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平顶山发电分公司专题报告1000MW超超临界锅炉邻炉加热启动系统专题报告[讨论稿]平顶山发电分公司平顶山发电分公司(2×1000MW)工程专题报告11．工程概况平顶山发电分公司系新建电厂，规划容量6×1000MW，分期建设并留有进一步扩建的余地，一期工程建设2×1000MW超超临界燃煤凝汽式汽轮发电机组于2010年11月23日和12月8日投产，为节能减排，利用邻机汽源暖机技术对机组实施启动，以达到节约启动时间、减少启动用能的目的，国内这种启动方式在实际应用中取得了一定的节能效果，本报告进行系统比较研究，并提出建议。2．主机及主要辅机配置情况简介主机设备主要技术参数如下：2.1锅炉制造厂：东方锅炉（集团）股份有限公司锅炉采用超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。锅炉容量和主要参数：表1名称锅炉型号DG3000/26.15—Ⅱ1过热蒸汽：最大连续蒸发量(B-MCR)t/h3110过热器出口压力MPa(g)26.15过热器出口温度℃605再热蒸汽：蒸汽流量（B-MCR/BRL）t/h2469.7/2347.1进口/出口蒸汽压力（B-MCR）MPa(g)4.88/4.63进口/出口蒸汽压力（BRL）MPa(g)4.72/4.48进口/出口蒸汽温度（B-MCR）℃351/603进口/出口蒸汽温度（BRL）℃347/603给水温度（B-MCR/BRL）℃298±2℃平顶山发电分公司(2×1000MW)工程专题报告22.2汽机汽轮机采用超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。汽轮机具有八级非调整回热抽汽，给水泵汽轮机排汽进入主机凝汽器。汽轮机额定转速为3000转/分。型号：CCLN1000-25/600/600型型式：超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机额定功率（TRL工况）：1000MW最大功率（VWO工况）：1111.23MW额定工况参数：主蒸汽压力：25MPa.a主蒸汽温度：600℃主蒸汽流量：2724.04t/h排汽压力：4.3/5.5kPa.a额定冷却水温：20℃中压缸进汽/高压缸排汽压力：4.529/4.977MPa.a中压缸进汽/高压缸排汽温度：600/346.8℃中压缸进汽/高压缸排汽流量：2186.03t/h机组热耗：7309.7kJ/kWh额定转速：3000r/min主蒸汽最大进汽量：3110t/h给水回热级数：共8级(3高+1除+4低)2.3锅炉的启动时间（从点火到机组带满负荷），与汽轮机相匹配，一般为：冷态启动7～8小时温态启动2～3小时热态启动1～1.5小时极热态启动＜1小时平顶山发电分公司(2×1000MW)工程专题报告3冷态启动（停机超过72小时）600560600600540400485405350470495390100503315013.878.309.1625.00050100150200250300350400450500550600650060120180240300360420480540时间(分钟)主蒸汽温度(℃)/再热蒸汽温度（℃）/TBspeed(X10min-1)020406080100120主蒸汽压力（MPa.a）/负荷(%)满负荷点火冲转并网165分钟100分钟215分钟注：温度值仅为设计值，在此温度值考虑±20℃偏差主蒸汽压力再热蒸汽温度主蒸汽温度负荷1%/min0.5%/min0.5%/minTBSpeed图一：锅炉冷态启动曲线热态启动（停机10小时内）60060060057049051053050047046552005534.525.005033901008.309.2013.9025.008.300501001502002503003504004505005506006500102030405060708090100时间(分钟)020406080100120主蒸汽压力（MPa.a）/负荷(%)满负荷点火冲转并网29分钟12分钟49分钟注：温度值仅为设计值，在此温度值考虑±20℃偏差主蒸汽压力主蒸汽温度再热蒸汽温度负荷TBSpeed主蒸汽温度(℃)/再热蒸汽温度（℃）/TBspeed(X10min-1)3%/min.1.5%/min.2%/min.图二：锅炉热态启动曲线平顶山发电分公司(2×1000MW)工程专题报告42.4.锅炉主要辅机配置情况本工程制粉系统采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统设计，每台炉配备6台中速磨煤机。在磨制设计煤种时，5台磨煤机运行能满足锅炉最大连续出力时对燃煤量的要求。烟风系统按平衡通风设计。空气预热器系三分仓转子回转式，分为一次风、二次风和烟气系统。一次风系统设两台50%容量的动叶可调轴流式一次风机；二次风系统设有两台50%容量的动叶可调轴流式送风机；在除尘器后设有两台50%容量的静叶吸风机。脱硫系统设有增压风机。2.5.汽机主要辅机配置情况汽机旁路系统：采用高、低压二级串联简化旁路系统，容量为锅炉BMCR流量的35%，高旁阀数量为1个，低旁阀数量为2个。抽汽系统：汽轮机具有八级非调整抽汽。一、二、三级抽汽分别向三台高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器外，还向小汽轮机和辅助蒸汽联箱供汽。二级抽汽还作为辅助蒸汽系统的备用汽源。五至八级抽汽分别向四台低压加热器供汽，五级抽汽供五号低压加热器。给水系统：采用单元制，每台机组设置两台50%BMCR容量的汽动给水泵，每台汽动给水泵均配有同容量的前置泵，一台25%BMCR容量的电动给水泵。给水系统高加采用单列高压加热器，高压加热器水侧设大旁路。3．锅炉本体启动系统简介3.1锅炉本体启动系统功能超超临界锅炉的本体启动系统是超临界机组的一个重要组成部分。由于超临界锅炉没有固定的汽水分离点，在锅炉启动过程中和低负荷运行时，给水量会小于炉膛保护及维持流动稳定所需的最小流量。启动系统的主要功能就是完成冷态、热态清洗，在锅炉启动、低负荷运行及停炉过程中，建立并维持炉膛内的最小给水流量，以保护炉膛水冷壁，满足机组启动及低负荷运行的要求，同时最大可能地回收启动过程中的工质和热量，提高机组的运行经济性。3.2锅炉本体启动系统组成本工程锅炉本体启动系统包括：启动分离器、贮水箱、启动循环泵（BCP）、大平顶山发电分公司(2×1000MW)工程专题报告5气式扩容器、集水箱、水位控制阀等。大气式扩容器疏水进入集水箱，经过锅炉启动疏水泵将疏水送到到凝汽器回收工质。在锅炉启动处于循环运行方式时，饱和蒸汽经汽水分离器分离后进入顶棚过热器，疏水进入储水罐。来自储水罐的一部份饱和水通过锅炉再循环泵（启动循环泵）和再循环流量调节阀回流到省煤器入口，锅炉循环流体在省煤器进口混合。循环流量调节阀控制再循环流量，储水罐水位控制阀控制储水罐的水位。来自储水罐另一部分饱和水通过储水罐水位控制阀至大气式扩容器，示意图如下：图三:超超临界锅炉本体启动系统(BCP)组成3.3锅炉本体启动系统要求启动工况下的给水量按25％BMCR流量，省煤器入口压力约为1.2MPa（计算至省煤器入口集箱，标高51.7m）。3.4锅炉本体启动系统运行由于直流炉对水质要求较严格，为了保证锅炉受热面内表面清洁，对停运时间较长（一般超过150小时以上）的机组应进行锅炉清洗。锅炉清洗主要目的是清洗沉积在受热面上的杂质、盐分和腐蚀生成的氧化铁等。机组启动初期，首先将对低压段管路进行清洗，包括冷凝给水管路及低压加热管道部分的清洗；然后进行除氧给水及高压加热管道部分的清洗；待这段水质清洗满足要求后方可进行锅炉的清洗工作。平顶山发电分公司(2×1000MW)工程专题报告6锅炉清洗包括冷态清洗和热态清洗，冷态清洗分开式清洗和闭式清洗（当锅炉温态、热态和极热态启动时不需要冷态冲洗）两个阶段。3.4.1冷态清洗在冷态启动时，锅炉首先进行冷态清洗，为保证冷态清洗的效果，要求通过省煤器和炉膛水冷壁的流量为25％B-MCR。清洗后的炉水通过水位控制阀排入扩容器，经扩容后的疏水进入疏水箱，然后通过疏水泵后的管道排出系统外的水处理装置。1).冷态开式清洗冷态开式清洗一般将清洗水在除氧器内加热到一定温度（此温度较低，一般80℃左右），通过给水前置泵升压后，给水经高加旁路向锅炉输送清洗水，开式清洗的流量约为25%B-MCR，持续时间～8小时，清洗水全部排出系统。当储水箱出口的清洗水Fe＜500ppb或浊度3、油脂1ppm、PH值9.5时，开式清洗结束。2).冷态闭式清洗冷态开式清洗结束后，切换疏水泵后的水位调节阀，将疏水排入凝汽器,开始冷态闭式清洗，闭式清洗的流量约为25%B-MCR，持续时间～25小时，水温约80℃左右。当省煤器入口的清洗水Fe＜100ppb，PH值为9.3～9.5，电导率＜1μs/cm时，冷态闭式清洗结束,可点火升温升压进行热态清洗。3.4.2热态清洗锅炉冷态清洗结束后，锅炉点火。当水温达到190℃左右时沉积物的浓度达到最大，锅炉需进行热态清洗，以便使炉水品质达到要求值。图四:超超临界锅炉启动过程汽水损失示意图平顶山发电分公司(2×1000MW)工程专题报告7热态清洗的流量约为25%BMCR，循环清洗时一般控制启动循环泵管路的循环量为18％BMCR，如水质太差可减小启动循环泵的流量。此阶段的清洗水部分经扩容器扩容形成蒸汽排至大气外，剩余的全部排至凝汽器，持续时间～49小时（首次热态冲洗时间）。分离器出口的清洗水Fe＜50ug/L时，热态清洗结束。在没有邻炉加热系统的情况下（除氧器加热为常规设计），锅炉冷态清洗完成后，便可启动燃油系统，启动送风机使通风量维持一定风量；锅炉点火后，工质温度逐渐升高，当分离器有蒸汽发生时，便将相应的阀门投入自动运行，调整燃油控制阀以及主蒸汽压力调节阀等，使锅炉升压，将压力控制在要求的范围内，进行热态清洗，监测循环水的水质，合格后便可进行汽机冲转。所谓在临炉加热系统其实质就是用其他机组的情况下利用邻近机组的辅汽加热待启动机组的给水，由加热过的给水间接加热锅炉受热面，从而减少预热锅炉的燃油消耗量，降低锅炉启动成本，同时达到改善炉膛燃烧热环境的目的。主要锅炉厂用辅机均不必开启，可以节省一大块厂用电。4．锅炉点火启动系统方案简介4.1锅炉点火启动系统优化必要性截至2010年12月，全国装机容量已达到9.5亿KW，其中火电及热电约为7.65亿KW，所占比例接近80%，机组的启停及低负荷稳燃需消耗大量的石油资源，年耗油量占我国整个燃油油量的很大比例达到1290万吨，其中锅炉点火启动及稳燃用油约600万吨；调试的要求越高，调试期内的燃料和电力的消耗和排放量越大，为了有效降低燃料费用，平顶山工程采用微油点火系统，冷态启动用油每次约45吨，热态启动用油每次约4525吨，2011年全年启动用油143.14吨。4.2.邻炉加热启动系统的国内应用的现状目前国内锅炉邻机汽加热启动系统仅在外高桥三期（2×1000MW）工程和宁海电厂（为老厂600MW引入）安装并成功实现了运行。根据调研,以外高桥二期为例，在整个调试期内燃用的轻柴油量就达21000t，按目前的油价，其总值高达1.5亿，外高桥三期锅炉未设置等离子点火装置或者微油点火系统，其通过2号高加将除氧器来的给水由120℃加热到270℃左右，可达到减少燃油的作用。平顶山发电分公司(2×1000MW)工程专题报告8宁海电厂首次在百万机组塔式锅炉采用等离子点火技术，可以节约燃油用量60%以上，采用了大旁路大流量冲洗氧化皮（SPE）技术。要达到EDTA清洗工艺要求的温度，只通过蒸汽加热很难满足要求，通常需要点火加热才能满足需要。因此EDTA清洗时常用的升温方式是点火加热为主、蒸汽加热为辅。在80℃～90℃无需要点火条件，仅需邻炉提供的辅汽加热即可，利用一期（A厂600MW引入）过来的辅助蒸汽将#2高加、#5低加临时加热投入，循环加热至温度90℃～100℃，这样可以保证进入锅炉和高、低加系统酸液温度控制在80℃～90℃，采用低温EDTA化学清洗工艺，不需要启动送、引风机等大型电气设备和油枪点火，节约了燃油、厂用电等消耗。一般而言，化学清