600MW超临界机组高压加热器运行控制策略

600MW超临界机组高压加热器运行控制策略

李理锡,杨宁

广东珠海金湾发电有限公司，广东珠海 519000

【摘要】火电厂锅炉给水通过高压加热器被加热从而提高机组循环热效率，高加的故障停运将直接导致机组给水温度降低、煤耗增加、效率降低。同时，受锅炉脱硝系统（SCR）入口烟温和凝结水流量的限制，机组出力将会受限。本文针对高加的正常运行对机组运行的安全性和经济性影响，提出了相应的运行控制策略，以提高高加投入率和保障高加退出时机组的安全运行。

【关键词】超临界机组 高加投入率 高加故障 节能环保

1  设备概况

广东珠海金湾发电有限公司装机容量为2×600MW，为热电联产机组。锅炉为上海锅炉厂有限公司生产的超临界参数变压运行螺旋管圈、一次中间再热、平衡通风、四角切圆直流燃煤锅炉；汽轮机为上海汽轮机有限公司生产的N600-24.2/566/566的超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机；发电机为上海汽轮发电机有限公司生产的QFSN-600-2型三相同步汽轮发电机组。汽轮机回热加热器系统由三台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器组成。三台高压加热器是上海动力设备有限公司为600MW超临界机组配套生产的，其型号分别为JG-2490-1-3 、JG-2460-1-2、JG-1520-1-1。

2提高高加投入率的主要措施

2.1高加投退操作严格按规定执行

高压加热器内部结构分为水侧和汽侧两个部分，正常启动逻辑是按照系统随机组滑启，当特殊情况不能实现滑启的时候，则会按照原则“由抽汽压力低到高”进行前后顺序地投入运行；高压加热器停运一般情况下也是采用滑停的方式，且一般原则是先停汽侧，再停运水侧，如果遇到特殊情况无法滑停的时候，采用“由抽汽压力高到低”的原则进行顺序停止运行。

对于高压加热器来说，一般运行下限制温度变化的幅度不能高于69℃/小时，否则有可能会由于温度变化过大导致设备收到热冲击。随着设备接触温度幅度和变化率的不断变化，高加发生故障和收到损坏的情况也会增加，具体分析下表1所示。

表1 温度变化率的预计循环寿命

从上面的表1中数据可以得出，如果高压加热器设备的内部温度变化率不高于110℃/h 时，那么对设备基本上没有任何损坏的，所以不会限制此种情况下设备的运行时长。当温度变化率在220℃/h左右时，高压加热器的预计寿命将会减少到可以循环300000 次，说明这样的变化率下对设备已经有了一定的损坏，但是依然可以使用较多次数；如果温度变化率继续提升，到440℃/h的时候，可以发现设备的寿命急剧减少到了20000次，说明此种温度变化率对高加寿命有了较大影响；而当温度变化率超过400℃/h达到780℃/h的时候，寿命将会减少为1250次，极大的影响到了设备的运行情况，所以一定要避免。

为此，设计了一系列的投退规范。规定高压加热器在投退的过程之中，应当严格保持其出水温度变化率在2℃/min以内，同时密切关注负荷的变化趋势，提前做好应对；由于机组一般拥有多个不同的高加设备，所以投运的时候规定每个高压加热器的电动抽汽门当运行到全开的状态之后，还需要保持至少10min时间，待情况稳定后再去投入下一个高加设备；同样的，在停运高压加热器设备的时候也需要在全关每个抽汽电动门之后保留最少10min时间，然后在对下一个高加进行推出的操作，切勿加快时间，迫切退出。

注意：给水水质未达到合格标准时（溶氧不超过10ppb，PH值9.0～9.6，含铁小于10PPb），高加系统不得启动；检修后的高加需要进行查漏，严禁将泄漏的加热器投入运行；水位计完好，报警信号及保护动作正常的情况下才允许投运。

2.2做好高加的监视调整、巡视检查和定期工作

高加在运行中泄漏故障时有发生，运行中必须要做好监视检查，包括抽汽压力、温度，高加水位以及疏水温度、加热器端差等。加减负荷时，若正常疏水阀自动调节迟缓，必须及时手动干预，避免对机组的运行带来不良的影响。通过观察高加水位、正常疏水阀开度及给水流量的变化，及时发现泄漏问题，快速处理故障，避免汽机进水的发生。

就地设备的巡视检查，包括水位指示清晰，水位正常，疏水阀动作正常；加热器保温良好，无振动及汽水冲击声，汽水管道无泄漏；水位调节仪设定正确,动作可靠；检查加热器支撑活动端自由膨胀收缩。

定期执行抽汽逆止门和危急疏水门活动试验，对开启时间过长的和存在卡涩现象的要找出原因，及时处理，确保阀门动作正常，避免高加突然退出运行，导致汽机压力突变和锅炉产生热冲击。

注意：机组负荷控制尽量保证平稳，减少对高加的热冲击，机组负荷≥550MW时将负荷变化率改为9MW/min，同时退出INFIT系统的调频模式，防止高加超负荷运行，影响使用寿命。定期对高加运行参数进行分析，发现运行中存在的异常问题及时处理。

3机组运行时高加退出的运行控制策略

3.1高加退出时机组的运行控制

任一台高加退出运行,若压力较高的加热器仍在运行,机组负荷不超过90%额定负荷；在三个高加全部切除机组仍可带额定功率运行，但要注意凝结水流量的变化,加上机组带供热，负荷控制应以凝泵不超流量为限，通常也是不超过90%额定负荷；高加退出运行时,机组不准超负荷运行。

高加退出，锅炉烟温会明显降低，而SCR入口烟温过低会生成铵盐，堵塞催化剂通道和微孔，影响锅炉运行。若有计划需退出高加，在退出前，可以暂停吹灰，尤其是减少对省煤器吹灰，在退出后再根据锅炉管壁温度、烟温适当吹灰。

在退出高加时，需将供热至中调在线切换至该机组供（确保负荷不低于300MW），负荷在400MW以下时将供热量全部转至该机组供（试验证明此方式能保证SCR正常投运），若机组没带供热，则需向中调申请该机组出力限低400MW；另外，高负荷期间凝结水流量不能满足运行要求时，可将供热转移至邻机供。

注意：排烟温度、煤水比、中间点温度、汽温汽压、汽机推力瓦温度和轴向位移等参数变化及高加旁路运行状态；高加应隔离到位，压力、温度逐步降低，机组真空不受影响；监视凝结水系统参数运行正常；及时调整机组负荷，满足SCR投运要求。

3.2高加退出时机组停运过程控制

高加退出，当需要停运该机组时，我们面临的最大问题就是，随着降负荷，烟温下降，极易造成SCR提前退出，导致NOX排放超标的环保事故，为此必须合理安排好停机计划。

停机前，首先要跟中调确认好机组解列时间，同时统筹做好停机准备。通知化控、环控做好相关准备；打印好相关操作票；电气方面进行锅炉疏水泵、顶轴油泵、主机盘车、小机盘车等电机测绝缘，做好厂用电切换准备；汽机方面将阀门控制方式由顺序阀切换至单阀运行，做主机AOP、TOP、EOP自启动试验，确认汽机本体各疏水阀联锁已投入，各疏水手动阀开启；锅炉方面将空预器扇形板强制提升至最高位置，等离子拉弧，启动轻油系统备用，安排好供热、辅汽切至邻机供。

人员安排合理、到位，分工明确，做到有条不紊，操作连贯，尽量缩短停机时间，确保SCR全程投运。停机前尽量提高主汽温，减少对水冷壁、再热器、省煤器吹灰，保持停机过程主汽温稳定；综合SCR允许投入温度与硫份关系，在停机前尽量上热值偏低、水份稍高、硫份低的煤种，以提高SCR入口烟温。喷氨允许温度是一个动态变化的值，主要受氧量、硫份、NOX含量影响，为此应做好烟温曲线，同时严密监视氧量及NOX变化，及时调整送风量，负荷250MW至300MW之间保持ABC三台磨煤机运行较为合适。

注意：停机过程中除保证烟气排放合格外，还应考虑SCR入口烟温低（305℃以下）喷氨生成铵盐堵塞催化剂通道和微孔，致使催化剂活性降低使用寿命下降的不良影响，为此应提高停机效率，缩短SCR入口烟温低于305℃时的喷氨投入时间。

4高加运行控制策略应用情况

以上运行控制策略从提出到实际应用，得到运行部的高度重视和运行各值的大力支持及积极响应，取得了较好的实效。

2021年发生了两起退高加的事件，分别是6月7日，#4机因#1高加危疏阀前手阀外漏而退出#1高加汽侧进行处理，当天处理完毕； 8月27日，#3机因#3高加出现内漏而将高加系统解列隔离#3高加进行处理，由于隔离不严并无法处理，直到11月14日#3机组停运转大修，期间高加停运约75天。2021年高加投入率见下表2：

表2  2021年高加投入率表

由上述可知，影响高加投入率的原因均是高加系统出现设备缺陷所导致，除此之外均为100%投入。通过合理运用我们制定的高加运行控制策略，机组的安全性和经济性得以有效提升。另外，两台机组无论是正常运行及停机过程均没有发生因为高加系统原因而出现脱硝喷氨退出烟气排放超标的情况。

应用实例如下：

下图1为#3机组因#3高加内漏而高加全部退出运行时锅炉SCR入口烟温曲线，通过高加退出运行控制策略的合理运用，机组减负荷至300MW时A侧烟温最低313℃，B侧烟温311℃，烟温随后回升，脱硝系统运行正常。

图1 高加内漏时锅炉SCR入口烟温曲线

下图2为#3机组2021年11月14日停机时锅炉SCR入口烟温曲线，当时#3高加因内漏汽侧隔离，通过高加退出运行控制策略的合理运用，01：21锅炉MFT时，A侧烟温306.5℃，B侧烟温310.5℃，脱硝系统随机组解列同步退出。

图2 正常停机时锅炉SCR入口烟温曲线

5结束语

在当前煤价高企，机组可利用小时数急剧减少，机组启停频繁，国家环保政策要求越来越严格的情况下，高加系统的安全可靠运行，对机组的能耗及锅炉烟气NOX排放的影响无疑是非常重大的。同等条件下，节能减排做得越好的机组才具备市场竞争力。该控制策略实施简单，运行操作规范统一，保障了高加系统的可靠运行，取得了较好的实效。在保障机组安全运行、满发，满足社会用电需求促进经济发展的同时有效降低了机组能耗，达到节能减排的目的。另外，两台机组无论是正常运行及停机过程均没有发生因为高加系统原因而出现脱硝系统喷氨退出导致烟气排放超标的情况，为国家的环保事业作出了应有的贡献。

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作者简介：李理锡（1977年10月），男，汉族，广东新会，本科，研究方向火力发电厂集控运行技术