660MW超超临界机组冷态启动过程优化

1、660MW超超临界机组冷态启动过程优化 摘 要：为适应国家节能和环保的需要，某厂机组冷态启动采取启动过程统筹管理，强调分工明确，过程控制，执行力度。结合锅炉和汽轮机的自身特点，采取了凝结水循环清洗方式优化、临炉加热、汽泵启动、单风烟系统运行、调整动态分离器转速、等离子点火、2号高加提前投入、降参数暖机等优化节能措施，缩短了启动机组时间，机组冷态启动并网后快速带负荷投入脱硝系统，减少NOx排放超标时间，取得了良好的经济效益和环保效益。 关键词：冷态启动；节能；环保；效益 1 设备概况 1.1 主设备介绍 某厂锅炉是由上海锅炉厂制造的超超临界参数变压运行螺旋管圈直流锅炉，单炉膛、一次中间再热、采用

2、四角切圆燃烧方式，平衡通风、风冷式干排渣、露天布置燃煤锅炉、全钢构架、全悬吊结构型锅炉。汽轮机为上海汽轮机厂和西门子联合设计制造的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、反动式、凝汽式E195型汽轮机，型号是N660-27/600/620。 1.2 进汽方式 汽轮机采用全周进汽方式，高压缸进口设有两个高压主汽门、两个高压调整门和一个补汽阀，中压缸进口设有两个中压主汽门和两个中压调门，高、中压缸进汽均为切向进汽。高、中压阀门均布置在汽缸两侧，阀门与汽缸直接连接，无导汽管。蒸汽通过两只高压主汽门及高压调门进入单流的高压缸，从高压缸下部的一个排汽口进入再热器。冷再蒸汽通过再热器加热后，通过两只中压

3、主汽门及中压调门进入双流的中压缸，由中压外缸顶部的中低压连通管进入两个双流的低压缸。汽轮机采用高中压缸联合启动方式冲转，冲转过程中需在500rpm进行暖机。 1.3 煤质特性 锅炉设计煤种为淮南烟煤，校核煤种为淮南烟煤。点火及助燃油为0号柴油。 1.4 制粉系统 锅炉制粉系统为正压直吹式系统。每台锅炉配置6台HP1003/Dny碗式中速磨，BMCR工况时5台磨煤机即可满足，1台备用。每台磨煤机供布置于炉膛同一层四角的直流燃烧器，其最底层A层燃烧器配置有等离子点火装置。系统配有2台动叶调节轴流式一次风机，2台密封风机。 1.5 给水回热系统 给水回热系统分为低压加热系统、除氧器、高压加热系统。低

4、压加热系统采用五级加热，布置有5、6、7、8号低压加热器和一台轴封加热器。机组设一套低温省煤器，7号低加出口的凝结水引至电除尘后、前的两级低温省煤器，加热后再引回6号低加前。1、2、3号高加采用大旁路系统。在1号高加出口给水管路上布置了一个外置式的蒸汽冷却器，三级抽汽先经过该冷却器降低过热度后再引至3号高加。 1.6 汽泵 配置两台杭州汽轮机股份制造的50%BMCR容量的汽动给水泵，不设置电动给水泵；同时前置泵与主给水泵同轴布置，提高运行经济性，减少厂用电率。 1.7 邻炉加热 在2号高加的进汽管路增加一路从邻机来的冷再蒸汽（等同于邻机的二抽），在机组启动初期以及停机不停炉时加热给水。通过2号

5、高加至除氧器的疏水管道自流到除氧器继续利用疏水的温度加热除氧器的水，充分利用邻机的加热蒸汽来提高给水温度。 2 启动过程存在的问题 2.1 工作票集中终结，复役操作量大 机组检修工期短，检修任务重，临近启动阶段，出现集中终结工作票的现象。正常两台机组集控运行人员组配置10人，能够满足生产的需要。如一台机组检修，另外一台机组启动。运行人员要现场验收，办理工作票终结手续，设备送电，系统检查复役等工作。另外转动机械设备检修后还将安排试转。系统复役操作量大，造成人员工作安排紧张，机组启动节点不可控，对运行机组正常巡回检查工作也受影响。 2.2 运行人员把握节点尺度不一 机组冷态启动准备工作，运行人员对

6、启动节点把握不一，缺乏前瞻性。特别是出现一些如辅机故障，阀门咔涩，自动调节不正常，系统运行不稳等突发情况，执行汇报尺度不一，容易在系统检查和操作流程花费大量时间，造成机组启动延误。 2.3常规凝汽器除氧器进水、清洗时间长 正常情况下，凝汽器、除氧器进水清洗采用凝补水泵向凝汽器进水至正常水位，向凝结水母管注水。注水结束后启动凝泵，进行凝汽器循环冲洗；待冲洗合格后，通过5号低加放水门对凝结水母管和低温省煤器冲洗；冲洗结束后，向除氧器进水至正常水位；开启除氧器放水门，保持凝结水流量350t/h进行凝汽器与除氧器之间循环清洗直至水质合格。这样清洗时间长，影响除氧器加热和锅炉进水。 2.4 锅炉进水时间

7、长 本机组取消了电动给水泵，采用汽动给水泵启动，汽泵与前置泵采用同轴布置，取消了电动前置泵。锅炉进水需启动汽泵进水，准备时间长。 2.5 等离子点火初期燃烧不稳 等离子点火初期燃烧不稳，分析主要原因有三点：点火初期炉膛温度，吸热强，烟气温度低，煤粉着火差；磨煤机入口风温低，出口温度偏低，煤粉着火差；引风机裕量大，抗扰能力差，负压波动大。 2.6 暖机时间长 汽机冷态启动冲转参数，主汽压力8.4Mpa、主汽温度380、再热汽压力2.0Mpa、再热汽温度380。由于锅炉采用等离子点火，火焰中心高，按冲转压力8.4Mpa、再热汽压力2.0Mpa控制，虽然通过投用大量减温水，主、再热汽温也只能控制在4

8、80/480左右，高于冲转推荐温度100，暖机效果差。暖机时间持续约5小时，对机组启动时间影响非常大。 2.7 并网后脱硝投入时间长 机组并网后，正常情况在负荷100MW和200MW各稳定1小时，进行启动制粉系统、投入高加、备用汽泵冲转及病泵、启动汽泵汽源切换等操作。完成上述一系列操作，继续升负荷直至满足投入脱硝系统。从机组并网到脱硝投入，需要3.5h左右，NOx超标时间长，造成排污费增加。 3 启动优化措施 3.1 解决工作票集中终结，复役操作量大的问题 3.1.1 严格控制工作票批准时间。机组等级检修，由运行部值长组牵头，加强与生产技术部各专业主管沟通，根据机组复役时间和系统复役先后顺序，

9、确定各项检修工作的工期。各值长根据工期计划严把检修工期，同时要求检修单位必须严格执行检修工作计划，避开检修工作票集中终结现象。 3.1.2 设专人梳理，有序安排系统复役。机组C级检修以上，运行部设专人负责统计和协调复役工作，每天下午梳理工作票，根据工作票统计情况，有序安排部分系统复役特别是系统阀门检查，重点关注汽轮机油务监督、发电机绝缘及影响机组启动的有关试验。 3.2 解决运行人员把握节点尺度不一的问题 3.2.1 编制启动工作节点指导运行操作。运行部值长组根据机组复役时间和操作量，提前34天编制机组启动工作节点。启动工作节点将机组启动前的各项准备工作，细化到每个参与机组启动的运行班次比如说

10、当天夜班完成大小机拉真空、汽泵启动、锅炉上水冷态冲洗；早班完成风烟系统启动、等离子点火、锅炉升温升压、热态清洗；中班完成冲氧化皮、汽机冲转、暖机等。让当值运行人员清楚当班期间要完成的主要工作、注意事项及存在风险。 3.2.2 强调启动工作节点的执行力度。运行班由值长牵头，机组长负责安排，严格执行运行部制定的机组启动工作节点，确保节点执行的刚性。如因设备系统故障延误启动的，值长要第一时间将情况反馈给运行部并做好记录，便于部门及时调整节点；如因组织不力延误启动的，运行部组织当值运行人员事后自查整改。 3.2.3 强化启动节点工作的培训力度。运行部要求参与机组启动的各值上交启动总结，专业进行点评，然

11、后下发各值进行学习，共同提高；利用学习班向运行人员讲解启动节点工作是如何安排的，如何把握启动节点的主线，节点执行中存在的风险、各专业运行相互协调与配合以及需注意的事项；利用仿真机让运行部模拟机组冷态启动的各项工作；将机组冷态启动节点工作安排，纳入值长、机组长岗位考试题库。通过上述一系列的培训，让运行人员熟悉掌握机组的冷态启动操作。 3.3 解决常规凝汽器除氧器进水、清洗时间长的问题 改变凝汽器和除氧器常规上水方式，采用凝补水向凝结水母管注水并通知化学加药，通过5号低加放水门进行冲洗。冲洗后关闭5号低加放水门，向除氧器进水至正常水位。通过除氧器放水门，将水放至凝汽器，通过凝汽器底部放水排尽。然后

12、重新采用凝补水向除氧器进水，放水至凝汽器。待凝汽器与除氧器进至正常水位后，关闭注水启动凝泵，通知化学投入前置过滤器，保持凝结水流量在350T/H进行凝汽器与除氧器循环冲洗直至水质合格。为提高冲洗效果，可微开除氧器辅汽加热，控制凝结水温度在3540，清洗效果更好。注意凝汽器真空破坏门应在全开状态。除氧器化学取样增加一路除氧器放水管路的测点，冲洗水质更快速准确。这种冲洗方式，可节省3小时。 3.4 解决锅炉进水时间长的问题 3.4.1 采用除氧器静压上水方式。由于汽泵与前置泵采用同轴布置在13.7米汽机运行运转平台，为保证汽蚀余量，除氧器布置在标高38.9米除氧层。除氧器水质合格后，投入除氧器加热

13、，将给水温度加热到120，通过调整辅汽至除氧器调整门，将除氧器压力提到0.45Mpa，利用除氧器的静压，向锅炉进水。这种上水方式比较慢，适合锅炉本体检修已结束。 3.4.2 采用汽泵暖机时上水方式。除A级检修外，锅炉本体检修工作受氧化皮清理和检测影响，一般临近锅炉点火前612小时才结束。这样不适合除氧器静压上水。汽泵冲转800RPM暖机时，开启汽泵出口电动门，通过给水旁路调整门控制，向锅炉进水。汽泵暖机结束后可直接升速，通过给水旁路调整门维持锅炉进水流量。通过这种上水方式，启动可节省45min。 3.5 解决等离子点火初期燃烧不稳的问题 3.5.1 采用小流量启动和投入临炉加热。锅炉点火初期，

14、可采用最小给水流量启动，一般控制在400t/h450t/h。投入临炉加热系统，将给水温度提高到120150。这样水冷壁相对吸热减弱，烟气温度相对提高，解决点火初期炉膛温度，吸热强，烟气温度低，煤粉着火差的问题。 3.5.2 提高进口风温、磨出口温度和煤粉细度。机组采用汽泵启动，等离子点火初期，辅汽用汽量非常大，辅汽压力难以维持0.9Mpa运行导致暖风器进汽量相应减少。通过关小除氧器辅汽加热调整门来维持辅汽压力，开大临炉加热电动门来维持给水温度；点火初期控制磨出口温度在85100之间运行；适当提高磨煤机动态分离器转速50RPM，提高煤粉细度。提高进口风温、磨出口温度和煤粉细度，解决磨煤机入口风温

15、低，出口温度偏低，煤粉着火差。 3.5.3 引风机裕量大，抗扰能力差，负压波动大。锅炉启动采用两台引风机运行，点火初期，引风机动叶开度小，抗扰能力差，炉膛负压正常在±1000pa之间晃动。锅炉启动曾发生两起因等离子断弧和油枪自投引起引风机调节震荡造成锅炉熄火事件。目前采用单风烟系统启动，提高抗干扰能力。待并网前启动第二套风烟系统。 3.6 解决冷态启动暖机时间长的问题 目前机组冷态启动采用冲转参数：主汽压力一般为5.5MPa6MPa、再热汽压力控制1.8Mpa，主汽温度控制在420440，再热汽温控制在420440。采用较低的冲转参数一方面可以降低冲转时对汽轮机各部件的热冲击，另一方

16、面可以增大蒸汽的容积流量，使各金属部件加热均匀，增强了机组启动的安全性。另外，可以通过微开低压加热器汽侧空气门，适当降低凝汽器背压，增加蒸汽的容积流量。注意汽机500RPM暖机结束后，升至满速时间很短约5min。在汽机升速前，通过高低旁控制将主汽压力提至8.4Mpa、再热器压力提至2.0Mpa方可继续升速。通过上述措施暖机时间减少1h。 3.7 并网后脱硝投入时间长 为保证并网后快速投入脱硝系统，特采取以下措施，保证脱硝系统在2h内投入脱硝系统：（1）汽机冲转时高、低加随机滑启；（2）汽机暖机充分，便于并网后快速带负荷；（3）利用100%旁路，并网前完成第三套制粉系统启动；（4）快速带负荷至3

17、00MW以上，满足脱硝投运条件。 4 结束语 机组冷态启动采取启动过程统筹管理，强调分工明确，过程控制，执行力度。结合锅炉和汽轮机的自身特点，采取了凝结水循环清洗方式优化、临炉加热、汽泵启动、单风烟系统运行、调整动态分离器转速、降参数暖机等优化节能措施，机组启动时间缩短了4.75h，机组并网后脱硝投入时间缩短了1h，减少NOx排放超标时间，取得了良好的经济效益和环保效益。 参考文献 1上海汽轮机厂.660MW超超临界中间再热凝汽式汽轮机运行和维护说明书Z. 2上海锅炉厂.1957t/h超超临界压力直流锅炉Z. 文档资料：660MW超超临界机组冷态启动过程优化 完整下载 完整阅读 全文下载 全文阅读 免费阅读及下载阅读相关文档:10kV配变电力变压器的日常保养 电气自动化控制设备的可靠性分析 光纤传输技术在广播电视信号传输中的应用 浅谈CRH5A型动车组DJ