300mw机组启动过程节能措施

300mw机组启动过程节能措施

截至2012年底，中国发电总承包商达到110.44亿瓦，其中电气工程总承包商能力为8.28亿瓦，占总承包商的72.5%。随着我国近年来燃煤机组装机容量的快速增长,电力企业不断加强火电机组的技术创新,陆续规模化实施了火电机组汽轮机侧热力系统优化、燃煤火电机组整体优化和火电机组环保设施改造等项目,机组供电煤耗和排放指标大幅下降。机组启停次数呈逐年递增态势,如何降低机组启动过程中的能耗已逐渐成为火电机组生产经营活动的重点工作。然而,机组启动过程节能工作还处于初级阶段,机组启停过程缺乏科学指导,未形成网络化、制度化、标准化的过程控制[1~5]。本文以某电厂300MW亚临界自然循环、中间储仓式制粉系统机组为研究对象,详细分析机组启动过程油耗、电耗、水耗偏高的原因。采取一系列降低耗能的具体措施,节能效果明显,降低了耗能,减少环境污染,增强了机组盈利能力,为可持续发展打下坚实的基础。1降低设备的燃油消耗1.1机组并网影响(1)点火方式及锅炉燃烧系统的稳燃能力的影响。机组并网后,锅炉的最低稳燃负荷越高则停油越晚,油耗越高;反之,锅炉的最低稳燃负荷越低则停油越早,油耗越低。(2)汽轮机、锅炉本体的初始温度水平及汽轮机暖机速度的影响。机组并网后,汽轮机本体的暖机速度决定了机组的带负荷速度。在安全的前提下暖机速度越快,机组带至最低稳燃负荷所需时间越短,锅炉停油越早,油耗越低,反之则油耗越高。1.2启动滥用大量增加某电厂300MW机组锅炉没有暖风器,也没有邻炉热风系统,只有采用增强炉底加热效果和投入主油枪的方法提高热风温度。投入主油枪势必造成机组启动用油大量增加。所以,通过优化炉底加热的使用,增强炉底加热效果是提高点火前炉本体的温度水平的唯一途径。该机组300MW机组锅炉有30个水冷壁下联箱,水冷壁下联箱底部引入来自厂用汽母管的汽源,汽源压力最高一般不高于3.5MPa,锅炉启动时,在联箱内通入蒸汽加热工质,提高锅炉本体的温度水平,缩短机组启动时间,节约机组启动用油,利于强化燃料的燃烧及燃尽,减小汽包壁温差,有利于锅炉点火后快速建立良好的水循环。1.2.1在炉底的加热优化方案中要想取得较好的炉底加热效果,在保证安全的前提下可以从延长炉底加热有效时间、增强炉底加热强度两方面做工作。(1)热反应的要求是热压指数法上汽母管压力满足加热要求的,工业设计加热要求是符合热压需求的,对汽母管压力满足加热要求的,对汽母管压力满足加热要求的,对汽母管压力满足加热要求的,对汽母管压力满足加热要求的,是分延长炉底加热有效时间,关键是要延长炉底加热投入后至相邻运行机组高负荷期间的时间(这样可以保证厂用汽母管压力满足加热要求)。而运行机组负荷一般在每天21:00晚峰过后进入低谷,所以,快速完成炉底加热投入前的除氧器加热制水、锅炉上水系统恢复、锅炉上水、投入炉底加热等操作,就延长了炉底加热投入后至锅炉点火时的时间。去水泵或在电厂内部常规除氧器上水方式为除盐水母管经补水联箱、除氧器冷态上水门向除氧器补水,因除盐水压力较低,上水量有限(一般不高于30t/h),除氧器上水时间较长。为加快除氧器补水及加热时间,开启补水联箱联络门,关闭除盐水至补水联箱门。如时间紧张,#3、#4机组可关闭各给水泵前置泵入口手动门,暂不进行给水泵的注水操作,#1、#2机组只对一台汽动给水泵进行注水操作,待锅炉上水结束后再进行给水泵的注水操作。启动本机及相邻机组的补水泵,保持两台补水泵并联运行向除氧器上水。厂用汽联箱疏水暖管结束,调整厂用汽联箱压力不低于0.6MPa。待前置泵入口压力达200kPa,启动除氧循环泵,开启除氧器甲、乙两侧备汽电动门及调门,除氧器投加热,只要除氧器水温温升率不大于1.5℃,尽量开大除氧器备汽调门,同时注意保持厂用汽联箱压力不低于0.6MPa。这样就将大大提高除氧器加热制水的速度。继泵悬液的国内应用想要做到快速上水,必须做到有效上水,即在安全的前提下尽量提高上水时的给水流量,确保上水过程中不出现无益的“跑水”。锅炉采用中继泵上水时,中继泵空载(电流一般在65~70A,如果电流偏高,说明给水系统疏放水阀门有内漏情况,如确认疏放水阀门无内漏可判断为高加泄漏,应注意观察高加水位变化。除氧器水温80~100℃,保持两台补水泵对除氧器补水、除氧器备汽保持最大加热能力。汽包过水约5~10min投入炉底加热系统。当上水时间达省煤器满水时间的2倍时停止锅炉上水。根据实际操作经验,从下达机组启动命令至锅炉上水结束可节约3h左右,大大延长了炉底加热的加热时间。(2)提高设备底部的加热强度增强炉底加热强度的途径:主要是要设法增大加热蒸汽量、减少炉底加热投入后炉侧的工质排放和热量损失。炉底加热的影响加热蒸汽量的大小决定于水冷壁下联箱处加热汽源与汽水混合物压差的高低,加热汽源压力高出汽水混合物静压越多加热蒸汽量越大,加热越剧烈。在相邻运行机组冷再至厂用汽母管供汽电动门全开的情况下,汽源压力主要决定于相邻运行机组的负荷及母管上其它用户(如轴封、除氧器备汽等)用汽量的大小。所以,炉底加热一定要在相邻机组高负荷时段投用。炉底加热投入后,尽量减少厂用汽母管对其它用户的供汽量,以期获得更高的供汽压力。关闭锅炉旁路为了减少炉侧工质排放和热量损失,关闭风烟系统各风烟门,炉底捞渣机充水,或关闭炉底关断门,关闭脱硫系统旁路挡板。锅炉上水结束后关闭汽包及省煤器放空气门。尽量控制机组启动进度在汽包水位首次达“0”位时锅炉点火,避免开事故放水门和排污门。1.2.2锅炉供热及汽包的效果分析(1)投入炉底加热时水冷壁下联箱内已经满水,但水冷壁内存水量较少,有利于水温的快速升高,进一步减小了水与加热蒸汽的温差,管路振动明显减轻。(2)汽包加热均匀,汽包壁温差小。上水结束时,汽包内无水,随加热进程的进行,逐渐产生的蒸汽对整个汽包的内壁进行凝结放热,汽包壁温增长相对均匀且速度较快,也不会出现大的壁温差。(3)汽包起压快,最终加热达到的参数高。由于上水量较常规方式下少(即需要加热的工质少),虽然加热蒸汽不断凝结并与炉水混合,但几乎不出现因汽包水位超限放水情况,减少了工质及热量损失,增强了加热效果;同时因需要加热的工质较少,则在相同加热蒸汽量下被加热工质的温升速度必然快,在相同加热时间及加热蒸汽量下,炉水最终达到的温度有了较大幅度的提高。与常规炉底加热投入方式相比,加热效果更明显,约需2~3h左右汽包即开始起压。(4)锅炉点火后热风温度能快速升高,提高了着火稳定性。可以做到邻炉输粉机故障情况下不投大油枪就能完成机组的启动过程,大大节约了燃油。(5)工质损失少。因投入加热过程中避免了汽包高水位时放水带来的热量及工质损失,所以更节能,同时加热效果也得到提高。1.3微油点火方式锅炉的点火方式是影响锅炉启动油耗的关键,该电厂300MW机组主要采用微油点火方式。使用好微油点火油枪就要从微油点火油枪的自身稳定性和煤粉着火条件两方面来考虑。1.3.1微油点火油枪点火后,部分网孔堵塞也可能导致开(1)在微油点火系统储油罐的进油管路上增加大容量自动反冲洗滤网,在各角微油点火油枪及雾化压缩空气管路上增加大容量滤网。一方面减少燃油中杂物,另一方由于大滤网的使用而增加了通流面积,即便部分网孔堵塞也不至于影响微油点火油枪的进油量。(2)将原来的雾化空气系统单母管向四角供气方式改为四角分别供气。这样一方面保证了雾化效果,促进了燃烧的稳定性;另一方面,由于压缩空气压力的提高,微油点火系统蓄能罐的压力可大0.6MPa左右,相应的微油点火油枪的出力也得以提高,油枪点燃煤粉的能力大大增强。(3)通过现场点火试验确定微油点火油枪与打火杆之间的最佳点火距离,确保在设备及供油正常的情况下微油点火的成功率。(4)对微油点火油枪进油快动球阀、雾化空气快动球阀进行防尘保护,避免煤粉、灰尘对其工作的影响。1.3.2降低给粉机转速,提高燃烧效果(1)做好输粉前调煤工作,确保燃用优质易燃煤种,尽量提高粉仓粉位,确保给粉机出粉均匀稳定。(2)微油点火油枪点火正常后,及时启动甲排粉机,排粉机走近路风。点火初期,近路风不掺冷风,随热风温度的逐渐升高,控制排粉机出口一次风温不高于150℃。控制一次风速度不高于28m/s,一次风温高于120℃后,控制一次风速在30m/s。(3)锅炉点火初期,汽包压力低于0.8MPa、汽包壁温约170℃左右,给粉机转速高于300r/min,炉膛负压波动明显偏大,将给粉机转速降低至200r/min后逐渐趋于稳定,随炉膛温度的不断升高,汽包压力高于0.8MPa、一、二次风温高于120℃后再逐渐提高给粉机转速至300r/min以上,燃烧稳定性明显增强。(4)根据喷燃器的结构和运行经验,周界风对喷燃器的冷却及防积炭能起到主要作用,而充足的二次风和高压助燃风对煤粉气流的着火和燃尽起主要作用。单侧风机启动时,投粉前关闭与煤一层投粉无关的二次风门,调整送风机出口风压在1.0~1.2kPa、微油点火油枪处高压助燃风压力维持在1.5~2.0kPa,可以有效的防止喷口积炭结焦,煤粉气流着火充分,积炭结焦周期和结焦量明显改善。(5)细化燃烧调整,避免微油点火过程中给粉机转速快速、大幅度增减。增加燃料量时采用缓慢、少量增加#1~#4给粉机转速的方式,减少燃料量时采用缓慢少量减少#1~#4给粉机转速的方式,避免单个给粉机出力大幅波动。为防止#5、#6给粉机(无微油点火油枪)投入时煤粉气流不能可靠点燃,机组并网前严禁投入#5、#6给粉机,机组并网后且#1~#4给粉机转速高于450r/min后再投入。(6)为了防止甲磨煤机启动后制粉乏气温度降低影响着火稳定性,将机组冷态启动时热风温度达150℃启动磨煤机制粉,调整为热风温度高于200℃后再启动制粉系统。此时启动制粉系统,一方面热风温度较高,制粉系统出力相对较高,磨煤机出口温度可以控制在65℃以上,另一方面炉膛热负荷相对较高,二次风温明显升高,对煤粉气流的着火非常有利。1.3.3微油点火油枪在煤粉燃烧过程中的效果(1)微油点火油枪堵塞频率明显降低,清理周期明显延长,基本做到了从点火到停油不必进行滤网清理。(2)雾化空气压力及进油压力明显提高达0.6MPa左右,且压力稳定,微油点火油枪形成稳定火炬,火炬喷出喷口约500mm左右,火焰明亮刺眼。(3)投粉后,微油点火油枪对煤粉气流的点燃明显增强,炉膛负压波动较小(-50Pa~-100Pa),燃烧器喷口煤粉气流着火后火焰明亮稳定、无闪烁,炉膛内有明显“火龙”形成,煤粉燃尽率较高,烟囱烟气为灰白色烟气。(4)微油点火油枪点燃煤粉的能力明显增强,煤粉燃尽率较高。烟囱排放烟气为深灰色,不再是乌黑浓烟,机组带负荷至30MW及以上时,烟囱排放为白色烟气。(5)由于增加了周界风量,喷口积炭结焦情况明显改善,基本做到了机组正常冷态启动无需进行清理。(6)做到了只使用微油点火油枪配合煤粉就完成机组的整个启动过程,无需投主油枪,大大节省了燃油。机组冷态启动用油仅需5~8t。1.4锅炉点火输粉工艺措施中储式制粉系统邻炉输粉机既能满足机组正常运行中调剂各粉仓粉量、辅助降低制粉系统耗电率的作用,又可以在机组启动前对待启动机组进行提前输粉为节能启动做好准备工作。机组冷态启动时,应尽量燃用优质易燃煤种。这是因为煤质低位发热量较低,在达到相同的燃烧产热情况下将会需要更多的煤粉,输粉机出力无法满足用粉需要,更无法向乙、丙粉仓输粉。热值低的煤种其水分、灰分均较高,对煤粉气流的稳定燃烧不利,不能满足锅炉点火需要。锅炉点火过程中如煤质较差,还会造成锅炉燃烧不稳,严重时会出现锅炉灭火、受热面超温、蒸汽参数波动大、尾部烟道二次燃烧等异常情况。为保证尽可能燃用优质易燃煤种,以及在保证安全的前提下提高输粉机的出力,需要对输粉机的使用进行合理安排。具体来讲,需做好如下工作:(1)锅炉点火前向待启动机组的甲粉仓输送尽可能多的优质煤粉,满足投用微油点火油枪的使用。(2)可能的情况下,向待启动机组的乙、丙粉仓输送一定量的煤粉,满足机组并网后快速带负荷的需要。(3)安全输粉。输粉过程中要确保受粉机组和输粉机组制粉系统的安全稳定运行,防止出现跑粉、输粉机卡涩、输粉机内大量积粉等异常情况的发生。避免对连续输粉的工作造成影响。该电厂300MW机组冷态启动输粉工作,按照上述要求进行控制均取得了较好的输粉效果,能够保证冷态启动时的用粉需要及机组并网后带负荷的需要。2提高设备性能机组启动过程中辅机电耗高的直接原因有三个方面:一是相关辅机运行时间长,二是辅机运行在低效区,三是系统运行方式不合理。降低辅机电耗的途径主要从如下几方面考虑:(1)合理安排辅机(系统)投运时机,尽量增加辅机的有效运行时间。合理安排系统投运方式,尽量使辅机运行在高效区间,充分发挥辅机效能,减少无益的工质循环及排放。(2)加快系统的冲洗,尽快使水质合格,减少机组低负荷运行时间。(1)进行系统改造,降低凝泵电耗。(2)缩短锅炉上水时间。上水时间缩短1h,减少凝泵、中继泵、前置泵运行时间1h。(3)单循泵运行、低速泵运行。(4)单风机运行,单风机运行至机组负荷150MW,延长单风机运行时间,风机电耗。(5)提高输粉机出力,降低制粉系统耗电率。为了降低待启动机组制粉系统启动后的制粉单耗,锅炉点火后、热风温度达200℃以前,向邻炉甲粉仓输送满足锅炉燃烧所需要的煤粉。因为待启动机组热风温度较低,不利于提高制粉系统出力,一般在热风温度达200℃以前,制粉系统出力仅约30t/h,钢球磨在低出力下运行非常不经济。而相邻运行机组热风温度较高,制粉系统的出力较高,能够有效地降低制粉单耗,而待启动机组热风温度较低,不利于提高制粉系统出力。3工业用水和排水暗管排水机组启动过程中水(除盐水)耗主要与如下几方面因素有关:系统冲洗及水质置换是否彻底、疏放水系统阀门严密情况及回收情况、疏放水系统所属阀门关闭是否及时等。目前汽水品质检测无在线仪表,不能做到汽水品质的连续检测,在一定程度上会延长机组启动进程。降低水耗的措施如下:(1)放净凝汽器、低加系统存水,凝汽器重新补水至高水位。(2)二期投入凝结水冲洗大循环(即#4低加出口至凝汽器)系统,冲洗一小时后,关闭大循环,全部放水;凝泵无法停运时,放水至低水位,重新补至高水位。(3)静转子水箱、内冷水系统全部放净存水,重新补水。投运系统运行半小时后,停运静转子水冷泵放净存水后再补水。(4)控制好凝汽器、除氧器、汽包水位,避免高水位溢流或放水。(5)及时关闭至管扩的疏水,减少工质和热量排放。凝结水、给水系统投运前全面排查系统,避免放水门漏流。(6)机组启动初期,凉水塔控制低水位,因机组蒸发量小,工业水系统回水较稳定,凉水塔水位会不断上升。(7)视需要调节各设备冷却水开度,避免无益的浪费。备用真空泵的板换