内容摘要：目前，设计有炉水循环泵的大型直流锅炉机组在启动过程中，经常由于各种原因导致炉水循环泵不能正常工作而退出运行，进而带来热量和工质损失较大、给水流量控制难度大，燃料控制、汽温控制困难等一系列问题。本文针对大型直流锅炉机组在无炉水泵启动过程中的相关问题进行具体分析，并在此基础上提出了相对应的控制策略。
关键词：火电厂 启动 无炉水泵 控制
随着发电技术的发展，大容量、高参数火电机组近年来大量投入电网，现在超临界机组已成为中国电力生产市场的主力机型。然而，在大型直流锅炉中无炉水泵启动是一个普遍存在的问题。探讨和优化大型直流锅炉无炉水泵启动过程中的相关参数控制，对提高电厂机组启动的安全性和经济性都具有极大意义。
2014年10月6日二值夜班，国电荥阳电厂＃2炉无炉水循环泵启动。＃2炉给水流量低1值MFT保护被解除，仅保留给水流量低2值锅炉MFT保护。调试要求控制省煤器入口流量在480t/h～500 t/h之间。因为省煤器入口流量测点与实际相比偏小。决定以锅炉给水管道上的测点为标准，控制锅炉上水流量在500 t/h左右。贮水箱水位由溢流阀自动控制在7m 左右。锅炉点火之前保持上水量445 t/h，省煤器入口流量313 t/h，由于启动初期电泵投自动时，省煤器入口流量有大于500 t/h的流量，贮水箱溢流量比较大，锅炉升温、升压速度慢，除盐水消耗大。锅炉初始点火投入了E3、E5油枪，锅炉上水流量调整到500 t/h，高旁开度4%，低旁开度10％，随着锅炉升压后，高旁开至21％。随后有投入A1、A2、A4、A5五只油枪，燃烧一段时间后又投入F磨煤机运行，煤量增至24 t/h，高旁开大至74％，低旁开至35％，此时主蒸汽温度417℃左右，主气压2.06MPa，高旁开始关小，锅炉开始升压，在汽机冲转前投入C1、C3、C4油枪，总煤量26 t/h，汽机冲转时高旁开度37％，低旁开度36％，主气压力6.73MPa，主蒸汽温度500℃。汽机开始冲转，至3000转时总煤量30 t/h，并网后以2t的幅度增加燃料量到36 t/h，锅炉的给水量也由并网前的500 t/h增加到536 t/h。当省煤器入口流量增加到500 t/h时，电泵投入自动。机组负荷50MW时A磨煤机投入运行。负荷上升到180MW时并入汽泵B稳定运行后进入干湿态转换，此时的燃煤量71 t/h，9只油枪(1.2t/h)，主蒸汽流量613 t/h，省煤器入口流量602 t/h，分离器出口温度314℃，锅炉给水703 t/h，贮水箱溢流阀开度29％。
从机组点火启动到机组干湿态转换，都需要对锅炉水冷壁的温度进行密切的监视，根据水冷壁温升速度适当的增加燃料和锅炉的给水量。机组启动过程贮水箱水位比较平稳，溢流量较大，由于减温水量不够，混温箱温度最高时达100℃。，启动阶段严禁人员进入混温箱附近。针对无炉水泵启动过程中遇到的各种问题，现在就以下几个方面进行初步的探讨学习：
一、给水流量控制的问题
根据调试交底，控制省煤器进口流量在480－500t/h之间，大多600MW直流炉的本生流量在440t/h左右，因省煤器进口流量低负荷时不准，实际控制总给水流量在480－500t/h之间，在启动期间根据燃料量，对给水流量略有调整。给水流量低1值炉MFT保护解除。
二、给水的温度控制问题
需要注意的是＃2机除氧器加热用的是＃1机组接带的辅汽，根据以往经验，600MW机组在满负荷时供辅汽量最大为120t/h，现我厂＃1、＃2机组辅汽联箱没有流量测点，如＃2机组辅汽用量过大，对于＃1机组的金属管壁温度和排烟温度均有很大影响，也很不安全。
另外，给水温度偏低，在70℃左右，为防止水冷壁金属壁温温升过快或超温，就需要控制燃料，实际为28t/h煤加上5只1.3t/h油枪，温升不是很快，水冷壁金属壁温控制的很好。
三、汽水分离器储水箱水位及溢流流量
调试交底要求控制储水箱水位在7m左右，同时闭锁溢流旁路阀并保持常开，实际控制较为正常，在高旁开度40％－70％时，溢流流量完全满足启动要求，在操作高旁或加减燃料时，水位波动，可以通过溢流旁路阀的开关来调节。严防汽水分离器满水。
四、高旁的开度问题
为了尽可能减小排放量，调试要求提高高旁流量，最大可以开至70％。实际控制起来对减小排放确实有效，但机侧主蒸汽温度上升缓慢，因为压力较低，很长时间保持在3－4MPa,导致主汽门前疏水不畅，温度较低，温升远远小于炉侧主蒸汽温升，而汽机高压调节级金属温度在430℃，为了缩短启动时间，关小高旁升压。实践证明，高旁开度在40％左右，主汽开始升压，说明此时的蒸汽流量刚刚与旁路流量相匹配。
因为高旁开度较大，为控制再热蒸汽压力，低旁投入自动，有一段时间全开，阀后温度91℃较高，通过三级减温后大致在45℃－50℃，对凝汽器影响较小。
五、炉疏水扩容器及混温箱的温度、压力
混温箱排水温度原设计60℃以下，压力0.6 MPa，温度150℃，疏水扩容器1.6MPa，380℃，为防止混温箱及疏水扩容器起压，控制温度在100℃以下，原水减温流量在300－400t/h。
六、燃料量的控制
因为炉膛内的热量大部分被水冷壁吸收，造成排烟温度较低，一次热风温度上不去，即使在暖风器投运的情况下，F磨的入口一次风温也在150℃－180℃，导致磨接带的负荷较低，在这种情况下，只有投油提高炉膛出口烟温。
七、除盐水
本次启动共计用水2620t，除盐水箱及原水池水位基本保持不变，从升温升压速度加快后，启动大除盐水泵补水，＃2机补水流量300t/h左右。水厂供水850t/h，完全满足无炉水泵时机组启动需求。
八、炉内水循环工况
因给水流量控制较低，水冷壁金属温度偏差有时达到50℃，在180MW开始干湿态转换，230MW时完成，汽水分离器A出口温度一直较其它三个低，结合两侧烟温偏差，也有可能是空气动力工况的问题。
结语
综上所述，我国火电机组的发电技术虽然在不断的完善中，但实际运行的安全性和经济性却容易受设备可靠性和人员的操作调整的影响。当然，我厂两台锅炉无炉水泵启动是不利于机组安全稳定的，但是，如何在这种情况下保证机组能根据上级要求及时启动，同时又能在保证安全的前提下，最大限度的提高机组的经济性，是值得我们每一个火力发电厂电厂运行人员继续探究和完善的问题。，本文所提出的的针对性经验措施是在我厂经过实际运行验证的，希望这些经验能为同类型电厂所用。
