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大型循环流化床机组甩负荷试验研究及应用

北极星电力网新闻中心  来源:循环流化床发电  作者:刘宏卫  2020/2/3 8:56:55  我要投稿  
所属频道: 火力发电   关键词: 火电技术 循环流化床 火力发电

北极星火力发电网讯:0引言

循环流化床机组发电技术做为一种洁净煤燃烧技术,在电力行业中正扮演着越来越重要的角色。近几年我国投运和正在实施的300MW等级循环流化床机组合同已经有上百台。循环流化床锅炉机组的启动调试工作是机组投入商业运行的必要程序,而整个基建调试过程中机组甩负荷试验是最重要同时也是最危险的试验。甩负荷试验是考核汽轮机调速系统动态特性最直接、最有效的方法。由于甩负荷试验同时涉及锅炉、汽机、电气和热工等众多专业,对电厂的主、辅设备都是巨大的考验,稍有不慎,就可能导致诸如结焦、爆管等恶性事故,因此必须科学合理控制甩负荷试验过程,保证试验安全进行。本文结合基建调试过程中某电厂循环流化床锅炉机组100%额定负荷甩负荷试验,系统地总结循环流化床机组甩负荷试验要点,提出锅炉系统调整控制方法,为同类型机组甩负荷试验提供参考。

(来源:微信公众号“循环流化床发电”ID:xhlhcfd作者:刘宏卫)

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设备概况

内蒙古某2×300MW坑口煤矸石热电厂工程,锅炉为东方电气集团东方锅炉股份有限公司生产,循环流化床、亚临界参数,一次中间再热自然循环汽包炉、全炉紧身封闭、平衡通风、全钢架悬吊结构、炉顶设大罩壳、轻型屋盖。锅炉给水系统采用3台50%BMCR容量的电动调速给水泵。锅炉过热器出口左右侧各布置有一只PCV阀和对空排汽阀。锅炉主要参数见表1。汽轮机为东方汽轮机厂制造的300MW等级,亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、直接空冷、抽汽凝汽式汽轮机。汽轮机旁路系统为35%BMCR高压旁路和低压旁路二级串联旁路。

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甩负荷试验目的、内容及方式

检验汽机调节系统是否符合设计及运行要求,即断开发电机出口开关,机组甩去全部负荷之后,调节系统应能迅速平稳的将机组转速恢复到额定转速3000r/min,并能有效地控制机组空负荷运行。机组甩负荷试验包括50%额定负荷试验和100%额定负荷试验两种,要求50%额定负荷甩负荷试验合格后方可进行100%额定负荷甩负荷试验。甩50%额定负荷试验,汽轮机转速超调量不大于5%,甩100%额定负荷试验,汽轮机转速飞升不大于危急保安器动作转速。同时通过试验测取汽机调节系统动态特性参数,评价调节系统动态调节品质。

发电机主开关开后,机组与电网解列,甩去全部负荷,汽机测量机组相关参数,锅炉进行燃烧调整辅助调节高低压旁路适应机组甩负荷后的工况参数需要,试验完成后具备并网条件时应及时并网。50%额定负荷试验相对简单,100%额定负荷甩负荷试验由于工况变化剧烈,所需调整参数众多,控制困难,本文仅以100%额定负荷试验为例说明锅炉侧需要注意的问题。

循环流化床锅炉机组100%甩负荷试验采用手动停炉的方式。由于循环流化床锅炉的蓄热能力极强,即使提前将给煤量减少,炉膛内依然存在大量的高温物料继续放热,汽压控制困难,鉴于机组安全考虑,试验采用手动BT的方式进行。BT是循环流化床锅炉特有的操作方式,BT触发后,联锁停止锅炉侧一次风机、二次风机、电流大的引风机和所有给煤机,仅仅运行一台出力小的引风机,并超驰将该台引风机动叶开度减至0,因此对于循环流化床锅炉来讲,BT才是真正意义上的停炉。

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甩负荷试验应具备条件

机组已能带额定负荷稳定运行,各主辅设备、系统运行良好,热工保护、自动能投入且动作、调节正常,各主要监视仪表指示正确。

汽机抗燃油油质合格,各油泵联锁启动正常,DEH系统静态试验合格,运行正常。

高中压主汽门、调速汽门、油动机无卡涩,关闭时间满足要求(从打闸到全关时间不大于0.3s)。各主汽门、调门严密性试验合格。超速试验合格、机头紧急停机保护动作正常。

主辅机各主要联锁保护正常可靠。各抽汽逆止门、高排逆止门应关闭严密,动作灵活、可靠,联锁动作正常。轴封蒸汽参数满足要求。汽轮机旁路系统及减温水具备投入条件。

锅炉燃油系统进行循环,保证燃油系统可靠投入。锅炉所有安全阀校验完毕、动作可靠。

锅炉汽包水位保护解除,试验期间安排专人监视汽包水位。锅炉解除一次风量小于临界流化风量保护。锅炉侧主要辅机变频器能及时复位。除负压自动外,锅炉侧所有自动解除。

柴油发电机组空负荷试验正常,柴油发电机组能可靠投用,自启动联锁功能经试验正常,能正常投退,甩负荷试验前处于热备状态,自动励磁调节器调试完成。启动锅炉或临炉能提供合格的辅助蒸汽。

汽机旁路系统能正常投入运行,汽轮机旁路系统应处于备用状态。厂用电源具备切换启动备用变压器条件。发电机主变出口开关、发电机灭磁开关跳合正常,电力系统电压和频率正常,并留有备用容量。对机、电、炉各主辅设备及系统进行全面检查,确认运行状况良好,各仪表指示正确。解除发电机保护跳汽机信号。试验前应请示电网调度,调度认可系统已具备试验条件并同意试验。

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甩负荷试验过程

4.1试验前2h准备工作

除氧器汽源由抽汽切换至辅汽,辅汽汽源切换为临机或启动锅炉。

厂用电切换至启备变。

检查确认机组能够在试验负荷下稳定运行,锅炉、汽机各系统运行参数稳定无异常。

检查确认高旁和低旁在“手动”方式,高低压旁路的喷水控制处于“自动”状态。

设置和试验高速记录装置,确认记录项目和量程正确。

将除氧器水位调节到正常值偏高200mm的水位。

检查确认DEH功能无异常,确认DCS没有重要的报警。

4.2试验前30min的准备工作

进行甩负荷前30min准备,试验负责人发出“距甩负荷试验还有30min”的通告。确认解除机组的部分联锁(即解除发电机主开关跳闸引起汽轮机跳闸的联锁)。

调整除氧器水位在高水位运行,排汽装置水位在正常水位。

将高、低旁开至5%的开度,提前对旁路系统暖管。

启动主机交流润滑油泵。

确认PCV阀手动门开启,并进行PCV阀开关试验。

4.3100%甩负荷试验过程

2016年11月5日17时11分34秒开始100%负荷甩负荷试验,提前将锅炉总煤量减至90t/h,17时11分40秒,机组负荷294MW,高温过热器出口压力15.55MPa,给水流量1080.2t/h,

给水泵出口压力17.78MPa,汽包水位51.38mm,锅炉主要参数见图1,开始倒计时时将锅炉侧总煤量快速减至一半,倒计时2s时,17时11分42秒立即手动BT停止锅炉运行,17时11分44秒到计时0时手动断开发电机主开关同时,机组负荷甩至0。锅炉打开PCV阀和对空排汽阀,将机组低压旁路全开,高压旁路开度根据主汽压力情况适时调整,待压力可控后关闭PCV阀和对空排汽阀。17时12分12秒锅炉主蒸汽压力最高升至17.9MPa,汽包水位将至-79mm,主要参数变化见图2。随着主汽压力的下降,汽包水位逐渐上涨,手动减小给水泵出力,17时13分13秒汽包水位上升至115.8mm,参数变化见图3。联系电网调度,机组具备并网条件后,17时14分15秒快速锅炉侧启动风烟系统,将一次风量加到300kNm3/h后,启动给煤机,将煤量加至100t/h后(根据煤质而定),观察床温变化,平均床温最低降至631℃,床温变化率低至-35.85℃/min,之后开始上升,当床温变化率增加时,逐渐减少给煤,直至床温变化平稳。17时17分15秒机组并网,利用锅炉余热带初负荷,调整高低压旁路,满足机组参数需求。17时18分46秒机组各个参数基本稳定,见图4。此时主汽温度515℃,主汽压力13.63MPa,再热汽温491℃,一次风量374kNm3/h,二次风量178kNm3/h,氧量8.75%,平均床温817℃,煤量64.7t/h,机组负荷64.9MW。

100%甩负荷试验时,OPC动作,联锁关闭高中压调速汽门,各段抽汽逆止门和高排逆止门联锁关闭,机组最高飞升转速3128r/min,稳定转速3000r/min,甩100%负荷试验自动记录曲线见图5。

计算动态超调量:Φ1=(3128-3000)/3000×100%=4.26%<8%,试验合格。

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4.4甩负荷试验过程中锅炉侧关键点

4.4.1汽轮机旁路系统调节

甩负荷试验过程中应安排专人负责旁路系统操作,试验前,旁路应切至手动,并保持5%开度,提前暖管。试验开始后,汽轮机高、低旁路应迅速打开,控制主、再热器超压,同时防止再热器干烧,应特别注意高旁减温水的控制,当高旁后的温度较高时,应及时关闭给水泵再循环维持高旁减温水压力,防止高旁减温水压力不够,造成高排温度高而关闭高旁阀;从而引发锅炉超压、汽包水位事故及受热面超温等恶性事故。

4.4.2汽包水位调节

由于甩负荷试验工况变化剧烈,操作参数较多,各个参数之间相互关联,需要注意汽压虚假水位的影响,避免水位大幅波动。本工程由于采用3台电动给水泵,水位控制相对容易。需要注意的是甩负荷试验后,锅炉停炉,机组投入高压旁路后,应将给水主路电动门关闭,采用给水旁路调节阀和给水泵勺管相结合的方式控制汽包水位,监视主汽压力与主给水压力差值,一方面便于对汽温的控制,另一方面便于对高旁减温水压力控制。当采用汽动给水泵时应注意,抽汽汽源对启动给水泵的影响。

4.4.3最低稳燃调节

热态启动是循环流化床锅炉特有的启动方式,当热态启动条件满足时可以不通过吹扫程序,直接启动给煤机投煤进入炉膛,缩短启动时间。启动风机投煤的过程中,会出现床温的大幅下降现象,因此投入多少煤量以及是否投油应根据实际煤种通过前期的低负荷稳燃试验来确定,做到心中有数。本工程由于燃煤煤质较好,最低不投油稳燃负荷对应的煤量为37t/h,床温为740℃。因此,在对应煤量前提下,床温在可控范围内,防止受热面超温。

4.4.4恢复系统后的风量及煤量调节

机组具备并网条件时,应及时启动锅炉风烟系统,为机组带负荷做准备。为维持床温可启动一台二次风机,而一次风量要略高于临界流化风量,因此从锅炉停炉到恢复系统的这段时间内,炉膛内悬浮的细颗粒物料会大量沉降,增加了物料的厚度,这也是启动一次风机后床压及风室压力都很高的原因,为防止锅炉结焦,投煤前应尽可能加大一次风量,即使床温下降较快,大量燃煤进入炉膛后床温会迅速回升,根据床温变化,适时调整煤量,当床温有上升趋势时,逐渐减少给煤,防止床温过高结焦。

4.4.5并网及升负荷

循环流化床机组甩负荷试验完成后,只要电网具备条件,机组完全可以依靠蓄热参数带初负荷,机组并网后根据实际温度和压力增加负荷,防止负荷增加过快汽温急剧下降造成停机事故。2号机组在试验过程中一方面由于负荷增加较快,另一方面锅炉侧系统恢复较慢,主蒸汽温度10min内从522℃降到480℃。

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总结

对内蒙古某电厂300MW循环流化床锅炉机组100%甩负荷试验分析表明,由于循环流化床锅炉的蓄热量较大,合理利用这一特点,100%甩负荷试验按照提前减煤,手动BT压火的方式控制是可行的。整个试验过程持续近7min,OPC动作后即将转速稳定回额定转速,汽机DEH调节功能稳定、可靠,汽机不超速,锅炉未出现超温超压,电气不过电压。同时对高压、低压旁路,汽包水位,风量、煤量、床温、负荷等主要参数提出调整原则,对同类型机组试验具有重要参考价值。

文献信息

刘宏卫,李迎春,王俊生,韩义.大型循环流化床机组甩负荷试验研究及应用[J].电站系统工程,2019,35(05):25-27+31.

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