华能玉环电厂1000MW超超临界机组启停节.docVIP

1000MW超超临界机组启停节能创新管理的探索与实践黄寅1，张峰1，张志挺1，李来春1（1.华能玉环电厂，浙江省玉环县大麦屿 317604）摘 要： 1000MW超超临界机组，设备庞大，系统复杂，每次启动和停运消耗都很大，需要采取措施、创新方法、加大管理，实现最大限度的节能降耗。华能玉环电厂作为国内1000MW超超临界机组技术发展的创始者和推动者，在机组启停节能创新管理方面进行了诸多有益尝试，取得了良好的社会效益和经济效益。本文对华能玉环电厂机组启停节能创新管理及效果进行了细致分析，对该技术在类似发电机组中的推广应用具有一定的指导意义。关键词：1000MW；超超临界机组；启停；节能；创新1 概述。华能玉环电厂是华能集团落实科学发展观，建设“资源节约型、环境友好型”企业，推进节能减排的重大电源项目，是国家“863”计划1000MW超超临界发电技术课题研究的依托工程。华能玉环电厂的成功建设使国内电力工业在设计、制造、安装、工程建设管理、调试、运行管理等方面取得了长足的进步，大幅度缩短了与世界先进发电技术的差距，成为国家实施节能减排战略的一个成功典范，引领国内1000MW超超临界机组的规模发展。目前，华能玉环电厂拥有四台1000MW超超临界机组，#1机组于2006年11月28日投产，实现1000MW超超临界机组在国内率先投产，#2机组同年12月30日投产;二期工程连续建设，两台机组均为2007年11月投产。华能玉环电厂41000MW超超临界机组。锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司（三菱重工业株式会社提供技术支持）设计的超超临界变压运行直流锅炉（型号：HG-2953/27.56-YM1），锅炉最大连续蒸发量2953t/h，主蒸汽额定温度为605C，主汽压力27.56 MPa，再热汽温603 C，再热汽压5.94MPa；启动系统采用内置式汽水分离器和炉水循环泵；点火系统同时配备了油枪和等离子系统。汽轮机为上海汽轮机厂（德国西门子公司提供技术支持）设计的一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机（型号：N1000-26.25/600/600(TC4F)），额定功率1000MW，主蒸汽额定温度为600C，主汽压力26.25MPa，再热汽温600C，再热汽压力5.35MPa；采用八级不可调整抽汽；给水系统设置两台50容量的汽动给水泵和1台25容量的电动启动给水泵；旁路系统采用容量为40%BMCR的高、低压两级串联系统。2 1000 MW超超临界机组启停节能创新管理的实施背景。2.1 启停节能创新管理势在必行。1000MW超超临界机组技术代表了火力发电领域的国际最高技术水平。由于机组大，系统复杂，机组每次启动和停运消耗都很大，加之华能玉环电厂地处浙江省，用电需求变化大，台风等季节性自然灾害多，机组启停较为频繁，据统计，2009年电厂四台机组共启停17台次，按传统方法，启停过程中消耗较大。为做好节能减排、降本增效工作，创新方法，加强管理，努力探索1000MW超超临界机组启动与停运的最优途径，实现机组启动和停运消耗的不断下降，已经成为一项势在必行的工作。2.2 启停节能创新管理是大型发电企业履行社会责任的体现。一个真正具有社会责任感的企业，应该是在利国利民、促进环境和社会可持续发展的基础上实现利益最大化。在构建社会主义和谐社会和生态文明的时代背景下，企业的功能不仅在于缴纳税款和赚取利润，还应更多地关心环境和生态、推动社会进步等等。作为“国内技术水平最高，经济效益最好，单位千瓦用人最少”的大型国有发电企业，华能玉环电厂积极响应国家节能减排政策，积极履行社会责任，不断提升企业管理水平，进一步提高节能减排的科技含量和管理能力，最大限度地实现节能发展。机组启停节能创新管理的研究、探索和实践就是其中一项集中体现。 3 1000 MW超超临界机组启停节能创新管理的主要措施。3.1 启动过程合理安排，缩短启动时间。原启动过程，由于汽轮机暖阀时机掌握不统一、锅炉汽温控制难与汽轮机相匹配等原因，造成机组启动时间较长。通过摸索规律，总结经验，规定满足条件时汽轮机第一时间暖阀：冷态时炉侧过热汽温高于汽轮机主汽阀内壁温100时即开始暖阀，温热态时炉侧过热汽温高于汽轮机主汽阀内壁温20即开始暖阀；同时规定了各种工况、各种参数下启动时锅炉煤量、给水量的控制策略，尽量增大炉水泵循环流量，减少热排放。通过煤量、给水量匹配优化后，过热器及再热器减温水量得到大幅减少，使锅炉汽温得到了有效的控制。通过以上方法，大大缩短了机组启动时间，据统计，每次启动时间较以往缩短了3小时，多发电量210万kWh。3.2 启动过程，初期采用单侧风机运行方式。原启动方式，锅炉吹扫、点火、升参数、汽机冲转、并网前均采用两侧送、引风机运行的方式，送风机电流为85A，引风机电流为180A；目前改进的运行方式为启动过程采用单侧送、引风机运行，并网前启动另一侧送、引风机并入运行。采用单侧风机运行方式后，在保证相同送风量的情况下，送风机电流为100A，引风机电流为210A，风机电流一共降低220A。机组调停后启动，从锅炉点火到机组并网，每次约8小时，每次启动可节约厂用电1.79万kWh；机组计划检修后启动，由于在并网前需要完成相关试验，从锅炉点火到机组并网，每次约45小时，每次启动可节约厂用电10.07万kWh。在机组并网前投入另一侧风机运行，有效的提高了锅炉运行的安全性和稳定性。3.3 启动过程，采用汽泵向锅炉上水，大幅减少电泵运行时间。原启动方式，电泵从锅炉上水即启动，一直到机组负荷200MW才停运，厂用电消耗很大。通过优化运行方式后，电泵仅仅作为给水管道、高加等注水升压用，压力升至一定数值之后，即并入汽泵，停运电泵，由汽泵来完成冷态冲洗、热态冲洗、锅炉升温升压、暖机、冲转、并网、升负荷等一系列过程，用廉价的辅汽消耗取代了高昂的厂用电消耗，此种方式可操作性强，节电效果明显。机组调停后启动每次早停运电泵16小时，节约厂用电约5.46万kWh；计划检修后机组启动每次早停运电泵53小时，节约厂用电约18.09万kWh。3.4 停机过程，控制汽水分离器压力，实现不启动电泵。原停机方式为当机组负荷降至498MW时，将一台小机汽源由四抽切至辅汽，停用另一台汽动给水泵，启动电动给水泵，通过调节电动给水泵的勺管以及出口再循环调门，保持电泵出口流量大于210t/h。在此过程中，电动给水泵始终处于旋转备用的运行状态，即未对外做功，却消耗了大量的厂用电。只有在机组负荷降至150MW时，电动给水泵才并入运行，将第二台汽泵停运。通过优化运行方式，在机组负荷下降的过程中，通过汽机调门控制汽水分离器压力，保持汽泵连续可调运行，由汽泵完成停机过程。机组调停每次停机少运行电泵4小时，节约厂用电约1.37万kWh；机组计划检修滑参数停机少运行电泵10小时，节约厂用电约3.43万kWh。3.5 启动过程，及时投用疏水回收系统。每次机组启停过程中的疏水回收率低，造成除盐水的浪费。利用机组检修机会，在启动疏水回收系统接入临时管，利用机组启动时的疏水对管路进行冲洗和对系统内的变频器、水泵、阀门等设备进行调试，确保在每次机组启动过程中当疏水水质合格后可投用启动疏水回收系统，将锅炉疏水回收至凝汽器利用，减少除盐水用量，减缓海淡制水的压力。经过试验，每次启动或停运平均节水2000吨。3.6 合理安排，提高等离子系统投用率。原启动方式，利用油枪点火，油枪投运时间大于7小时，机组启动消耗燃油量大于80吨。通过提前合理安排，实现无油启动或少油启动。每次停机前将A原煤仓烧空或置换煤种为适用煤种；机组停运时检查等离子系统可靠备用，点火前更换运行时间较长的阴极头，合理调整火检冷却风压、载体风压和冷却水压力；投入暖风器，启动磨煤机暖磨吹扫，当磨煤机出口温度达到一定数值后，启动给煤机，保持较低给煤量运行，调节磨煤机热风旁路门开度确保磨煤机出口温度在合格范围，调节A磨煤机入口一次风量维持磨煤机出口一次风管风速合格，观察等离子燃烧器的燃烧情况；根据火焰燃烧情况对一/二次风、等离子发生器电流进行调整；当A磨各燃烧器稳定燃烧10分钟后，可适当增加A磨煤机出力，使燃烧状况达到最佳；在等离子方式时对A磨煤机煤量最高限进行严格控制，若要再增加机组燃料量需启动第二套制粉系统。通过以上方法能保证和提高等离子系统投用率，每次启动平均可节约燃油70吨。3.7 锅炉起压后，及时投入#2高加系统提高锅炉补给水温度。原启动方式，#2高加均在机组负荷大于150MW时投运，锅炉补给水仅通过除氧器加热，辅汽消耗量大且锅炉补给水温度低，锅炉补给水温度与炉水循环泵出口温差大，燃料消耗多。锅炉起压高旁开度大于5%，冷再有蒸汽后，及时投入#2高加，不仅可以降低除氧器加热压力和辅汽消耗，而且能提高锅炉补给水温度，减少旁路向凝汽器排放的蒸汽量，减少热量损失，进而减少锅炉启动过程燃料消耗，加快锅炉升温升压速率。经试验统计，采用此方式可缩短锅炉升温升压时间30min，按冷态启动燃料量控制在5065 t/h计算，可节约标煤30吨，；提前并网30分钟，多发电量35万kWh。3.8 维持汽水分离器低水位运行，实现WDC阀零排放或少排放。原启动方式，机组启动初期，锅炉汽水分离器水位由于燃烧、机组负荷的频繁扰动而波动，WDC阀常常处于排放状态，对主汽压力扰动较大，造成锅炉减温水流量波动较大，而且热量外排造成燃料消耗增多，运行人员调节强度大。严格控制给水流量在规定范围内，当蒸发量大于5%时，依靠炉水泵进行炉水循环，完全可以实现WDC阀零排阀放，锅炉热量得以完全利用。采用WDC阀零排放或少排放后，主汽压力扰动减少，主汽温度稳定，燃料量减少，运行人员调节强度减小；主汽压力波动减小后，又有利于锅炉给水、分离器水位的调节。经试验采用此方式，启动过程减温水可以投入自动运行，调停后启动每次节约标煤约15吨，计划检修后启动每次节约原煤约120吨。3.9 停机过程中，合理提前停运辅机。在停机过程中，采用逆向思维的方式，研究合理提前停运机组各个辅机的可行性，并加以讨论和实践。负荷在500MW以下运行时，从机组真空方面入手，考虑到影响机组真空的主要因素为循环水系统和真空系统，而这两个系统中，主要辅机为循泵和真空泵，在确保机组安全稳定运行的前提下，根据机组真空情况，及时调整循泵以及真空泵运行方式：保留一台循泵运行，停运一台循泵，调停每次可节省厂用电1.6万kWh，计划检修前滑参数停运每次可节约厂用电4.8万kWh；保留一台真空泵运行，停运一台真空泵，调停每次可节省厂用电0.02万kWh，计划检修前滑参数停运每次可节约厂用电0.06万kWh；负荷在450MW以下运行时，从制粉系统和风烟系统出发，及时投入A磨煤机等离子助燃，取代投入油枪参与燃烧调整的运行方式，同时停运一侧送、引风机运行，调停每次可节省厂用电2.5万 kWh，计划检修滑参数停运每次可节约厂用电7.5万 kWh；而在滑参数方式停机过程中，剩余两套制粉系统运行时，停运一台一次风机，每次停机可节省厂用电0.3万kWh。在停机的整个过程中，利用科学的管理方法，对逐个系统，逐个设备的停运加以分析和论证，挖掘节约厂用电的潜力。3.10 机停运后，由邻机供开冷水，提前停运循泵。机组正常运行时，开冷水通过闭式热交换器冷却闭冷水，而由于机组处于停运状态，闭冷水用户相应减少，因此对于开冷水的要求也有所降低（包括温度和流量），完全具备节能的潜力，可以通过保持机组间循环水联络门小开度开启，由邻机循环水供开冷水，实现提前停运循泵。通过周全考虑，机组在真空系统、轴封系统停运，低压缸排汽温度小于一定数值后，将停运机组侧循环水联络门保持全开，运行机组侧阀门关至小开度，全停停运机组的循泵，并立即将停运机组的凝汽器循环水进出口门关闭，用运行机组的循环水来供停运机组的开冷水系统，同时注意加强对停运机组闭冷器冷却水母管压力的监视。采用此种运行方式，早停运循环水泵运行一天，就可以节约厂用电11万kWh。3.11 机组停运后，充分发挥凝泵变频的节能作用。玉环电厂凝结水泵为一台工频，一台变频，机组正常运行时，为了达到节电的目的，采取变频运行，工频备用的方式。机组停运后，凝泵仍处于运行状态，凝泵是6kV的大功率辅机，如何尽早停运凝泵，或减少凝泵运行的耗电量，是实现停机后节能的关键。首先从凝结水的用户入手，停机后凝泵除了给除氧器上水外，还要满足凝杂水的各个用户要求（主要是凝结水管路的压力），所以在满足除氧器上水、高压疏水扩容器喷水、低压缸喷水、旁路减温水、给水泵密封水等用户要求的基础上，及时降低凝泵变频器输出，降低凝泵出口压力，从而达到降低凝泵电流，充分发挥变频器的节能作用。每次停机，汽机打闸后就将凝泵出口压力控制切手动方式，突破自动方式下最低压力限制，将压力降至更低，使凝泵电流由73A降至43A，一般停机后15小时内，需凝泵运行，采用这种方式后，节电约0.5万kWh。3.12 机组停运后，由凝输泵供凝杂水，提前停运凝泵。真空系统、轴封系统、给水系统停运，除氧器水温降至一定程度后，确认凝杂水用户中对凝水压力要求较高的用户都已停运，这时停运凝泵，关闭凝泵再循环门，开启凝疏泵至凝结水管道上水门，由凝输泵供凝杂水用户（如高压疏水扩容器减温水、高低压疏水立管减温水等），实现提前停运凝泵，每次停机可节约厂用电1万kWh。4 1000 MW启停节能创新管理的实施效果。4.1 经济效益显著。通过运行方式优化，在无任何技改项目的情况下，启停机过程节能效果明显，经济效益见表1。表1：经济效益统计表运行方式优化项目经济效益合理安排启动过程，缩短启动时间多发电量210万kWh启动初期单侧风机运行方式调停启动每次可节约厂用电1.79万kWh；计划检修后启动每次可节约厂用电10.07万kWh启动过程汽泵向锅炉上水，大幅减少电泵运行时间调停启动每次可节约厂用电5.46万kWh；计划检修后启动每次可节约厂用电18.09万kWh停机过程控制汽水分离器压力，实现不启动电泵调停停机每次可节约厂用电1.37万kWh；计划检修停机每次可节约厂用电18.09万kWh启动过程及时投用疏水回收系统每次启动或停运平均节水2000吨合理安排，提高等离子系统投用率每次启动平均可节约燃油70吨锅炉起压后，及时投入#2高加系统提高锅炉补给水温度节约标煤30吨，多发电量35万kWh启动过程维持汽水分离器低水位运行，实现WDC阀零排放或少排放调停后启动每次节约标煤约15吨；计划检修后启动每次节约标煤约120吨停机过程中，合理提前停运辅机调停每次节约厂用电4.42万kWh；计划检修滑参数停运每次节约厂用电12.66万kWh 机组停运后，由邻机供开冷水，提前停运循泵早停运循泵一天，节约厂用电11万kWh机组停运后，充分发挥凝泵变频的节能作用，每次停机可节约厂用电0.5万kWh由凝输泵供凝杂水，实现提前停运凝泵每次停机可节约厂用电1万kWh通过表一可以看出，每次调停后启动可节约厂用电7.25万kWh、燃油70吨、除盐水2000吨、标煤45吨，多发电量210万kWh；每次计划检修后启动可节约厂用电28.16万kWh、燃油70吨、除盐水2000吨、标煤150吨，多发电量210万kWh；每次调停停机可节约厂用电18.29万千瓦时、除盐水2000吨；每次计划检修前滑参数停机可节约厂用电43.25万千瓦时、除盐