引言

近年來,我省風(fēng)電、光伏新能源裝機規(guī)模不斷增加,同時整體受電規(guī)模也大幅度提升,電網(wǎng)調(diào)峰矛盾日益突增。與新能源電源相比,燃煤機組具有比較好的調(diào)峰能力。在未來的幾年里,煤電機組的深度調(diào)峰將成為常態(tài),在此環(huán)境下,機組的安全和經(jīng)濟運行都會受到很大影響,在此對我廠#1機組的幾次深度調(diào)峰過程進行了詳細分析。

1泰州發(fā)電有限公司#1機組概況

本廠鍋爐為由哈爾濱鍋爐廠有限責任公司生產(chǎn)的超超臨界參數(shù)、變壓運行帶中間混合集箱垂直管圈水冷壁直流鍋爐,單爐膛、一次中間再熱,采用八角雙火焰切圓燃燒方式、平衡通風(fēng)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu),燃用神府東勝、兗州、同忻煤。鍋爐型號:HG-2980/26.15-YM2。

本廠汽輪機為哈爾濱汽輪機廠有限責任公司和東芝聯(lián)合設(shè)計制造的超超臨界參數(shù)、一次中間再熱、凝汽式、單軸、四缸四排汽、雙背壓、八級回熱抽汽式汽輪機,蒸汽參數(shù)為主汽壓25MPa,主再熱汽溫600℃,最大連續(xù)出力1037.411MW,額定出力1000MW。

2機組深度調(diào)峰操作

2.1深度調(diào)峰前減負荷工況

#1機組負荷750MW,A、B、C、D、F磨組運行,給水量2200t/h,總風(fēng)量2550t/h,總煤量310t/h,#11循泵運行,#12循泵備用,中壓分汽缸供熱流量20t/h,高壓分汽缸供熱流量50t/h。各磨組加倉情況如表1所示,各煤種具體參數(shù)如表2所示。

2.2深度調(diào)峰試驗前準備工作

為保證#1機組深度調(diào)峰時的主再熱汽溫不至于降低太多,深度調(diào)峰試驗前,提前2天省煤器不吹灰,提前1天低再、低過區(qū)域不吹灰,水冷壁減少吹灰次數(shù),A、B磨選用優(yōu)質(zhì)煤,D磨選用印尼煤摻大友(2:1)。深度調(diào)峰時,由于機組參數(shù)較低,供不上高、中壓分汽缸(供熱系統(tǒng)),提前切除#1機組至高、中壓分汽缸供熱,而#1機冷再至輔汽以及匯福糧油供汽切至手動,盡量提高機組供熱流量、爐膛實際負荷、主再熱汽溫。為確保深度調(diào)峰出現(xiàn)燃燒不穩(wěn)時油槍和等離子點火器能夠及時投運,提前進行AB層、CD層油槍試點以及等離子拉弧,確保其處于備用狀態(tài)。為防止機組深度調(diào)峰時因真空太好而使得汽輪機振動變大、不安全,提前停運1C真空泵,手動關(guān)小1B真空泵入口電動門(從100%至12%),凝汽器背壓由4.0/4.7kPa上升至5.0/5.5kPa。

2.3機組減負荷

匯報省調(diào),解AGC,開始減負荷。在減負荷過程中,為保證主再熱汽溫度,優(yōu)先停運1C磨,后停運1F磨。大風(fēng)量冷風(fēng)吹掃后急停1C磨(煤未走空),停運后關(guān)1C給煤機進口門,開1C磨煤機出口門、給煤機出口門及磨煤機和給煤機密封風(fēng)門,強制1C磨點火源條件,保證1C磨煤機處于緊急熱備用狀態(tài)。

低負荷時由于燃燒不穩(wěn)定,大量未燃盡的可燃物和油霧會沉積在空預(yù)器的傳熱元件上,空預(yù)器著火事故發(fā)生概率增大,為確保設(shè)備安全、機組穩(wěn)定運行,負荷減至500MW后投運并保持空預(yù)器冷熱端交替連續(xù)吹灰,加強監(jiān)視DCs"空預(yù)器本體"畫面火災(zāi)報警參數(shù)及吹灰參數(shù)。在減負荷過程中加強高低加水位的監(jiān)視,以防由于高低加解列而使給水溫度降低太多,對機組造成較大擾動,提前將高低加水位分別下調(diào)至10mm、0mm,減負荷至580MW時,#3A/B高加水位開始上升,由于疏水調(diào)門性能差導(dǎo)致兩列高加水位均出現(xiàn)波動,此時手動調(diào)整疏水門控制水位,直至水位平穩(wěn)后再投自動。

隨著減負荷至600MW,凝結(jié)水壓力接近1.2MPa時(凝結(jié)水壓力<1MPa時,精處理旁路聯(lián)開),逐漸關(guān)小除氧器水位調(diào)節(jié)閥主副閥,始終保證凝結(jié)水壓力≥1.2MPa。負荷減至400MW時,除氧器水位調(diào)節(jié)閥主閥閥位45%、輔閥閥位全關(guān),變頻器水位設(shè)定320mm,凝泵轉(zhuǎn)速1000r/min,凝結(jié)水母管壓力1.3MPa。

伴隨著機組負荷的減少給水流量逐漸降低,需加強給水流量的監(jiān)視,以防由于給水泵再循環(huán)閥動作而引起給水流量晃動。減負荷至500MW,汽泵流量逐漸降低至700t/h時(汽泵流量將至680t/h時,汽泵再循環(huán)閥聯(lián)開),將1A汽泵再循環(huán)調(diào)閥撤手動并逐漸開啟,保持1B汽泵再循環(huán)自動不開,通過開大調(diào)整A汽泵再循環(huán)門,始終保證兩臺汽泵流量≥700t/h,防止1B汽泵再循環(huán)門開啟造成給水流量不穩(wěn)定。深度調(diào)峰期間機組負荷400MW時,1A汽泵再循環(huán)門最大開度65%。1A汽泵流量700t/h,轉(zhuǎn)速3600r/min:1B汽泵流量730t/h,轉(zhuǎn)速3600r/min。

減負荷及試驗期間,水煤比為7.8,中間點溫度為23℃,主再熱汽溫596/572℃左右,控制較容易,主要原因是:(1)通過計算合理進行配煤加倉,平均熱值4767kca1(D磨加低熱值煤種)。(2)提前2天省煤器不吹灰,提前1天低再、低過區(qū)域不吹灰,水冷壁當天夜班只吹一層(可提高脫硝進口溫度7~8℃)。(3)A、B、D合適的磨組搭配加上小風(fēng)門的修正,使得水冷壁溫控制得很好(最高溫度463℃),因此試驗期間中間點溫度控制較高,為20℃左右,這也是主再熱汽溫控制較高的主要原因。

負荷降至39oMW后加大冷再至輔汽供熱及冷再至匹配器供熱,增加鍋爐實際負荷,使燃燒穩(wěn)定同時能夠適當提高主參數(shù)。此次試驗期間冷再至匯福匹配器供熱16t/h:冷再至輔汽開度43%,供熱約28t/h(估算):冷再至中壓分汽缸及一抽至高壓分汽缸調(diào)閥開度均為2%,熱備用(蒸汽壓力不夠,供不上)。深度調(diào)峰期間供熱流量總計約45t/h。

4注意事項

(1)在減負荷過程中需加強高加水位監(jiān)視,以防因高加解列導(dǎo)致主汽壓大幅度下降,造成機組負荷的反復(fù)。建議減負荷速度不能太快,高加水位提前設(shè)低,暫時犧牲點經(jīng)濟效益,確保機組安全。

(2)為確保蒸汽參數(shù)不至于下降太多,在減負荷過程中可以考慮先停運低位磨組,再停運高位磨組。

(3)實驗之前加倉煤種的熱值、水分、揮發(fā)分參數(shù)對實驗期間的蒸汽參數(shù)影響很大,需多方面考慮,確認最佳加倉方式。

(4)實驗過程中氧量較大,需加強環(huán)保參數(shù)的監(jiān)視。

(5)升負荷啟磨時需緩慢,以防對爐膛燃燒的擾動太大,防止水冷壁超溫、磨煤機堵磨。

4結(jié)語

目前,深度調(diào)峰已成為煤電機組的常態(tài),泰州電廠已經(jīng)進行了多次深度調(diào)峰,并且非常成功,各項參數(shù)均滿足電網(wǎng)的要求。深度調(diào)峰時負荷較低,機組經(jīng)濟性差,需對加倉方式、磨組運行方式以及供熱方式進行研究,進一步加大爐膛實際負荷,提高蒸汽參數(shù)、機組經(jīng)濟效益,確保鍋爐的穩(wěn)定燃燒。