超临界2600mw机组在国内的应用

超临界2600mw机组在国内的应用

1强化燃烧新工艺及设备控制沁北电厂一期东部锅炉厂第一次采用采用进口技术生产的国内风俗参数变压直生锅炉，采用单通道、中间热、尾道两个通道的特点，采用固体排放法、全钢结构和完全悬吊结构的户外布局。锅炉设计煤种为晋南、晋东南地区贫煤、烟煤的混煤,磨煤机采用北京电力设备总厂生产的ZGM113N型中速辊式磨煤机,配置东方锅炉厂引进技术生产的旋流燃烧器,前、后墙对冲燃烧,燃烧系统设计采用分级燃烧和浓淡燃烧等技术,可有效地降低NOx排放量和锅炉最低稳燃负荷,不投油最低稳燃负荷设计值不大于45%BMCR(855t/h)。烟风系统设计采用动叶可调和入口导叶可调式轴流引风机各两台。空气预热器为三分仓容克式,采用径向密封自适应调整装置来降低空气预热器漏风。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂与日本三菱公司联合设计、制造的首台超临界汽轮机组,形式为单轴、一次中间再热、三缸、四排汽、凝汽式,高、中压缸采用三菱公司的设计,低压缸以哈汽设计的600MW机组为母型与三菱公司合作进行改进设计,末级采用三菱公司的1029mm叶片。发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司制造的QFSN-600-2YHG型三相交流隐极式同步汽轮发电机,出口电压为20kV,冷却方式为水-氢-氢,即定子绕组水内冷,转子铁芯及转子绕组氢冷,定子铁芯氢冷。机组控制系统包括3部分:主厂房的设备控制采用分散控制系统(DCS),辅助系统(除起动锅炉外)采用MODICONG可编程逻辑控制器(PLC)控制,电气500kV系统采用南瑞公司生产的网络微机监控系统。机组DCS采用ABB-贝利控制有限责任公司Symphony系统,包括数据采集(DAS)、模拟量控制(MCS)(含旁路控制系统)、顺序控制(SCS)、炉膛安全监控(FSSS)、电气控制(ECS)等系统以及公用系统、数字式电液控制系统(DEH)、给水泵汽轮机电液控制系统(MEH)。2煤粉吹管过程情况2004年5月2日,针对超临界锅炉对汽水品质要求高的特点,确定了对机组凝结水系统、加热器内部进行碱洗及锅炉水冷壁和凝结水主管道进行酸洗的方案,实施后收到了良好的效果。吹管处理采用稳压和变压相结合的吹管方式。变压吹管时,锅炉给水流量稳定在475t/h,主蒸汽压力达到6.5MPa,开启临时冲管阀当压力降到2.0MPa关闭;稳压投煤粉吹管时,锅炉给水流量达到600t/h,主蒸汽压力控制在5MPa。吹管过程中,次序投入磨煤机。1号锅炉共吹管110次,耗水24000t;2号锅炉共吹管86次,耗水21400t。实践证明,采用稳压与变压相结合的吹管方式,达到了满意的效果。对热机工艺保护、联锁控制逻辑进行优化。为防止锅炉水冷壁受热面超温,增加了锅炉汽水分离器入口温度过高的保护,对发电机跳闸联跳锅炉等保护增加了锅炉热负荷判断逻辑,对单一条件的保护采取了防止误动的措施,取消了一些辅机的过保护项目等。对所有的工艺保护进行带设备实际传动试验,要求模拟量保护须在就地加信号,开关量保护须在试验位置拉合开关或就地短接信号,总燃料跳闸(MFT)保护出口要求软逻辑和硬逻辑分别进行试验。3直接锅炉的启动和操作3.1锅炉内流分通部直流锅炉运行中无法设置排污系统。进入锅炉系统的盐类和机械杂质大部分都会沉积在锅炉受热面和汽轮机的流分通部。锅炉的水冲洗分为凝结水系统冲洗、锅炉冷态和热态冲洗3个阶段,以置换系统中存留的品质超标的水和清除系统中存留的机械杂质,在热态冲洗过程中进一步溶解并清除锅炉水冷壁内部沉积的盐类。(1)凝结水系统及除氧器排放阀起动凝结水补水泵向凝汽器补水至正常并检查凝结水质合格(硬度=0μmol/L;Fe≤10μg/L;电导率≤0.3μS/cm)后给除氧器上水。开启除氧器至锅炉疏水扩容器排水阀,投入除氧器水位控制阀自动对凝结水系统和除氧器进行冲洗。除氧器排水水质合格(Fe<300μg/L),关闭除氧器至锅炉疏水扩容器排水阀,开启除氧器放水至凝汽器排放阀,投入凝结水精处理。给水泵入口给水水质合格(Fe<100μg/L),起动给水泵给锅炉上水。(2)水流量的控制开启起动分离器储水箱至锅炉疏水箱排放阀,关闭起动分离器储水箱至凝汽器回收阀,起动冷水泵给锅炉上水。起动分离器储水箱水位达到12m后,投入起动分离器储水箱水位自动,保持给水流量475t/h(BMCR给水流量的25%),进行冷态冲洗。起动分离器排水水质达到Fe<500μg/L后,开启起动分离器排水至凝汽器回收阀,对锅炉冷态冲洗的排水进行回收,依靠凝结水精处理装置来清理排水中的盐类,直至起动分离器排水水质合格(电导率<1μS/cm,Fe<100μg/L),冷态冲洗结束。(3)设备控制击穿温度在水温190℃时水对盐类的溶解度最大,因此当起动分离器入口处壁温达到190℃时锅炉停止升温,维持该温度开始进行热态冲洗。起动分离器入口处壁温主要由燃油量进行控制。由于起动分离器入口处炉水为饱和状态,可利用高旁控制起动分离器入口处炉水温度190℃所对应的饱和压力1.25MPa,控制该压力即能精确控制起动分离器的锅炉热态冲洗温度。分离器储水罐排水水质合格,Fe≤50μg/L,热态冲洗结束。3.2多支撞击油枪的防护沁北电厂在锅炉燃油运行调试阶段发现起动油枪燃烧不良,冒黑烟严重,同时发现不同的起动油枪运行方式对螺旋水冷壁热偏差有较大的影响。起动油枪原设计仅考虑起动期间短期使用,为简化系统,起动油枪安装在煤粉燃烧器中心,没有单独设置起动油枪配风(图2)。为满足机组的起动要求,锅炉原设计最多采用12支起动油枪运行,考虑到前墙下层和中层起动油枪对螺旋水冷壁热偏差的影响,变更设计为最多8支起动油枪运行。为满足热负荷需要,将单支起动油枪额定出力由原来的3.2t/h增大为4.7t/h,但配风系统难以作相应的变更,造成起动油枪运行中根部补风不足,部分油雾裂化成难以燃烧的碳黑产生黑烟。为此采取了以下措施:(1)为增强起动油枪根部的补风,在点火燃油期间将炉膛负压增大为-500Pa,利用增大煤粉管道上的冷却风门的风量来强化起动油枪根部补风以改善起动油枪的着火情况;(2)在点火的初始阶段维持较低的燃油压力(0.6～0.8)MPa,即在点火初始阶段燃油量一定的情况下投入尽量多的起动油枪,通过降低单支起动油枪的出力来减缓对起动油枪根部风量的要求;(3)通过试验调整将大风箱和炉膛差压保持在(400～600)Pa,确保起动油枪强化燃烧阶段的过量空气系数在0.8～0.9之间,在补足起动油枪燃烧所需风量的同时,又不对燃油火焰形成过强的冷却;(4)尽量提高雾化蒸汽压力,使雾化蒸汽压力高于起动油枪前的燃油压力(0.2～0.3)MPa(在调节阀后燃油压力(0.6～0.8)MPa时,维持调节阀后的雾化蒸汽压力在1MPa左右),尽量提高雾化蒸汽的温度,将雾化蒸汽温度维持在240℃左右。经过上述调整后,起动油枪的燃烧情况有了明显的改善。3.3主汽压力无升温哈尔滨汽轮机厂提供的汽轮机冷态冲转参数为:主蒸汽压力/温度为8.92MPa/360℃、再热蒸汽压力/温度为1.0MPa/320℃。压力8.92MPa对应的饱和温度为302℃,主蒸汽过热度仅58℃。考虑到汽轮机冲转时主汽阀开度较小,节流温降较大,从而影响暖机效果,以及在相同燃料量的情况下,降低主蒸汽压力有利于对主蒸汽温度的控制,将1号汽轮机组第1次起动参数确定为主蒸汽压力4.98/5.01MPa、温度400℃;再热蒸汽压力0.90MPa、温度389.9℃。从汽轮机实际冲转情况分析,中速暖机的效果并不理想,调节级温度仅升至85.3℃,没有达到预期暖机的效果。经研究认为,仅降低主蒸汽压力而未降低再热蒸汽压力,会造成高、中压缸进汽不匹配,高压缸进汽量偏少是产生此次调节级温升缓慢的原因之一。进一步对汽轮机冲转参数控制曲线进行了修改,取得理想的效果。3.4煤粉燃烧和燃烧调整3.4.1低负荷稳燃及燃烧效果沁北电厂设计煤种和校核煤种具有中等结渣倾向,着火稳定性、燃尽特性较差,灰渣具有中等粘污性质。炉膛设计和燃烧调整中既要充分考虑煤粉的着火、燃烧的稳定、高效,同时也要具备针对煤种变化尤其是燃烧劣质煤的适应能力、负荷调节能力,并满足炉内结渣和水冷壁高温腐蚀、低NOx排放、低负荷稳燃等方面要求。为此,锅炉设计的炉膛容积热负荷为91kW/m3,截面热负荷为5.1MW/m2,采用日立HT-NR3燃烧器对冲布置方式,将24只高效低NOx旋流燃烧器各分3层布置在前后墙上。另外,在煤粉燃烧器上方设置了8支主燃尽风喷口和4支侧燃尽风喷口。3.4.2燃用u3000后的燃料改变锅炉设计燃用煤为晋南、晋东南地区的烟煤和贫煤的混合煤,1号和2号锅炉校核煤的挥发分在10.84%～20.15%之间,低位发热量在(26290～23100)kJ/kg之间,实际运行中,大量燃用的是低位发热量21000kJ/kg左右、挥发分16%左右的郑州煤和部分低位发热量25000kJ/kg左右、挥发分6.5%左右的晋城煤。由于燃料偏离设计值,给锅炉燃烧带来了一系列的问题。为解决晋城煤稳燃特性差的问题,在磨煤机的运行方式上进行了调整,采用固定的一层中间层燃烧器和一层上层燃烧器燃用晋城煤与其它燃烧器进行掺烧。通过磨煤机运行方式调整,燃用晋城煤的火检不稳定情况有所好转。沁北电厂的旋流燃烧器三次风旋流强度采用挡板导流调整。燃烧器在燃用设计煤种时,为保证燃烧稳定同时兼顾防止着火点过于靠前和气流飞边,三次风挡板开度调整为50%。由于燃用晋城煤时燃烧器的着火点明显滞后,故将三次风挡板开度调整为30%左右,同时调整燃尽风挡板和燃烧器大风箱二次风挡板,适当降低大风箱风压。这样调整后三次风旋流强度增加,提高了对高温烟气的卷吸和减弱了燃烧器附近区域的冷却作用,使燃烧器的着火点提前,燃烧稳定性差的问题得到基本解决。燃用其它煤种的燃烧器在火检不稳定时采用上述手段进行调整,也收到了较好的效果。3.5强制合作控制锅炉自动调节控制方案借鉴了石洞口第二电厂超临界机组锅炉的控制方式,调试后机组自动投入率达到90%以上。控制系统重要控制测量信号设置用3个测点,采用三取中值逻辑供调节系统使用。当任意一个测点与中值比较超差、测点信号故障和测点量程超限时发出报警信号。当两个测点同时发生故障延时5s发出“测点坏质量”信号,相关自动控制强制采取手动。测点信号正常后,必须人为复置故障信号,才能重新投入自动控制。控制系统非重要控制测量信号设置用两个测点,选择二取中值逻辑供调节系统使用。当任意一个测点与中值比较超差、测点信号故障、测点量程超限时,发出“测点坏质量”信号,相关自动控制采取强制手动。人为选择好的测点,才能重新投入自动控制。当模拟量输出模件电流信号回路故障(电流大于20mA或小于4mA),相应调节器控制采取强制手动,当调节器输出信号与反馈信号不一致时,发出报警信号,但相应的调节器控制不采取强制手动。由于锅炉自动调节系统测量信号采用冗余设计和故障判断处理,在被调量与设定值出现较大偏差时,自动调节系统不切为手动控制,这一点是与常规控制系统不同之处。避免了由于运行人员操作不当,造成机组MFT保护动作。4在机械运输过程中，存在的问题和处理4.1号6号轴瓦磨损1号汽轮机在第1次整套起动后,在2004年10月13日投入盘车前,发现5号、6号轴承在原顶轴油压下无法顶起轴颈,提高顶轴油压后,测量汽轮机各轴承的顶轴高度,发现5号、6号轴承顶轴高度比原测量值发生了较大的变化,翻瓦检查发现3号～6号轴瓦发生不同程度的磨损。在2号锅炉吹管后,发现2号汽轮机顶轴油压不正常变化,翻瓦检查发现3号～6号轴瓦也发生不同程度的磨损。1号、2号机组带负荷试运后,停机翻瓦检查发现6号轴瓦下瓦磨损。分析轴瓦磨损的原因主要有:(1)油管路冲洗不彻底,汽轮机润滑油颗粒度不合格。汽轮机油循环冲洗采用外接大流量冲洗设备进行滤油,由于油系统普遍采用套装油管道,回油管道的冲洗不够彻底,冷油器冲洗流速较低,冲洗效果较差。为此,增加了润滑油滤油设备,严格控制润滑油的颗粒度,采用油循环和机械清理相结合的方法,确保每一根管路均得到充分冲洗,运行至今未发生异常情况。(2)汽轮机冲转时,顶轴油泵停运过早;惰走时,顶轴油泵起动过迟。按照设计要求:汽轮机冲转转速达到600r/min时,停运顶轴油泵;惰走转速达到600r/min时,起动顶轴油泵。经观察发现,在汽轮机停机过程中曾发生惰走期间轴瓦温度明显变化的现象,顶轴油泵不宜停运过早,同时6号轴瓦设计承载较大,轴承油膜形成不良,造成汽轮机轴瓦磨损。经汽轮机厂同意,汽轮机冲转转速达到1000r/min时停运顶轴油泵,汽轮机惰走转速达到1200r/min时起动顶轴油泵。4.2再热汽阀关闭试验1号机组在2004年10月26日16:17进行1号再热汽阀活动试验时,曾发生机组MFT;在1号机组168h试运行时,发现锅炉再热器压力偏高,且汽轮机再热汽阀前后压差达到0.56MPa,中压缸效率只有84%。在2004年11月14日1:06停机前进行1号再热汽阀关闭试验时,发现中压缸后抽汽压力降至零,机组负荷急剧下降,再热器压力上升,紧急打闸停机。分析原因确认是2号再热汽阀未能正常打开。在2号再热汽阀检修时发现阀杆断开,阀门在关闭位置。此后,又发生过1号阀杆断裂的事件。再热汽阀阀杆断裂发生在汽轮机起动前进行保护试验开关主汽阀的过程中,阀杆断面有明显的由下至上的剪切痕迹,具体原因有待分析确定。4.3高压疏水扩容器水压高,导致系统压力偏高正常情况下,锅炉点火后,汽水分离器排水回到凝汽器高压疏水扩容器。1号机组试运初期,当汽水分离器水位调节阀因故全开时,凝汽器疏水扩容器压力快速升高到0.2MPa,导致高压疏水扩容器发生轻微变形,汽水分离器水位调节阀后管道受到冲刷。造成该现象的主要原因是未充分考虑锅炉汽水分离器排水问题,高压疏水扩容器至凝汽器排汽面积偏小,造成扩容器内部压力偏高。高压疏水扩容器压力高还会使5号、7号B、8号B低压加热器在低负荷因加热器水位高被切除。处理措施为增大高压疏水扩容器至凝汽器排汽面积,同时在锅炉汽水分离器压力高时,限制汽水分离器水位调节阀开度。4.4设备安装不适宜沁北电厂原设计给定的汽轮