（1.神华国能哈密电厂 新疆哈密 839000；2.神华国能大港电厂 天津 300000）
1、工程概述
国网能源哈密电厂厂址位于新疆维吾尔自治区哈密市境内，厂址东北距哈密市约79km，北临哈罗公路和哈罗铁路，南靠建设中的国网能源哈密大南湖矿区一号矿井工业广场，厂址场地自然地面高程482～530m。哈密电厂为新建坑口电厂，建设规模为4×660MW直接空冷超临界机组，同步建设烟气脱硫、脱硝设施，并留有扩建的条件。
4×660MW采用空冷机组，工业水及生活用水采用哈密污水处理厂的城市中水和榆树沟水库地表水联合供水，并以榆树沟水库地表水作为中水的备用水源。
三大主机选用上海锅炉厂有限责任公司、东方汽轮机厂有限责任公司、东方电机厂有限责任公司的产品。
主厂房区由北向南依次布置汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房、送风机室、电除尘器、引风机室、脱硫塔及烟囱等。脱硫附属设施布置在烟囱外侧70m的区域范围内。
锅炉采用钢结构紧身封闭布置，采用中速磨正压直吹式制粉系统，采用两套等离子系统点火和稳燃，不设燃油系统。锅炉烟风系统采用平衡通风方式，满足锅炉在燃用设计煤种时从启动至最大连续蒸发量（BMCR）的风量和排出烟气量的需要，且满足燃用校核煤种的需要。
烟气自省煤器出来后经过脱硝装置、空气预热器、除尘器进入引风机，在引风机升压后进入脱硫岛，经过烟囱排入大气。在烟气进入脱硫岛之前设置低温省煤器，充分利用烟气余热，提高机组效率。
每台锅炉配置2×50%容量的动叶可调轴流式一次风机、2×50%容量的动叶可调轴流式送风机、2×50%容量的双级动叶可调“三合一”轴流式引风机和两台三分仓回转式空气预热器。为防止空预器冷端低温腐蚀，在一次风机、送风机入口设暖风器。
每台锅炉配置2台电袋除尘器，除尘效率不小于99.86%。两台炉合用一座高210m的烟囱，烟囱采用混凝土外筒，钛钢复合板内筒，双管集束结构，出口内径7700mm。
本工程 4×660MW 机组设计煤种年耗煤量约 913 万吨，燃煤来自厂址南侧约 1.7km 的哈密大南湖矿区一号矿井及厂址西南侧3.5 km大南湖二号露天矿区。燃煤经过破碎后，经原煤转载点通过输煤皮带直接运输进电厂，正常情况燃煤锅炉按一定比例掺配燃烧一二矿煤。
锅炉为上海电气产品，其主要技术规范如下：
2、锅炉型式
哈密电厂4×660MW超临界压力锅炉，为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛塔式布置形式、一次中间再热、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊构造、紧身封闭布置。
锅炉燃用煤种为烟煤，中速磨冷一次风正压直吹式制粉系统，5台磨煤机运行带锅炉BMCR工况，1 台磨煤机备用。炉后，尾部烟道布置两台转子直径为φ14950mm 的三分仓容克式空气预热器，锅炉启动系统带有炉水循环泵。
锅炉主要技术参数如下：
最大连续蒸发量（B-MCR）： 2236t/h
过热器出口蒸汽压力： 25.4MPa
过热器出口蒸汽温度： 571℃
再热器出口蒸汽温度（BMCR）： 569℃
给水温度： 293℃
锅炉保证热效率（BRL）： 93.6%
3、机组投产说明
哈密电厂4台机组分别于2014年12月（2号机），2015年1月（3号机），2015年5月（1号机），2015年7月（4号机）完成168小时试运。
4、哈密电厂锅炉汽水系统流程介绍
一次系统：
二次系统：
5、锅炉启动系统及设备介绍
锅炉启动系统：
启动旁路系统：
直流锅炉没有汽包，在启动阶段给水无法全部生成蒸汽，有部分水需要排放到系统外，这就需要设计一个独立的启动系统。
本厂设计带有炉水循环泵的启动系统及30％B—MRC容量的汽轮机高、低压串联旁路系统，在启动阶段，从水冷壁出来的蒸汽从汽水分离器圆筒切向进入4个汽水分离器，蒸汽从汽水分离器上部管道进入一级过热器入口管道，而分离出来的水从汽水分离器的下部进入汽水分离器疏水箱，疏水箱上部有一根管道与汽水分离器出口蒸汽管道相连，该管道可以起到平衡汽水分离器疏水箱与汽水分离器压力，同时可以将疏水箱内部分蒸汽引入过热蒸汽系统。
汽水分离器疏水箱出来的水分为2路，一路经过炉水循环泵输送到省煤器入口给水管道与锅炉给水汇集，另一路通过疏水管道引入锅炉疏水扩容器内，经扩容后的水质合格情况下排入凝汽器，水质不合格的情况下，排到机组排水槽。
在锅炉的启动及低负荷运行阶段，炉水循环确保了在锅炉达到最低直流负荷之前的炉膛水冷壁的安全性。当锅炉负荷大于最低直流负荷时，一次通过的炉膛水冷壁质量流速能够对水冷壁进行足够的冷却。在炉水循环中，由分离器分离出来的水往下流到锅炉启动循环泵的入口，通过泵提高压力来克服系统的流动阻力和循环泵控制阀的压降。从控制阀出来的水汇合给水后通过省煤器，再进入炉膛水冷壁。在水冷系统循环中，有部分的水蒸汽产生，此汽水混合物分别进入4只汽水分离器，分离器通过离心作用把汽和水进行分离，蒸汽导入一级过热器中，分离出来的水则进入位于分离器下方的贮水箱。
贮水箱通过水位控制器来维持一定的储水量。通常贮水箱布置靠近炉顶，这样可以提供循环泵在任何工况下（包括冷态启动和热态再启动）所需要的净正吸入压头。贮水箱的较高的位置同样也提供了在锅炉初始启动阶段汽水膨胀时疏水所需要的静压头。在启动系统设计中，最低直流负荷（30%BMCR）是根据炉膛水冷壁足够被冷却所需要的量来确定的，即使当过热器通过的蒸汽量小于此数值时，炉膛水冷壁的质量流速也不能低于此数值。炉水再循环提供了锅炉启动和低负荷时所需的最小流量，选用的循环泵能提供锅炉冷态和热态启动时所需的体积流量。在启动过程中，并不需要像简单疏水系统那样往扩容器进行连续的排水。
哈密电厂启动系统流程简图：
当机组启动，锅炉负荷低于最低直流负荷 30%BMCR 时，蒸发受热面出口的介质流经分离器前的分配器后进入分离器进行汽水分离，经 4 台汽水分离器出来的疏水汇合到 1只贮水箱，汽水分离器和贮水箱采用分离布置形式，这样可使汽水分离功能和水位控制功能两者相互分开。疏水在贮水箱之后分成两路，一路至再循环泵的再循环系统，通过再循环泵提升压头后引至给水管道中，与锅炉给水汇合后进入省煤器；另一路接至大气扩容器，通过集水箱连接到冷凝器或机组循环水系统中。当机组冷态、热态清洗时，根据不同的水质情况，可通过疏水扩容系统来分别操作；另外大气式扩容器进口管道上还设置了两个液动调节阀，当机组启动汽水膨胀时，可通过开启该调节阀来控制贮水箱的水位。
启动系统设计中还考虑了当再循环泵解列时，通过疏水系统也能满足机组的正常启动，故整个疏水回路中管道、阀门、大气扩容器、集水箱、疏水泵均按 100%启动流量来设计。再循环系统采用1台湿式电动机启动泵，型式与常规控制循环的炉水循环泵基本相同，但只有一个泵出口（通常控制循环泵有两个出口），故泵的扬程也要比控制循环泵高，功率消耗大。
锅炉启动旁路系统中，还设有一个热备用管路系统，这个管路是在启动旁路系统切除，锅炉进入直流运行后投运，热备用管路可将三部分的垂直管段加热，其中二路为循环泵系统管道，第三路是到大气式扩容器的管道，在热备用管路上配有电动控制阀门通到大气式扩容器
在锅炉快速降负荷时，为保证循环泵进口不产生汽化，还有一路由给水泵出口引入的冷却水管路。以饱和温度的差值高低为控制点，差值低时开启，差值高时关闭。由于锅炉采用并联的再循环系统，当锅炉负荷接近直流负荷时，疏水至循环泵的流量逐渐接近零，为保护再循环泵，需要设置最小流量回路。当循环回路的炉水流经循环泵的流量小于循环泵允许的最小流量时，启用这个最小流量回路，让此流量回流到再循环泵。该回路上设有流量测量装置。循环泵允许最小流量为200m3 /h。.锅炉启动系统上，过热系统、再热系统、省煤器-水冷壁系统分别接到疏水母管进扩容器，可以灵活疏水，保证所有受热面和管道疏水干净。
该启动系统主要特点：
（1）可减小启动过程中的工质和热量损失。
（2）用较少的冲洗水量与再循环流量之和获得较高的水速，快速达到冲洗的目的。
（3）汽水分离器采用较小壁厚，热应力低，可使锅炉快速启停。
6、炉水循环泵
采用德国KSB公司生产的无密封湿定子混流式炉水循环泵机组，型号LUVAK 200—300／1，在启动及低负荷运行阶段，炉水循环泵确保了在锅炉达到最低直流负荷之前炉膛水冷壁的冷却。由分离器分离出来的水往下流到锅炉炉水循环泵的人口，通过炉水循环泵提高压力来克服系统的流动阻力和省煤器最小流量控制阀的压降，并提供了冷热态启动动和低负荷时所需的最小流量。
7、对锅炉无炉水泵启动的分析
超临界机组的启动系统设置启动炉水循环泵的优点，可以提高锅炉水冷壁的质量流速，循环热量和介质得到循环回收，提高了机组启动速度和效率。
但是，一旦发生炉水循环泵启动故障或机组正常运行时炉水循环泵跳闸，尤其在机组启动初期锅炉炉膛温度低，水冷壁蒸发量小，再加上没有启动循环泵的热循环流量，省煤器入口给水温度通常由正常运行时的200℃左右下降到100℃左右，锅炉热水段和蒸发段延长，过热段减少，储水箱的水位控制只能通过361阀排至锅炉大气疏水扩容器、机组排水槽，由于失去炉水循环泵大量有热量的工质没有回收，在相同蒸发量下，锅炉需要更多的燃煤来提高炉膛温度，同时由于炉水热循环流量的损失，进一步造成水冷壁蒸发量降低，产汽量减少、去往过热器系统的蒸汽量减少、导致过热器金属超温。
而且在机组启动过程中锅炉储水箱的排水不能与锅炉给水混合重新进入省煤器入口联箱，只能通过361调节阀排到锅炉疏水扩容器，水冷壁的水动力全部由给水泵的流量压头来保证，且给水温度低，储水箱的水位极难控制。
安全角度考虑：
无炉水循环泵开机，由于没有启动循环泵的热循环流量，省煤器入口给水温度由正常运行时的200℃左右下降到100℃左右，省煤器入口给水温度完全是汽机除氧器的给水温度，因此不利于炉水循环，主汽温度和金属受热面包括水冷壁、过热器壁温易超温，当361调节阀排放不及时，储水箱水位高，则可能造成过热器进水、主汽带水、危及汽机安全、或影响其使用寿命，连续大流量制水、排放可能会存在制水和排放问题（机组排水槽满水及高温）。
经济角度考虑：
锅炉从冷态冲洗、点火、热态冲洗、冲转、并网等耗时较长，比带炉水泵启动要多耗煤、耗电、耗时和消耗大量炉水。
无炉水循环泵的机组冷态启动时间与带炉水循环泵相比较向后延长120～180分钟，这主要是锅炉受热面壁温所限制。
因此，在机组启动初期失去炉水循环泵热循环流量的情况下。即要保证一定流量的锅炉给水满足水冷壁金属壁温又要保证水冷壁有一定的产汽量满足过热器金属壁温不超温，这个比较棘手的问题对于超临界机组无炉水循环泵开机时，机组参数如何选择、运行如何操作，没有任何资料、任何运行经验可以借鉴。
8、问题的提出
问题一：
哈密电厂机组试运期间，2号机炉水循环泵跳闸掉汽温打闸事故：
（1）、事故经过：
2014年11月20日，哈密电厂A值一值夜班，接班2号机负荷60MW，机组参数正常，电动给水泵运行，2A、2B磨运行，接湖南电科院调总于鹏峰命令2机涨负荷，负荷由60MW升至147MW，煤量57t/h增加到134t/h，主汽压力上升至13.2MPa，主汽温度505℃，过热器二级减温水A侧调节阀开度由7.72%增加到14%，B侧开度由3.22%增加到8.7%，贮水箱水位3080mm，调总要求贮水箱水位维持5000～7000mm。
06：48：2号机锅炉炉水启动循环泵跳闸，跳闸原因为负荷大于145MW贮水箱水位低于6.3m，启动循环泵跳闸后省煤器入口流量由1110 t/h减至400 t/h，调总令开大给水旁路调节阀增加给水流量，后重新启动炉水循环泵。
06：58：炉水循环泵第二次跳闸，跳闸因素同样为负荷大于145MW贮水箱水位低于6.3m，调总令开大给水旁路调节阀增加给水流量，两次启动循环泵跳闸期间，由于机组失去炉水循环泵的热循环流量，省煤器入口给水温度由227℃下降到115℃，给水压力升至13.7MPa，贮水箱水位缓慢上升，调总于鹏峰令锅炉减煤，煤量由134 t/h减到56 t/h。
07：20：锅炉过热器出口主汽温度由506℃开始快速下降，迅速关闭过热器二级减温水，07：29主汽温度降至293℃，A值值长下令汽机打闸。
（2）、原因分析：
1）、启动循环泵两次跳闸以后在处理循环泵的过程中给水温度由227℃下降到115℃，给水温度的大幅度下降，热水段和蒸发段延长，过热段减少，主汽温度降低。
2）、在锅炉压力高，给水泵出力不能满足锅炉上水需求时，为了降低锅炉压力，煤量由134 t/h减到56 t/h，锅炉热负荷大幅度下降，是造成汽温迅速下降的主要原因。
3）、在机组大幅度减煤降负荷过程中，没有及时关闭减温水调门，是造成汽温迅速下降的第二原因。
4）、启动循环泵在机组负荷大于145MW，贮水箱水位低于6.3m跳闸，在机组加负荷过程中，由于贮水箱水位自动调节阀特性不好，全为手动调节，贮水箱水位波动大，降至6.3m以下保护动作，启动循环泵跳闸，循环热流量为零，锅炉给水由227℃降至115℃，是此次主汽温度迅速下降的第三原因。
（3）、暴露问题：
1）、调总在处理启动循环泵跳闸时考虑不全面，只是为了维持给水流量防止水冷壁管壁超温，没有考虑到给水温度的大幅度下降和大幅度减煤对汽温的影响。
2）、启动循环泵在负荷大于145MW贮水箱水位低于6.3M跳闸保护设计不合理，建议优化掉。
3）、运行人员对于直流炉燃烧特性，汽温调节，水煤比的控制有待提高。
4）、在机组减负荷和锅炉大幅度降低热负荷时没有及时关闭减温水，暴露出当值机组长指挥协调不当，运行监盘人员经验不足，责任心不强。
问题二：
哈密电厂2号机组2015年2月完成168 h试运行后，因炉水循环泵启动故障，机组需在无炉水循环泵运行方式下启动，由于无炉水循环泵开机是第一次，无任何资料、无任何运行经验可以借鉴，导致开机过程中水冷壁、一级过热器壁温大面积超温，随后的2015年9月哈密电厂3号机组完成168 h试运行后，同样因炉水循环泵启动故障，机组需在无炉水循环泵运行方式下启动，导致开机过程中水冷壁、一级过热器壁温大面积超温，严重威胁机组安全运行。
9、下面根据实际运行经验总结了一些应对锅炉无炉水泵启动的策略
要实现无炉水泵启动必须降低水冷壁给水流量，但给水流量的降低又会造成水冷壁质量流速降低，给水流量降的过低必会带来水冷壁水动力不稳定、水冷壁、过热器超温等问题，所以其关键点既是如何保证锅炉水冷壁系统的水动力安全、水冷壁不超温。锅炉点火初期热负荷和炉膛温度较低，且启动过程给水温度较低，锅炉水冷壁加热段延长、蒸发段相对后移，适当降低给水启动流量后，水冷壁安全能够保证。通过控制启动速度，适当调整汽水参数，合理地控制燃料量投入、参数上升速率，也能实现对锅炉受热面壁温的控制（尽量减少超温），能够实现机组的正常启动。
无炉水泵启动的关键点是如何保证水冷壁系统的水动力安全。
660 MW超临界机组无炉水循环泵运行开机时，提出了锅炉的运行方式、泣意事项和具体操作过程、要点。无炉水泵启动的技术难点主要表现为：
1、水冷壁壁温、过热器壁温控制，尤其是一级过热器壁温。
2、给水流量和分离器水位控制。
3、主、再热蒸汽温度控制。
4、高参数炉水大量排放，机组排水槽水位控制。
其中水冷壁壁温、给水流量和主汽温度控制最为关键。
无炉水循环泵启动时的控制：
启动系统运行方式：
在湿态运行方式下，锅炉给水主要通过分离器的水位和蒸汽量来控制，其控制方法类同亚临界循环锅炉，为了防止机组启动初期汽水膨胀时贮水箱水位过高，贮水箱水位设有经验的运行人员专人监视，贮水箱水位过高时尽量少的降多余的炉水通过361阀排入锅炉疏水扩容器，此时锅炉的给水即冷水和热水所占份额应严格控制在合理范围。
各阶段控制：
1）、锅炉点火前，按照锅炉启动方式，顺序启动锅炉及相关的锅炉辅机，启动疏水系统投运，分离器水位由控制锅炉给水流量来实现。
2）、锅炉点火后，省煤器入口的给水流量保持在某个最小常数值，当燃料量逐渐增加时，随之产生的蒸汽量也增加，从分离器下降管返回的水量逐渐减小；此时锅炉的给水流量应逐渐增加，以保证省煤器人口的给水流量保持在最小常数值，此时分离器入口的湿蒸汽的焓值增加。
3）、干湿态切换阶段，省煤器人口的给水流量不变，燃烧率继续增加，在分离器中的蒸汽慢慢地过热，此时分离器压力应不变。
4）、进一步增加燃烧率，给水量相应增加，锅炉开始由定压运行转入滑压运行，温度控制系统投入运行，由“煤水比”控制分离器出口的蒸汽温度及分隔屏出口的一级喷水减温器的前后温差，该温差是锅炉负荷的函数。当锅炉主蒸汽流量增加至设定值，同时迅速将贮水箱溢流及冲洗管道上的所有阀门关闭，此时锅炉正式转入干态运行。
实施过程及注意事项：
锅炉启动前系统准备
1）、锅炉点火前应按正常启动进行。做好各项启动前实验，消除缺陷，保证设备、阀门可靠备用。注意主给水电动门及旁路门开关时间、限位，各减温水门、旁路门开关准确。确保给水流量的精确控制。
2）、校准各受热面的壁温测点、分离器水位、贮水箱水位、分离器出口温度、给水流量、溢流管流量、减温水流量、凝汽器补水流量等。
3）、通知输煤班长机组A、B磨煤机煤斗上二矿煤至30～50%煤位，且上煤期间不得投入喷雾抑尘装置，防止原煤仓蓬煤，造成原煤斗下煤不畅，进而影响锅炉燃烧稳定；同时要保证煤质优良，严防因煤质波动造成锅炉燃烧不稳、灭火。
4）、确认锅炉各二次风门、燃烧器摆角、燃尽风摆角、各磨煤机冷、热风调节的远方指示与就地指示一致。
5）、通知化学确认除盐水系统运行正常，除盐水存水量＞3000吨，通知化学班长机组排水槽保持低水位，排水泵热备用。
6）、确认机组电除尘器磁轴、瓷套加热装置在锅炉启动前8小时已投运，锅炉点火前2小时投入电除尘振打装置，点火前投运一、二、三、四、五电场，输灰投入程控控制。
系统的启动：
锅炉上水阶段
1）、当除氧器出口及贮水箱水出口取样水质不满足要求时，锅炉疏水水箱（大扩）出口水质达到Fe含量＞500ug/L、二氧化硅含量＞100ug/L时，必须建立锅炉循环清洗。
提前4 h投入除氧器加热，尽可能提高给水温度，当具备上水条件时，小流量上水，对水冷壁进行预热，防止水冷壁金属热应力过大。
2）、冷态循环清洗期间，保持锅炉给水流量为25%～30%BMCR 或略高，具体数值取决于清洗速度。
给水的走向为：
省煤器—螺旋水冷壁--垂直水冷壁--汽水分离器贮水箱--大气式扩容器--冷凝集水箱--疏水回收泵--汽机排汽装置。
启动电动前置泵对锅炉上水，上水温度不低于70℃，通过给水旁路门将给水流量控制在100～150t／h，当水冷壁温度变化趋势小于2℃／min时，增加给水流量至200～300t／h。为了保证水冷壁的安全，必须保证一定的工质流量。
3）、启动电动给水泵上水，控制给水流量在300～350 t／h，贮水箱水位在6m～10米左右，根据现场实际情况投入361溢流阀自动。当锅炉疏水水箱（大扩）出口水质达到Fe含量＜500ug/L、sio2＜100ug/L、pH值在9.3～9．5时，冷态冲洗结束。
锅炉点火至热态冲洗阶段：
1）、冷态冲洗结束，控制较低的给水流量，给水量控制在200～250t/h，满足这一条件要将锅炉最低给水流量588.5t/h，锅炉MFT保护解除，贮水箱水位控制在7米～10米以内，361调节阀根据现场实际情况尽量投自动。
尽量缩短锅炉启烟风系统与点火时间间隔，避免炉膛温度降低。锅炉总风量控制在35%BMCR约900t/h左右，锅炉炉膛吹扫结束后，及时进行锅炉点火，根据现场实际情况采用等离子方式启动A磨煤机或B磨煤机。
2）、锅炉点火后，一台磨煤机等离子方式运行，根据机组升温升压曲线控制燃料量，逐渐增加给水流量至300～350t／h，锅炉点火初期，磨煤机维持低煤量20t/h～24.8t/h左右，磨煤机出口一次风速四角尽量控制在10～12m/s，尽可能提高磨煤机出口温度。
3）、观察运行等离子前后壁温，四角温度尽量控制在100°C（通过增加等离子电流，最大不超过280A，减小角风流速来调整）
4）、尽可能提高省煤器入口给水温度，给水温度控制在120℃以上，给水温度越高越有利于锅炉受热面壁温的控制，锅炉点火1～2小时后，主汽压力达到0.5Mpa，充分暖管后投入汽机高、低压旁路，根据锅炉升温、升压速率控制高、低压旁路开度，低旁减温水全开，高旁减温水投自动，高旁后温度设定240℃，禁止高旁开度大幅变化，防止高旁管路振动大，观察汽机高旁后压力，再热压力≥0.5MPa及时投入2号高压加热器，提高给水温度，高加逐级疏水至3号高加后排至排汽装置，2号高加投入后锅炉应保证连续供水，检查高排逆止门关闭，高排温度无上升趋势。
5）、主汽压力达到1Mpa开启主、再热减温水电动总门，检查主、再热各级减温水调门全部关闭，开启各级减温水电动门，确认主、再热各减温水调门无漏流，汽水分离器出口温度达到150～190°C时，开始锅炉热态冲洗。
6）、热态清洗期间应停止升温升压，根据再热器压力及排汽装置背压及时调整高低旁路开度。当锅炉疏水水箱（大扩）出口水质达到Fe含量＜100ug/L、sio2＜50ug/L、pH值在9.3～9．5时，热态冲洗结束。
热态冲洗至建立冲车参数：
1）、热态冲洗结束后，锅炉继续升温升压，给水流量增加至450t／h；缓慢增加锅炉热负荷，水冷壁壁温温升不超过2℃／min，严密监视分离器出口过热度在0°C。尽可能通过锅炉燃烧及高、低旁阀的开度来调整控制主汽、再热蒸汽压力温度。
2）、观察除氧器温度逐渐降低时，应及时开大除氧器蒸汽加热，控制给水温度在120℃以上，并缓慢增加锅炉热负荷。
3）、控制锅炉升温速率，锅炉升温速率应小于1.5℃/min、主汽压力上升速率≯ 入第二台磨煤机等离子方式运行，注意燃料的投入量，维持总燃料70～80t/h左右，密切观察受热面壁温情况，避免主汽参数上升过快，如主汽温度上升过快，适当投入过热减温水，密切监视减温水量和主汽温度变化率，因为启动阶段过热蒸汽过热度小，蒸汽流量低容易造成过热器进水，引起主蒸汽温度大幅下降。
4）、冲车参数的选择，调整高、低压旁路阀开度控制锅炉升温升压速率，当汽水分离器出口温度达到260℃、主汽压力在6.0～6.5Mpa，主蒸汽温度在380℃，再热压力1.1MPa，再热汽温360℃，高旁开度在65～70%，此时已建立汽机冲转参数。汽机具备冲转条件，此时密切监视汽水分离器出口过热度0℃左右，监视过热汽温变化率在0～0.5℃/min。
汽机低压加热器随机启动，锅炉升温升压阶段，控制汽动给水泵转速2800rpm，给水压差2～3 MPa。
5）、机组冲转时，根据现场实际情况将给水流量增加至500 t／h左右。
机组并网至锅炉转直流
1）、汽机冲车3000rpm定速暖机30分钟后，带旁路并网，机组带5%初负荷暖机30min。
调整高、低压旁路，稳步增加磨煤机出力，机组升负荷至70MW-80MW。
2）、机组负荷至80MW时，退出一台磨煤机等离子模式，汽机进行切缸操作，切缸操作时加强监视机组负荷防止机组逆功率保护动作。
3）、汽机切缸结束后检查负荷达到100MW，高、低压旁路关闭，减温水电动门关闭；主汽压力维持7.0～8.0MPa，主、再蒸汽温度450～470℃。
4）、机组切缸后尽快投入3号、1号高压加热器。随着负荷的上升缓慢增加燃料量，严格控制煤水比，适当增加锅炉给水量控制水冷壁不超温。
5）、随着负荷和过热蒸汽过热度的上升，负荷在120MW时启动第三台磨煤机，当负荷在200MW时，锅炉给水流量控制在580～650t/h左右，分离器进入干态，检查361调节阀全关，严格控制煤水比。
整个启动过程中严密监视除氧器水温及省煤器入口给水温度，防止给水温度大幅度降低。必须保持燃烧稳定，防止煤量大幅波动。
10、危险点分析及安全注意事项
1）、热态冲洗阶段贮水箱水位波动大，要防止贮水箱满水、过热器进水。通过减少给水流量控制溢流阀，低温过热器疏水应全开。并网后，要防止水冷壁超温。缓慢增加锅炉热负荷，重点监视水冷壁温升。
2）、并网后，要防止水冷壁超温。缓慢增加锅炉热负荷，重点监视水冷壁温升。
3）、煤质变化可能导致燃烧波动，应燃用设计煤或好煤，控制原煤仓煤位。
4）、及时调整汽动给水泵转速，维持给水压差2～3 MPa。
5）、当水冷壁、过热器、再热器任—点壁温超过规定值或过热器进水、甩汽温，应立即采取措施，无效时立即停机。
11、其它
经过以上数次经验总结，2015年6月及以后的数次哈密电厂无炉水循环泵冷态开机成功克服锅炉水冷壁、过热器金属超温的难题，机组运行正常，但机组采用无炉水循环泵冷态开机比原正常开机时间约多耗时120～180分钟，多消耗除氧水超过3000t，燃煤多消耗200～300t/h。
12、结束语
1）、炉水循环泵故障时机组的运行方式、运行参数的选择注意事项和具体操作过程、要点，是对超临界机组无炉水循环泵运行方式的有益探索。
2）、无炉水循环泵运行，机组启动过程部分炉水热量不能回收，每次机组冷态启动需多耗时120～180分钟，需多耗除氧水3000t，燃煤多消耗200～300t/h，且增加运行人员的监盘及操作难度，因此除非特殊情况，尽量不要采用无炉水循环泵开机方式。
王志悦 李雅军
论文作者:王志悦1,李雅军2
论文发表刊物:《电力设备》2017年第35期
论文发表时间:2018/5/14
标签：锅炉论文; 疏水论文; 水循环论文; 机组论文; 水冷论文; 流量论文; 温度论文; 《电力设备》2017年第35期论文;