超超临界锅炉邻炉加热启动系统专题报告

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1、1000MW超超临界锅炉邻炉加热启动系统专题报告平顶山发电分公司1工程概况平顶山发电分公司系新建电厂，规划容量61000MW，分期建设并留有进一步扩建的余地，一期工程建设21000MW超超临界燃煤凝汽式汽轮发电机组于2010年11月23日和12月8日投产，为节能减排，利用邻机汽源暖机技术对机组实施启动，以达到节约启动时间、减少启动用能的目的，国内这种启动方式在实际应用中取得了一定的节能效果，本报告进行系统比较研究，并提出建议。2主机及主要辅机配置情况简介主机设备主要技术参数如下：2.1锅炉制造厂：东方锅炉（集团）股份有限公司锅炉采用超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣

2、、全钢构架、全悬吊结构型锅炉。锅炉容量和主要参数： 表1名 称锅炉型号DG3000/26.151过热蒸汽：最大连续蒸发量(B-MCR)t/h3110过热器出口压力MPa(g)26.15过热器出口温度605 再热蒸汽：蒸汽流量（B-MCR/BRL）t/h2469.7/2347.1进口/出口蒸汽压力（B-MCR）MPa(g)4.88/4.63进口/出口蒸汽压力（BRL）MPa(g)4.72/4.48进口/出口蒸汽温度（B-MCR）351/603进口/出口蒸汽温度（BRL）347/603给水温度（B-MCR/BRL）29822.2汽机汽轮机采用超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式

3、汽轮机。汽轮机具有八级非调整回热抽汽，给水泵汽轮机排汽进入主机凝汽器。汽轮机额定转速为3000转/分。型号：CCLN1000-25/600/600型型式：超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机额定功率（TRL工况）：1000MW最大功率（VWO工况）：1111.23MW额定工况参数：主蒸汽压力：25MPa.a主蒸汽温度：600主蒸汽流量：2724.04t/h排汽压力：4.3/5.5kPa.a额定冷却水温：20中压缸进汽/高压缸排汽压力：4.529/4.977MPa.a中压缸进汽/高压缸排汽温度：600/346.8中压缸进汽/高压缸排汽流量：2186.03t/h机组热耗：7309

4、.7kJ/kWh额定转速：3000r/min主蒸汽最大进汽量：3110t/h给水回热级数：共8级(3高+1除+4低)2.3 锅炉的启动时间（从点火到机组带满负荷），与汽轮机相匹配，一般为：冷态启动78小时温态启动23小时热态启动11.5小时极热态启动1小时图一：锅炉冷态启动曲线图二：锅炉热态启动曲线2.4.锅炉主要辅机配置情况本工程制粉系统采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统设计，每台炉配备6台中速磨煤机。在磨制设计煤种时，5台磨煤机运行能满足锅炉最大连续出力时对燃煤量的要求。烟风系统按平衡通风设计。空气预热器系三分仓转子回转式，分为一次风、二次风和烟气系统。一次风系统设两台50%容量的动叶

5、可调轴流式一次风机；二次风系统设有两台50%容量的动叶可调轴流式送风机；在除尘器后设有两台50%容量的静叶吸风机。脱硫系统设有增压风机。2.5.汽机主要辅机配置情况汽机旁路系统：采用高、低压二级串联简化旁路系统，容量为锅炉BMCR 流量的35%，高旁阀数量为1个，低旁阀数量为2个。抽汽系统：汽轮机具有八级非调整抽汽。一、二、三级抽汽分别向三台高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器外，还向小汽轮机和辅助蒸汽联箱供汽。二级抽汽还作为辅助蒸汽系统的备用汽源。五至八级抽汽分别向四台低压加热器供汽，五级抽汽供五号低压加热器。给水系统：采用单元制，每台机组设置两台50%BMCR容量的汽动给水泵，每台汽动给水泵

6、均配有同容量的前置泵，一台25% BMCR容量的电动给水泵。给水系统高加采用单列高压加热器，高压加热器水侧设大旁路。3锅炉本体启动系统简介3.1锅炉本体启动系统功能超超临界锅炉的本体启动系统是超临界机组的一个重要组成部分。由于超临界锅炉没有固定的汽水分离点，在锅炉启动过程中和低负荷运行时，给水量会小于炉膛保护及维持流动稳定所需的最小流量。启动系统的主要功能就是完成冷态、热态清洗，在锅炉启动、低负荷运行及停炉过程中，建立并维持炉膛内的最小给水流量，以保护炉膛水冷壁，满足机组启动及低负荷运行的要求，同时最大可能地回收启动过程中的工质和热量，提高机组的运行经济性。3.2锅炉本体启动系统组成本工程锅炉

7、本体启动系统包括：启动分离器、贮水箱、启动循环泵（BCP）、大气式扩容器、集水箱、水位控制阀等。大气式扩容器疏水进入集水箱，经过锅炉启动疏水泵将疏水送到到凝汽器回收工质。在锅炉启动处于循环运行方式时，饱和蒸汽经汽水分离器分离后进入顶棚过热器，疏水进入储水罐。来自储水罐的一部份饱和水通过锅炉再循环泵（启动循环泵）和再循环流量调节阀回流到省煤器入口，锅炉循环流体在省煤器进口混合。循环流量调节阀控制再循环流量，储水罐水位控制阀控制储水罐的水位。来自储水罐另一部分饱和水通过储水罐水位控制阀至大气式扩容器，示意图如下：图三: 超超临界锅炉本体启动系统(BCP)组成3.3锅炉本体启动系统要求启动工况下的给

8、水量按25BMCR流量，省煤器入口压力约为1.2MPa（计算至省煤器入口集箱，标高51.7m）。3.4锅炉本体启动系统运行由于直流炉对水质要求较严格，为了保证锅炉受热面内表面清洁，对停运时间较长（一般超过150小时以上）的机组应进行锅炉清洗。锅炉清洗主要目的是清洗沉积在受热面上的杂质、盐分和腐蚀生成的氧化铁等。机组启动初期，首先将对低压段管路进行清洗，包括冷凝给水管路及低压加热管道部分的清洗；然后进行除氧给水及高压加热管道部分的清洗；待这段水质清洗满足要求后方可进行锅炉的清洗工作。锅炉清洗包括冷态清洗和热态清洗，冷态清洗分开式清洗和闭式清洗（当锅炉温态、热态和极热态启动时不需要冷态冲洗）两个阶

9、段。3.4.1冷态清洗在冷态启动时，锅炉首先进行冷态清洗，为保证冷态清洗的效果，要求通过省煤器和炉膛水冷壁的流量为25B-MCR。清洗后的炉水通过水位控制阀排入扩容器，经扩容后的疏水进入疏水箱，然后通过疏水泵后的管道排出系统外的水处理装置。1).冷态开式清洗冷态开式清洗一般将清洗水在除氧器内加热到一定温度（此温度较低，一般80左右），通过给水前置泵升压后，给水经高加旁路向锅炉输送清洗水，开式清洗的流量约为25%B-MCR，持续时间8小时，清洗水全部排出系统。当储水箱出口的清洗水Fe500ppb或浊度3、油脂1 ppm 、PH值9.5时，开式清洗结束。2).冷态闭式清洗冷态开式清洗结束后，切换疏

10、水泵后的水位调节阀，将疏水排入凝汽器, 开始冷态闭式清洗，闭式清洗的流量约为25%B-MCR，持续时间25小时，水温约80左右。当省煤器入口的清洗水Fe100ppb，PH 值为9.39.5，电导率1s/cm 时，冷态闭式清洗结束,可点火升温升压进行热态清洗。3.4.2热态清洗锅炉冷态清洗结束后，锅炉点火。当水温达到190左右时沉积物的浓度达到最大，锅炉需进行热态清洗，以便使炉水品质达到要求值。图四:超超临界锅炉启动过程汽水损失示意图热态清洗的流量约为25%BMCR，循环清洗时一般控制启动循环泵管路的循环量为18BMCR，如水质太差可减小启动循环泵的流量。此阶段的清洗水部分经扩容器扩容形成蒸汽排

11、至大气外，剩余的全部排至凝汽器，持续时间49小时（首次热态冲洗时间）。分离器出口的清洗水Fe50ug/L 时，热态清洗结束。在没有邻炉加热系统的情况下（除氧器加热为常规设计），锅炉冷态清洗完成后，便可启动燃油系统，启动送风机使通风量维持一定风量；锅炉点火后，工质温度逐渐升高，当分离器有蒸汽发生时，便将相应的阀门投入自动运行，调整燃油控制阀以及主蒸汽压力调节阀等，使锅炉升压，将压力控制在要求的范围内，进行热态清洗，监测循环水的水质，合格后便可进行汽机冲转。所谓在临炉加热系统其实质就是用其他机组的情况下利用邻近机组的辅汽加热待启动机组的给水，由加热过的给水间接加热锅炉受热面，从而减少预热锅炉的燃油

12、消耗量，降低锅炉启动成本，同时达到改善炉膛燃烧热环境的目的。主要锅炉厂用辅机均不必开启，可以节省一大块厂用电。4锅炉点火启动系统方案简介4.1锅炉点火启动系统优化必要性截至2010年12月，全国装机容量已达到9.5亿KW，其中火电及热电约为7.65亿KW，所占比例接近80%，机组的启停及低负荷稳燃需消耗大量的石油资源，年耗油量占我国整个燃油油量的很大比例达到1290万吨，其中锅炉点火启动及稳燃用油约600万吨；调试的要求越高，调试期内的燃料和电力的消耗和排放量越大，为了有效降低燃料费用，平顶山工程采用微油点火系统，冷态启动用油每次约45吨，热态启动用油每次约4525吨，2011年全年启动用油1

13、43.14吨。4.2.邻炉加热启动系统的国内应用的现状目前国内锅炉邻机汽加热启动系统仅在外高桥三期（21000MW）工程和宁海电厂（为老厂600MW引入）安装并成功实现了运行。根据调研,以外高桥二期为例，在整个调试期内燃用的轻柴油量就达21000t，按目前的油价，其总值高达1.5亿，外高桥三期锅炉未设置等离子点火装置或者微油点火系统，其通过2号高加将除氧器来的给水由120加热到270左右，可达到减少燃油的作用。宁海电厂首次在百万机组塔式锅炉采用等离子点火技术，可以节约燃油用量 60%以上，采用了大旁路大流量冲洗氧化皮（SPE）技术。要达到 EDTA清洗工艺要求的温度，只通过蒸汽加热很难满足要求

14、，通常需要点火加热才能满足需要。因此EDTA清洗时常用的升温方式是点火加热为主、蒸汽加热为辅。在8090无需要点火条件，仅需邻炉提供的辅汽加热即可，利用一期（A厂600MW引入）过来的辅助蒸汽将#2高加、#5低加临时加热投入，循环加热至温度 90100，这样可以保证进入锅炉和高、低加系统酸液温度控制在 8090，采用低温 EDTA 化学清洗工艺，不需要启动送、引风机等大型电气设备和油枪点火，节约了燃油、厂用电等消耗。 一般而言，化学清洗不包括主、 再热蒸汽等管道，范围有限。对该部分的人工清理清除作用效果一般。就目前国内所采用的吹管技术而言，受冲管工艺和临时的管道材料所限，冲管时的主、再热汽温比

15、额定运行温度低 100200，而采用的压力更是远低于额定压力，以致系统内氧化物难以被充分剥离并冲洗干净。根据国内相关电厂经验，SPE 问题主要发生在机组启动初期。因此，宁海B电厂在机组启动阶段采用大流量蒸汽对氧化皮进行冲洗，冲洗过程中，高、低压旁路全开，逐步提高主、再热参数尽量接近额定值，稳定冲洗一段时间后再降参数对机组冲转并网。 根据实际情况表明，冲洗效果良好，宁海电厂#5/6机组每次停机(调试期)都从凝汽器内清理出25kg左右的氧化皮。同时，有利于硅等杂质的析出，汽水品质的快速提升。 5.0. 邻炉加热启动系统方案技术分析5.1邻炉加热启动系统的目的设置锅炉邻汽加热启动系统是为了在无需锅炉

16、点火的情况下，通过该系统将锅炉给水加热至锅炉热态清洗要求的温度，以便缩短启动时间，达到节油、节煤、节电的目的。该技术的总体思路，是采用蒸汽替代燃油和燃煤对锅炉进行整体预加热，使锅炉在点火时已处于一个“热炉、热风”的热环境。5.2锅炉点火启动系统方案（1）方案一：锅炉点火采用少油点火方式，在前墙或后墙下层布置一层小油枪。0号轻柴油作为点火和低负荷助燃用的备用燃料。（2）方案二：在方案一基础上，增设邻炉来汽加热启动系统，以下简称邻炉加热启动系统方案。本专题主要是针对上述两种锅炉点火启动系统的配置方式，进行技术经济比较，根据现场的实际情况，研究高排联络系统是否可以实现临炉加热功能，提出是否需要进行的

17、锅炉点火启动系统改造。5.3邻炉加热启动系统的组成目前国内的锅炉邻汽加热一般包括如下三个系统：（1）锅炉给水的除氧加热蒸汽系统见图一(详见图1-2)：这一系统在常规的亚临界机组中均有，其加热蒸汽一般来自机组的辅助蒸汽系统，在机组启动时该系统可以将给水加热至110，我公司有锅炉给水的除氧加热蒸汽系统。（2）高加启动加热蒸汽系统(详见附图1-1)：由于直流锅炉对汽水的品质要求较高，故启动时要对锅炉本体水系统换热面进行冷、热态冲洗，冲洗温度一般在200左右，目的是将换热面上附着的氧化皮等杂质清洗干净。如果锅炉热态冲洗要求的温度较高（如270），受单级高加温升限制的要求，有可能需两级高加加热系统（如除

18、氧器加热能够满足锅炉启动热冲洗的要求，可不设此系统），经计算临机在850MW时，可以保证#2高加出水温度在249。（3）加热蒸汽疏水回收系统(详见附图1-1)：为了充分的利用加热蒸汽的热能，将高加启动加热蒸汽的疏水排入除氧器（如除氧器加热能够满足锅炉启动热冲洗的要求，可不设此系统）可以投入#2加热器时，前一级加热器不投汽侧，疏水疏水排入除氧器。图五:直流锅炉蒸汽加热启动技术流程图(外三)如图五所示，机组正常运行时，给水泵将给水升压经过高压加热器加热后进入锅炉（图中省煤器为锅炉的给水入口处的设备，利用锅炉烟气加热给水）。高压加热器有三级，汽源分别来自本机的三级高压抽汽。在锅炉启动阶段，本机抽汽还

19、没有，就利用邻机的汽源来加热其中一级高压加热器，使得进入锅炉的给水达到一定温度，对锅炉进行整体预加热。就系统方便和整体作用上分析，如果采用两台机组高缸排汽增加联络管，其系统更简洁，功能更全面，可以对主汽系统和再热系统进行预热，投资更省。5.4邻炉加热启动系统的组成及汽源点确定按本工程锅炉说明书要求，冷态清洗温度按80；热态清洗温度按190。根据电站压力式除氧器安全技术规程规定，本工程除氧器的设计压力不应低于汽机在VWO工况下四抽压力的1.25倍，除氧器的设计压力为1.12MPa.g（1.12MPa.a），而热态清洗温度190对应的饱和压力为1.255MPa.a，超过1.12MPa.a的除氧器设

20、计压力。VWO工况下除氧器出水温度181.2,一般启动中, 除氧器出水温度168.47（当然可以利用高排供辅汽，保证除氧器设计压力0.9798MPa，出水温度177.78）,仅依靠除氧器启动加热系统，不能满足向锅炉提供190热态清洗水温的要求。如热态冲洗水温按190计算，则在一机运行、另一台炉热态冲洗时所需的蒸汽量193.14t/h(不包括轴封，汽轮机预热，点火及伴热及小汽机用汽)，此时全厂所需的总辅助蒸汽量为303t/h，受主机抽汽能力的限制，此工况下需启动锅炉提供68t/h的蒸汽，国内一般锅炉热态冲洗的水温由190降到120，对应的为0.199MPa.a,此工况下，除氧器用汽107.34吨

21、/小时。锅炉冷态清洗结束后，锅炉点火。当水温达到190左右时沉积物的浓度达到最大，锅炉需进行热态清洗，以便使炉水品质达到要求值。热态清洗的流量约为25%B-MCR，此阶段的清洗水部分经扩容器扩容形成蒸汽排至大气外，剩余的全部排至凝汽器，持续时间49小时（第一热态冲洗时间）。分离器出口的清洗水Fe50ug/L 时，热态清洗结束。为满足机组启动及正常运行时用汽的要求，每台机组设置一套辅助蒸汽系统。该系统蒸汽来源主要为四段抽汽。机组的启动用汽、低负荷时辅助蒸汽系统用汽、机组跳闸时备用汽都来自该系统辅助蒸汽联箱。辅助蒸汽联箱的设计参数为：0.81.27MPa，350380。当负荷降低时，汽轮机的高压缸

22、排汽作为辅助蒸汽的备用汽源。本期第一台机组投产时所需启动辅助蒸汽将由启动锅炉供应，启动锅炉出口蒸汽参数为1.27MPa，350。第二台机组投产后，两台机组可相互供给启动用汽。辅助蒸汽用汽项目及用汽量统计表（设计院初步设计） 表2序号用汽项目用汽参数用汽量(t/h)压力(MPa）温度()启动正常运行停机维护1除氧器加热用汽0.7935035*2轴封用汽0.792506*3汽机预热用汽0.7935011.34小汽轮机调试用汽35油枪吹扫和油罐加热用汽0.452505*536空预器吹灰用汽0.79350107采暖用汽0.452505558节油点火用汽0.452508*合 计84.31021注：带“*

23、”的用户用汽量为启动时必须保证的汽量，约55t/h。其它用户可以错开时间。5.4.1除氧器启动加热系统本工程除氧器的启动加热蒸汽来自辅助蒸汽系统，辅助蒸汽系统的汽源有三个，分别为：启动锅炉来汽、四段抽汽、冷段抽汽。机组正常运行时的辅汽主要来自汽机的四段抽汽；当机组低负荷运行、四段抽汽参数不能满足要求时，由冷段向辅汽系统供汽。本工程第一台机组启动时不考虑投入锅炉邻炉加热系统，故以下论述按一台机组已正常运行、另一台机组启动时邻炉加热系统投运的有关分析。当第二台机组启动时，邻炉加热蒸汽来自邻机的四段抽汽或冷段抽汽。由汽机热平衡图可知，当机组处于正常运行工况时，汽机四段抽汽口处的蒸汽压力在0.823

24、MPa（THA工况），在0.6699 MPa（80%THA工况）,而锅炉热态冲洗水温120，其对应的饱和压力为0.199MPa.a，四段抽汽压力和冷段抽汽压力均能满足邻炉加热要求的蒸汽压力，故本工程锅炉热态冲洗的加热蒸汽来自辅汽联箱（0.61.3MPa）。5.4.2除氧器启动和高加加热蒸汽量计算5.4.2.1锅炉冷态冲洗为了在满足锅炉冷态冲洗要求的情况下、兼顾常规机组启动时的给水除氧要求，建议将冷态冲洗水温由80提高至120（对应的饱和压力为0.119MPa.a）。根据锅炉冷态冲洗要求：冲洗流量为25%B-MCR，水温为120，据此可以计算出将777.7t/h给水由20提高至120，所需的加热

25、蒸汽流量为：107.34t/h。5.4.2.2锅炉热态冲洗当锅炉在热态冲洗方式下运行时，炉内循环温度为120，此种冲洗方式下25%B-MCR的清洗水（777.71t/h）全部经361阀进入大气式扩容器，经大气式扩容器扩容后，15.4t/h的蒸汽排至大气，剩余的755.6t/h疏水进入锅炉集水箱；最终经疏水泵升压后进入凝汽器。当本期第二台机组启动时，加热蒸汽来自邻机的冷段抽汽，加热蒸汽参数为5.789 MPa（a） 365.2（考虑3%压降及2的温降），当采用配汽优化后汽轮机排汽温度降低18，据此可以计算出将777.1t/h给水由22提高至120，所需的加热蒸汽流量为：107.34 t/h。除氧

26、器和高加启动加热蒸汽量计算 表3序号清洗状态单位热态（BCP运行）热态（BCP）闭式开式1给水流量t/h54.43777.71777.71777.712给水温度261.8249.99190.0120.03#2高加进汽压力MPa4.8273.843.844#2高加进汽温度246.2330.9330.95#2高加流量t/h6.78114.333.656除氧进汽压力MPa0.8230.980.670.207除氧进汽温度347.1330.9330.9330.08除氧进汽流量t/h11.32177.2159.51107.349凝结流量t/h36.35491.80584.54670.3510.用汽总量t/

27、h18.078285.87193.23107.34锅炉热态冲洗流量25%BMCR，温度保持249.9，BCP泵不启动,热态清洗全部外排,此时全厂所需的总辅助蒸汽量为395.73,超过汽轮机最大抽汽能力的限制，循环清洗时一般控制启动循环泵管路的循环量为18B-MCR，通过高加流量为7B-MCR，此阶段的排出清洗水和闪蒸的蒸汽质量相平衡，如水质太差可减小BCP循环泵的流量。5.4.3汽源点供汽能力核算当本期的第二台机组启动时，依据本专题第5.4.2节可知：冷态冲洗所需的加热蒸汽流量为：96.8 t/h，热态冲洗所需的加热蒸汽流量为：107.44 t/h，锅炉冷态清洗结束后，采取锅炉不点火。给水温达

28、到190需进行热态清洗，以便使炉水品质达到要求值。热态清洗的流量约为25%B-MCR，所需的加热蒸汽流量为：193.23 t/h,分离器出口的清洗水Fe50ug/L 时，热态清洗结束。其汽源点为邻机的冷段抽汽。5.5启动时的连锁控制要求除氧器启动加热系统：即使没有安装邻炉加热启动系统，汽水系统设计时也需考虑设此系统（目的：启动时的给水除氧），其控制方式与该系统的常规控制方式基本相同，热控投资费用基本没有新的增加。6.运行方式根据厂内热力系统及设备现状，当机组需冷态启动时，应在点火启动锅炉前，将邻机辅汽通过冷段至辅汽调节阀导入再热器冷段，再通过高旁调节阀导入主汽系统,辅汽经二过、屏过、低过到达到

29、分离器，并通过各受热面空气门、疏水阀形成流动，对沿途经过的受热面进行加热。同时，通过除氧器加热给水，将锅炉进水温度逐步提到190左右，完成对锅炉省煤器、水冷壁、分离器以及水系统联箱的预暖和升温。通过这种暧机方式,可以在锅炉点火前，将过热器受热面温度提高到150。再热器受热面温度提高到1606.1安全性评估锅炉冷态启动时，管壁温度较低，通入辅汽后，辅汽将凝结放热形成大量积水，一旦汽水流动失控，会对管系造成水冲击。因此，暖管过程中应打开炉侧所有疏水阀疏水，并及时投运旁路，缓慢开启并炉管内积水抽去。各受热面疏水、空气门，需待炉汽压达到规定的下一阶段压力后再关闭。同时，暖炉过程中，应打开屏过附近的锅炉

30、观察孔，监视无水击等异常情况的发生。通过控制进水温度，适当提高除氧器内压力提高省煤器进水温度，同时控制进水时机及辅汽暖时间，使汽、水相会时温度相近，这样可以止发生水击。同时，调整压力调阀控制辅汽再热器的进汽量，通过调整疏水、排空阀的开度，制升温与升压速度，使各部位的金属应力值得到制。在严密的组织措施和技术措施下，进行辅汽炉操作，能有效避免可预见的风险。因此,实施辅暖炉的安全性是可控的。6.2锅炉冷态启动辅汽暖炉流程利用辅汽分别加热锅炉进水管路和再热器、过热器系统,汽水流程系统见图2所示。在锅炉点火前预暖锅炉水、汽系统以及炉本体设备，达到缩短机组启动时间、减少油量消耗的目的。6.2.1锅炉水系统

31、预暖流程辅汽加热除氧器高加省煤器水冷壁分离器低温过热器屏过高过主汽门前。6.2.2锅炉再热蒸汽系统预暖流程冷段至临机冷段逆止门后再热器冷段再热器热段再热主汽门前。7两种锅炉点火启动系统的技术经济比较及施工7.1技术比较方案一：为锅炉启动点火及低负荷助燃方式，无论是否采用邻炉加热系统，均需配套安装方案一的相关设备及管路系统。方案二：除氧器启动加热系统在常规的机组设计中均有（方案一中也有），其差别是：（1）常规辅汽系统中冷段至辅汽联箱的管径稍小，而考虑邻炉加热后管径需增大。（2）常规辅汽系统中除氧器启动加热蒸汽系统调节阀管径较小，而考虑邻炉加热系统调节阀（热态冲洗用）管径需适当放大。（3）新增加临

32、机高排到临机的#2高加管道（包括辅汽管道和疏水等辅助管道）、阀门（闸阀、截止阀、调节阀等）以及必备的热控装置（测温、测压等）。方案三：在方案一基础上,增加高缸排汽管道的联络管道（包括辅汽管道和疏水等辅助管道）、阀门（闸阀、截止阀、双向调节阀等）以及必备的热控装置（测温、测压等）。7.2经济比较7.2.1初投资估算由上述三个方案的技术对比分析，以方案为基本，方案二与方案三投资差别较大。7.2.2. 方案二投资额项目总投资额为250万元人民币。主要投资分为设备购置、设计费、工程费三大类。设备购置主要有管道（包括辅汽管道和疏水等辅助管道）、阀门（闸阀、截止阀、调节阀等），管件和疏水器以及必备的热控装

33、置（测温、测压等），预算为150万元人民币；设计费主要涵盖了整个项目的规划、最优的系统设计等，预算为30万元人民币；工程费主要包括了项目施工过程中的人工费，包括人工费、安装器具费，还包括由安装公司负责采购的管材和支吊架费用。预算为50万元人民币。调试及其他费用，预算为20万元人民币。7.2.3. 方案二投资额项目总投资额为50万元人民币。7.2.4 施工为了便于施工,汽源接口可以选择再热冷端至辅汽电动隔离门与调门之间,手动隔离门之间,可以先施工联络管道及辅助系统(按极限流量114.3t/h，选择OD219x12mm普通碳钢管道和手动隔离门及电动调门),包括联络管道和疏水以及必备的热控装置（测温

34、、测压等）,隔离电动门用系统中的再热冷端至辅汽电动隔离门代替;施工完成后,分别将两台机组的再热冷端至辅汽电动隔离门与手动隔离隔离,办理工作票,进行碰口,进行系统吹管和调试。7.2.5 #1、2机组高排联络管道运行备用方式 1）.双机运行状态:冷备用, 手动隔离门在关闭状态。 2). 单机运行状态,邻机启动前:热备用, 手动隔离门在开启,暖管状态。项目改造投资一览表 表4项目投资内容（两台机组）方案二方案三企业设备购置费(万元)15340工程等其它费用(万元)10010合计(万元)253507.2.6 运行费用估算以下分析计算的边界条件：（1） 锅炉由冷态开始启动。（2）在锅炉启动时因方案一、二

35、、三均需经过冷态清洗阶段、且运行方式完全相同，运行费用也相同，故以下分析计算仅考虑锅炉进入热态清洗阶段后产生的运行费用。（3）热态清洗时各水路的流量按附图1-2模式进行运行，这种模式运行持续时间按6小时计算【新安装完毕的锅炉第一次启动前的热态冲洗时间较长（49小时），之后热态清洗时间较短】。（4）锅炉保证效率按93.50%、管道效率按99%计算。（5）标煤价格：850元/吨。7.2.6.1方案一机组各系统正常达到启动条件，利用辅汽联箱供汽至少油点火暖器（耗汽量为 8t/h），将磨煤机入口一次风温度加热至160，启动磨煤机并维持最小稳定出力工况运行，制出合格的煤粉后，锅炉开始点火（少油点火），控

36、制燃烧率，进入常规启动方式。7.2.6.2方案二1).汽量消耗热态冲洗方式：在机组启动时，利用临机高排蒸汽为黄色再循环以外的能量，最大加热蒸汽流量193.23t/h，最小加热蒸汽流量18.07t/h，按运行持续时间6小时计算，耗汽总量633.91159.38t。折算为供热量为1908.29GJ,相当于70.028吨的标准煤，燃煤费用约59524.42元人民币。2).水量消耗以100t/h的换水量维持系统进、放水至锅炉点火，锅炉水系统暖炉共计2.5h，共增加除盐水用量250t，除盐水按8元/吨计算，费用为2000元左右。3）.电量消耗以蒸汽暖炉替代油枪点火暖炉，延迟送、吸风机启动近3h，节省厂用

37、电37852.9kWh,费用11355元左右。4）.节油常态启动时，欲达到点火启动时主汽压力0.47MPa，最快也需用70min，则需燃油15t左右。通过辅汽暖炉，使得锅炉点火时炉内整体温度上升到温态，提高了油枪投用着火成功率；同时暖炉结束后，过热器出口金属壁温达150左右，空预器入口烟温达120左右，减少了锅炉启动初期油枪投用量，冷态启动总计用油可以减少25.00t左右，热态启动总计用油可以减少15.00t。5）其他暖炉和暖机同步进行时，锅炉再热器建立了压力，减少了汽机暖机蒸汽从高排逆止门的泄漏量，从而使汽机高压缸内能维持较高暖机压力，提高了暖机效果，缩短了暖机时间。节约成本预估：没有利用临

38、炉加热高压加热器前，给水温度120，机组冷态启动燃油消耗为45t，使用辅汽暖炉后启动燃油消耗为20.0t,节约燃油15.0t，以7000元每吨计，价值105000元，节约燃油和厂用电116355元,扣除用水、用汽消耗61524.2元,共节约启动成本约54831元。投入商业运营阶段，在这个阶段机组正常运行，除了每年常规检修需要停炉外，机组都处于发电状态。以两台机组每年检修冷态启动2次，或者意外停炉3次，热态启动3次为例。原启动方式冷态启动一次耗油量为45吨，新启动方式启动一次耗油约25吨；原启动方式热态启动一次耗油量为25吨，新启动方式启动一次耗油约15吨。因此两台机组原计划商业运营期间每年需要

39、用油165吨，使用直流锅炉蒸汽加热启动技术后，省油70吨。详细节能量按两台机组计算，燃油使用柴油：1吨柴油=1.4571吨标准煤。常规系统：一年两台机组计划耗燃油245+325=165吨；临炉加热高压加系统：一年两台机组计划耗燃油220+315=85吨；一年两台机组节省燃油70吨；折合标准煤Qc1=701.4571=101.997吨；按照目前油价计算，减少成本49万元，方案二项目投资回收期在5.17年以内，方案三项目投资回收期在2.67年以内。另外，直流锅炉采用蒸汽加热启动技术，不仅将锅炉由原来的冷态启动转为热态启动，改善了锅炉的点火和稳燃条件，提高了锅炉的启动安全性：点火阶段好的热环境，提高

40、了该阶段的燃油和燃煤的燃烧率，防止了油烟粘结在空预器等尾部受热面而危及锅炉安全，电除尘可及早投入，显著改善了该阶段的环保；由于提高了启动阶段的排烟温度，降低了空预器结露和堵灰的概率，提高了锅炉运行经济性和安全性。对于配有SCR脱硝系统的锅炉，同样可杜绝其在启动阶段可能出现的低温结露、堵灰、催化剂中毒以及未燃尽烟灰的粘附甚至二次燃烧的威胁等等。采用这一方法，还得到了其他一系列的附加好处，热蒸汽取自相邻汽轮机已经发过电的抽汽，提高该机组的发电效率。7.3两种点火启动系统技术经济比较汇总根据上述分析和计算，对两种启动系统的技术经济汇总见表5。两种启动启动系统的技术经济比较 表5比较项目方案一方案二方

41、案三比较结果系统复杂程度系统简单系统复杂系统简单二者相同对邻机影响较小对邻机影响较大，如操作不当有可能影响邻机的安全运行，且启动还受邻机运行工况的限制。对邻机影响较大，如操作不当有可能影响邻机的安全运行，且启动还受邻机运行工况的限制。方案一较优运行成本0初次热态清洗时，节约费用：23.1万元以后每次热态清洗时，节约费用：5.4831万元初次热态清洗时，节约费用：23.1万元以后每次热态清洗时，节约费用：5.4831万元方案二较优初投资基数+253万+50万153.0投资回收年限05.17 1.002.928结论综上所述，本工程设邻炉加热系统是可行的，具有一定的节能优势，初步的结论为：A机组的启

42、动受邻机（负荷大于700MW）状态的限制。B.方案二项目投资回收期在5.17年以内，方案三项目投资回收期在1年左右。C目前的已经设计和安装的热力系统，可以保证邻机辅汽对启动机组的除氧器加热，可以实现启动清洗时给水温度最高到174.5,在启动过程中已经应用，有一定的缩短启动时间，节能作用。D如果增加临炉到#2高加（高缸排汽）系统，可以满足锅炉热态清洗的要求（可以满足最佳清洗水温190的要求，最高可以到249.99，与BCP泵流量相关），可以推迟锅炉点火，有一定的缩短启动时间和节能作用；不停机组，可以安排施工。E 系统实施后，运行人员启动操作工作稍增加。F 临炉加热系统功能主要是缩短启动时间，达到节油、节煤、节电。