600MW机组深度调峰技术措施.ppt

热烈欢迎各位领导 莅临指导工作,Welcome to QHPowerplant,600MW机组深度调峰 技术措施,东北地区深度调峰补偿辅助服务的由来,深度调峰补偿原则,国内外深度调峰开展情况概述,清河电厂深度调峰历程及区域对比,600MW机组深度调峰的技术措施, 600MW机组深度调峰期间关注要素,600MW机组深度调峰数据与曲线,近年来，东北地区火电产能严重过剩，区域“窝电”现象严重，同时，新能源发电占比逐年递增，为了积极响应国家“十三五”期间努力消纳可再生能源发电，减少弃风、弃水、弃光损失的号召，东北地区在全国率先推行火电深度调峰补偿辅助服务，通过制定科学可行的电力系统调度原则和具体措施，确定合理的开机组合，明确各类机组的发电优先序位、机组调峰序位，加强对新能源发电的预测和考核分摊，充分发挥电网联络调剂作用，全面推动煤电机组灵活性改造，实施煤电机组调峰能力提升，有效地优化了电力调度运行。,东北地区深度调峰补偿辅助服务的由来,3、电厂有偿调峰分档及报价上、下限 （1）非供热期第一档：40%全厂运行机组平均负荷率50%，报价范围0-0.4元/Kwh。 （2）非供热期第二档：全厂运行机组平均负荷率40%， 报价范围0.4-1元/Kwh。 （3）供热期第一档：40%全厂运行机组平均负荷率48%，报价范围0-0.4元/Kwh。 （4）供热期第二档：全厂运行机组平均负荷率40%， 报价范围0.4-1元/Kwh。,深度调峰补偿原则,1、深度调峰补偿费用来源:由电网中负荷率高于深度调峰基准的火电厂、风电场、核电厂共同分摊。,2、电厂有偿调峰基准： （1）非供热期：全厂运行机组平均负荷率50%。 （2）供热期：全厂运行机组平均负荷率48%。,国内 1、通过燃烧调整、设备改造、燃煤混配、制粉系统优化及增加低负荷稳燃措施等技术手段，调峰幅度可达到70% 2、供暖期热电机组“以热定电”，冬季最小技术出力一般可达到30%,国外 丹麦：冬季供暖期，最小出力可以达到15%-20%额定容量 德国：最小出力可以达到15%额定容量。也有纯凝燃煤机组最低出力达到25%额定负荷的先例,国内外深度调峰开展情况概述,国内深度调峰主要技术手段,清河发电厂采用的主要是燃烧调整、低负荷制粉系统优化、再热冷段抽汽等技术措施,600MW机组深度调峰期间关注要素,1、低负荷稳定燃烧 2、给水流量稳定且不低 3、低NOx排放，脱硝反应器温度满足要求,清河发电厂设计煤种为霍林河褐煤，热值为31003200 Kcal/Kg，目前采用低热值铁法烟煤与霍林河褐煤混配入炉，混配后热值在3200Kcal/Kg以上，深调负荷190MW，燃烧稳定无需投油，等离子拉弧助燃稳定后可逐一退出。由于冬季利用冷再抽汽供厂区汽暖运行，非供暖期使用冷再抽汽供小背压机组运行，同时压降厂用电率，抽汽量达到80吨以上，藉此促使锅炉总体燃料量、锅炉给水流量都相当于210220MW负荷工况，因此脱硝反应器出口温度在冬季也可满足规程要求，特别是一号机组通流改造后，汽耗与给水流量均明显下降，相当于压降供电煤耗14g/kwh以上，采用冷再抽汽供小背压机组发电后，同时增加了省煤器入口给水流量，满足了深度调峰给水要求。,清河电厂深度调峰历程及区域对比,1、联系电科院完成下层稳燃用等离子B磨煤粉细度测量、调整及一次风调平工作 2、机组AGC下限可修改至180MW，一次调频功能保持投入 3、汽轮机保持顺序阀控制，注意汽轮机各调门开度变化及汽轮机本体各参数变化 4、汽泵保持四抽供汽，保持两台汽泵运行，故障汽泵跳闸，运行汽泵再循环联锁自动关闭保护投入中 5、等离子拉弧、炉前燃油系统充压备用，燃油泵运行稳定，备用泵具备可靠备用条件 6、省煤器入口给水流量自动调整坎值修改至530吨/时，给水流量低低炉MFT保护动作时间不变，延时15秒,600MW机组深度调峰的技术措施,一、600MW机组深度调峰前的准备工作,1、调度令，减负荷至280MW以下时，将负荷变化率更改为3MW/min，注意负荷变化期间机组各参数在规定范围。 2、减负荷前，开启辅汽至小机疏水，保持备用状态，不进行汽源切换操作，保持四抽向小机供汽，但应加强对小机与汽泵工作状态和参数的监视。原则上，机组负荷减至180MW及以下时，退出一台汽泵运行，必要时将小机汽源切为辅汽供，并注意辅汽压力变化。 3、深度调峰，机组负荷高于220MW及以上时，根据总煤量、磨煤机出口温度及炉膛燃烧情况，可保留四台磨煤机运行；当机组负荷低于220MW时，根据总煤量、磨煤机出口温度及炉膛燃烧情况，保留三台磨煤机运行，停止运行的一台磨煤机，给煤机皮带留煤，做为可以随时启动投运的备用磨组。,二、深度调峰减负荷操作过程,4、深度调峰，锅炉总煤量暂按不低于130吨为准，并注意炉内燃烧工况检查，根据燃煤质量、炉内燃烧、给水流量等情况决定深调幅度。 5、原则上机组负荷减至240MW及以下时，投入等离子装置运行，以保证燃烧稳定，根据燃烧情况，可以在240MW以上投入等离子装置运行，但必须进行给煤机采样。,二、深度调峰减负荷操作过程,三、停运第四台磨的操作与注意事项,1、停止第四台制粉系统前，等离子拉弧，停止第四台制粉系统稳定后，可以根据燃烧情况逐台停止等离子，并检查等离子风压、水压等参数正常。 2、备用制粉系统磨煤机、给煤机应由热控人员置“启动允许”完成，必须保证磨煤机油系统正常运行，磨煤机出口门、磨煤机密封风门开启，其它风门关闭，当需要启动制粉系统时开启热风截门直接启动制粉系统，就地检查给煤机来煤正常，否则投入煤斗疏通装置，然后将参数调整在正常范围。,三、停运第四台磨的操作与注意事项,3、深度调峰运行停止第四台磨组时，给煤机皮带上留煤，给煤机密封风开启，每小时检查一次给煤机皮带，注意监视给煤机箱体温度低于45，防止存煤自燃。原则上规定，持续时间较长的超常规深度调峰，每隔16小时以内，启动一次给煤机皮带留煤的备用磨组运行，然后继续在给煤机皮带留煤以做备用。 4、超常规深调，机组负荷低于220MW，应急备用磨组的给煤机皮带留煤期间，应加强箱体温度检查，发现存煤有自燃冒烟现象时，应及时由值长申请短时增加机组负荷，启动第四台备用磨煤机运行。启动磨煤机时注意监视磨煤机内CO浓度在300ppm以内，启动后增加石子煤排放，防止石子煤室存煤自燃。磨煤机停备期间，若磨内存煤自燃，出口温度超过85，应投入消防蒸汽。,四、深调减负荷过程中的转态操作处理,1、炉水循环泵处于随时启动状态，若单台制粉系统故障跳闸，备用磨煤机在1分钟内未启动，或分离器储水箱水位增加，中隔墙温度降低，中间点温度降低至0时，应果断开启分离器储水箱溢流阀降低储水箱液位并启动炉水循环泵转入湿态运行，若负荷不增加不进行转干态操作。 2、深度调峰机组转湿态运行时，给水流量调整难度增大，可采取一台汽泵带负荷运行，另一台汽泵出口门开启备用的方式保证给水流量稳定。给水流量减