关键词：火力发电厂；超超临界；1000MW机组；运行方式
引言
超临界和超超临界发电机组已在发达国家广泛采用。按照国家制订的2020年电力发展规划，我国发电装机容量将从目前的4亿千瓦增加到2020年9亿千瓦，其中燃煤机组将达到5.8亿千瓦。超超临界机组提高了效率，相应地节约了发电耗水量。超超临界机组是成熟、先进的技术，在机组的可靠性、可用率、热机动性、机组寿命等方面已经可以和亚临界机组媲美，且有了较多的商业运行经验。
1超超临界机组启动过程及特点
直流锅炉启动系统按分离器正常运行时是否参与汽水系统工作可以分为外置式分离器启动系统和内置式分离器启动系统。外置式启动分离器只在启动和低负荷时投用，而在直流运行中切除，适用于定压运行机组。设计制造简单，投资成本低，对于定压运行的基本负荷机组，有可取之处。但系统控制复杂，对机组启停不利。内置式分离器启动系统是指在正常运行时，从水冷壁出来的微过热蒸汽经过分离器，进入过热器，此时分离器仅起到连接通道作用。内置式分离器系统一般可分为：扩容器式（大气式、非大气式两种）、启动疏水热交换器式、再循环泵式（并联和串联两种）。内置式启动分离器系统在锅炉启停及正常运行过程中，汽水分离器均投入运行，所以该系统具有控制简便，避免过热器带水运行等优点，所以目前超超临界机组大部分采用内置式启动分离器。高压转子平均温度＜50℃，停机超过72h）启动仿真过程，先后完成了机组就地操作、投运汽机辅助系统、投运锅炉辅助系统、汽机冲转、发电机并网、360rpm暖机、升负荷至满负荷过程。
在与汽包锅炉的启动过程对比的基础上，得出以下结论：(1)直流锅炉较汽包锅炉启动系统简单，造价低，系统维护量小，人工操作量小；(2)系统汽水分离器结构简单，操作简易，热量损失小，启动初期至满负荷操作步骤小，监视量少；(3)直流锅炉启动系统安装有启动循环泵，水循环特性较汽包炉好，启动用水量及工质损失小；(4)水冷壁下部采用内螺纹管螺旋管圈水冷壁，不设任何节流圈，安全裕度大，可靠性高；(5)直流锅炉系统惯性小，启动速度快；(6)锅炉冷态清洗水冷壁的流量大约25%B-MCR，采用再循环泵清洗水质合格的前提下，直流锅炉启动流量小。汽包锅炉无热态清洗。
2火力发电厂超超临界1000MW机组运行方式
2.1启动前的准备阶段
检修工作后期尽可能多的恢复基础系统运行，比如循环水、工业水等，减少启机前工作量，而不应该去等开机指令才去恢复。不管是计划检修的机组还是调停机组，一旦具备条件就应对系统进行冲洗，合格后备用，特别是凝结水、除氧器水质。电气设备绝缘应在开机启动前，并在规程规定的绝缘有效期内安排测绝缘合格并送电备用，避免启机过程中安排大量人力和时间做这个工作。同时相关管道的预暖应该尽量在此时进行。
2.2凝结水泵运行
（1）凝结水泵再循环调门自动开启定值原为：凝结水总流量＜1200t/h（单台凝结水泵最小流量600t/h）。机组负荷500-550MW时，需要开启凝结水再循环调门。但由于再循环管道设计的位置、调门节流及管道特性等原因，凝结水再循环管道振动强烈，多次引起再循环调门气缸、反馈杆脱落等调节机构故障。优化后，在保证凝结水泵安全运行的前提下，将再循环调门自动开启定值改为：凝结水总流量＜800t/h。修改后，机组负荷400MW时凝结水流量约850t/h，再循环调门不需要开。两台凝结水泵电流分别由69/71A下降为54/56A，各下降15A，节能效果明显，且避免了再循环管道振动及调节机构故障。
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（2）机组负荷400-1000MW时，凝结水泵出口母管压力设定值原设为2.0MPa和2.3MPa。在保证高旁减温水及精处理系统压力不低前提下，凝结水泵出口母管压力设定优化为由1.7MPa至2.0MPa。保证除氧器上水调门开度维持在80%以上，减少了阀门节流损失，单台凝结水泵电流下降最大有12A左右，特别是700-850MW时，节能尤为明显。
2.3锅炉风量调整
锅炉风量控制主要是根据锅炉省煤器出口氧量大小调节的。对氧量调节的没有太明确要求，运行人员根据经验及对保证煤粉安全燃烧的要求，一般氧量会选择偏充足，这就对热量存在浪费，加大了排烟热损失。
2.4等离子系统投入
由于磨煤机跳闸情况时有发生，为保证燃烧稳定，至少运行三台磨煤机。三台磨的最大可带负荷已经达到1000MW，并且底层磨对冲燃烧方式煤粉着火已经较为稳定，事实上此时无需投入等离子系统稳燃。优化调整后，至负荷350MW时才投入等离子系统稳燃，锅炉燃烧依然稳定。
3机组运行优化
3.1调整冲转参数
由于超超临界锅炉的三级喷水减温装置以及微油燃烧器，可以有效地调节汽温、汽压，使得机组完全具备低参数冲转的技术条件。该方式可使得冲转时进汽阀开度增大，进汽流量大于原规定压力下的冲转流量，提高暖机速度，有利于对汽机胀差的控制，缩短启动时间。目前百万机组的冲转参数要求为：主汽压力8.5MPa，主汽温度400℃，再热蒸汽压力1.2MPa，再热蒸汽温度380℃。优化后的冲转参数为：主汽压力4MPa，主汽温度420℃，再热蒸汽压力0.6MPa，再热蒸汽温度480℃。
3.2停机方式优化
机组停运分为计划检修停机和事故抢险停机。由于种种原因国内百万机组因为锅炉爆管停机的故障还比较多。因为锅炉爆管的停机，国内一般采用闷炉自然冷却和通过强制开启旁路降压两种途径。锅炉自然冷却的方法安全性比较高，但是等到锅炉具备检修条件时时间比较长，一般需要3天左右，停机时间较长，发电企业的损失较大。锅炉通过强制开启旁路的方式降压，时间比较快，但是由于此时水冷壁没有水汽流动，在降压时，水冷壁的饱和温度变化大，管壁的内外温度差很大，使管壁的热应力很大，对锅炉的使用寿命产生很大的影响。
例如：在计划检修的情况下，因为锅炉检修允许时间比较长，锅炉随着汽机进行滑参数停机，一般压力在8.5MPa时，锅炉开始闷炉，通过自然冷却达到检修条件。在逐步降低燃料量的同时，缓慢降低锅炉的压力，在4支油枪运行时将锅炉压力降至2.5MPa左右，稳定半个小时后锅炉进行闷炉。这样10h后锅炉就具备放水条件。由于锅炉整个汽水系统处于运行状态下，水冷壁和其他管壁温度内外温差很小，经过10h的闷炉进一步降低了锅炉管壁的热应力，有效保障锅炉运行的安全性，将停炉对锅炉管壁使用寿命的影响降至最低。
结论
本文以某1000MW机组为研究对象，对超超临界机组的启动过程、运行方式进行了研究分析，同时对采取有效措施对机组启动过程进行优化后，电厂的运行成本明显地降低，由于对机组启动方式、辅机运行方式进行优化，使能源的消耗得到降低，提高了经济效益。
参考文献：
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[2]宁夏国华宁东发电有限公司2×330MW机组脱硝改造工程可行性研究报告[R].浙江百能科技有限公司,2012.
[3]唐清舟,钟明才,潘家成.国内首台660MW二次再热机组启动与调试[J].东方汽轮机,2016,(1)：73-76.
论文作者:杜康
论文发表刊物:《科学与技术》2019年第17期
论文发表时间:2020/3/4
标签：机组论文; 锅炉论文; 系统论文; 调门论文; 负荷论文; 凝结水论文; 分离器论文; 《科学与技术》2019年第17期论文;