火电机组无辅助汽源冷态启动的尝试.docx
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火电机组无辅助汽源冷态启动的尝试
火电机组无辅助汽源冷态启动的尝试
摘要我厂在一、二厂机组全部停运的特殊情况下,急电网恢复之所急,大胆进行尝试,成功实现了火电机组无辅助汽源冷态启动,缩短机组启动时间的同时,降低了机组启动成本,实现节能降耗。
关键词火电机组无辅助汽源冷态启动尝试
1引言
我厂位于贵州西部地区纳雍县境内,总装机容量8*300MW,分一、二厂两个厂址建成,一、二厂各有4台300MW机组,2006年二厂4号机组建成投产以来,一直是西南地区最大的火力发电厂,是贵州西部500KV电网的主要支撑点。
2008年1月中旬以来,我省遭受了50年不遇的雪凝灾害天气,低温雨雪天气持续时间长、凝冻范围广,造成全省大量输变电设备严重覆冰,贵州电网相继瓦解。
从1月23日起,我厂运行机组(当时运行机组:
一厂2、3号机,二厂1号机)陆续停运,至1月25日11点,我厂最后一台运行机组与系统解列停运。
2精心组织,确保首台机组顺利启动
为确保在电网受冰破坏大面积瓦解、我厂在机组全停的严峻形势下,首台机组能够安全顺利地启动并网和稳定运行,总厂对一、二厂8台机组进行了综合性比较,提前确定了一厂2号机组为首台启动机组。
一是一厂2号机组启动性能及启动过程中相关参数控制相对较好,有较高可靠性。
二是2号机组为我厂最后一台停运(1月25日停运),粉仓有粉且汽机缸体尚未完全冷却,可以相对缩短时间。
三是2号机组主要承担我厂生活区用电及厂用共用负荷,并网运行后可以使本机组带较高负荷,既有利于安全稳定运行,又有利于经济指标控制。
为进一步缩短启动时间,尽快实现机组并网发电,我厂先后召开了首台机组启动专题研讨会和紧急动员大会,提出了在无辅助汽源的情况下、不采用启动锅炉的启动思路,并积极与厂家联系咨询,落实到相关的技术支持,核实这一启动方式的可行性。
由于本次机组启动方式的特殊性,且无经验借鉴,我厂提前拟定了2号机组特殊方式启动的《组织措施及安全技术措施》、《启动前的检查及准备工作》、《启动操作步骤》以及启动过程中的危险点预防及控制等方案,全面部署首台机组启动工作,并提前下发到各大值组织学习。
3无辅助汽源冷态启动过程中的操作控制
单元机组的启动是指从锅炉上水、点火、升温、升压、蒸汽参数达到要求,汽轮机进行暖管、冲转、暖机、定速,发电机并网带基本负荷,锅炉撤油枪逐渐加至满负荷的过程。
本次2号机组启动是在无辅助汽源、锅炉底部没有蒸汽加热、锅炉接近环境温度的条件下直接点火升温升压,以达到汽轮机所需的参数。
在机组冷态启动过程中,由于汽包、汽缸等重大金属部件均属冷却状态,金属部件受热存在着热膨胀、热应力、热变形等复杂问题,因此,确保设备安全是机组启动全过程管理的关键问题。
随着机组自动化程度的不断提高、先进设备与技术的广泛应用、人员技术水平的不断提高,以及为适应火电市场的激烈竞争,节能降耗已经成为当前火电厂的又一个重要课题,尤其是在机组启动过程中在如何保证安全的前提下,进一步提高经济性已显得越来越重要。
3.1给水未经加热直接向锅炉上水
300MW机组锅炉运行规程对锅炉上温度及速度都有一定规定,要求控制锅炉汽包进水温度与汽包壁温差<40℃,根据不同季节规定了不同的上水时间,以控制上水速度,从而控制由于温度偏差造成的应力不超过金属许用应力,达到保证设备安全的目的。
当时2号机组已停运十多天,上水前锅炉汽包金属温度在32℃左右,汽包内压力为0Mpa,未经加热的给水接近环境温度(0℃)。
摄氏零度的给水经过省煤器进入锅炉汽包,是否对锅炉材质有影响,没有这方面的技术资料可以参考借鉴。
为确保设备安全,我厂曾两次向厂家作了咨询,得到的答复是,不会对锅炉材质造成任何影响。
得到了厂家明确的答复后,我们采取用凝补泵将合格的除盐水上到除氧器,待锅炉达到上水条件,启动前置泵向锅炉上水。
整个上水过程中,严格按照规程要求控制上水速度及汽包壁温差,上水时间控制在4小时左右。
由于锅炉进水温度太低,要充分考虑锅水在锅炉点火受热后膨胀、汽化量大,体积会大量增加,因此,锅炉点火前的进水控制在汽包水位的低限(-50mm)甚至约低一些,避免锅炉升温升压过程中汽包水位过高而不得不大量排放,造成不必要的工质损失和热损失。
锅炉上水前汽包壁温
锅炉上水后汽包壁温
3.2 锅炉点火及点火后的控制
我厂300MW机组采用二级点火,即用高能点火器点燃0号轻柴油,通过油燃烧引燃煤粉。
这就要求燃油温度合适,油路畅通,燃油雾化良好。
本次启动由于没有辅助汽源,炉底加热不能投入,当时锅炉二次风温0℃、燃油温度4℃、锅水温度8℃,助燃油雾化不好,点火及燃烧环境非常恶劣,燃油枪多次点不着火或点燃后燃烧非常不稳,很容易熄灭。
后来通过手动调整进、回油调节阀,改变燃油压力,从而减小了油滴雾化直径,并将二次风量由35%降至26%左右,使着火距离适中,助燃油点火及燃烧工况有了明显改善。
加上点火及燃烧过程中锅炉不断蓄热,随着炉膛温度不断提高,风温、油温、水温也有所提高,锅炉燃烧很快趋于稳定,机组启动进入正常的流程。
为了使炉膛温度场尽量均匀,烟道两侧温度偏差减小,保护好水冷壁及过热器等重要设备,加强对受热较弱的部位进行定排和对角切换油枪运行。
由于煤粉燃烧器的送粉量较大,在燃油燃烧器投入运行后,根据锅炉燃烧工况、各部温度情况和煤质情况等条件,当二次风温>150℃,燃烧稳定以后,启动一套制粉系统,投入煤粉燃烧,并控制调整好三次风量和炉膛燃烧,防止炉膛温度升高过快,各部受热膨胀不均,造成汽包内外及上下壁温差过大。
锅炉升温升压过程中,升温升压过快将影响汽包和各部件的安全,但如果升温升压太慢,必然拖延机组启动时间,因此,应按照冷态启动要求,逐步增投油枪,整个过程控制升温速度≯1.5℃/min,升压速度≯0.04MPa/min,汽泡上、下壁温差≯50℃。
考虑到本次启动锅水温度太低,炉底加热无辅汽投入,特别在点火初期,水循环建立特差,尤须控制升温压速度,确保每分钟升温在0.4℃以内,最初1小时内汽压升高仅为0.15Mpa。
随后锅炉升温升压速度逐步有所提高,最大升温速度控制每分钟1.5℃以内。
达到汽机冲转参数(汽压2.5MPa,主汽温340℃左右)后,汽轮机开始冲转,此时锅炉应尽量稳定主再热蒸汽参数运行,避免冲转参数产生异常和大的波动。
锅炉点火后各参数的控制
3.3汽轮机抽真空
汽机能否冲转,前题在于蒸汽管道系统的暧管是否充分。
我厂300MW机组设计的主、再热蒸汽管道疏水均接至疏水扩容器,经扩容后排至凝汽器(无至地沟疏水),因此规定:
无论是冷态、还是热态启动,凝汽器抽真空的操作都是先送轴封汽源,后启动真空泵抽真空,这既有利于尽快将凝汽器真空抽到较高值,便于蒸汽管道系统暧管,以缩短暧管时间。
介于本次启动没有轴封汽源,无法先送轴封蒸汽,我们只能先启动真空泵抽真空,当凝汽器真空抽到-30kpa后,锅炉点火。
3.4汽机冲转前的暖管控制及操作要点
由于给水除氧加热未投入,锅炉点火正常后,尽快联系化学专业加放药品,化验汽水品质合格,逐渐开启锅炉水压试验阀门,开启主再热蒸汽管道疏水门,调整高低旁开度配合锅炉升温升压,并进行主再热蒸汽管道暖管。
此过程中,主再热蒸汽系统的暧管采用疏水手动门控制,保证凝汽器真空不低于-30kpa,排汽缸温度不超限。
整个暧管过程,真空均维持在-30~45kpa,暧管时间也得到了有效控制。
锅炉起压后,逐渐开足高压旁,用低压旁路进行调节控制,维持再热蒸汽压力在0.5~1Mpa,开启轴封高压汽源调整门对轴封汽系统进行暖管,汽机冲转前投入轴封汽,维持轴封汽压力、温度正常,凝汽器真空升至正常。
当炉侧主汽压力达1Mpa,主汽温度达200℃以上,开启冷再至辅汽母管电动门,对辅汽管道及辅汽联箱进行暖管,辅汽管道及辅汽联箱暖管结束,由轴封汽系统倒供辅汽联箱,辅汽压力尽量维持在0.3~0.6Mpa,用轴封高压汽源调整门控制轴封用汽及辅助汽源,必要时用旁路门参与调节。
同时,投入除氧器辅助汽源加热。
整个暖管过程中,应严格按照规程要求执行,控制升温升压速度,注意各设备、管道无振动和冲击。
3.5合理选择冲转参数缩短暖机时间
单元机组冷态启动按新蒸汽参数分类,主要有额定参数启动和滑参数启动两种,滑参数启动又分为真空法和压力法两种方式。
我厂一般都采用滑参数压力法启动,启动冲转参数选用适当压力和温度的过热蒸汽(过热度50℃以上),从冲转到汽轮机达额定转速的全过程,蒸汽参数基本维持不变,而是通过控制汽轮机进汽量来达到控制汽轮机转速的目的。
为此,选择好冲转蒸汽参数对整个机组启动过程的安全经济至关重要。
众所周知,确定冲转蒸汽参数主要以汽轮机组缸温为准,即参考第一级金属温度。
汽轮机缸温低,冲转参数可以适当降低。
本次启动机组缸温当时在70℃左右,我们结合机组的性能特点,在确保高压预启阀全开、通流量能够满足冲动汽轮机至全速的前提下,尽量放低冲转蒸汽压力(2.5MPa),蒸汽温度为300℃左右。
由于进入汽轮机的是低温、低压蒸汽,容积流量较大,而且汽温是从低逐渐升高,所以汽轮机的各部件加热均匀,温升迅速,可避免产生过大的热应力和膨胀差。
对锅炉来说,低温低压的蒸汽通流量增加,过热器可得到均匀充分的加热,并能促进水循环良好建立,减少汽包壁温差,使各部件均匀地膨胀。
同时,由于锅炉产生的蒸汽能得到充分利用,减少了热量和工质损失,可以缩短启动时间,减少能源消耗。
尤其是在中速暖机组过程中,我们还将凝汽器真空由79kPa降至68kPa,使汽轮机进汽流量增大约5吨,暖机时间明显缩短,暖机效果良好。
3.6辅助汽源的利用与切换
锅炉起压后,辅汽联箱已正常投入,利用辅助汽源提前冲转小汽轮机带汽动给水泵运行,尽量避免启动电泵运行或提前停运电泵,在提高安全可靠性得同时,以减少下网电量。
汽机并网带负荷后,及时根据负荷情况,将辅汽联箱汽源由主蒸汽切换至冷再热蒸汽,最终切换至由四段抽汽供给,以减少新蒸汽和高压抽汽损失。
3.7选择好厂用电切换及锅炉撤油枪的最佳时机
汽轮发电机组并网后,负荷升至30MW须进行暖机,此时应抓紧进行厂用电切换,一是低负荷下切换厂用电比较安全可靠,二是可以减少下网电量。
选择合适机会撤出助燃油枪是降低启动油耗、控制启动成本的关键。
助燃油枪撤出过早,必然会影响锅炉稳定燃烧,甚至造成熄火事故,得不偿失。
助燃油枪撤出过晚,必然使耗油量增大。
由于本次是冷炉启动,方式特殊,锅炉炉膛温度偏低,燃烧环境较差,油枪撤出适当的推迟。
为此,当负荷升至130MW时,才开始逐步撤出油枪,且每撤出一只油枪都要停留观察一段时间,直到负荷升至150MW,锅炉燃烧比较稳定,所有油枪才全部退出。
并网升负荷阶段各参数的控制
4 结束语
我厂本次2号机组启动,是一次在环境气候十分恶劣、全厂机组全停、无辅助汽源的情况下,实现火电机组冷态启动的大胆尝试。
由于准备工作充分,组织、安全及技术措施得力,整个启动过程中,进展比较顺利,从锅炉点火到并网带负荷撤完油枪耗时约9小时,与同条件下使用启动锅炉起动缩短3小时左右,消耗燃油42.64吨,达到了我厂机组冷态起动的最好水平。
经济效果十分显著。
但也存在一些问题有待进一步探讨,一是环境温度低,燃油雾化条件差,着火及稳定燃烧环境恶劣,导致整个启动过程时间拖长。
二是除氧加热及炉底加热不能提前投入,锅水水循环建立缓慢,尽管加强了排污,但炉水品质在启动初期还是难以保证。
三是对这一方式缺乏系统的理论依据及论述。
总之,无热源冷态启动机组的运行管理还需进一步完善和细化,以确保设备的安全、可靠和经济运行。
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