随着我国近年来燃煤机组装机容量的快速增长,耗油量也随之大幅上升,为应对日益 短缺的石油资源和不断上涨的油价, 响应党中央关于建立节约型社会的号召, 火电机组的启 停中必须降低燃油消耗, 节约能源, 这有巨大的社会效益. 而且就公司目前的生产经营状况 , 节能尤其重要,启停过程中如能做到统筹安排,能在保证机组安全启停的情况下,大大节约 燃油,厂用电及汽水消耗,为公司的盈利能力及可持续发展打下坚实的基础.以下为某电厂#5,6 机2007 年度及2008 年第一季度耗油情况:

某电厂#5,#6 机组耗油情况一览表

表上的数据显示, 我厂的#5, 机组的油耗水平明显偏高, 6 其中2007 年全年用油4156 吨,远高于集团公司平均水平,主要原因在两个方面:其一,机组启动用油消耗较大.由于我厂实际燃用煤多数偏离设计煤种, 机组虽然设计了等离子点火系统, 但基本上不能实现无 油或者少油点火,加上湖北省火电利用小时受雨水影响较大,机组启停调峰经常发生,启动消耗基本上占整个油耗的65%以上.可见机组启停中的节油潜力非常大.其二,机组自投产以来,煤质一直不稳定,加上原煤斗设计上存在的问题,机组的安全运行一直受到原煤斗 堵煤的困扰,尤其是雨季,运行机组同时出现 2~4 套制粉系统断煤的现象几乎每班都频繁 发生.2007 年#6 机组甚至发生过因断煤而 MFT.因此,为保证机组运行的安全,运行人 员不得不投油稳燃,导致整个油耗水平居高不下.

下面就#5,6 机组启动过程中发现的影响启动速度及机组启动过程中常遇见的几个问题作进一步分析:

a)为降低机组启动的成本,我厂#5,6 机组安装时在原煤燃烧器设计的基础上加装等离子点火装置的方法,在底层A 磨层燃烧器加装等离子点火装置,但在冷态启动投入等离子磨时热风温度较低,使磨的出口风粉温度提高困难,从而影响启动初期的燃烧,影响锅炉的升温升压速度.影响磨煤机入口风温的原因主要有:一次风量过大;通入等离子暖风器的蒸汽量不足;等离子暖风器实际换热效果差;现通过对暖风器的疏水管路进行改造及启动初期控制风量及煤量有所改善.

b)引入等离子装置后,可以实现在启动初期投入煤粉,但是也带来了启动初期锅炉各受热面及主,再热汽温温升率可能偏快的问题,国内的同类机组中均出现过类似的现象.主蒸汽温度偏高造成汽轮机冲转后的胀差变大以及振动较大等不良影响,在机组升负荷过程中由于运行调节以及设备运行的特殊情况也会导致出现主蒸汽温度偏高或偏低.总而言之,汽温偏离设计值会对机组的运行带来不利的影响.

C) 汽水侧的影响因素,在湿态运行中,主蒸汽的温度主要决定于减温水量,给水量, 给水温度,旁路调节等因素.在湿态转直流前阶段,减温水对压低汽温起到很大的作用,尤其在冲转前通过旁路调节的时候,如果减温水出现故障则必须减弱燃烧来避免汽温过高.旁路的调节在启动初期尤其是并网前(高,中压缸联合启动),对汽温汽压的控制都有很大的影响, 当主蒸汽温度和再热蒸汽温度偏高时,在高压旁路与低压旁路减温水量允许的情况下,适当增加旁路开度减低压力可以使主蒸汽温度下降.

d)尽量节约化学补给水,在超临界直流锅炉的启动过程中,不管从国家的政策法规, 还是从节能环保或经济性角度考虑, 采取措施, 对锅炉启动和低负荷运行时产生的疏水进行回收都是必要的,而且是十分有意义的.国产600 MW 超临界直流锅炉,冷态启动时间为5-6 h 左右,温态启动时间为2^-3 h,热态启动时间为1 ^-1. 5 h,极热态启动时间小于 1h. 据初步统计,启动一次需排2000-5000t 疏水(含锅炉启动合格与不合格炉水等),并且这部分疏水的热值不低,由此可见,启动过程中锅炉排放的水和蒸汽的量是很大的,大量地排放 疏水,将造成化水车间制水紧张,供不应求;其次,是运行费用的增加.在湿态运行中,在给水流量增大的情况下大量的疏水带走了更多热量, 因此在保证各受热面安全的情况下, 符合规程要求范围内要尽量控制给水流量, 尤其在锅炉冷态上水冲洗时. 启动初期只要水质合格就应马上将启动疏水回收至凝汽器.

e)结合现在#5,6 炉近期频繁出现的受热面泄漏,谈谈如何协调好启动速度与节能, 设备安全的关系.#5,6 炉近期发现的一系列故障,仔细分析与锅炉的制造和安装,设备特性关系较大,同类型的锅炉在运行至8000-10000 小时已出现过类似的问题.当然为了#5, 6 机组的长期安全,我们也必须进一步严格要求机组启,停及运行过程中的升温升压率,以 高标准保证#5,6 机组的安全.运行规程规定#5,6 机组启动过程中蒸汽在整个升温过程中各受热面介质升温速度应满足以下条件:

A) 温度在0～200℃时,升温速度小于8℃/min.

B) 温度在200～300℃时,升温速度小于5℃/min.

C) 温度在300～400℃时,升温速度小于3℃/min.

D) 温度在400～500℃时,升温速度小于2.5℃/min.

温度在500℃以上时,升温速度小于2℃/min.在以前的启动操作中,都是按照此标准进行的.现在根据公司"锅炉氧化皮问题专题分析"会议及相关制度要求:锅炉启动开始阶段暂不采用无油点火,采用油枪点火,待所有介质温度在90℃以上时再启动A 制粉系统,锅炉点火前,调整锅炉炉前油进油压力至 1.2Mpa,以降低锅炉点火时的点火热量.1 支油枪运行, 观察水冷壁壁温温升平稳后再投入对角另一支油枪; 过热器汽温及壁温温升平稳后再启动A 磨煤机运行(给煤量8 吨),逐步增加A 给煤机煤量至磨煤机最低煤量17 吨,观察炉膛燃烧稳定后逐步断油. 采用这些措施后完全可以实现"并网前温升率控制不高于3℃/min" 的要求,机组冲转后结合喷水减温也可以实现"并网后温升率控制不高于 2℃/min"的要求, 喷入减温水后需专人监视,防止汽温波动大.虽然可以满足温升率要求,但机组启动用油量 明显增大,(由于初始煤量较小,煤粉浓度不足着火较困难,须投小油枪助燃).

600MW 运行三值在部门指导和全员参与下,通过对二期#5,6 机调试试运阶段以及投运以来多次机组启停进行探讨,总结和再实践,摸索出合理安排机组启动与停运的措施, 可以达到缩短机组的启动时间,减少启动和低负荷运行时间,节约燃油,达到安全生产,节能 高效的目的.具体组织与技术措施如下:

一,机组启动过程:

1,机组启动准备阶段,按照联锁试验及阀门试验检查清单要求,做好准备工作,确保缺陷在启动前全部消除.#6 机发生过机组升温升压后主机高排通风阀无法开启致使进度无法进行下去, 白白浪费启动消耗. 月17 日#5 机组小修后启动由于A 磨煤机暖风器热风10 调节门卡涩缺陷没有及时暴露并消除,致使锅炉无法使用等离子点火,加上设备缺陷较多, 冷态启动一次共用油 92.3 吨.因此启动前的准备工作就现在#5,6 机的设备状况而言显得十分重要, 当然这会大大加大运行人员的工作量及设备的来回操作造成寿命损耗, 治标不治 本,只有从设备治理的源头进行彻底根治,进一步提高设备可靠性.由于#5,6 炉启动要实 现节油,就必须要求等离子装置能稳定工作,同时要求煤质较好.下面分析一下近几月启停过程中的耗油情况:

从上表可以看出在机组启动前确保锅炉A,B 仓为优质烟煤(挥发份大于20%,热值大于4800 大卡, 就我公司目前的来煤结构, A,B仓可分别上陕西华龙和黄陵优质烟煤, ) 等离子装置工作可靠(建议在锅炉启动前对等离子装置全面检查, 拉弧不稳定的可以考虑更换,此时一点浪费可换来更大的收益是值得的),启动过程中是能大大节约燃油的.

2,若停机后汽机凝汽器灌水查漏,可提前利用补水箱高水位对凝汽器静压补水,缩短启动补水泵补水时间,节省厂用电;启动初期采用补水泵向除氧器上水,汽泵前置泵向锅炉上水(直至锅炉冲放初期),避免过早启动大功率的凝结水泵和电泵,节约厂用电;

3,可考虑尝试使用汽泵上水点火,进一步节约厂用电;调试阶段已采用过汽泵上水, 但受"小机主调门开度>70%,辅汽汽源管调才能开启"条件限制,实际操作必须先用辅汽冲转一台汽泵(电泵良好备用),进行上水,冲放,点火,冲转,并网带负荷,直至四段抽汽压力满足条件,冲转另一汽泵并入系统后,将原辅汽所带汽泵打跳,再用四抽将其冲转并入系统.此种方法,节省厂用电,启动过程可以不启电泵,但操作量大,有可能操作过程中影 响进度,此种方式还需进一步实践总结.

4,启动过程中一般需启动电泵正常启动,在并网前,应及早做好冲小机的准备,并网一小时内尽快并入一台汽泵,减轻电泵负荷压力,有利于提高安全性,经济性.

5,抓住重要节点,合理安排,控制进度,使整个启动安排紧凑,有序,节能.按点火时间要求, 控制锅炉上水冲放时间, 既保证水质满足点火要求, 又防止过早启动相关系统 (开, 闭式水,凝结水,给水系统),以节约每一度电;

6,锅炉上水冲放时,按照要求,只要给水温度与水冷壁金属温度相差不超过 111℃, 就应尽量提高给水温度,(现要求除氧器水温120℃,实际启动中有一定难度,一般无法维持,需要中断冲洗,待除氧器水温达到120℃再进行冲洗,或许会影响冲洗过程进度),以 有利于提高冷态冲洗效果,也有利于缩短启动时间和机组节油.锅炉点火前汽机抽真空时, 检查锅炉主再热蒸汽汽系统所有疏水门,放空气门关闭,开启汽机主汽管道疏水门,开启低旁5%开度,进行汽机,锅炉抽真空,以利于加速蒸汽流动,使蒸汽温度逐步升高,减少蒸 汽温度与管壁温度偏差.

7,机组启动在并网前可采用单侧风机(送,引风机,一次风机)点火启动,以减少风机电耗;

8,提前试运磨煤机,风机油站,发现问题及时处理,检查正常后停运,待需要启动时才予以启动相应油站,这样既能提前发现问题,又能节约厂用电;

9,提前试运等离子,投运A 磨暖风器,由于机组本身状况,#6 炉可以实现等离子无油点火启动,但#5 炉启动初期无油点火非常困难(10 月31 日启动用油最少,并网前用油3.5 吨,并网后未投油);

9,点火初始阶段,注意风量与燃料量的控制,保证正常升温升压与锅炉稳燃;

10,在冲转前应尽早向网调申请将500KV 出线开关转为热备用,避免影响并网;进一步对并网操作票进行修改,使之更合理,以缩短并网时间;现并网操作票已修改.

11,机组并网后,尽快将负荷升至100MW 以上,有利于尽快完成暖机,四段抽汽可 以冲开四抽逆止门冲转小机,切厂用电,断油工作;

12,#6 机在并网后,缸胀较慢,对机组振动影响大,导致低负荷暖机时间较长,影响 安全和经济性,进一步总结摸索暖机的合适负荷及合理的暖机时间,在保证安全的前提下, 尽可能缩短机组低负荷暖机时间;

13,使用等离子无油点火初期,原受到给煤量较大影响,锅炉受热面升温速率较快,现控 制机组启动速度,避免锅炉四管爆破,控制初期投煤量8t/h,控制水冷壁温升率≯3℃/min, 相对以前延长了启动过程;目前启动要求严格控制升温升压速率,按照冷态启动曲线控制, 特别是初期,只能投油枪控制升温升压速率,势必增加了燃油消耗.

14,#6 炉 A 层#1,#4 角等离子,#5 炉#2,3 角等离子断弧较为频繁,断弧后对燃烧影响较大,需要加强对等离子的维护, 在点火之前应安排等离子试投, 启动过程中应加强监视, 发现断弧,及时再投,确保等离子正常投入,达到提前断油节油,甚至无油点火的目的;

15,汽机冲转时,专人控制监视旁路,再热汽压维持 0.1MPa 以下,低旁压力设定值 0.15MPa,避免汽机打闸试验后,锅炉"失去再热器保护"动作炉 MFT;升速过程中压力下降 较多,且高低压旁路开度均已经较小,应在 600rpm 阀切换完成后视煤质和磨煤机出力及时增 投油枪,保证汽机升速;

16,并网前高加应随机投入,否则增加并网后操作,负荷达到100MW 以后(有一台汽 泵并入系统),及时进行厂用电切换;

17,磨煤机启动后,应尽可能提前做好对各磨煤机检查,暖磨,疏通工作,就地安排专人值守给煤机,确保给煤机连续来煤;尽量避免受磨煤机断煤影响,升负荷速度和锅炉断 油时间受到限制.

18,及时安排水质及蒸汽品质取样,化验,启动初期只要水质合格就马上将启动疏水回收,以减少工质及热量浪费.

二,机组停运过程:

1,#5,6 机组停机过程如果安排合理,都可以不用投油,也不启动电泵,可以做到安全,经济,平稳停运;

2,保证A 磨燃煤的发热量及挥发份,一般优质烟煤,以利于低负荷阶段稳定燃烧;

3,维持汽机调门开度,降压滑停,可以使汽动给水泵能维持所需给水流量,并且可以推迟锅炉干态转湿态,减少汽水损失;

4, 等离子必须运行正常, 若发生断弧应及时投入并作间隙, 电流以及阴极头位置调整;

5,派专人调整给水,保证给水流量不低于540T/H,从停机过程来看,150MW 负荷时给水流量580T/H, 锅炉仍能维持干态. 给水流量应跟随煤量逐渐减少, 不宜大幅度操作.

6,锅炉转湿态后应严密监视汽水分离器,集水箱,除氧器,热井,除盐水箱等水位. 若除盐水箱水位过低应及时联系化学补水.

7,机组转入湿态后,应启动疏水泵,回收至凝汽器,节约水,汽损耗;

8,在机组减负荷阶段,及时减小送风机,引风机,一次风机出力,降低运行电流,既节约厂用电也有利于锅炉低负荷稳定燃烧;

9,负荷120MW 以下应当退出一台汽泵,视情况可将退出汽泵打闸,以保证运行小机的供汽.若仍不能满足供汽,可将高加退出运行,或将除氧器供汽切为辅汽;

10,减煤停制粉系统应当缓慢进行,并且由上至下逐个停运制粉系统,同时注意及时调整风门,避免燃烧有大的扰动; 11,因引风机低负荷时并列运行自动调节特性较差,通常容易使炉膛负压大幅波动, 故建议将一台引风机切手动,一台投自动.并手动调节使两台引风机出力平衡;

12,#5,6 机一般停机过程中,汽轮机低压缸差胀不易控制,往往会超限,影响主设备安全.以#5 机 最近两次停机为例,11 月2 日停机过程中低压缸差胀最大19.38mm,而且汽机打闸后很快即破坏真空;但11 月26 日停机过程控制较好,最大 16.2mm,并且正常时间破坏真空(汽 机转速惰走至 300rpm 时);操作区别为汽机打闸低负荷阶段真空值可以维持偏低些,本次 停机负荷约 80~90MW 时即只保留一台真空泵运行,既节省厂用电也有利于差胀的控制.