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65MW机组启停调峰技术改造及运行

北极星电力网技术频道    作者:佚名   2008/1/7 19:25:25   

 关键词:  运行 改造 调峰

焦庆丰1 张国忠1 唐圭章2 何理泉2
1.湖南省电力试验研究所 湖南长沙410007 2.鲤鱼江电厂 湖南资兴4234010 前 言  
  由于湖南省电网调峰矛盾日趋突出,高温高压火电机组参与调峰运行已势在必行。为此,华中电管局和湖南省电力局委托省电力试验研究

所和鲤鱼江电厂,从1991年开始在65MW机组上开展启、停调峰试验研究。通过设备技术改造及改善运行操作方式,达到了预期的目的,该厂8号机组从1993年9月开始进入调峰试运行阶段,至1994年底该科研项目技术鉴定前共进行启、停调峰67次(包括7号机组),实现了我省高温高压火电机组启、停调峰零的突破。到目前为止,鲤鱼江电厂2台65MW机组启、停调峰累计已达209次,为大型火电机组参与电网调峰奠定了成功的基础,为缓解电网调峰的被动局面及电网的安全稳定运行做出了一定的贡献。
  鲤鱼江电厂7号、8号机组系由东方动力集团设计制造,锅炉型号为DG300/100-540-6型高温高压煤粉炉,与N75MW汽轮机组成单元制发电机组。设计燃用煤种为资兴低质烟煤,配备2套钢球磨中间仓储式制粉系统,均于1981年投入运行。
  该厂2台75MW机组属于文化大革命期间设计制造的产品,本身存在着严重的先天不足。由于设计选型不当,制造安装质量差,系统设备缺陷多,加之实际燃用煤种偏离设计值,投产以后普遍存在过热器超温爆管频繁、炉内燃烧不稳、灭火次数多等问题,机组安全经济运行状况不理想,并因汽轮机通流面积偏小,机组达不到设计出力,不得已厂家将其额定出力改为65MW(以下称为65MW机组)。因此,不难想象在这样的火电机组上开展启停调峰科研工作将会遇到多大困难和阻力。

1 机组调峰的技术问题  
  在模拟二班制启停调峰的摸底性试验及设备检查中,发现65MW机组存在以下技术问题。
1.1 在启动过程中,机组带负荷至20MW时,由于锅炉大小给水旁路切换时流量不连续及调节阀门泄漏量偏大,汽包水位不易控制;此外,减温水系统的调节阀门也因泄漏量偏大而使调节性能降低。
1.2 热态启动中,为提高主蒸汽温度,锅炉需大量排汽,既产生噪音影响周围环境(锅炉对空排汽消音器效果不佳),又使补充水量过大,造成经济损失。
1.3 锅炉点火初期给水温度偏低,高压加热器不能随机投入运行。在投入低压加热器前,主给水温度只有60~70℃,显然给水未经除氧,并对省煤器进口联箱造成100℃左右的“热冲击”。
1.4 汽缸与转子间的相对膨胀大,热态启动时负胀差易超标(汽轮机运行规程规定≤-1.4mm),在试验中曾经2次被迫停机,并有负胀差值“突变”现象,这是影响机组启停调峰的关键问题。
1.5 没有设计启动旁路系统,限制机组启动速度。

2 技术改造情况  
  为了确保65MW机组安全可靠地投入调峰运05行,鲤鱼江电厂利用2次大修机会对主辅设备进行了技术改造。基本解决了影响65MW机组启停调峰的重大技术问题,提高了机组的调峰性能和安全可靠性,为完成65MW机组启停调峰的试验研究创造了有利条件。
2.1 安装了电厂自行设计制造的锅炉灭火保护装置,防止锅炉灭火放炮。
2.2 全部更换8号炉屏式及高温对流过热器金属壁温热工监视测点,并将原设计的高过炉内壁温测点改为炉外壁温测点,延长其使用寿命。
2.3 更换8号炉低温省煤器及下组空预热器,高温省煤器管束采取了翻边措施。
2.4 更换了质量较好的国产主给水电动调节门和1.2级减温水电动调节门,改善了阀门的调节特性。
2.5 在汽轮机3挡漏汽至6段抽汽的管道上加装1个截止阀门(用于测试3挡漏汽对6段抽汽温度及胀差的影响)。
2.6 将靠近速度级的30圈镶片式汽封改造为城墙式汽封,在改造前进行了推力核算。
2.7 为减少漏汽量,将喷嘴至速度级进口处的间隙缩小0.3mm。
2.8 为减小汽封漏汽对汽缸加热的影响,改变了漏汽管道与抽汽管的接口位置,使原来紧靠汽缸的漏汽管口尽可能远离汽缸。
2.9 采取下汽缸和抽汽管道保温措施。
2.10 通过开展技术攻关与改造,提高了高压加热器投入率并可随机投运。

3 试验情况及结果  
  在调峰试验中,严格执行《机组运行操作规程》及《65MW机组调峰操作规程》,注意控制关键点及参数,其技术要求如下:
  a.锅炉点火初期30min,主蒸汽温升速度应≤2℃/min;达到汽轮机冲转参数时,温升率可控制在4~5℃/min;主蒸汽平均温升速度≤3℃/min。
b.汽包金属上下壁温差≤50℃/min。
  c.冲转参数:电动主汽门前压力3.5~4.5MPa,主蒸汽温度高于调节级汽缸内壁温度80~100℃,并有50℃的过热度。
  d.汽轮机各道轴承振动、油流、回油温度均正常时,在5~8min内将转速升至3000r/min。
有关试验数据见表1。
  



4 经济性分析
4.1 启停调峰费用估算
  8号机组每次启停调峰平均燃油量6t,零号柴油市场价格约2300元/t,则燃油费用为2300×6=13800元;每次启停调峰燃煤损失约11t,当地标煤市场价格约200元/t,燃煤损失费用为200×11=2200元;每次启停调峰化学补水量约100t,其费用为200元。
  因此,鲤鱼江电厂65MW机组每次启停调峰费用合计16200元。
4.2 不参与启停调峰的费用估算
  8号机组最低稳燃负荷为42MW,在电网低谷期间运行7h,供电煤耗为470g/kW·h,则需多耗煤:42×470×7×10-3=138.2t
  则8号机组不参与启停调峰的费用为:27640元。
4.3 经济性比较
  由以上分析计算可知:鲤鱼江电厂8号机组启停调峰1次的费用为16200元,而不参与启停调峰的费用为:27640元。由此可见,8号机组启停调峰系统具有一定的经济效益。如果考虑实行峰谷上网电价后的发电亏损,电厂的经济效益也较明显。

5 结论与建议
5.1 停机及热态启动过程中,汽包上下壁温差一般为2~5℃,最大为32℃(点火时刻),没有超过规定值。
5.2 屏式过热器最高壁温为501℃,高过对过热器流冷段最高壁温为505℃,其热段壁温为558℃,均未超过管材的允许使用温度。
5.3 调峰试验期间,热备用停机时间一般为30min,从锅炉点火到机组带到满负荷约150min;目前可控制在2h以内。
5.4 在机组启停过程中,炉内燃烧工况稳定,汽机振动、负胀差等主要安全指标均未超标,主辅机设备运转正常。
5.5 建议加强机组参与调峰后的技术监督与检修工作,特别是锅炉汽包焊缝、汽轮机转子弹性槽等一定要求结合大修进行探伤检查。
5.6 注意控制机组热态启动期间的汽、水品质,防止发生受热面结垢腐蚀及爆漏事故。
5.7 经过技术改造,在机组启动中基本可控制负胀差不超标,但启动初期因调节级后汽温下降幅度较大(118℃),对调节级后转子产生一个“冷冲击”,使转子突然收缩,形成负胀差突变的现象仍不可忽视。
5.8 为延长机组使用寿命和提高启停调峰的经济性,应特别注意锅炉热备用期间的保温保压工作。
  通过鲤鱼江电厂65MW火电机组启停调峰试验研究及多年的调峰运行实践,我们认为对于按基本负荷设计的高温高压(包括超高压)火电机组,“以变负荷调峰为主,启停调峰为辅”的混合方式比较适合我省电网的实际情况。即在电网峰谷差较小的平时采用多台火电机组变负荷调峰,而在枯水季节或节假日电网峰谷差较大时,采用火电机组启停调峰。这种“有限幅度的变负荷调峰与有限次数的启停调峰相结合”的方式,既可保证机组调峰运行的安全性,又能尽量满足电网调峰要求。这是一个很有实际意义的设想,也是一项有尝试价值的课题。

来源:万众电力网
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