陈俊徐民

大唐华东电力试验研究院

0 引言

燃气-蒸汽联合循环机组以其热效率高、经济性好、调峰性能好、清洁燃烧、建设周期短等特点在我国乃至世界范围内快速发展。江苏省某电厂400MW级燃气-蒸汽联合循环2号机组于2019年5月调试运行成功。其中余热锅炉的调试技术和运行控制方法对同类型燃气—蒸汽联合循环机组的优化设计和调试具有一定的借鉴意义[1]。

1 概述

该电厂400MW级燃气-蒸汽联合循环供热机组采用“9F”级燃机分轴联合循环一拖一布置形式。机组由一台GE公司生产的燃气轮机、一台东方凌日公司生产的余热锅炉和两台哈尔滨电气公司生产的发电机组成。余热锅炉的额定出力420t/h，露天布置，无补燃、自然循环，卧式炉型。锅炉具有高、中、低三个压力系统，一次中间再热；过热、再热汽温采用一级喷水调节。余热锅炉设计参数见表1。

表1 余热锅炉设计参数

2 主要系统及设备

2.1汽水系统

锅炉汽水系统包括高压、中压（再热）、低压汽水系统，其中低压系统包含热力除氧系统。

2.1.1 低压系统

凝结水（给水）通过凝结水加热器进入除氧器。经除氧头除氧后的水直接进入低压锅筒。低压锅筒内的饱和水由下降管引入低压蒸发器，蒸发器出口的汽水混合物回到低压锅筒形成自然循环；低压锅筒的饱和蒸汽，一部分通过上升管进入除氧器除氧，另一部分进入低压过热器，然后进入汽轮机低压缸。同时为防止凝结水加热器的低温烟气腐蚀，锅炉还设置凝结水加热器再循环管路，以提高凝结水加热器的进口水温，避免该受热面低温腐蚀。

2.1.2 中压系统

低压锅筒的水经中压给水泵升压后流经中压省煤器、调节阀进入中压锅筒。中压锅筒内的饱和水由下降管引入中压蒸发器，蒸发器出口的汽水混合物回到中压锅筒形成自然循环；中压锅筒内的饱和蒸汽进入中压过热器，然后进入冷再管路，与高压缸排汽混合后进入再热器，最后进入汽轮机中压缸作功。在一、二级再热器之间管路上设置一级喷水减温器，以控制再热蒸汽温度。

2.1.3 高压系统

来自低压锅筒的水经高压给水泵、调节阀、高压一级、二级、三级、四级省煤器进入高压锅筒，为了防止高压省煤器汽化，高压省煤器还设置旁路系统以控制高压省煤器出口温度。高压锅筒内的饱和水由下降管引入高压蒸发器，蒸发器出口的汽水混合物回到高压锅筒形成自然循环；高压锅筒内的饱和蒸汽进入高压一级、二级、三级过热器，然后进入汽轮机高压缸。在高压二、三级过热器级间管路上设置一级喷水减温器，以控制高压过热蒸汽温度。

性能保证工况下各蒸发系统的循环倍率见表2。

表2 汽水系统循环倍率

2.2 排污系统

锅炉岛内配置有一个定期排污扩容器和一个连续排污扩容器。每个锅筒都设置了一路连续排污管路和一路事故放水管路（启动放水），放水分别引到定期排污扩容器。

高、中、低压蒸发系统分别各设三个定期排污点，其定期排污从集中下降管的底部（分配集箱）引出，分别引到定期排污扩容器。

2.3 余热利用系统

在凝结水加热器中间管屏（第六管屏）位置接一路热水至水-水换热器，用于外部系统供热水以及天然气的预热，换热后的热水升压后送回主凝结水管道。系统示意图见图1。

图1 余热利用系统图

3 调试

2号机调试期间，机组共启动7次、停炉6次。停机原因为吹管期间正常停炉、设备异常、或操作失误[2]。调试时间安排和主要工作内容见表3。

4 调试技术主要特点

4.1 锅炉酸洗工艺

本次酸洗分为水冲洗和化学清洗两个步骤，并对余热锅炉的高、中、低压系统进行独立清洗，以避免各系统间产生交叉污染。

4.1.1 水冲洗

清洗高压回路：清洗箱→清洗泵→临时管道→高压给水管道→高压省煤器→高压汽包→高压蒸发系统→下联箱→底部回液阀→清洗箱。

清洗中压回路：清洗箱→清洗泵→临时管道→中压给水管道→中压省煤器→中压汽包→中压蒸发系统→下联箱→底部回液阀→清洗箱。

清洗低压回路：清洗箱→清洗泵→临时管道→低压给水管道→凝结水加热器→低压汽包→低压蒸发系统→下联箱→底部回液阀→清洗箱。

当排水水质澄清无颗粒物时结束冲洗，后进行化学酸洗。

4.1.2 EDTA酸洗

建立热力系统循环回路，维持汽包正常水位。当温度升至65℃左右时，先加缓蚀剂，控制浓度为0.3%～0.5%，循环均匀后再添加EDTA，控制浓度为2%～4%。同时加入适量还原剂，通过化验调整氨水的加入量。在此过程中将温度维持在85℃～95℃。当EDTA残余浓度（残余浓度应控制0.5%以上）和全铁基本稳定时，监视管路清洗效果，运行1小时后结束清洗。

表3 调试进度表

化学清洗结束后，停清洗泵。通过管路进行热炉放水。此过程加强疏放水排放，减少死区、盲区的沉积物。

放水结束后，迅速打开汽包两端人孔，临时安装轴流风机进行通风，同时应尽快打开与下联箱及省煤器相连的阀门或接口，使锅炉处于自然通风状态，利用炉膛余热将炉内烘干。

4.2 给水系统调试

余热锅炉辅助系统调试从给水泵、凝结水加热器再循环泵、抽水循环泵，热水循环泵、锅炉排水回收泵等单体调试结束后的动态交接验收开始，包括联锁保护试验、给水泵、凝结水加热器再循环泵等带负荷试运行、系统投运、锅炉进水冲洗及动态调整等项目。

4.3 三压汽包解耦降压吹管工艺

本次吹管的吹扫蒸汽取自燃机空负荷运行加热余热锅炉产生的蒸汽。吹管采用降压吹管的方式，对锅炉高中压系统分段进行解耦蒸汽吹扫。由于余热锅炉的高压、中压、低压系统吹管压力因此需设计相应的临时管路以符合吹扫要求[3]。

本工程创新提出“余热锅炉三压系统的吹管系统优化”方案，即“对高、中压汽水系统在结构上进行临时解耦、配合独立吹扫”，通过优化临时管道结构布置，实现高、中压汽水系统的临时解耦，避免高、中压系统单独吹扫时造成的交叉污染，有效提高了吹扫的清洁效率，大幅节约了清扫时间，显著降低了蒸汽用量，确保吹管节点的安全、顺利、高效完成。

4.3.1 高压系统吹管流程

高压系统吹管流程：高压汽包→高压过热器→高压主蒸汽管→高压主汽门→临时管道→临冲阀1→高旁阀后旁路管道→冷再管道→集热器→各级再热器→热再热管道→中压主汽门→临时管道→靶板→消音器。见图2。

4.3.2 中压系统吹管流程

中压系统吹管流程：中压汽包→中压过热器→中压主蒸汽管→临时管道→临冲阀2→临时管道→消音器。见图2。

图2 高、中压吹管流程图（虚线为临时所接管道）

高、中压旁路及旁路阀前管道因布置受限，采用人工方式清理。在管道安装之前必须进行喷砂处理并由监理单位进行检查，检查合格后再进行安装。

4.3.3 低压系统吹管流程

低压系统吹管流程：低压汽包→低压过热器→低压主蒸汽管道→低压主汽门→临时管道→电动阀→排大气。见图3。

图3 低压蒸汽部分流程图（虚线为临时所接管道）

减温水系统管道先采用水冲洗，锅炉吹管期间再用蒸汽反吹洗；汽包充氮管路在锅炉吹管时，用蒸汽反吹洗；取样及仪表管路吹扫，需在锅炉升压过程中和吹管结束后，用锅炉余气进行吹扫[3]。

整个吹管期间分为三个阶段进行，采用“日启日停”的方式进行工作，每天上午8：00点火升压，18：00停机冷却。在停机后适当进行换水工作，以有效保证吹管期间的水质。冷却的目的是利用热胀冷缩原理使杂质的充分剥离脱落，提高吹管效果，减少吹管次数。

4.3.4 降压吹管参数

为保证吹管系数合格，高压系统的初压范围为3.30MPa～3.80MPa，终选压力范围为2.30MPa～2.50MPa；中压系统的初压范围为1.40MPa～1.70MPa，终选压力范围为0.95MPa～1.10MPa；低压系统的初压范围为0.30MPa～0.40MPa，终选压力范围为0.20MPa～0.23MPa。高、中、低压主汽温度约420℃、230℃、180℃（具体数值根据吹管系数进行调整）。

4.3.5 吹管效果

高压系统蒸汽吹管共计61次，其中试吹管2次，正式吹管59次。并于第60次和第61次，连续2次打靶合格。中压系统蒸汽吹管共计36次，其中正式吹管34次。并于第35次和第36次，连续2次打靶合格。低压系统蒸汽吹管共计41次，其中正式吹管39次。此外，高压、中压过热器及再热器减温水管道反吹的吹管共4次。

余热锅炉蒸汽吹管期间停炉两次，分为三个阶段进行吹管。吹管参数符合锅炉吹管方案；吹管系数均大于1；靶板上最大击痕小于0.3mm，斑痕个数1点，靶板表面呈金属本色。吹管调试质量符合锅炉吹管方案和相关吹管标准。

4.4 安全门校验

1）安全阀的校验顺序应按照其设计开启压力，遵循先高压后低压的原则。

2）当余热锅炉压力升至70%～80%额定工作压力时，拆除校验安全阀的锁紧装置。

3）采用液压顶升装置校验安全阀。

4）在安全阀整定过程中，根据需要进行安全阀起座压力、回座压力、前泄现象的调整。

5）校验后可视情况选择同一系统起座压力最低的一只安全阀进行实际起座复核，二者起座压力的相对误差应在1%范围之内，超出此范围应重新校验。

4.5 整套启动及168试运

4.5.1 第一阶段（空负荷试运）

第一阶段主要工作包括热态冲洗、配合汽机冲转、汽机主汽门、调门严密性试验、协助完成汽轮发电机组、电气设备并网前的各项试验，机组首次并网。

4.5.2 第二阶段（带负荷调试）

第二阶段主要工作包括机组带负荷运行，在此期间余热锅炉要完成各系统的热态调试和投运；完成余热锅炉热态冲洗、安全阀校验等各项工作；汽机超速试验，化学蒸汽汽水取样仪表冲洗；配合进行MCS、CCS等自动的投入、汽水品质调整监督、燃机燃烧调整以及涉网试验。

4.5.3 第三阶段（168小时满负荷试运）

按照《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DLT/5437-2009）进行168小时满负荷试运行工作。168小时满负荷试运行完成后，进行甩负荷试验并对各项设备做一次全面检查，处理试运中发现的缺陷，缺陷处理完毕后，移交生产单位进入生产阶段。

5 异常情况及其措施

5.1 高压主蒸汽超温且过热器减温水流量未达设计值

2号机组满负荷运行时高压主蒸汽较额定值567℃超温，过热器减温水流量需20t/h以上，达到最大设计值，中压主蒸汽欠温2℃～3℃。分析认为余热锅炉高压汽水系统吸热较多，而中压系统吸热较少导致了这种现象。建议检修时进行受热面调整或设计烟气挡板，改变余热锅炉烟气流场，降低高压系统吸热量，增加中压系统吸热量。在高压主蒸汽超温时高压过热器减温水调门全开，减温水流量未达到设计值。经分析，管道系统可能某处存在堵塞发生节流，建议后期检修时检查减温器喷嘴，管道沿程各阀门。图4和图5为相同工况1号机组与2号机组高压减温水系统对比。

图4 1号机组减温水流量

图5 2号机组减温水流量

5.2 2号机组高压给水泵振动大

2号机组B高压给水泵在运行过程中出现流量与设计压力不匹配时，泵驱动端振动大继而引发DCS泵振动高值报警。通过控制泵转速和控制再循环调门开度的方式严格按照泵流量和压力曲线运行，泵振动值恢复正常。

5.3 启动锅炉天然气压力低跳机

启动锅炉设计天然气压力较低，设计工作压力为60kPa，天然气经调压站减压后，温降较大，冬季室外温度较低时，管道容易结冰，导致启动锅炉天然气压力低跳机。管道上电加热器加热功率较小，无法满足加热要求。通过启动锅炉引热水加热调压站天然气管道后解决了此问题。

5.4 余热锅炉异常振动

在燃机燃烧调整中的某些工况点，余热锅炉有明显的异常振动。主要原因：在这些工况下燃机会发生燃烧脉动，造成烟气流场变化引起锅炉异常振动。在锅炉发生异常振动时，应尽快调整燃机出力，避开燃烧脉动工况以避免余热锅炉振动。

6 结语

通过对上述调试要点的把握，该余热锅炉在启动过程中能顺利按照规程进行启动，并稳定运行顺利通过168小时满负荷试运行，为大型燃气—蒸汽联合循环机组余热锅炉的调试提供参考[4]。