某660MW火电机组优化冷态上水方式降低能耗

中煤电力有限公司 李 虎

1 引言

锚定碳达峰碳中和目标，“十四五”时期是推动我国能源绿色低碳转型的关键期，也是落实应对气候变化国家自主贡献目标的攻坚期。期间，传统化石燃料能源发电面临空前的压力与挑战，尤其是火力发电机组，面对严峻的电力市场形势，想要保持竞争力就必须以高质量跃升发展为主题，以提质增效为主线，以改革创新为动力，持续全面开展“开源降耗”工作。

2 机组概述

该发电公司装机容量1290MW，#2机组为660MW超超临界机组，锅炉是哈尔滨锅炉厂生产的超超临界参数变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、直流浓淡煤粉燃烧器、墙式切圆燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、带再循环泵的启动系统、一次中间再热。锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构。

该机组配置2×50%BMCR的汽动给水泵，前置泵为卧式、单级、双吸垂直进出、单蜗壳泵。前置泵由小汽轮机通过减速齿轮驱动，通过叠片式柔性联轴器连接。前置泵减速箱为德国生产，型号TRE22，变比为3.387∶1。小汽轮机汽源有冷再热（高压汽）和四段抽汽、辅助蒸汽（低压汽），给水泵小汽轮机正常工作汽源采用四段抽汽，备用和启动用汽源采用再热冷段蒸汽和辅助蒸汽（启动锅炉），小汽机排汽直接排入主机凝汽器。

图1 锅炉结构图

3 目前存在的问题及改造

3.1 发现问题

对于直流锅炉来说，对锅炉进行上水操作时，应特别注意上水速度以减少热应力，当省煤器进出口水温差值超过105℃时，停止上水。一般规定冷态启动时，锅炉进水水温控制在70～80℃，确认给水泵运行正常，调整给水旁路调门开度，控制给水流量正常。严格控制进水速度，夏季进水时间不小于2h，冬季进水不小于3～4h。冬季进水流量控制在100t/h及以下，夏季控制在200t/h及以下。当贮水箱见水以后，进行开式冲洗，这时给水温度要和锅炉金属温度要匹配，也是为了使锅炉缓慢加热、膨胀，防止水冷壁等产生较大的热应力，引起水冷壁泄漏等事故隐患。

结合该机组前置泵及给水泵均由小汽轮机同轴驱动，锅炉上水时必须进行小机冲转，其间凝结水、开式水、循环水、轴封等系统需同步运行。汽机轴封系统投运→凝汽器真空建立→小汽轮机冲转→锅炉上水→冷态清洗结束，其间时间长达10h，造成启机过程电耗、汽耗过大，固提出并实施该锅炉冷态上水方式优化改造方案。

3.2 方案的提出、确定及实施

3.2.1 拟定以下四种方案

一是从#2机凝结水杂母至锅炉疏扩减温水管路引出两个支路分别与#2炉水冷壁入口汇集集箱放水一、二次门后管路和#2炉主给水调节站逆止门后放水一、二次门后管路相连，作为锅炉冷态上水水源。

二是#2炉低温省煤器进水管（低温省煤器因漏点过多，现已隔离不用）与汽机房13.7米A前置泵入口管路直接相连，作为锅炉冷态上水水源，上水时需关闭A前置泵入口电动门。

三是#2机除氧器紧急放水至炉疏扩管路加装增压泵直接接入A前置泵入口电动门后管路（汽机房30m平台处），并加装前后隔离门，除氧器水经增压后直接作为锅炉冷态上水水源，上水时需关闭A前置泵入口电动门。

四是#2机除氧器至A前置泵入口电动门前后加装小旁路，旁路上加装增压泵，并加装前后隔离门，上水时需关闭A前置泵入口电动门。

3.2.2 方案的确定

综合对比分析，经小组成员讨论后确定对方案2实施。

表1 各方案对比表

3.3 方案的实施

3.3.1 材料准备及费用

一是购买碳钢管20m（压力等级40kg），费用25000元；二是两个阀门（DN150），费用5000元；三是施工工器具；四是设备变更、异动风险分析，编制#2机凝结水至锅炉上水管路改造施工安健环风险检查评估表（见表2），并落实风险分级管控。

表2 安健环风险检查评估表

3.3.2 施工情况

此优化方案与在#2机组A级检修期间进行施工，与2021年12月01日完成。改造图纸及现场管路布置如图2所示

图2 改造设计图

3.4 改造后风险控制点

一是严格控制前置泵入口管路压力，防止管路超压。二是前置泵入口电动门不严会导致除氧器满水，加强除氧器液位监视与调整，禁止退出除氧器液位相关连锁保护。

图3 管道布置图

4 系统优化改造后应用

4.1 超临界直流锅炉典型冷态启动流程

启动前准备→锅炉上水（储水箱建立水位）→冷态清洗（开式/循环）→锅炉点火→系统升温、升压→热态冲洗→汽轮机冲转→发电机并网→厂用电切换→锅炉干/湿态转换→投入AGC运行。

4.2 直流锅炉水质要求

锅炉受热面内沉积和由蒸汽带入汽机而沉积在汽机喷嘴、叶片上的盐分，除了与受热面内工质的参数和物理状态有关外，还与给水中所含盐量的多少和盐的组成有很大关系。因此在给定参数下，只有控制直流锅炉给水品质，才能保证锅炉与汽机的要求。直流锅炉的热态冲洗水质（分离器储水箱炉水取样）合格标准见表3。

表3 热态冲洗水质合格标准表

图4

4.3 上水流程

此锅炉启动系统水容积共269m³，包括省煤器水冷壁90m³、水冷壁139m³、启动系统管路10m³。

4.4 采用改造后上水方式，机组准时并网

2022年2月19日上午08:00，接国网安徽省调度员令：要求#2机组于2022年2月20日下午16:00并网。根据此并网时间，运行管理部对机组过程中各重要节点时间做出明确安排及精准控制。具体各节点落实时间如下：一是19日晚上19:30启动2A凝结水泵（变频）对凝结水及除氧器进行冲洗；二是20日凌晨03:50除氧器出水Fe＜200ug/L，#2锅炉开始上水，早上06:36上水结束，储水箱建立正常水位；早上07:00储水箱出口水质Fe＜500μg/L、混浊度NTU＜3，锅炉冷态开式冲洗完成，进行冷态循环冲洗；早上07:56储水箱出口水质Fe＜100μg/L时，冷态循环冲洗结束，锅炉点火成功；三是下午13:37汽轮机冲转；四是下午16:30#2机组并网成功；五是晚上21:00#2机负荷300MW，投入AGC运行。锅炉上水参数：压力1.2MPa（前置泵入口额定压力1.25MPa）、温度13.7℃、上水时间166min。

通过此次#2机组的顺利启动，验证了此锅炉冷态上水方式优化方案的安全性与可行性。

5 改造后效益总结分析

表4 辅机参数表

5.1 使用凝结水泵上水，改造后收益

5.1.1 电耗情况

循环水泵（低速）：333×6.3×√3×0.77×6=16787.1kWh（节约）；凝结水泵：38×6.3×√3×0.88×4=1459.5kWh（节约）；开式泵：24×6.3×√3×0.881×6=1384.3kWh（节约）；真空泵：2×220×0.4× √3×0.78×6=1426.6kWh（节约）。

5.1.2 汽耗情况

一台小机、轴封用汽共30t/h，共节约用汽30×6=180t。机组冷态启动一次总计：节约电耗21057.5kWh，节约汽耗180t。按照全年6次启停机计算，总收益6×3.49=20.94万元。

5.2 使用凝结水输送泵上水，改造后收益

根据近三次利用此上水优化方式，利用凝结水泵上水已验证方案的成功，本小组继续深挖节能潜力，准备后续使用凝输送泵上水，预计收益：

5.2.1 电耗情况

图5 执行优化方案时DCS凝结水系统图

图6 执行优化方案时DCS锅炉启动系统图

循环水泵（低速）：333×6.3×√3×0.77×6=16787.1kWh（节约）；凝结水泵：38×6.3×√3×0.88×6=2189.3kWh（节约）；开式泵：24×6.3×√3×0.881×6=1384.3kWh（节约）；真空泵：2×220×0.4× √3×0.78×6=1426.6kWh（ 节约）；凝输泵：100×0.4×√3×0.91×8=567kWh（耗电）。

5.2.2 汽耗情况

一台小机、轴封用汽共30t/h，共节约用汽30×6=180t。机组冷态启动一次总计：节约电耗21220.3kWh，节约汽耗180t。按照全年6次启停机计算，总收益6×3.499=20.99万元

5.3 通过利用凝结水泵与凝结水输送泵上水方式对比

通过收益数据对比发现：利用凝结水输送泵上水节能效果稍好，但是上水时间明显增长，后续根据实际机组启动各节点控制的紧凑性进行合理选择。

6 据此方案继续深挖节能潜力

此锅炉上水优化方式仅适用于锅炉冷态上水，不能满足锅炉温态上水。下一步，笔者初步设想灵活利用现场已改制的临机加热系统，对此方案的给水进行加热，满足锅炉温态上水的需求。当前，临机加热蒸汽接入#2高压加热器，与给水进行表面换热后疏水进入凝汽器，但如果循环水、真空系统未投运，严禁疏水热汽进入凝汽器，固需进一步优化临机加热系统。“匠心”绿电小组初步设想将#2高加危急疏水管路增加旁路，在锅炉上水时将原危急疏水手动门关闭，将疏水引流，疏水去向目前初步考虑为：一是接入除氧器加热凝结水；二是接入临机进行回收；三是接入2A磨煤机暖风器；四是排入#2炉疏水扩容器。另外，如果临机加热疏水引流后可使用临机加热进行锅炉热态循环冲洗，推迟锅炉点火时间，同步推迟给水泵汽轮机冲转时间，继续降低机组启动期间的能耗。以上优化畅想待小组进一步讨论、核算、确定、实施。

7 结语

本文讨论实施的锅炉冷态上水方式优化改造，有效降低了机组启动过程中能耗水平，实现了该公司提质增效的总体目标。后续“匠心”绿电小组将始终在机组安全稳定运行基础上，加速改革创新，补短板、抓提升，不忘初心、砥砺前行，坚持工匠精神，继续积极对标先进找差距，凝聚力量谋发展。在“3060”碳目标、能耗“双控”的背景下，以期未来能够为火电机组进一步节能降耗探索出更多方案参考和帮助贡献。