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图1 机组启动甘特图
根据机组启动流程及关键节点,列出机组启动过程甘特图,机组启动可以分成21项操作任务。根据某发电公司3号、4号机组目前的机组启动操作票,从机组启动操作开始至机组交电网调度的总工期长达26 h。从辅机启动到厂用电切换的负荷(150 MW)需要21 h,期间需要使用大量启动变压器的高价电量;从锅炉点火开始直至机组负荷250 MW需要20 h,期间锅炉需要大量投油,且由于锅炉排烟温度低,机组脱硝系统无法投运,排放持续超过环保要求。主要存在以下三方面的问题。
a. 由于机组启动时需要稳定燃烧,所以在炉膛点火直至机组负荷250 MW之间,锅炉要投油助燃,出于省油考虑,虽然在投产初期已将AB层4支油枪改造过,单支流量由2.5 t/h改为0.85 t/h,但每小时耗油量仍达到3.4 t,20 h需要使用燃油近70 t。
b. 从2012年GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》实施以来,该公司所在的珠三角地区属于严格控制排放的重点地区[3],机组点火开始至机组负荷250 MW之前,机组环保设备受入口温度低限制,脱硝设备无法投入运行,机组启动时NOx排放浓度无法满足100 mg/Nm3的标准,一般只能控制在400 mg/Nm3左右。即从机组点火到机组负荷250 MW这段时间,排放超标,按照相关规定,超标排放需要缴纳相应的排污费用。
c. 机组正常运行时,机组本身的厂用电是机组自供,用电费用相对于发电成本,费用较低。而机组启动时至机组负荷150 MW之前,机组的厂用电通过启动变压器从电网取电,用电费用为0.69元/kWh,相对于电厂自供电,用电成本昂贵[4]。
因此,有必要对机组启动流程进行优化,以缩短机组启动工期,减少机组用油时间,缩短机组启动期间NOx排放浓度超标排放的时间以减少排污费用,缩短机组使用电网电量的时间以降低用电成本。
2.2 机组停运过程分析
同样,根据该公司目前的机组停运操作票,机组停运流程可以分成以下10项操作任务,列出机组停运过程甘特图如图2所示,总工期长达6.5 h。由于机组停运时,在机组250 MW以下时,需要退出高压加热器、切换厂用电、切换给水泵、锅炉转湿态运行等操作,由于操作时间较长,为防止锅炉灭火,也要投油助燃,使用AB层4支油枪,每小时耗油量3.4 t,250 MW以下负荷段都需要投油助燃,约4.5 h,共需要使用燃油近15 t,按5 000元/t计,折合人民币7.5万元。同时,由于机组220 MW以下负荷时间较长,锅炉烟气温度逐步下降至脱硝系统允许运行温度之下,脱硝自动退出,NOx排放浓度也会超标,累计超标排放时间近4 h,产生高昂的排污费用。因此,也有必要对机组停运流程进行优化,以减少机组停运过程的燃油消耗,降低排污费用。
3 机组启停过程优化
3.1 机组启动过程优化
图2 机组停运甘特图
针对机组启动时间过长,启动期间耗电量偏高及排放超标持续时间较长的问题[5],需要对机组启动进度进行优化,缩短机组启动时间。
a. 由于机组启动方式为采用电泵启动,负荷至30%BMCR时冲转1台汽动给水泵并入给水,保持一汽泵一电泵运行至机组负荷300 MW时再并入第2台汽泵,退出电泵。汽动给水泵冲转启动及给水泵切换占用大量操作时间,极大影响机组启动进度。因此,改变机组由电泵启动的方式,采用汽泵全程启动[6],电泵功率8 000 kW,运行电流达700 A,汽泵由辅助蒸汽作为启动汽源,辅助蒸汽由临机提供,由单台前置泵实现锅炉上水,点火时由2台前置泵建立锅炉启动流量,要锅炉升压,前置泵压头无法满足需要时,用辅助蒸汽冲转1台汽动给水泵汽轮机,并停运1台前置泵,实现单台汽动给水泵独立运行,这样可以满足机组50%BMCR负荷前的给水流量需求,另1台汽动给水泵启动后并入给水即可满足机组100%BMCR负荷需求。这样节省了2次给水泵并泵的时间,且启动过程仅前置泵耗电,电流约35 A,功率仅为400 kW左右,能大大节省电耗。同时可以节省启动期间切换给水泵、小机启动等时间。
b. 由于锅炉制粉系统最下层的A磨煤机配置了等离子点火装置。机组启动期间完全采用等离子点火装置助燃,全程不投油。这样要求A磨煤机保持较好的煤种,如神华煤等接近设计煤种的煤,要求煤种挥发分不低、水分不高、热值不低等,保证启动过程燃烧稳定。机组启动时加大A磨煤机暖风器蒸汽通过流量,尽量提高A磨煤机的入口风温,以提高磨煤机出口温度,提高燃烧稳定性;同时要求检修加强火检设备的维护工作,保证锅炉火检设备工作正常。同时要求锅炉火检保护可靠,在机组启动前进行火焰失去保护联动试验[7],实现机组启动全程零油耗。因采用等离子加磨煤机直接点火,给煤机最低煤量为15 t/h,点火初期锅炉金属温升会有些快,在点火初期可将金属温升率适当放大:锅炉金属管壁温度在0~200 ℃控制末级过热器升温速率<5 ℃/min。
c. 机组启动时,给水采用除氧器投入辅助蒸汽进行加热,一般只能加热到100 ℃左右,造成给水温度偏低[8]。严格按温升率≯55 ℃/h和出水温度升率≯110 ℃/h的升温率要求,高压加热器、低压加热器投运需要2~3 h,这也严重制约着机组启动速度[9]。故采用高压加热器、低压加热器随机滑启动方式[10]。再热蒸汽起压后即投入2号高压加热器运行,汽轮机冲转时就将高压加热器、低压加热器投入,跟随汽轮机冲转同步投运。这样能省去单独投高、低压加热器的环节。当主蒸汽压力达到0.2 MPa后,打开高压旁路提高再热蒸汽压力,提前投入2号高压加热器(抽汽汽源为再热蒸汽)的方法,使得给水温度初期能提高到150 ℃以上,锅炉起压后给水温度能逐步升高至200 ℃左右,给水温度的提高,能大大加快锅炉升压速度,节省机组启动时间。同时,由于冲转时汽轮机进汽量大,汽轮机金属温升变快,能有效减少暖机时间。
经过以上优化,将机组冷态启动总时长可以由现有的26 h减少至19 h,即工期减少7 h,缩短26.92%;从锅炉点火到机组负荷40%BMCR由现有的19 h减少至13 h,减少6 h,缩短31.58%,即减少超标排放时长6 h,实现机组启动燃油零油耗。优化后的机组启动甘特图如图3所示。
图3 优化后的机组启动甘特图
3.2 机组停运过程优化
根据图2所示机组停运流程甘特图,停机总工期长达6.5 t,耗油量15 t,仅燃油费用就高达7.5万元以上。同时,由于机组250 MW以下负荷时间较长,锅炉烟气温度逐步下降至脱硝系统允许运行温度之下,脱硝自动退出,NOx排放浓度也会超标,累计超标排放时间近4 h,会产生高昂的排污费用。因此,节能方向是减少或者避免使用燃油、减少负荷低于250 MW的时间。根据机组停运流程及关键节点,对机组停运过程进行优化。
a. 去除单独退出高压加热器、退出低压加热器的步骤,采用随机滑退高压加热器和低压加热器,将退出高压加热器和低压加热器的操作并入到汽轮机打闸操作中,即通过打闸汽轮机联动退出。同时由于高压加热器、低压加热器退出时间延后,有利于提高低负荷期间的烟温,保证脱硝的投入。
b. 去除退出汽泵、并入电泵的操作,停机过程全程不使用电泵,保持2台汽泵并列运行至机组解列,此操作需要修改汽泵的最小流量阀定值至250 t/h,保证低负荷时汽泵的运行,满足机组停运期间的给水流量控制需求。
c. 去除锅炉转湿态的步骤,去除250 MW以下常规减负荷的步骤,从负荷220 MW开始,逐台退出烧空给煤机,全程保持最低给水流量不变,随着燃料量的降低,主蒸汽压力同步下降,实现机组负荷同步滑低至60 MW。预计烧空1台给煤机需要4 min,烧空4台给煤机需要20 min左右。最后1台给煤机接近烧空、火焰强度下降时,手动打闸汽轮机、锅炉MFT。烧空给煤机阶段留意燃烧是否稳定,留意火检装置的火焰强度。
经过优化,可将机组停运总时长由现有的6.5 h减少至3 h,即工期减少3.5 h,缩短53.85%,且由于250 MW以下负荷时间短,约为30 min,排烟温度不会降至脱硝允许投入温度之下,保持脱硝系统运行,可以实现脱硝系统全程投入,停机期间可以减少超标排放时长3 h。同时由于低负荷时间很短,250 MW以下负荷段不需要投油助燃,同时,由于简化了停运步骤,停运操作强度大大下降[11]。优化后的机组启动甘特图如图4所示。
图4 优化后的机组停运甘特图
4 效果评价
机组启停进度优化后,机组启动时可减少6 h超标排放时间,机组停运时可至少减少3 h超标排放时间。我国氨氮污染物排污费征收标准为不低于1.4元/每污染当量,超过限值1倍及以上的处超限值时段环保电价5倍罚款[12]。氮氧化物排污费在火电企业各类大气污染因子排污费中的权重最大,氮氧化物总量减少后可明显减少企业每年排污费的缴款金额。因燃烧1 t煤氮氧化物产生量为19.55 kg,按启动阶段平均燃料量60 t/h计算,可累计节省排放费用为1.56万元。因这9 h超标排放,优化前不但要取消氮氧化物环保电价0.01元/kWh的补贴,还要处以超限值时段环保电价5倍以下罚款,即0.06元/kWh的罚款,按平均负荷100 MW计,电量共计90万kWh,节省环保罚款金额5.4万元。
机组启停进度优化后,机组启动不需要投油助燃时间,单次启动可节省燃油量近70 t,折合金额近35万元。同时由于改由汽泵启动,启动全过程不需要电泵,相比电泵功率减少5 500 kW左右,可有效减少电量消耗约14.3万kWh,由于机组启动期间采用启备变从电网取电,启备变电价按0.69元/kWh计,折合金额近10万元,相当于机组每启动1次,可节省电费支出近10万元。优化后可将机组停运总时长减少3.5 h,可减少超标排放时长3 h。可节省燃油近15 t,折合金额7.5万元。同时由于改由汽泵停运,比电泵功率减少5 500 kW左右,可有效减少电量消耗3.575万kWh,启备变电价按0.69元/kWh计,折合减少电费支出约2.5万元。
机组启停进度优化后,机组启动时节省了给水泵并泵和退泵的操作,减少了带负荷投运高压加热器、低压加热器的操作;机组停运时减少了退出高压加热器、低压加热器的操作,减少了锅炉干、湿态转换的操作。优化后大大减轻了机组启停操作强度,也能提高操作可靠性,降低出错的几率。
5 结束语
实践证明,通过对机组启停进度优化,采用高、低压加热器随机投入缩短了机组启动时间;采用等离子方式启动,全程不需要使用燃油,大大节省燃料成本,同时缩短升温升压时间;采用汽泵启动,取消了电动给水泵与汽动给水泵的切换,缩短了启动时间的同时,还使操作员的工作量大幅减少;机组停运时,能全程保持脱硫系统投运,机组排放能全程满足环保要求。可见,经优化后的机组启停方法,极大缩短了机组启动时间,能有效降低启动成本,预计机组每启停1次,合计可节省成本52.9万元/台次,按该公司2台机组每年启停10次计算,每年可节省成本529万元,具有显著的经济效益和环保效益。
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