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浅析300MW循环流化床机组降低厂用电率的措施(1)

北极星电力网技术频道    作者:廖鹏,兰春明,王正阳   2012/7/16 11:51:44   

  所属频道:  火力发电    关键词:  循环流化床机组 厂用电率

摘 要: 分析了云南大唐围际红河发电有限责任公司2×300 Mw 循环流化床机组影响机组厂用电率的因素,通过优化辅机运行方式、进行技术改造、加强运行管理等方法,实现了厂用电率的大幅降低,达到了节电降耗的目的。这些工作为其他同类型的机组设计和运行提供了一定的借鉴。

1 前 言

循环流化床燃烧技术具有效率高、污染低、煤种适应性好等特性,是目前最先进的洁净煤燃烧技术之一,发展洁净煤燃烧技术,已成为我国提高燃煤效率、减少燃煤污染的有效途径。但是循环流化床锅炉与普通煤粉炉相比,厂用电率一直较高,本文就云南大唐国际红河发电有限责任公司2台300 Mw 循环流化床机组在降低厂用电率中所采取的措施进行总结,希望能为其他同类型的机组运行以及600 Mw 循环流化床机组的设计、研发提供一定的借鉴。

2 优化机组运行方式,降低厂用电率

厂用电主要消耗在经常连续运行的锅炉及汽机系统的6 kV辅机上,风烟、给水、循环水三大辅助系统的设备用电量占全部厂用电量的70%~ 75 %左右。因此,挖高压辅机节电潜力,减少风烟、给水、循环水三大系统辅机耗电量,是降低机组厂用电率的关键。

2.1锅炉烟风系统的节电措施

2.1.1高压流化风系统的使用和调整

锅炉高压流化风系统主要为锅炉外置床、回料阀、冷渣器内物料循环提供流化风。该系统装有5台高压流化风机,设计要求为四运一备,电机型号为YKK4504—2,额定电压6 kV,额定电流90 A,哈尔滨电机厂生产。在运行过程中,通过做高压流化风机最大出力试验后得出结论,将其运行方式改为三运两备后,各回料阀系统、外置床系统、冷渣器系统的流化风供应仍能满足要求,且3台高压流化风机的入口挡板调节任有一定的调节裕度,满足锅炉安全运行的需要。停运1台流化风机,可以提高设备的备用台数,降低设备损耗,还可以每小时节电570 kW·h-1

2.1.2机组低负荷时风机的使用与调整

当机组负荷降至200 Mw 时,将准备停运侧二次风机逐渐降至空载后停运,单台二次风机运行已经能提供煤燃烧所需要的氧量。二次风机停运后进行启动前检查,必须保证随时具备启动条件。值长根据负荷曲线、在升负荷前30 min安排机组人员启动停运的二次风机。单侧风机运行时加强风烟系统监视,特别是防止运行风机过电流。经过测算,停运一台二次风机电机可以每小时节电1 800 kW·h 。

2.1.3其他风烟系统的改进和优化措

施锅炉空气预热器采用四分仓结构,由于空气预热器积灰较为严重,导致机组满负荷时一、二次风机在空气预热器前后压差增大,导致风机电耗增加,锅炉热效率降低。因此,在空气预热器人口烟温高于设计值313℃时,及时投入空气预热器吹灰,使空气预热器积灰得到有效控制,减小了风机在空气预热器前后的压差,降低了风机电耗,提高锅炉效率。

由于锅炉燃用的褐煤具有较好的燃尽特性,可以保证燃料在相对较低的过量空气系数下充分燃尽,所以锅炉烟气氧量一般控制在2 ~3 之间,此时锅炉综合热效率最高。低负荷时,控制氧量不超过4 ,避免过剩空气系数过大,增加各风机电耗以及排烟热损失。

2.2合理调度循环水泵运行方式

红河发电有限责任公司循环水系统设计为2台循环水泵运行,无备用。针对云南电网的特点,机组在汛期或用电低谷时,仅带180 Mw 以下负荷运行,2台循环水泵运行循环水的余量较大,而机组的厂用电率较高。

当机组负荷减至180 Mw 以下,真空在一79kPa以上,循环水温升小于8℃ ,机组运行正常时,可停止l台循环水泵运行。停止l台循环水泵运行后,循环水温升不大于l0℃ ,真空低于一78 kPa,启动备用循环水泵运行。循泵停下1台后,检查确认该循泵满足启动允许条件,投入“备用”。运行循环水泵冷却水压力低于0.1 MPa时,启动管道泵,增加冷却水压力和冷却水量。当运行循环水泵跳闸时,备用循环水泵应联锁启动,否则手动启动;跳闸泵在无明显故障点和凝结器循环水未断、该泵不反转时,允许重合一次。这样既保证了机组的安全运行,可以每小时节电1 200 kW ·h 。

2.3机组在启停过程中不使用电动给水泵

1、2号机辅汽系统通过辅汽母管可实现互供,辅汽母管设计压力1.37 MPa、温度335℃ ,辅汽联箱设计压力0.8 MPa、温度300℃ ,小汽机设计低压进汽压力0.78 MPa、温度250℃ ~333℃ ,当1台机组正常运行,另一台机组启停时,能实现由临机提供辅汽作为小机汽源、实现用汽泵向锅炉上水,不启电泵,降低厂用电率的目的。

2.3.1机组启动时不使用电动给水泵的措施

当一台机组正常运行,另一台机组接到调度命令启动时,辅汽母管汽源切为邻机供,对管路进行充分暖管疏水,参数控制在压力0.8~ 1.0MPa、温度250℃ ~335℃ 。除氧器冲洗水质合格,补水至水位正常后,投入加热。检查给水系统和1台汽动给水泵及小汽机系统。用汽动给水泵前置泵向锅炉上水。汽机抽真空至一60 kPa以上。开辅汽至小机供汽总门,并对管路进行充分暖管疏水,开辅汽至1台小机供汽门。按操作票正常程序冲转小机启动汽泵向锅炉供水。

机组并网且当汽泵正常、运行稳定,投入电泵备用。当机组80 Mw 负荷时,解除电泵备用,用本机四抽冲转另一台小机,启动汽泵。当用本机四抽冲转另一台小机,启动汽泵正常、稳定后,投入电泵备用。随机组负荷上升,当本机四段抽汽压力与辅汽联箱压力相同时,进行小机汽源切换:开启小机低压主汽电动门,关闭辅汽至小机供汽门,辅汽至小机供汽总门,切换汽源过程中检查小机的运行情况。辅汽联箱汽源切至本机四抽供,切换时注意调整辅汽母管压力不超过1.0 MPa,防止超压(设计压力1.37 MPa),造成设备或人身伤害。按正常启机10 h后投入汽动给水泵停运电动给水泵计算,一次启机过程可以节电19 000 kW ·h-1 。

2.3.2机组停运时不使用电动给水泵的措施

机组停运过程中,确认辅汽母管已由临机供汽,参数控制在压力0.8~1.0 MPa、温度250℃~335℃。当机组负荷降至240 Mw 时,本机辅汽联箱汽源由四抽切为辅汽母管供,蒸汽参数控制在压力0.6~0.8 MPa、温度250℃ ~3OO℃ 。开辅汽至小机供汽总门,并对管路进行充分暖管疏水。当机组负荷下降至180 Mw 或四抽压力与辅汽联箱压力相同时,进行小机汽源切换:开启辅汽至1台小机供汽门,关闭本小机低压主汽电动门,切换汽源过程中检查小机的运行情况,调整辅汽联箱压力正常。

当机组负荷下降至120Mw 时,逐渐把本机四抽所带汽动给水泵负荷转移至辅汽所带汽泵,解除电泵备用,停止本机四抽所带汽动给水泵运行。在机组滑停过程中,当辅汽所带汽泵转速降低至3 1O0 r/rain时,用锅炉给水调整门配合调节汽包水位。当本机四抽所带汽动给水泵停止运行后,投人电泵备用。机组打闸停机后,解除电泵备用。机组打闸后,关闭各高、低压门组疏水汽动门,进行闷缸,防止上、下缸温差增大。机组打闸后,因辅汽所带汽泵还在运行,不破坏真空。锅炉上水至最高可见水位,停止辅汽所带汽泵运行后,关闭辅汽至本小机供汽门和辅汽至小机供汽总门,确认无蒸汽和热水进入凝汽器,再破坏机组真空。停机过程中,不使用电动给水泵给水可以每小时节电1 400kW ·h-1

3 进行设备改造降低厂用电率

3.1调整入炉煤粒径,拆除了笼式细碎机

红河发电有限责任公司300 Mw 循环流化床锅炉燃用的是小龙潭褐煤,挥发分高。原设计为两级破碎系统,其中两级破碎系统为每条皮带装设有大笼式细碎机电机2台,型号为YKK450—6,额定电压6 kV、额定容量400 kW、额定电流49 A;小笼式细碎机电机2台,型号为YKK400—5、额定电压6 kV额定容量280 kW、额定电流36A,均为沈阳电机厂生产。人炉煤粒径的设计值为最大粒径不能超过8 mm。经运行实践证明,由于小龙潭褐煤挥发分高,按设计人炉煤粒径运行时,锅炉密相区内的大粒径的床料太少,煤燃烧后剩下的灰分粒径太小,都被炉膛中的烟气带走,导致炉膛外循环比例远大于物料内循环,炉内床压太低、煤耗超标,床温高于设计值(850±4O℃),影响了锅炉热效率和脱硫效率,且易导致锅炉结焦,影响锅炉的安全运行。锅炉正常的物料内外循环比例被破坏。后经理论计算和试验论证后,拆除了输煤二级破碎系统的8台笼式细碎机(大、小),将入炉煤粒径改为最大粒径不能超过50 mm,保证了煤粒在炉膛内的滞留时间,增加了锅炉密相区内的大粒径的物料,保证了炉膛下部床压达到9 kPa到ll kPa之间的设计值,建立了锅炉正常的物料内外循环。拆除笼式细碎机后保证了入炉煤的要求,提高了燃烧效率、减少了增加床料的工作量,使锅炉物料的内外循环达到平衡状态。此外,每小时可以节电1 000kW·h-。,每年可以节约笼式细碎机设备维护费10万余元。

来源:锅炉技术
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