上水至正常水位，投入除氧器加热；启动A/B汽动给水泵前置泵，除氧器、汽包上水至正常水位。除氧器水位正常后停运B凝结水泵。汽包上水至正常水位，启动B炉水泵。

关闭检修放水至定期排污隔离门，打开检修放水至深度降烟温高温段供水隔离门，打开高温段至5号低压加热器回水手动门（确认高温段取水门关闭），打开检修放水一、二次电动门，启动深度降烟温高温段B增压水泵。锅炉点火前炉水温度已达95℃，锅炉点火后即起压，关闭高温段回水调节阀，停运增压水泵，关闭检修放水一、二次电动门，将联络管手动门倒至定期排污。

系统运行中出现的问题：

1）系统运行过程中因水温的升高，加热蒸汽的凝结使汽包和除氧器水位逐渐升高，除氧器高水位放水频繁动作，一方面影响真空，另一方面凝汽器水位不易控制。

2）风烟系统启动后，因风温低，汽包水位波动较大。

3）水位调整不及时，炉水泵电流、差压大幅波动。

4 改进措施

为了更好地利用炉水加热系统，在节能降耗的同时保证系统的安全，运行中3号锅炉炉水加热系统需注意以下几点：

1）机组启动时，汽包水位与除氧器水位正常后，尽快投入炉水加热系统，尽可能提高炉水温度。

2）系统运行过程中注意给水流量与深度降烟温回水流量相匹配，防止汽包和除氧器水位大幅波动。若汽包和除氧器水位升高，可通过定期排污放水控制水位。

3）系统运行过程中，加强炉水泵运行情况的监视，确保炉水泵运行正常［5］。

4）风烟系统启动前，尽量投入深度降烟温低温段，提高暖风器出口风温；风机启动后，风量控制在40%左右，减少冷风对炉水的影响。

5）为了提高炉水循环量，启动两台前置泵运行，汽动给水泵汽轮机冲转时注意给水流量的变化，冲转后可根据汽动给水泵出力停运另一台前置泵。

6）汽包起压后，停运炉水加热系统，将检修放水倒至定期排污，关闭检修放水至高温段隔离门，防止系统超压。

5 应用成效

1）经济效益。炉水加热至95℃节约的燃油成本约为15 000元（燃油价格按7 517元/t计算），扣除邻炉加热蒸汽损耗1 298元（标准煤价格按700元/t计算），每次开机净节约13 702元。辅机少运行2 h，厂用电降低约9 300 kW·h。

2）环保效益。缩短SCR达到喷氨条件耗用的时间，环保提前达标，减轻了环保压力。

3）安全效益。减轻了对电除尘和脱硫浆液的污染，提高了环保设备运行的安全性；减少了过热器、再热器干烧的可能，延长了设备寿命，降低了爆管几率。

6 结语

本文充分利用现有设备和系统对3号机组进行了改造。改造投资小、收益大，减少了开机成本，降低了厂用电率，减轻了环保压力，延长了机组寿命。