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大容量火电机组启停过程中节能措施

文档作者：邢希东马成伟吴宝忠文档来源： 1．天津大唐国际盘山发电有限责任公司 2．国电吉林热电厂		点击数：	更新时间： 2022年02月25日
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热电技术 201 1年第1期(总第109期)
大容量火电机组启停过程中节能措施
邢希东 ，马成伟 ，吴宝忠
(1．天津大唐国际盘山发电有限责任公司，天津蓟县301900；
2．国电吉林热电厂，吉林吉林132027)
摘要介绍了大容量火电机组启停过程中的节能措施，阐
述了小油枪微油点火或等离子无油点火技术，邻炉加热技
术，机组启动汽泵全过程给水及在机组启停过程中采用延时
启动循环水泵、采用单侧风机运行、提前进行凝结水大流量
换水等工作的节能效果。
关键词优化运行无油点火邻炉加热 全过程给水
节能降耗
1 前言
火电机组运行方式优化是热力发电过程中节能
降耗的一个有潜力又有效益的重要领域。通过运行
方式优化实现节能的一个主要优势在于投入资金少
甚至可以实现“零”投资无成本节能。机组启停方式
的优化属于机组运行方式优化的一个重要方面，机
组启停方式优化可以从锅炉、汽机两个方面着手。
电气系统在机组启停方式上可优化的方面比较少，
需要更新的技术和优化策略的支持。锅炉侧的优化
目前相对比较成熟的领域主要是点火升参数阶段，
以节约燃油为主要衡量指标。汽机侧的优化目前相
对成熟的领域是上水阶段，以节约厂用电为主要衡
量指标。
2 锅炉点火技术
在油价日益高涨的今天，点火用油已经成为电
力企业支出中比重很大的一部分，因此，电力企业采
用少油、无油点火逐渐成为一种趋势。目前常用的
较为成熟的新型点火方式可分为小油枪微油点火和
等离子无油点火。从能量的转化和守恒定律来看，
要想达到机组点火冲转或吹管等工作的蒸汽参数要
求，必需耗费一定发热量的燃油或燃煤。微油点火
与等离子无油点火的共同点就是产生一个火种，以
点燃煤粉来代替燃油，从而达到节省燃油的目的。
2．1 微油点火和等离子无油点火技术
微油点火系统主要由微油点火系统、煤粉燃烧
系统、热工控制与保护系统、辅助系统四部分组成。
其工作原理：先利用一定的油压产生的机械雾化后，
再利用压缩空气的高速射流将燃料油直接击碎，雾
化成超细油滴进行燃烧，同时巧妙地利用油燃烧产
生的热量对燃料油滴进行加热、扩容，在极短的时问
内完成油滴的蒸发气化，使油枪在正常燃烧过程中
直接燃烧气体燃料，从而大大提高燃烧效率及火焰
温度和燃烧的稳定性。
等离子无油点火是利用等离子发生器将空气电
离为阴、阳粒子，利用直流电流(280～350A)在介质
气压0．O1～0．03MPa的条件下产生高温电弧，并在
强磁场下获得稳定功率的直流空气等离子体，该等
离子体在燃烧器的一次燃烧筒中形成T>5000K的
梯度极大的局部高温区，煤粉颗粒通过该等离子“火
核”受到高温作用，并在3—10s内迅速释放出挥发
物，并使煤粉颗粒破裂粉碎，从而迅速燃烧直接点燃
煤粉的点火技术。
2．2 微油点火和等离子无油点火经济性对比
微油点火和等离子点火两者实现方法相同，均
是在燃烧器内让高温油火焰或等离子团点燃部分煤
粉，再让燃烧的煤粉点燃其它煤粉。共同优点：可以
实现锅炉无油或少油点火启动。共同缺点：燃尽率
较低；当燃用挥发份30％ 以下的煤种时，初期燃尽率
可能在60％ 以下，需要制订防止尾部烟道再次燃烧
措施。微油点火与等离子无油点火技术经济性对比
见表1。
2．3 建议
根据目前两种技术的成熟程度和应用业绩，提
出以下建议：
a． 考虑在火电厂初始设计中就采用微油或无
油点火，既能节约初投资也可以大幅度减少机组调
试、试运期间的燃油量。以河南省登封热电厂及伊
川三电厂为例，调试期间可节油500～1000t；以河南
省洛阳热电厂、郑州热电厂为例，试运期间可节油
1000 ～ 1500 t。
一2l 一
热电技术 2011年第1期(总第109期)
初期投资
节油效果
投运业绩
约150万元
正常启停一次耗油2～3t
国内基本上没有基建期使用的先例，大多为老设备
改造
与设计单位配合量小
安装改造难易程 对原系统改动不大
运行难易程度 与普通油枪运行方式基本相同，运行人员易于接受
设备维护难易程 容易
备品备件消耗 基本上没有
对煤质的要求 大多数煤种都可以使用
环保方面 使用期间不能投入电除尘，对环保有一定影响
约600万元
正常运行时启停基本不耗油
截止2006年国内业绩已经达到1亿kW
的容量
与设计单位配合量较大，主要为下层一次
风燃烧器改造、各系统设计配合
需要增加载体风系统、冷却水系统、制粉系
统暖风设备以及配电、控制设备等
运行人员需要一定时间来熟悉、接受。
较复杂
主要消耗件是阴极板，正常使用寿命约
40h，目前市场价格约500元
以某企业为例，只有挥发份>18％ 以上的
煤种可使用
在启动初期即可投入电除尘，对环境保护
有利
b． 如果机组启停次数较少或者属于已安装燃
油系统需要后期改造的的火电厂，可以优先选择微
油点火。某600MW 机组通过对点火系统进行微油
点火改造后，每年一台机组可节约燃油300 t左右，
考虑减去耗煤、耗电的费用，每年可节约费用180万
元左右，两年即可收回投资，同时机组运行的经济
性、环保效果和安全性均得以全面提高。
c． 燃煤火电厂应该对等离子无油点火等技术
做长远关注，力争通过初始设计或者后期技改完全
取消锅炉燃油系统，节约能源的同时减少火电厂一
个重大危险源。
3 邻炉加热技术
邻炉加热装置也称循环推动器，主要指处在冷
态的锅炉，借用邻机或邻炉的汽源，对该炉水循环
系统进行加热，使其达到所需要的参数。随着大型
锅炉冷态启动的需要而推广使用的，其优点已逐渐
被人们所认识。最重要的是大大缩短了锅炉点火到
机组整体协调运行的时间，节省了厂用电和初始燃
料的投入。
3．1 临炉加热技术的应用
目前，亚临界机组一般均采用炉水强制循环模
一22 ～
式，临炉加热汽源取自临炉辅汽或经过减压的汽包
蒸汽，引入点为水冷壁底部联箱(强制循环炉也有将
炉水泵出口管道做为引入点的)。理论上，若引入蒸
汽参数足够高，可以实现锅炉升温升压的全过程控
制；目前一般可将炉水加热至100～150oC之间。
由于超临界或超超临界机组有启动循环冲洗系
统，蒸汽引入点可安排在除氧器。目前一般可实现
启动冲洗锅炉不点火的目的，可实现机组静压上水、
冲洗。给水温度可提高到200～300~C之间。由于超
临界或超超临界机组的高参数，加装临炉加热装置
的经济效益更为明显。
有关试验和研究表明：深挖邻炉加热技术的节
能潜力，可以实现机组的“无火启动”即用外来蒸汽
通过邻炉加热装置对冷态待启动的锅炉进行加热，
在不点火的情况下使锅炉升温升压，待锅炉被加热
到一定程度、汽压升到满足汽轮机启动的条件时，不
等锅炉点火就利用饱和蒸汽进行暖管、汽轮机冲转
升速，直到发电机并网后锅炉再点火升负荷。但是
由于这样达到的初参数不是很高，经过节流降温降
压，最终有可能对汽轮机产生水冲击等危害，所以还
存在着发展的瓶颈。目前国内许多电厂对锅炉采用
“无火启动”还有待进一步深入研究。
3．2 邻炉加热技术的优点
邢希东等：大容量火电机组启停过程中节能措施
邻炉加热技术对锅炉冷态启动的节能效果十分
明显，邻炉加热装置的投入影响着锅炉整个启动过
程中的安全性与经济性。
a． 锅炉冷态启动时投运底部加热，能够在启
动初期就建立稳定的水循环，点火前锅炉蒸发受热
面各部件已得到了均匀加热，因而对点火后锅炉各
受热面的冷却以及防止管壁金属超温都十分有利，
可延长受热面的使用寿命。
b． 锅炉冷态启动时投运底部加热，可减小启
动时汽包上、下壁温差，缩短汽包压力的时间。当锅
炉点火时已具有一定产汽量，锅炉需要连续进水，
解决了省煤器的冷却问题。当锅炉点火时炉膛内已
具有一定温度，对点火初期的燃烧十分有利，并可
缩短点火启动时间，节约厂用电及启动用油。采用
相邻机组的抽汽来加热炉水，可提高启动经济性。
c． 邻炉加热装置的投入对于过热器、再热器
主要起到相对的保护作用。一般锅炉在点火启动开
始逐渐升压期间，由于锅炉需要投入一定的燃料量，
炉膛内的辐射热增加，使过热器及再热器各部件，特
别是分隔屏、后屏过热器、墙式再热器等炉膛内部件
处在于烧状态，这时各部件内部就需要有介质流动
来保护。而点火启动初期的水循环还未完全建立，
对各系统的保护就有一定的困难，特别是处在燃烧
调整不当或单风机启动过程中。如投入邻炉加热装
置，可以大大缩短启动时间，即相应的缩短了各过
热器、再热器部件的干烧时间，相应的提供了相对冷
却的条件，对于过热器、再热器起到一定的保护作
用。
d． 对于北方地区的锅炉或者呈半露天布置的
锅炉，如在冬季进行机组检修或备用，可采用锅炉
底部加热措施进行防冻。
3．3 临炉加热装置的效益分析
2台600MW 机组锅炉按照平均每年每台冷态
启动3次计算，投运炉底加热系统后综合效益分析
如下：
a． 节约燃油。冷态启动时，采用炉底加热将
汽包压力升至1．0MPa，基本可以缩短启动时间近
3h，按照平均投运12只油枪，每只油枪出力1．1t／h，
燃油价格7000 t，每年可节约燃油费用166．32万
兀o
b． 节约厂用电。冷态启动时，投运炉底加热
系统将汽包压力升至1．0MPa，加热升压期问，送、引
风机无需投入运行，按照目前冷态启动要求单侧风
机运行，引风机平均电流255A(6kV )，送风机平均
电流75A(6kV)，则每年可以节约厂用电104938kW
· h，上网电价0．342元／kW ·h，节约3．5889万元
e． 安全效益。锅炉冷态启动时提前投入炉底
加热系统，不仅可以使锅炉备受热面膨胀均匀，水循
环得到改善，技术创新而且由于投入燃料前锅炉已
经具备了一定的温度有利于油枪点火，减少了锅炉
爆燃的几率。特别是机组大、小修锅炉水压试验结
束后，由于过热器、再热器底部弯头处积水不易放
掉，在锅炉启动时很容易形成水塞，影响炉水换热，
破坏水循环，投入炉底加热后可以有效将该处的积
水加热蒸发掉，大大提高了启动的安全性，这些潜在
的效益很难用经济效益来衡量。
d． 其他效益。邻炉底部加热系统还可在机组
检修、备用保养、设备防冻等方面发挥事半功倍的作
用。
3．4 邻炉加热技术注意事项
3．4．1 高压水反窜问题
邻炉蒸汽引入点多采用混合式加热，增加了高
压介质进人低压介质的危险点。锅炉点火后应及时
解列加热系统并将加热系统隔绝、泄压。检查各加
热门应关闭严密，开启加热蒸汽母管疏水门。防止
锅炉压力升高后，锅炉内的高压水倒人加热系统，引
起低压蒸汽管道超压。因此，在设计上应考虑加装
逆止阀、旋转堵板和安全阀等以保证安全。
3．4．2 加热方式选择问题
为了防止锅炉启动后邻炉加热装置超压的问
题，可以针对不同形式的锅炉采取不同的加热方法。
自然循环锅炉由于炉水压力相对较低，可以采用混
合式加热。对于强制循环汽包锅炉和超临界及以上
的直流锅炉，高压水反窜超压的危险性更大，可以考
虑用表面式加热的方法来有效解决，但是邻炉加热
系统将更为复杂，换热器的材质和安全问题也尤为
重要，工程投资也会大幅增加。
3．4．3 邻炉汽源选择问题
从邻炉引入加热汽源，最初设计一般是取自厂
用辅汽联箱汽源。该汽源压力一般在1．0MPa左右，
而目前大容量锅炉汽包标高就有70m，仅仅为了克
服静压及管道阻力，厂用汽源的压力就明显不够，更
无从谈起缩短点火时间。因此，提高汽源蒸汽参数，
是缩短点火时间的关键问题。经过优化设计，目前
一般采用经过减温减压的汽包蒸汽或汽轮机高压缸
排汽做为邻炉加热的汽源，节能优势较为明显。
热电技术 2011年第1期(总第109期)
3．4．4 影响临机单台机组效能指标问题
使用邻炉加热汽源增加了供汽加热汽源机组的
额外燃煤费用。以600MW机组为例，冷态启动时投
入炉底加热耗汽量平均为28t／h，将耗汽量折算成投
入炉底加热系统时对应压力、温度下的标准耗煤量：
28×103×3063．18÷29271×6=17．58t，标煤按照
300元／t来计算，每次启动时额外增加的燃煤费用为
5274元，每年额外增加的燃煤费用合计3．1644万
元。
3．4．5 水冷壁震动问题
在用底部加热法过程中锅炉水冷壁由于锅炉内
的水在蒸汽的加热和推动下，会产生较大的震动，容
易损坏炉墙保温。目前只能通过参数的调整来减小
震动，尚无较好的彻底解决办法。
4 机组全过程无电泵启动
凝汽式发电机组给水系统一般都是配备了2台
各为50％BMCR容量的汽动给水泵组以及一台30％
BMCR容量的电动给水泵组(与前置泵同轴)，并用
液力耦合器调速。正常运行是两台汽泵运行电泵备
用，电泵只有在启停机过程中或者汽泵故障时以及
机组低负荷阶段才投入使用。电动给水泵是发电系
统辅机电机容量最大的设备，额定容量高达
6300kw．h。实现机组无电泵冷态启动技术对降低
厂用电率的效果十分明显。
4．1 无电泵启动操作方法简介
机组无电泵冷态启动技术是一项依靠原有设备
系统在不需要进行大的技改和不需要投入大量资金
的条件下，利用汽泵组的特性取代启动初期电泵的
作用，实现节能降耗的一项新型技术。根据设计，汽
动给水泵汽源设计为三路：高压汽源即冷再来汽、低
压汽源即四抽来汽和辅汽来汽，三路汽源布置方式
见图1。
正常方式从启动到正常工作都是用四抽来汽，
冷再来汽和辅汽来汽都是做为备用的汽源。因此必
须等到四抽供汽压力满足小机冲转要求时方可启动
汽泵，在此之前，锅炉上水一直用电泵供给。要实现
机组无电泵成功冷态启动，唯一的可能是先投运一
台汽动给水泵组，利用汽泵进行机组启动。主要步
骤就是机组冲转前，用汽泵前置泵给锅炉上水后，锅
炉点火，辅汽冲动1台小汽机，并用汽泵继续给锅炉
补水。当达一定负荷后，用四段抽汽启动另一台小
一24 一
汽机，冷再汽源备用。因此，机组启动方案的拟订重
点应该放在如何成功投运第一台汽动给水泵组上。
图1 给水泵汽轮机汽源布置系统围
实现机组无电泵冷态启动的节电效果非常好。
机组冷态启动电泵在锅炉上水前就必须启动，一直
到机组带负荷稳定运行停运，其运行时间长达几十
个小时，耗费的厂用电是一个很大的数字。按电泵
平均负荷80％、启机运行时间30 h计算，每成功实
现一次无电泵启动，将节约厂用电量l5．2万kW §
h。对降低厂用电率的作用将会十分明显。
4．2 无电泵启动存在的问题 r
无电泵启动的节电效果十分明显，但是也会对
机组造成不利影响，具体表现在：
a． 机组需要较早建立真空。当汽包起压后，
汽前泵的压头不足于给汽包上水，这时就要考虑用
辅汽冲转一台汽泵给锅炉上水。汽泵的启动需要机
组建立较高的真空，这比电泵上水时机组建立较高
真空的时间提前很多。
b． 汽泵上水时，采用辅汽冲转。辅汽汽源压
力受临机负荷影响波动较大，造成汽泵转速控制的
不稳定，容易使汽泵的转速、流量性能进入不稳定区
域，造成控制上的困难，尤其是在汽轮机冲转和发电
机并网的时刻即主蒸汽压力、流量变化明显的时候，
有可能造成汽包水位的大幅波动，需要进一步优化
汽泵性能曲线，实现平稳控制。
C． 由于汽前泵采用定速调节，上水初期汽前
泵的流量比要求的上水速度规定的流量大的多。目
前，采用手动截流锅炉主给水电动门的方法控制上
邢希东等：大容量火电机组启停过程中节能措施
水流量，极有可能造成锅炉给水中断的恶性事故。
因此，需要在锅炉主给水电动门处配置调节站，用调
节门来调整锅炉上水流量，增加新增设备的改造投
资。
5 机组启停过程中的其他节能措施
火电机组启停过程时间较长，在启停过程中对
厂用电、燃油和除盐水的消耗比较大。提高节能意
识，从机组的启停运行方式上着手，不放过任何一个
可以节约能源的小环节，也可产生可观的经济效益。
a． 机组启动时，工业冷却水可先采用备用水
源，尽量推迟循环水泵的启动时间。循环水泵出力
属于不可调的，其额定电流为379 A，运行电流一般
维持在320—360 A循环泵是正常运行中消耗厂用
电最大的辅机，推迟启动几个小时就可以节约大量
的厂用电。
b． 机组启停时，可以考虑采用单侧风机运行
方式。机组启动时，在锅炉吹扫、点火以及升温升
压、汽轮机冲转和发电机并网的全过程中，保持一台
送风机和引风机运行。在带负荷过程中，制粉系统
投运达到三套之前，启动一台一次风机完全可以满
足制粉系统的需求；在机组停运过程中，负荷低于
50％满负荷时，可以考虑优先停运单侧送、引风机和
一次风机，仅保留另一侧送引风机完成机组的滑停
和停炉后的吹扫冷却工作。减少单侧高电压等级的
风机运行时间，可以节约大量厂用电。
C． 提前对凝结水进行大量换水工作。火电机
组启动初期，因为大部分疏水水质不合格，排人凝汽
器系统，导致凝结水水质较长时间不能达到合格要
求，需要通过大量换水工作来提高水质。华北某
600MW 机组多次发生机组并网后，因为凝结水水质
不合格，导致锅炉用水仅靠低流量的锅炉上水泵供
应，在长达数个小时的凝结水换水过程中，机组只能
通过燃烧大量燃油来维持5％满负荷以下负荷。造
成了燃油和厂用电的大量浪费，加大了机组启动的
成本。因此，提前对凝结水进行大流量换水工作，减
少并网后的等待时间，有利于减少启动成本，避免能
源的不必要浪费。
6 结束语
火电机组的启停过程属于一个比较复杂、持续
时间较长的生产过程，同时又是一个不可避免的生
产过程。机组启停过程中，锅炉燃烧效率大幅降低
甚至需要投油燃烧、汽轮机的内效率也保持在一个
较低水平，机组整体运行的经济性相对较低。对于
机组运行期间的四耗(油耗、煤耗、电耗、水耗)指标
产生的是“拉后腿”的作用，因此，对机组的启停方式
进行优化和设备改造，减少机组启停过程中的能源
消耗，缩短机组的启停时间，深挖机组启停过程中的
节能潜力，是火电厂节能降耗工作的一个重要项目。
参考文献
1．张磊．浅谈火电厂燃煤锅炉点火新技术[J]．水利电力
机械，2007，(8)．73—74
2．谭云松，徐国运．浅谈邻炉加热装置的投入对锅炉的
影响[J]．锅炉制造，2004(4)：73—74．
3．邢希东．600 MW火电机组降低厂用电率的措施[J]．
中国电力，2007，(9)．60—64
(上接第16页)
f． 打开组态工具DS，选择控制器右键菜单上
的open功能，修改控制器组态参数；
g． 保存后，等待服务器启动控制器正常后，使
用Download功能，将控制器的程序拷贝到控制器中；
h． 重新启动控制器正常后，Clear控制器；
i． 控制器自动启动后，load控制器。将组态内
容下装到控制器。
5 结束语
1l号机组DCS改造消除由于系统网络缺陷造
成的安全隐患；解决由于硬件过时淘汰造成的工作
站无备件的问题；更新系统软件，提高了系统的性能
和可靠性；获得了最新的技术，可以更好的支持系统
的扩展。
一25 —

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