廣西某電廠擴建工程采用鄰機蒸汽加熱系統可行性分析

張凱

摘 要：本文對設置鄰機蒸汽加熱啟動系統必要性和可行性進行分析論證提出了在相鄰機組正常運行工況下，鄰機輔助蒸汽系統能提供符合要求的汽源至本機除氧器加熱給水，實現本機冷、熱態啟動清洗，可減少啟動耗煤，操作維護量小，20年兩臺機組折現綜合收益923萬元，具有一定的節能優勢。

關鍵詞：熱態清洗；領機加熱；節能

0 前言

本電廠規劃建設2×600MW+2×1000MW燃煤機組。一期已建成2×600MW機組，本期擴建2×1000MW機組。目前1000MW火電機組均采用超超臨界直流鍋爐，對汽水品質要求較高，首次點火或停運較長時間后啟動時需對鍋爐本體水系統換熱面進行冷、熱態清洗，將沉積在給水管道系統和換熱面上附著的氧化皮等雜質清洗干凈，保證鍋爐受熱面內表面清潔。鍋爐清洗對水溫有一定的要求，適當的溫度可以大大提高清洗效果。通過設置鄰機加熱系統，實現無需鍋爐點火的情況下進行鍋爐和管道系統的清洗，達到節約能源的目的。

1 超（超）臨界鍋爐啟動清洗過程

本工程鍋爐冷、熱態清洗范圍包括給水管路、省煤器、水冷壁、汽水分離器、啟動系統連接管路等。清洗工作通過鍋爐啟動系統完成，流程見圖1：

大型超（超）臨界鍋爐基本都采用內置式啟動分離器系統，根據疏水回收系統不同，分為大氣擴容器式（不帶啟動循環泵）和循環泵式兩種鍋爐啟動系統。

本工程2×1000MW機組鍋爐配置容量30%BMCR帶有啟動循環泵的啟動系統。在冷、熱態水沖洗時，水質尚未合格前，不投用啟動循環泵，疏水全部排入疏水擴容器，經疏水擴容器擴容減壓后，疏水流入疏水箱，經疏水泵排入機組排水槽。水質合格時，疏水箱內的疏水經疏水泵排入凝汽器，回收工質。

1.1 鍋爐啟動清洗要求

1.1.1 啟動清洗時間

本期工程采用π型爐，根據廠家啟動清洗方案，各清洗階段時間如表1：

實際運行中啟動清洗時間因鍋爐潔凈度略有差異。

1.1.2 啟動清洗溫度

超（超）臨界直流鍋爐啟動清洗時，主要監視省煤器入口給水水質及啟動分離器連接球體（或儲水箱）出口水質。當熱態清洗時，還需控制水冷壁出口水溫。

冷態清洗時鍋爐上水溫度105℃～120℃，給水與金屬管壁溫差≯111℃。

冷態循環清洗結束后，進入熱態清洗階段。鍋爐上水溫度105℃～120℃，當水冷壁出口水溫達到150℃～190℃時，控制燃料量，維持溫度不變。

1.1.3 鍋爐冷態清洗

鍋爐上水完成后進入冷態清洗階段，先進行冷態開式清洗，為保證清洗效果，要求通過省煤器和水冷壁的流量為25～30%BMCR（775～930t/h），清洗后的爐水通過儲水罐水位調節閥排入擴容器，流入疏水箱，經疏水泵排出系統外，全程最大補水量930t/h。

當儲水罐出口水質達到以下指標值后，冷態開式清洗結束：

Fe<500ppb 或混濁度≤3ppm、油脂≤1ppm、PH值≤9.5

投入凝結水精處理裝置，進行冷態閉式循環清洗，流量25%BMCR，疏水量為25%BMCR。疏水經疏水泵排入凝汽器，全過程基本不需補水。

當省煤器入口水質達到以下指標后，冷態循環清洗結束：

電導率≤1μs/cm、Fe≤100ppb、PH值9.3～9.5

1.1.4 鍋爐熱態清洗

冷態清洗結束后，鍋爐點火升溫，進入熱態清洗。首先進行熱態開式清洗，清洗流量25%BMCR，疏水經擴容器進入疏水箱，經疏水泵排出系統外，全過程最大補水量為775 t/h。

當儲水罐出口水質達到以下指標值后，熱態開式清洗結束：

Fe<100ppb、SiO2<50 ppb

熱態開式清洗結束后，進入熱態閉式循環清洗階段。清洗流量25%BMCR，疏水經擴容器后通過疏水泵排入凝汽器。疏水因蒸發損失的工質約為245t/h，排入凝汽器的最大流量約為530t/h，故補水量為245t/h。

2 設置鄰機加熱系統的必要性

從鍋爐清洗流程看出，清洗對水溫有一定要求，特別是熱態清洗時，鍋爐需點火升溫加熱清洗水，由于該過程持續時間較長，需耗費大量燃料。為降低能耗，很多工程采用等離子點火、微油點火等點火方式，但因啟動階段煤粉燃燼度較低，也無法大幅度提高燃料利用率。

在鄰機運行時，考慮從鄰機引入汽源加熱給水將是一個降低能耗的手段。

3 鄰機加熱系統可選方案

直流爐鄰機蒸汽加熱系統有如下二種方案：

3.1 除氧器加熱蒸汽系統

鍋爐熱態沖洗要求水溫較低時（如本工程：150～190℃），當取180℃，對應飽和壓力1.0MPa，低于除氧器設計壓力。加熱蒸汽只需在除氧器內就可將給水加熱到所需溫度。即需適當加大輔汽至除氧器管徑。

3.2 高加啟動加熱蒸汽系統

鍋爐熱態沖洗要求水溫較高時（如外高橋電廠三期：280℃），受除氧器加熱水溫能力限制，需高壓加熱器參與系統加熱才能滿足溫度要求。即鍋爐給水先經除氧器加熱，再經高壓加熱器加熱提升溫度，達到熱態沖洗的溫度要求。

外高橋電廠三期2×1000MW機組設置鄰機蒸汽加熱啟動系統示意圖2：

該機組啟動期間，引入鄰機冷段蒸汽，將本機除氧器來的給水由120℃加熱到280℃，以減少機組啟動用油量。

這種高加啟動加熱蒸汽系統由于溫度較高，有如下問題：

（1）2號高加由鄰機冷段供汽，出口疏水水溫約280℃左右，與除氧器來水（約120℃）溫差較大，如長期運行，會影響高加換熱管使用壽命，且加熱過程中需嚴格控制加熱器的升溫速率，廠家不建議采用此種方式。endprint

（2）為保證水冷壁安全，省煤器進水須保證欠焓，但啟動過程中280℃的進水已接近飽和溫度，當鍋爐點火升溫后，水冷壁內容易出現過熱汽化，嚴重時導致超溫爆管。

（3）該系統需將兩機再熱冷段管道相連，將增加材質為12Cr1MoVG、管徑DN350的管道約220m，增加進口調節閥，高壓合金鋼電動閘閥四個，高壓止回閥兩只，冷段管道需增加兩個大口徑三通，還會增加大量疏水閥門、管道支吊架、電纜等，算上施工費用，需不少于500萬的投資。

4 本工程鄰機加熱方案

本工程鍋爐熱態清洗水溫要求為150～190℃，結合上述分析，考慮由鄰機輔助蒸汽系統供汽至本機除氧器。

較低的清洗溫度方案既避免了高加啟動加熱蒸汽系統的有關問題，又可充分發揮鄰機加熱的優勢，在鍋爐啟動過程中利用高效的產能加熱本爐給水，熱態清洗時無需點火以節約燃料。只需將部分管段略微放大，除氧器加熱通流增大、安全閥通流和數量增加，增加的投資相對較少，加熱過程控制調節簡單，對鄰機熱力系統工況和效率影響也更小。

4.1 一期、二期主機及主要輔助設備配置情況

4.1.1 二期工程（即本工程）

（1）鍋爐主要輔機配置情況

制粉系統采用中速磨煤機正壓直吹式制粉系統，每臺爐按6臺磨設計。

煙風系統按平衡通風設計，空預器采用三分倉回轉式。每臺爐分別配2×50%容量動葉可調軸流式一次風機和送風機，除塵器后設置2×50%容量動葉可調軸流式引風機，不設脫硫增壓風機。

（2）汽機主要輔機配置情況

1）汽機旁路系統

汽輪機采用高中壓缸聯合啟動方式，旁路采用高、低壓兩級串聯旁路系統，高旁容量4×25%BMCR流量，高旁容量為2×32.5%BMCR流量。

2） 抽汽系統

設置8級非調整抽汽。一、二、三級抽汽分別向三臺高加供汽，四級抽汽向除氧器、小汽機、輔汽聯箱等供汽。五～八級抽汽分別向四臺低加供汽。

3）給水系統

采用100%容量單列高壓加熱器，高加水側設大旁路。設置2×50%容量汽動給水泵，不設電動啟動給水泵。

（3）一期工程

2×630MW超臨界燃煤發電機組。由于一期輔汽母管設計參數為0.8MPa（g）～1.2MPa（g），可以滿足加熱給水到180℃、1.0MPa.a壓力的需求。

4.2 本工程鄰機加熱系統設計方案

4.2.1 輔助蒸汽耗量計算

啟動清洗過程輔助蒸汽最大耗量均發生在開式清洗階段，故以下分析僅考慮冷、熱態開式清洗過程輔汽耗量。

（1） 鍋爐冷態清洗輔助蒸汽耗量

冷態開式清洗時水量按30%BMCR選取，除氧器中給水需由20℃加熱到110℃，所需加熱蒸汽約為115t/h。

（2）鍋爐熱態清洗輔助蒸汽耗量

熱態清洗時，水溫按180℃考慮。水量按25%BMCR（約775t/h）計算：

1）如由鄰機四抽供汽，THA工況下蒸汽參數為371℃、1.165MPa，給水由20℃加熱到180℃，所需蒸汽170 t/h。

2）如采用鄰機冷段經輔汽系統供汽，冷段蒸汽經調節閥后的參數為307℃，1.165MPa，給水由20℃加熱到180℃，所需蒸汽180 t/h。

熱態清洗時所需的蒸汽流量與排污量、管道系統熱量損失相關，但由于部分疏水被回收利用，加熱系統所需的蒸汽耗量將有所降低。

初步計算，鍋爐熱態清洗進水溫度在180℃時，需鄰機提供輔助蒸汽最大量約200t/h（考慮除氧器加熱、小機用汽及大小機軸封等必須用汽量）。

4.2.2 鄰機加熱汽源點的確定

本工程鄰機加熱汽源有三個：一期輔汽、領機四段抽汽、鄰機冷段抽汽。

根據本工程《汽輪機技術協議》：“除回熱抽汽及給水泵汽輪機用汽外，機組能供給廠用蒸汽量：冷段90t/h，四級100t/h（單獨抽汽），此工況下汽輪機能發出THA工況銘牌功率”。因此，可考慮二期鄰機輔汽的供汽量為100t/h。

根據一期《汽輪機技術協議》：“除回熱抽汽及給水泵汽輪機用汽外，機組能供給廠用蒸汽量：冷段20t/h，四抽75t/h，五抽30t/h，此工況下汽輪機能帶額定負荷（THA）。汽輪機THA工況時冷段、四抽供汽量分別為60t/h、100t/h（單獨抽汽）”。因此，可考慮一期兩臺機組到二期的輔汽量為100t/h。

為不影響一期機組負荷，除本工程第一臺機組首次啟動時不采用鄰機加熱系統外，本工程機組啟動清洗加熱蒸汽均用本期工程鄰機及一期兩臺機組輔汽滿足，而各機組輔汽均來自四抽或冷段。

鄰機加熱系統設置如圖3。

5 鄰機加熱系統經濟性分析

如前所述，本工程如采用高加啟動加熱系統，需增加初投資不少于500萬元，且運行方式比較復雜、影響加熱器安全性，因此本工程不采用此方案。

通過對鄰機蒸汽加熱啟動系統配置及輔汽系統供汽能力的計算，可以看出本工程采用鄰機輔汽系統供汽至本機除氧器加熱啟動系統方案是完全可行的?，F將設與不設鄰機輔汽啟動加熱系統方案作進一步技術經濟分析：

方案一：不設置鄰機蒸汽加熱啟動系統，鍋爐熱態清洗階段采用等離子點火加熱給水方式。

方案二：設置鄰爐加熱系統，采用輔汽在除氧器內直接加熱給水，滿足熱態清洗水溫要求。

5.1 初投資比較

方案二僅需對方案一進行如下較小改動即可實現：

（1）方案二VS方案一，一期至二期、二期兩機之間輔汽聯絡母管及閥門需適當增大規格。

（2）方案二VS方案一，二期輔汽至除氧器管道及閥門需適當增大規格。endprint

（3）方案二VS方案一，除氧器加熱蒸汽通流能力需增加，并需要適當提高安全閥排汽量。

方案二比方案一增加的投資見表2（均按兩臺機組考慮）：

由此得知，對方案一進行較小改造即可實現鄰爐輔汽系統來汽加熱啟動系統（即方案二），增加初投資約為261.84萬元。

5.2 運行費用比較

5.2.1 鍋爐冷態清洗過程

兩方案鍋爐冷態清洗過程基本一樣，均可通過鄰機向除氧器供汽加熱鍋爐清洗水至110℃左右完成冷態清洗，所產生的運行費用也一樣。

5.2.2 鍋爐熱態清洗過程

為便于計算，兩種方案均按全過程77h開式清洗考慮。

（1）方案一

由于方案一受系統容量的限制，除氧器無法將給水加熱到熱態清洗的溫度要求，鍋爐熱態清洗時需要本爐點火升溫，當水冷壁溫度達到規定溫度時，通過控制燃料量，維持給水溫度在一定欠焓條件下，邊進水邊排放。

本工程鍋爐采用等離子點火技術，啟動點火到30%BMCR負荷期間的平均耗煤量約為55t/h，啟動清洗過程中煤耗稍低，可按35t/h考慮（磨煤機最小出力約為26.83t/h），則77h耗煤2695t。設計煤種Qnet為20.092MJ/kg，則鍋爐熱態清洗耗煤折合1847.5 t標煤。標煤價按1027元/t計算，則因耗煤產生的運行費用為：

（1847.5×1027）/10000=189.75萬元

此外，鍋爐點火前，三大風機均已投用，等離子裝置投用，估算從鍋爐點火至熱態清洗完畢過程中將消耗的電量為：

5000×77=385000 kW.h

本工程發電成本按0.3417元/ kW.h考慮，則因耗電產生的運行費用為：

0.3417×385000/10000=13.16 萬元

每臺機組鍋爐熱態清洗產生的運行費用：189.75+13.16=202.91萬元

（2）方案二

通過對方案一進行較小改造，即可將給水加熱到鍋爐熱態清洗水溫要求，熱態清洗時不需本爐點火啟動，通過鄰機供汽加熱啟動系統。

本臺機組熱態清洗期間加熱蒸汽量為～13090t。折算為供熱量約為41888GJ，相當于～1429噸標煤?？傔\行費用（1429×1027）/10000≈146.76萬元。

因此鍋爐熱態清洗過程中，方案二比方案一節省運行費用為：

202.91-146.76=56.15 萬元

5.3 兩種方案比較匯總（表3）

說明：（1）每年每臺機組啟動按1次計算；（2）20年折現系數10.55。

從上表看出，方案二初投資比方案一多261.84萬元，但采用方案二機組冷態啟動收益可觀，20年兩臺機組折現綜合收益為923萬元，因此采用鄰機蒸汽加熱經濟性較好。

6 結語

根據上述分析可見，僅需對機組輔助蒸汽系統進行較小改造，在相鄰機組運行時，輔汽系統能提供符合要求的汽源至本機除氧器，通過除氧器加熱給水，實現本機冷態和熱態啟動清洗，該配置方案可以節省大量燃料及廠用電，具有長期的節能優勢，20年兩臺機組折現綜合收益為923萬元，因此本工程鍋爐設置鄰機輔助蒸汽加熱啟動系統。

參考文獻：

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