关键词：火电机组；无辅助蒸汽；启动技术探讨
引言
在电力需求增速放缓，可再生能源快速发展的现状下，火电机组灵活性改造是当前电源供给侧改革的有效途径。我国能源结构特点出发，结合国内外火电机组深度调峰现状，对我国火电机组灵活性改造的可行性和必要性进行了论述。通过某亚临界300MW供热机组灵活性改造示范项目的实际改造结果，分析了灵活性改造的目标和提高机组深度调峰能力的有效技术手段，论证了尽早实施灵活性改造是火电机组响应电网深度调峰政策，增强市场竞争力，提高企业生命周期的必要选择。灵活性改造应遵循“一厂一策”方针，既要根据企业自身特点，合理确定改造目标和技术方案，同时也要兼顾未来市场变化，控制投资规模，注重解决实际需求。
1火电机组无辅助蒸汽启动过程中存在的主要问题分析
某火电厂二期为两台300MW火电机组，一期为两台50MW火电机组，二期建设初期未配备启动锅炉。一、二期之间辅汽互联，一期50MW机组于2017年底政策性关停。2018年4月份二期单机运行情况下出现锅炉过热面泄漏非停，故障消除后启动机组就面临了无辅助蒸汽的启动方式，启动过程中存在的主要问题如下：1）锅炉上水时锅炉给水的加热无法实现。锅炉在冷态启动前，各部件金属温度与环境温度相差不多。电厂主机运行规程已作出规定：锅炉上水水温应大于20℃，并尽可能接近汽包壁温，水温和汽包壁温差不应超过30℃。上水时严格控制上水速度，以免引起水击。上水期间应监视汽包上下壁温差不得大于50℃，温差大时应减慢上水速度。汽包壁温高时，应投入除氧器加热将给水加热到允许温度，但因无辅汽无法实现。2）在锅炉点火时空预器连续吹灰要求投入无法实现。锅炉点火启动期间，特别是投油点火启动时，要经常投用空预器吹灰器。这不仅在于防止启动期间过多的灰渣沉降堵塞空预器，给锅炉的启动和以后的吹扫造成困难，而且在于保证受热面上没有易燃的油质沉淀物。当负荷增加、温度升高时，这些未被及时清除的油质沉淀物存在挥发起火的风险，造成设备损坏事故。3）汽机热态启动轴封供汽需投入时需等待较长的暖管疏水时间才能满足要求。汽机温态或热态启动时，必须先送轴封，后抽真空。要注意轴封汽源与轴封供汽温度的选择，且必须充分预暖，以保证供汽温度与缸温相匹配，因无外部供汽源，用作轴封汽源的蒸汽来源于锅炉，从锅炉点火到供给轴封用的汽源参数能够满足轴封用汽要求，所费时间较长。4）汽机冲转参数的保证需要较长的疏水时间。汽轮机冲转前主再热蒸汽必须经过充分的暖管疏水，保证足够的过热度，而机组蒸汽管道疏水都接至凝汽器，汽机建立真空，汽机凝汽器排汽冷却系统才可以进汽。过程中如果疏水不充分，汽机蒸汽管道会发生振动，在汽机冲转后会造成蒸汽带水发生水冲击。
2凝结水变负荷参与一次调频
凝结水变负荷的速率受变频器/调节阀动作速率、低压加热器热力特性等因素限制，因而一般仅辅助参与一次调频，协助汽轮机DEH控制系统及CCS共同完成一次调频动作。在调频动作前期，DEH控制系统前馈优先动作，此时凝结水变负荷逻辑开始参与调频，凝结水泵转速/调节阀立即动作，并在约3~5s后凝结水变化引起负荷响应，为一次调频中段的调节提供支持。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆凝结水每次调节应控制在±200t/h以内较为安全：一方面凝结水快速减少会导致凝结水母管压力快速下降，而调压阀可能未及时完成调压而引起凝结水压力降低，从而联启备用凝结水泵；另一方面凝结水泵具有最小流量保护，在较低负荷下快速减少凝结水量可能引起保护联开再循环阀，产生报警等。因此，控制逻辑应充分考虑凝结水流量变化的安全区间、除氧器液位变化及凝结水对压力的要求等，应尽可能在各项参数均不越线的情况下实现凝结水变负荷的控制策略。机组在满负荷下的低压加热器蓄热大约是50%负荷下蓄热的1/2左右，因此凝结水变负荷效果也会减弱。对于大容量机组在中低负荷下运行时其一次调频能力会由于机组蓄热等原因有所下降，因此若要达到6%额定负荷的一次调频能力需辅以以上各项技术手段。在综合采用了以上各技术手段后该机组在中低负荷段也能达到较高的一次调频合格率。经过对比可以看出，若仅依靠传统DEH侧的转速不等率对应的调节阀开度前馈调节很难达到所需的调节效果。
3火电机组无辅助蒸汽启动技术措施的制定
针对机组无辅助蒸汽启动过程的问题，通过对机组无辅助蒸汽的实际启动操作情况进行总结分析，完善系统、优化控制，制定了机组无辅汽启动的技术措施，用于指导运行人员的操作调整。1）若机组非计划停运短时抢修后就要启动，在锅炉停炉冷却过程中，锅炉进行上水置换降低汽包壁温，在停炉过程中汽包主要依靠水的循环将热量带走，从而降低汽包壁温。当汽包内工质压力及相应的饱和温度逐渐降低时，汽包金属对工质放热，控制汽包上下部金属温度小于50℃，为机组再次启动做好准备。2）在锅炉点火前，将冷再供辅汽联箱管路和辅汽至除氧器加热管路导通，高压蒸汽旁路开启至20%~30%，开启再热器对空排汽。再热汽有压力后，辅汽联箱和除氧器加热一同暖管，加快暖管进度。3）锅炉油枪投运后，严密监视空预器处温度变化。当主汽压力达到吹灰压力、温度要求时，及时投入主汽供空预器吹灰进行吹扫，后期辅汽联箱温度、压力达到要求时（0.3MPa），变更为辅汽供空预吹灰，保证空预器吹灰连续不中断。4）机组启动轴封汽源选用主汽，锅炉起压后，将主汽管道低位疏水疏至无压管路导通，对主汽进行彻底疏水，直至无带水现象。主汽压力大于0.5MPa主汽温度大于300℃时（冷态时，主汽压力大于0.5MPa主汽温度大于170℃时），对主汽供轴封电动门前管路进行暖管，轴封温度要与轴封区域金属温度相匹配，但温差应小于111℃。主汽供轴封投运后，锅炉升温升压过程中要注意轴封蒸汽参数的变化。
结语
通过对制定的机组无辅助蒸汽启动措施的成功验证，使整个启动过程更加顺畅，有力保证了机组的安全启动、冲转、并网一次性顺利完成。该措施的成功验证为火电机组无辅助蒸汽启动制定措施提供了借鉴，关于将主蒸汽管道疏水引入疏水凝汽器的设想，希冀能够缩短机组无辅助蒸汽状况下机组启动时间，减少启动过程中无压疏水时机房水汽弥漫情况，改善生产现场机组环境，希望能对同类型机组的系统设置及运行操作有所帮助。
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论文作者:马祥
论文发表刊物:《中国电业》2019年第16期
论文发表时间:2019/12/11
标签：机组论文; 疏水论文; 蒸汽论文; 凝结水论文; 汽包论文; 锅炉论文; 火电论文; 《中国电业》2019年第16期论文;