（浙江浙能乐清发电有限责任公司浙江温州325000）
摘要：在燃煤电厂机组的启动过程中，由于启动初期的主、再热蒸汽过热度和流量均较低，减温水温度也较低，投运减温水极易导致水塞，从而引起爆管；此外，汽轮机冲转对蒸汽和缸温差也有严格要求。本文主要从集控运行的角度，研究了超临界机组在启动过程中免投减温水的方法，从根源上避免启动过程中因投减温水不当而导致的水塞事件，同时也满足汽轮机冲转蒸汽参数的要求，从而保障机组启动过程的安全和稳定。
关键词：660MW；机组启停；减温水；水塞；超临界
0引言
在电厂机组启动过程中，由于锅炉主、再热蒸汽流量较低且蒸汽过热度较低，减温水量/蒸汽量比例较高，且减温水温度较低，故极易发生因减温水总量过大、雾化不良、流量波动等原因造成的锅炉受热面水塞以及氧化皮脱落堆积，最终引起锅炉受热面管壁爆管[1]。另一方面，由于汽轮机多数情况为冷态冲转，在满足过热度的前提下，又要求蒸汽和汽轮机缸体温差不过大[2]。针对此类问题，本文以660MW超临界机组为例，研究了机组启动过程中20%负荷以下不投减温水技术策略。
1概述
某电厂#1机组锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊Π型结构、露天布置燃煤锅炉。炉膛内部上方从炉前方向向后依次布置前屏过热器、后屏过热器；水平烟道部分从炉膛出口起沿烟气流程依次布置高温再热器、高温过热器。尾部烟道部分沿烟气流程依次布置低温再热器、省煤器等受热面。锅炉过热器汽温通过煤水比调节和两级喷水来控制；再热器汽温采用燃烧器摆动调节，再热器进口连接管道上设置减温水。炉膛设置六层煤粉燃烧器（A/B/C/D/E/F）、三层油枪（AB/CD/EF），采用四角切圆布置方式，如图1所示。
图1某电厂#1炉燃烧器及风门布置
2无减温水启动方法
2.1尽量提高锅炉启动过程中给水温度，提高产汽量/燃料量比例
1）尽早利用辅汽加热除氧器提高给水温度，保证除氧器水温100℃以上，水质合格后，创造条件进行炉水循环。
2）锅炉水冷壁温度必须达到80℃以上，再及时启动引、送风机，视炉膛烟温情况逐步投入底层大油枪运行，关闭SOFA风门，采用集中配风方式，调整二次风门在合适开度，逐步提高炉膛烟温。
3）在保证锅炉水动力稳定的前提下，尽量降低启动过程中给水流量。
4）条件允许情况下，及时投入高、低加，提高给水温度。
5）锅炉点火后，在升温升压阶段，为提高锅炉产汽量，提高蒸汽流量以控制受热面管壁升温速率，在锅炉热态冲洗水质合格后，即开启启动启动分离器至除氧器疏水#3电动门，逐步开启#3疏水调整门以回收热量和工质。
2.2保证锅炉燃烧稳定
1）待锅炉起压后再启动第一套制粉系统，煤量保持低限14t/h左右运行，并通过撤出锅炉CD层油枪调整燃烧率，控制燃料量平稳过度。避免引起锅炉受热面管壁温度以及锅炉汽温汽压大幅波动。
2）在锅炉点火升参数阶段，燃烧器区域下三层各二次风门保持50%以上开度，上三层各二次风门保持5%左右开度以维持冷却流量，同时关闭各层分离燃尽风门，通过微开两层紧凑燃尽风门开度来控制炉膛二次风差压在0.2～0.3kpa范围，实现锅炉集中配风，以控制锅炉燃烧火焰中心在较低位置增加水冷壁受热面吸热量。
3）严格控制煤量增加速率，降低冲转参数，在主机冲转过程中再慢慢增加煤量，这样能保证初期蒸汽与缸温偏差较小，利用暖机过程升温升压。待汽机3000转并网前再启动第二套制粉系统。
2.2其它方面策略
1）主蒸汽管道起压后，应尽早手动缓慢开启高压旁路，在压力达到要求时，将高压旁路转入自动控制，期间不得快速增加燃料量，避免汽温和金属壁温快速上升。再热器起压后，应通过压力的设定，尽早使低旁保持较大开度维持流通，随着压力设定值逐渐提高，直至汽轮机冲转要求。
2）锅炉启动过程，应加强对过热器的壁温监视，在壁温不超过饱和温度以前，控制升压速度≯0.09MPa/min。同时注意控制锅炉燃烧量，使炉膛均匀受热，利用烟温烘干受热面内的积水，防止个别管子积水形成水塞。
3）锅炉在湿态与干态转换区域运行时，应尽量缩短其运行时间，并应注意保持燃料控制的稳定，使汽水分离器水位单向变化，防止锅炉受热面金属温度的大幅波动。
3总结
在机组实际启动过程中，应用以上策略，均能实现在机组20%负荷以下不投用过热器一、二级减温水和再热器减温水，同时蒸汽参数完全满足汽轮机冲转要求，并取得较好得效果。实际上，采用以上策略后，在机组负荷达到300MW前，过热器一、二级减温水、再热器减温水基本可以保持零投用。此外，某电厂在推广启动过程免投减温水的技术方法后，因水塞引起的爆管事件至今未再发生过。
参考文献：
[1]康科伟.锅炉受热面管水塞问题的分析研究[J].山东工业技术，2018（10）：42+14.
[2]黄伟，张建玲，彭敏，黄来，郭卫华，程贵兵，何军民.超临界600MW机组冲转时主蒸汽温度偏高的防治措施[J].热力发电，2009，38（05）：42-44+58