摘要：随着社会经济的不断发展以及能源危机的日益紧张，国家倡导能源节约、降低污染物排放，能源的节约与合理利用被广泛关注与重视。火力发电厂是能源消耗的主要产业之一，因此火力发电厂的经济、高效运行对于节能减排意义重大。
在相邻机组正常运行的情况下，邻机辅助蒸汽系统能够提供符合要求的汽源本机除氧器，通过除氧器加热启动系统给水，实现本机冷态和热态启动清洗，可以节省机组启动时的用煤量和用油量，具有一定的节能优势。
关键词：火力发电；邻机蒸汽加热；启动装置
1火力发电厂节能利用的重要性和意义
提高火力发电生产过程的能量转换效率，是关系发电企业经济效益的重要研究对象，实现火电厂的节能减排是我国兑现国际承诺的重要支撑。随着国家的不断发展，火力发电厂越来越有较高的节能意识，而其节能利用将成为未来发展的趋势，对火电厂的可持续性发展起到至关重要的意义
2设置邻机蒸汽加热系统的必要性
当锅炉首次点火或停运较长时间（一般超过150小时以上）的机组启动时需对锅炉本体水系统受热面进行冷态、热态清洗。而锅炉清洗对水温有一定要求，特别是锅炉进行热态清洗时，锅炉需点火升温加热清洗水，由于该过程持续时间较长，需耗费大量燃料。
邻机加热在锅炉未点火前，使锅炉达到“热炉”状态，对水冷壁进行大流量热态冲洗，同时避免了冷态点火时，过热器和再热器的部分干烧，为锅炉启动过程中节省大量的燃料及厂用电，降低锅炉启动成本。
3常用邻机蒸汽加热系统布置方式
3.1除氧器加热蒸汽系统
此种加热系统为常规设计，其常用的汽源有三个，分别为：启动锅炉来汽、四段抽汽、冷段抽汽。机组正常运行时的辅助蒸汽主要来自汽机的四段抽汽，当机组低负荷运行、四段抽汽参数不能满足要求时由冷段向辅汽系统供汽。
在锅炉进行热态清洗时，所需水量均由除氧器加热，锅炉热态清洗进水温度在190℃时需邻机提供最大蒸汽量不超过130t/h。因此，对于常规工程第一台机组启动时热态清洗需从启动锅炉来汽，第二台机组启动时热态清洗从第一台已运行的机组来汽。
3.2水冷壁下集箱加热蒸汽系统
此加热系统在锅炉零米水冷壁附近设有邻炉加热分配集箱，并分几路分别引导水冷壁下集箱。蒸汽来源为邻机的辅助蒸汽，即来自邻机的辅汽集箱，蒸汽压力通常在0.5-0.8MPa，蒸汽温度在250-280℃。
是在冷态的锅炉，借用邻机或邻炉的汽源，对该炉水循环进行加热，使其达到所需参数，使锅炉各部分特别是膜式水冷壁膨胀均匀，且水循环系统得到改善，亦可使汽包壁温差在整个启动过程中可以控制在材料允许范围以内，重要的是大大缩短了锅炉点火到机组整体协调运行的时间。
3.3高加启动加热蒸汽系统
如果锅炉热态冲洗要求的温度较高（如280℃），受除氧器加热水温能力的限制，需高压加热器参与系统加热，才能满足锅炉热态冲洗要求。此时，锅炉给水先经除氧器加热，再经高压加热器系统加热提升温度，达到锅炉热态冲洗较高温度的要求。
邻机高加蒸汽加热系统的流程为：利用汽泵前置泵作为动力源，将除氧器中的水经高加—省煤器—水冷壁—启动分离器—分离器放水至除氧器，形成水循环，利用邻机的辅汽和二段抽汽将除氧器和高加的水加热后循环加热锅炉的省煤器和水冷壁。
4邻机蒸汽加热启动技术内容
4.1技术原理
该技术的主要思路是采用蒸汽替代燃油和燃煤，对锅炉进行整体预加热，使锅炉在点火时已处于一个“热炉、热风”的热环境，该启动方法的系统简单，实施容易，所增加的费用远低于等离子点火等其他省油方法。
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采用这种启动方式后，锅炉在启动过程所需的燃油强度大为降低，燃油过程大大缩短，从而使总体耗油量下降一个数量级以上。同时还可以大大减少厂用电及燃煤量，显著降低整个启动过程所消耗的能源总量和启动总成本。
另外，该技术不仅将锅炉由原来的冷态启动转为热态启动，并且使烟风系统的运行条件更优于热态启动，极大改善了锅炉的点火和稳燃条件，显著提高了锅炉的启动安全性。
该启动方式还可带来其他一系列的附加效益。如，因加热蒸汽取自相邻汽轮机已经发过电的抽汽，可显著提高该机组的发电效率；点火阶段良好的热环境，可极大提高该阶段的燃油和燃煤的燃烧率，彻底消除燃油的黑烟现象，防止油烟粘结在空预器等尾部受热面而危及锅炉安全，电除尘可及早投入，显著改善该阶段的环保；由于显著提高启动阶段的排烟温度，可极大降低空预器结露和堵灰的概率，提高锅炉运行经济性和安全性。对于配有SCR脱硝系统的锅炉，可杜绝其在启动阶段可能出现的低温结露、堵灰、催化剂中毒以及未燃尽烟灰的粘附甚至二次燃烧的威胁等等。
4.2关键技术
该技术的总体思路是采用蒸汽替代燃油和燃煤，对锅炉进行整体预加热，使锅炉在点火时已处于一个“热炉、热风”的热环境。
4.3工艺流程
过程主要分为四个阶段：冷态冲洗阶段、低温循环加热阶段、高温循环加热阶段、机组点火启动。具体各阶段过程描述如下：
冷态冲洗阶段。此阶段采取开式冲洗方式，目的是将系统冲洗干净，水质合格后具备循环加热条件。具体步骤如下：1）锅炉上水仍然按照原来方式，利用邻机辅汽将除氧器水箱水温加热到70-80℃左右（要求水温与水冷壁金属温差小于50℃），之后启动汽前泵给锅炉上水。2）锅炉分离器见水后，开始进行冲洗排放，期间化验炉水水质，直到炉水水质合格（Fe小于100μg），冲洗排放阶段结束。
低温循环加热阶段。此阶段首先逐步关小分离器外排管路，开启至除氧器放水管路，形成加热循环回路，逐步开大辅汽，提高除氧器水温至150℃，将锅炉省煤器及水冷壁温度逐步提高至150℃。
高温循环加热阶段。需要继续提升炉水温度时，利用临机二抽来汽逐渐投入高加，缓慢提高给水温度，将给水加热到200℃（饱和压力1.5MPa）以上。控制系统循环水量和外排水量，逐步将省煤器及水冷壁温度提高到200℃以上。给水温度最高能加热到多少，需根据邻机辅汽抽汽量和二抽抽汽量进行核算。高加投运后的疏水直接回收至除氧器进一步加热给水。
机组点火启动。当锅炉省煤器和水冷壁金属温度均加热至200℃以上时，机组具备启动条件。机组按正常启动方式进行启动。给水泵切换为电泵运行，启动锅炉风烟系统吹扫完成后锅炉点火。循环加热系统保持运行，随着锅炉燃烧加强后，各受热面温度明显开始上升时，逐步切除邻机至高加供汽系统。
5技术应用情况
该项技术自2007年11月在上海外高桥第三发电有限责任公司两台1000MW机组上第一次应用，至168小时考核结束，共消耗燃油1014t，仅为百万千瓦等级机组调试用油定额的10%。系统简单，改造投资仅200万元，远低于小油枪点火或等离子点火方式的投资。
6结束语
电站锅炉作为能耗的大户，需要积极进行降低能耗各项工作的开展。首先需要加强管理水平，使其在运行中得以不断调整，降低能耗；其次加大劣质煤燃烧技术的研制，加大技术改造及新技术的研究和应用力度。只有从多方面入手加强电站锅炉的节能措施，才能实现低碳、环保、节能的目标，从而确保电站锅炉运行的可靠性、安全性及经济性。
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论文作者:郄磊
论文发表刊物:《电力设备》2017年第36期
论文发表时间:2018/5/14
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