泰州发电有限公司1000MW超超临界机组深度调峰实践

引言

近年来,我省风电、光伏新能源装机规模不断增加,同时整体受电规模也大幅度提升,电网调峰矛盾日益突增。与新能源电源相比,燃煤机组具有比较好的调峰能力。在未来的几年里,煤电机组的深度调峰将成为常态,在此环境下,机组的安全和经济运行都会受到很大影响,在此对我厂#1机组的几次深度调峰过程进行了详细分析。

1泰州发电有限公司#1机组概况

本厂锅炉为由哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的超超临界参数、变压运行带中间混合集箱垂直管圈水冷壁直流锅炉,单炉膛、一次中间再热,采用八角双火焰切圆燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构,燃用神府东胜、兖州、同忻煤。锅炉型号:HG-2980/26.15-YM2。

本厂汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司和东芝联合设计制造的超超临界参数、一次中间再热、凝汽式、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽式汽轮机,蒸汽参数为主汽压25MPa,主再热汽温600℃,最大连续出力1037.411MW,额定出力1000MW。

2机组深度调峰操作

2.1深度调峰前减负荷工况

#1机组负荷750MW,A、B、C、D、F磨组运行,给水量2200t/h,总风量2550t/h,总煤量310t/h,#11循泵运行,#12循泵备用,中压分汽缸供热流量20t/h,高压分汽缸供热流量50t/h。各磨组加仓情况如表1所示,各煤种具体参数如表2所示。

2.2深度调峰试验前准备工作

为保证#1机组深度调峰时的主再热汽温不至于降低太多,深度调峰试验前,提前2天省煤器不吹灰,提前1天低再、低过区域不吹灰,水冷壁减少吹灰次数,A、B磨选用优质煤,D磨选用印尼煤掺大友(2:1)。深度调峰时,由于机组参数较低,供不上高、中压分汽缸(供热系统),提前切除#1机组至高、中压分汽缸供热,而#1机冷再至辅汽以及汇福粮油供汽切至手动,尽量提高机组供热流量、炉膛实际负荷、主再热汽温。为确保深度调峰出现燃烧不稳时油枪和等离子点火器能够及时投运,提前进行AB层、CD层油枪试点以及等离子拉弧,确保其处于备用状态。为防止机组深度调峰时因真空太好而使得汽轮机振动变大、不安全,提前停运1C真空泵,手动关小1B真空泵入口电动门(从100%至12%),凝汽器背压由4.0/4.7kPa上升至5.0/5.5kPa。

2.3机组减负荷

汇报省调,解AGC,开始减负荷。在减负荷过程中,为保证主再热汽温度,优先停运1C磨,后停运1F磨。大风量冷风吹扫后急停1C磨(煤未走空),停运后关1C给煤机进口门,开1C磨煤机出口门、给煤机出口门及磨煤机和给煤机密封风门,强制1C磨点火源条件,保证1C磨煤机处于紧急热备用状态。

低负荷时由于燃烧不稳定,大量未燃尽的可燃物和油雾会沉积在空预器的传热元件上,空预器着火事故发生概率增大,为确保设备安全、机组稳定运行,负荷减至500MW后投运并保持空预器冷热端交替连续吹灰,加强监视DCs"空预器本体"画面火灾报警参数及吹灰参数。在减负荷过程中加强高低加水位的监视,以防由于高低加解列而使给水温度降低太多,对机组造成较大扰动,提前将高低加水位分别下调至10mm、0mm,减负荷至580MW时,#3A/B高加水位开始上升,由于疏水调门性能差导致两列高加水位均出现波动,此时手动调整疏水门控制水位,直至水位平稳后再投自动。

随着减负荷至600MW,凝结水压力接近1.2MPa时(凝结水压力<1MPa时,精处理旁路联开),逐渐关小除氧器水位调节阀主副阀,始终保证凝结水压力≥1.2MPa。负荷减至400MW时,除氧器水位调节阀主阀阀位45%、辅阀阀位全关,变频器水位设定320mm,凝泵转速1000r/min,凝结水母管压力1.3MPa。

伴随着机组负荷的减少给水流量逐渐降低,需加强给水流量的监视,以防由于给水泵再循环阀动作而引起给水流量晃动。减负荷至500MW,汽泵流量逐渐降低至700t/h时(汽泵流量将至680t/h时,汽泵再循环阀联开),将1A汽泵再循环调阀撤手动并逐渐开启,保持1B汽泵再循环自动不开,通过开大调整A汽泵再循环门,始终保证两台汽泵流量≥700t/h,防止1B汽泵再循环门开启造成给水流量不稳定。深度调峰期间机组负荷400MW时,1A汽泵再循环门最大开度65%。1A汽泵流量700t/h,转速3600r/min:1B汽泵流量730t/h,转速3600r/min。

减负荷及试验期间,水煤比为7.8,中间点温度为23℃,主再热汽温596/572℃左右,控制较容易,主要原因是:(1)通过计算合理进行配煤加仓,平均热值4767kca1(D磨加低热值煤种)。(2)提前2天省煤器不吹灰,提前1天低再、低过区域不吹灰,水冷壁当天夜班只吹一层(可提高脱硝进口温度7~8℃)。(3)A、B、D合适的磨组搭配加上小风门的修正,使得水冷壁温控制得很好(最高温度463℃),因此试验期间中间点温度控制较高,为20℃左右,这也是主再热汽温控制较高的主要原因。

负荷降至39oMW后加大冷再至辅汽供热及冷再至匹配器供热,增加锅炉实际负荷,使燃烧稳定同时能够适当提高主参数。此次试验期间冷再至汇福匹配器供热16t/h:冷再至辅汽开度43%,供热约28t/h(估算):冷再至中压分汽缸及一抽至高压分汽缸调阀开度均为2%,热备用(蒸汽压力不够,供不上)。深度调峰期间供热流量总计约45t/h。

4注意事项

(1)在减负荷过程中需加强高加水位监视,以防因高加解列导致主汽压大幅度下降,造成机组负荷的反复。建议减负荷速度不能太快,高加水位提前设低,暂时牺牲点经济效益,确保机组安全。

(2)为确保蒸汽参数不至于下降太多,在减负荷过程中可以考虑先停运低位磨组,再停运高位磨组。

(3)实验之前加仓煤种的热值、水分、挥发分参数对实验期间的蒸汽参数影响很大,需多方面考虑,确认最佳加仓方式。

(4)实验过程中氧量较大,需加强环保参数的监视。

(5)升负荷启磨时需缓慢,以防对炉膛燃烧的扰动太大,防止水冷壁超温、磨煤机堵磨。

4结语

目前,深度调峰已成为煤电机组的常态,泰州电厂已经进行了多次深度调峰,并且非常成功,各项参数均满足电网的要求。深度调峰时负荷较低,机组经济性差,需对加仓方式、磨组运行方式以及供热方式进行研究,进一步加大炉膛实际负荷,提高蒸汽参数、机组经济效益,确保锅炉的稳定燃烧。