摘要：直流锅炉采用炉水循环泵启动，在保证进入水冷壁的质量流量的前提下，由于炉水循环泵的炉水炉内循环，大量减少了热量损失及工质排放，提高了直流锅炉启动的速度，同时也有利于机组启动过程中参数的控制。而由于炉水循环泵故障后给直流炉启动明显带来了不便，本文借鉴贵溪发电有限责任电厂600MW超临界机组无炉水循环泵启动开机经验，提出了直流炉启动的控制要点及注意事项。
关键词：直流炉；炉水循环泵；启动；控制；
1 概述
贵溪电厂三期工程2х600MW机组采用哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的HG-1964/25.4-YM17型超临界锅炉，该锅炉为一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的直流锅炉、单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、π型露天布置。
锅炉启动系统由炉水循环泵、四个汽水分离器、立式储水箱、疏水扩容器及相关管道组成。汽水分离器布置在锅炉前墙上部，其进口与水冷壁出口集箱引出管相连，出口与储水箱相连。锅炉起压后，通过汽水分离器分离，产出的蒸汽进入顶棚过热器，分离出的水则进入储水箱，经储水箱下部的炉水循环泵输出进入省煤器入口，与给水泵来水一起进入省煤器中参与炉水循环。储水箱设有冲洗水管路及溢流管路进入疏水扩容器，达到排放不合格炉水及控制储水箱水位的目的。
2 问题产生的原因
贵溪电厂#2机在2017年5月因炉水循环泵马达腔室温度超限一直无法投入运行，在随后的多次开机中采用了无炉水循环泵的开机方式，积累了宝贵的运行经验，提出无炉水循环泵的开机方式的控制措施。
3 无炉循泵启动面临的问题
为了保护水冷壁，制造厂家对省煤器入口流量有最低要求，因而设置了省煤器入口流量低MFT保护，我厂设置为省煤器入口流量低于490t/h延时30S动作和省煤器入口流量低于420t/h延时3S动作。锅炉正常启动中一般控制省煤器入口流量在650t/h左右，这部分流量由二部分组成，分别为炉水循环泵出口流量和给水流量，锅炉启动前期省煤器入口流量占主要部分为炉水循环泵出口流量，随着蒸汽量的产生，逐步增加给水流量，减少炉水循环泵出口流量，进入干态后则炉水循环泵进入省煤器的流量到零。当机组启动中炉水循环泵不能运行时，省煤器入口流量将完成由给水流量提供，无法通过炉水循环泵进行炉水循环，因而只能将多余的水通过储水箱管路进行排放，带走了大量的热量，导致省煤器入口给水欠焓较大，水冷壁产汽量不足，汽压上升慢；同时由于热量损失大，必然加大了燃料量，又引起汽温上升过快，最终导致汽温汽压的不匹配，因此无炉循泵开最主要的控制方向是减小溢流量，提高省煤器入口工质温度，控制汽温上升速度，尽量提高汽压。
4 机组启动控制要点及注意事项
4.1采用无炉水泵点火的特殊启动方式需要更长的启动时间（约5－6小时）和足够的除盐水（要求化学备好除盐水约5000吨以上，且保证制水装置满出力运行）。
4.2经制造厂家认可增加无循环泵启动方试锅炉省煤器入口流量低MFT保护定值低一值为420t/h（延时30S），低二值为390t/h（延时3S），要求运行控制省煤器入口流量500－550t/h。机组升温升压过程中严格监视各水冷壁测点温度，通过燃烧调整控制下炉膛出口烟温（烟温探针）不超过538℃，控制螺旋水冷壁壁温不大于435℃，垂直水冷壁壁温不大于455℃，一级过热器壁温不超过535℃，二级过热器壁温不超过586℃，一级再热器壁温不超过560℃，二级再热器壁温不超过650℃；如果过热器、再热器壁温超过允许值无法控制时，应投入下层大油枪，减少燃煤量。
4.3严密监视贮水箱水位在正常范围，当作汽包炉开机监视汽包水位一样，锅炉贮水箱溢流管电动调节阀作为贮水箱水位主要调节手段，正常投自动，水冲洗电动门作为紧急水位调节手段。
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4.4由于锅炉贮水箱溢流管最大排放量为630t/h，锅炉冷态清洗给水流量控制在550－600t/h进行冷态冲洗，直至水质合格，满足点火条件，清洗期间严密监视贮水箱水位、注意机组排水槽水位。冷态冲洗合格后及时调整省煤器入口流量，维持在500t/h左右并联系化学投入精处理（前置过滤器和混床），将启动疏水扩容器疏水回收至凝汽器。尽量提高除氧器水温，以便提高给水温度，这样可以提高升压速度，降低汽温上升速度。
4.5由于过热器减温水接至省煤器入口（给水旁路调整门后）与过热蒸汽压力接近，减温效果差，控制主汽温困难，点火前根据空预器电流摆动情况，全开再热烟气挡板，尽量关小过热烟气挡板（10%左右），有利于控制主汽温度。但应在冲转前将再热烟气挡板关至10%，全开过热烟气挡板。控制再热汽温度，尽量少用再热器减温水，防止蒸汽带水。
4.6点火后尽可能维持省煤器入口流量在450－500t/h左右，严格控制贮水箱水位，在水冷壁壁温正常的前提下，尽量减少溢流阀的排放量。
4.7保证锅炉总风量650－700T/H（30%BMCR风量），通过配风尽量降低炉膛火焰中心位置，控制各受热面不超过允许温度，如邻机运行，可将辅汽压力定高些，尽量增大暖风器蒸汽量，提高磨煤机出口风温。
4.8当分离器出口温度达180℃，停止升温升压，维持省煤器入口流量在600t/h左右进行热态清洗。若贮水箱水位上升较多，溢流管调节阀调节困难时，应适当开启就地手动开启水冲洗电动门作为水位调节手段。热态清洗结束后调整省煤器入口流量在500t/h左右，继续升温升压。
4.9当分离器压力至0.2MPA投入高旁，随着压力升高要尽量开大高旁至60%左右，当高旁调整门后压力0.8MPA，温度达200℃左右时投入高旁减温水自动，温度设定230℃；当再热汽压力至0.4MPA左右，投入低旁，低旁减温水投自动，温度设定60℃；当再热汽压力至0.9MPA左右，投入低旁自动控压（压力设定0.9MPA）。尽量开大旁路，增加蒸汽流量，以减小溢流量，并联系化学化验水质，及时回收用水。
4.10主汽温度达330度时就开始动用减温水，再热器减温水也要用（提前强制满足再热器减温水投用的条件）。当主汽温度接近380℃，减温水无法喷入造成主汽温上升较快时，要逐渐开大高旁至85－90%左右，加大蒸汽冷却流量，经观察减温水投用后会对给水流量产生100t/h左右的扰动，因此要增加给水流量至550t/h左右，增加减温水流量。
4.11考虑到给水旁路调整门线性特征，应适当提高小机转速至3400RPM左右。
4.12升压过程中，应当及时启动第二台磨煤机，增加给煤量，保证升压热负荷。当主汽压力至5.0MPA左右时，可逐渐关小高旁开度至50%左右，当主汽压力至6.0MPA左右，主汽温400－420℃，再热汽温380－400℃，机组冲转。机组冲转后，应特别注意控制汽温稳定，特别是带上负荷后，要适当的关小减温水，逐渐向正常运行方式投减温水来控制汽温。
4.13因汽温难控制，冲转时热应力会很高，因此冲转至900转时，退出DEH程序，加大暖机时间，汽机冲转后900转暖机时，将过热器开大至100%，再热器关小至15%，控制再热汽温360－380度之间，（因为汽机转速1000转后，中压缸进汽，中压缸转子温度与再热汽温相差很大，中压缸应力急剧上升，因些要控制好再热汽温，经过900转暖机，高压缸转子温度已上升，主汽温与高压缸转子温差小，高压缸应力会好些。），并投入低加汽侧，以便尽量提高除氧器水温。
5 小结
由于600MW等级机组锅炉不尽相同，性能参数不同，本文提出的方案只供采用相近类型锅炉的单位参考，不足之处，望各位同行批评指正。
参考文献：
[1]640MW机组经济运行手册：贵溪发电有限责任公司
[2]贵溪发电公司集控运行规程：贵溪发电有限公司
作者简介：温志敏（1976.01.02），男，江西广昌，助理工程师/技师，研究方向集控运行。
论文作者:温志敏
论文发表刊物:《电力设备》2019年第12期
论文发表时间:2019/10/24
标签：省煤器论文; 水循环论文; 流量论文; 贵溪论文; 锅炉论文; 温水论文; 入口论文; 《电力设备》2019年第12期论文;