660 MW超超临界燃煤电站启动锅炉试运问题综合治理

2021-12-29王天龙张夜雨张哲华段海洲张向群

东北电力技术 2021年9期

王天龙,张夜雨,张哲华,段海洲,张向群

(辽宁东科电力有限公司,辽宁沈阳 110179)

启动锅炉属于工业锅炉范畴[1]，是新建火力发电厂的重要辅助设备，其主要作用是为除氧器加热、汽轮机轴封、汽泵冲转、油枪吹扫及空气预热器吹灰等提供合格的蒸汽，一般在机组冷态启动阶段投入使用[2]。启动锅炉性能的优良直接影响机组的安全启动[3]。

孟加拉国某660 MW超超临界燃煤火电厂配备了1台天津宝成机械制造股份有限公司生产的启动锅炉。在启动锅炉调试期间存在燃烧器无法点火、锅炉升温过快、除氧器补水困难、安全阀频繁动作及1号机组蒸汽吹管期间无法补水等问题。通过对某新建燃煤火电机组启动锅炉调试过程所遇问题分析，并制定正确处理方法，保证了该启动锅炉的安全稳定运行。

1 主机参数

本期工程装备2台660 MW超超临界参数燃煤汽轮发电机组，锅炉为超超临界参数、单炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构变压运行直流炉，采用Π型、露天布置锅炉。锅炉BMCR工况数据：过热蒸汽流量为2060 t/h；过热器出口蒸汽压力为29.3 MPa(g)；过热器出口蒸汽温度为605 ℃；再热蒸汽流量为1735.35 t/h；再热蒸汽进/出口压力为6.48 MPa(g)/6.28 MPa(g)；再热蒸汽进/出口温度为369 ℃/613 ℃；给水温度为305 ℃。上述参数中“g”表示表压。

启动锅炉为KDZS45-1.27/350-Y(Q)Ⅱ型快装型燃油蒸汽锅炉，锅炉额定蒸发量为45 t/h，额定工作压力为1.27 MPa，给水温度为20 ℃/104 ℃，过热蒸汽温度为350 ℃，设计燃料为0号轻柴油。启动锅炉参数见表1。

启动锅炉采用微正压燃烧，前墙布置燃烧器和送风机，燃烧器控制系统为德国西门子有限公司生产。燃烧器采用全自动比例燃烧调节，调节比例可达1∶4，甚至更高，因此更适合负荷连续调整，使炉内燃烧更加充分、稳定、完全。主油枪靠辅助点火枪点燃，燃料为罐装液化天然气。

2 问题分析及解决方法

2.1 燃烧器无法点火

2.1.1 问题分析

燃烧器点火顺序为启动送风机→风门全开，进行吹扫→风门调整至点火位→辅助点火枪打火→液化气电磁阀开→主油枪喷油→点火，点火过程由顺控完成，期间若某一环节出现问题则会导致点火失败[4]。启动锅炉调试初期，厂家设定好液化气压力后可以正常点火。但是由于液化天然气为消耗品，随着使用次数增加，导致罐内压力降低无法点燃主油枪，更换新液化天然气罐后仍然无法点火。经与燃烧器厂家沟通后认为液化天然气电磁阀工作压力在0.04 MPa以内，压力高于0.04 MPa后就无法开启，但压力过低又无法顺利点燃主油枪。

2.1.2 解决方法

参考家用煤气灶工作原理，在液化天然气罐出口加装减压阀和就地压力表，保证出口压力接近0.4 MPa。定时巡视压力表，及时更换液化气罐以保证启动锅炉处于随时待命状态。

2.2 启动锅炉升温过快

2.2.1 问题分析

启动锅炉首次点火后，炉膛和过热蒸汽温度升高过快，18 min后蒸汽温度达到380 ℃时手动停炉，因为若任由其继续升温至390 ℃就会触发MFT保护动作造成停炉。由经验可知，平均温升接近20 ℃/min，此时的蒸汽压力仅为0.5 MPa，与额定值相差甚远。重新点火后使减温水全开，对于蒸汽温度快速升高的减缓作用并不明显。

为解决过热蒸汽超温问题，利用进、回油流量计算，得出耗油量与说明书基本吻合。通过降低燃烧器最低出力后，此问题仍然没有得到有效解决。因此分析认为是燃烧器主油枪出力过大。

补救措施：一旦出现塌孔现象，需马上增加护筒长度并用机械压入。在下压过程中如遇硬物阻挡无法下压则应当适当加大或者缩小孔径，使护筒顺利下压，但两种方案都需重新处理护筒外的空隙。

2.2.2 解决方法

a.更换主油枪雾化片。用现场制作的8孔3 mm雾化片替换原装的10孔6 mm雾化片，以减少喷油量。雾化片尺寸如图1所示。更换雾化片后耗油量由原来的2.3 t/h降至1.5 t/h。

图1 启动锅炉原装雾化片和新雾化片

b.燃烧调整。利用燃烧器旋流挡板来调整旋流风的角度和力度，进而改变主油枪火焰的几何尺寸。通过调整可以使火焰形状由长形逐渐变为短粗形，同时配合燃烧器内的程序旋转电动机来调整风量，使主油枪能够稳定着火并燃烧充分[5]。调整火焰形状后，炉膛烟气温度明显降低，由950 ℃降至740 ℃，过热器吸热量减少，对于降低温升速率和提高蒸汽压力起到积极作用。

经过改造后的燃烧器主油枪可以实现顺利点火，启动锅炉能够连续不间断运行。过热蒸汽温度未再出现超温现象，同时蒸汽压力也可以达到额定值。

2.3 除氧器补水困难和安全阀频繁动作

除氧器作为机组的重要设备，其作用是去除水中的氧气及不凝气体，避免影响发电厂安全经济运行。这是因为水中的氧气一方面会氧化腐蚀热力热备和汽水管道，容易造成腐蚀穿孔引起泄漏爆管，影响发电厂的安全性；另一方面氧化腐蚀形成的氧化物盐诟沉积在管道中，妨碍设备传热，影响发电厂的经济性[6]。

图2为启动锅炉简图，启动锅炉上水流程为水箱→除氧水泵→节能器→除氧器→给水泵→汽包，常温除盐水经过节能器换热后进入除氧器进行除氧，再由给水泵送入汽包。

图2 启动锅炉结构

2.3.1 问题分析

2.3.2 解决方法

解决上述问题关键在于降低除氧器水温，但如果水温过低不仅会降低启动锅炉效率，造成燃料浪费，而且会影响除氧效果[7]。经过综合考量决定在节能器出口水温达到95 ℃后，开大再循环手动阀加大循环水量来为节能器内的介质降温，最终保持节能器出口水温在104 ℃[8]。表2为再循环手动阀开启前后除氧器内温度及压力变化。

表2 再循环手动阀开启前后除氧器温度及压力变化

采取上述措施后，除氧器未出现安全阀动作和无法补水现象，并且除氧器水温保持在105 ℃左右，在保证除氧效果和经济性的同时也有利于给水泵的保护。

2.4 1号机组蒸汽吹管期间启动锅炉供水不足

2.4.1 问题分析

1号机组蒸汽吹管期间需要消耗大量除盐水，机组平均耗水量为150 t/h；启动锅炉作为辅助蒸汽来源需要连续运行，平均耗水量为30 t/h。由于施工原因，只有1号除盐水箱(容量3000 t)具备储水条件。为保证蒸汽吹管及前期冷、热态冲洗用水量，决定将未投入使用的3、4号非经常性废水池(容量共计4000 t)作为临时除盐水箱。启动锅炉水箱补水管道取自主供水母管的支管，当凝补水箱与启动锅炉水箱同时补水则会出现启动锅炉水箱无法上水现象。

启动锅炉水箱补水管道直径远小于主供水母管直径，在凝补水箱和启动锅炉水箱同时补水时，由于启动锅炉补水管路阻力大于凝补水箱补水管路，容易造成“抢水”现象，即水都被送入凝补水箱，如图3所示。

图3 启动锅炉补水系统

2.4.2 解决方法

因为1号除盐水箱顶部施工未完全结束，无法与大气完全隔离，且3、4号工业废水池露天布置，使空气中的二氧化碳和灰尘等与除盐水接触，导致除盐水电导率升高[9]。电导率超标的除盐水进入机组水系统会产生腐蚀、结垢及积盐等情况，从而严重损坏热力设备甚至危害机组的安全运行[10]。因此需要投入精处理系统，使进入机组水系统的除盐水符合要求[11]。

3、4号废水池内的除盐水虽然无法用作合格除盐水进入机组热力系统，但却符合运行压力较低的启动锅炉水质要求[12]。表3为工业废水池内除盐水电导率。