350MW导管抽汽供热机组灵活性改造探索及实践

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350MW超临界机组深度调峰的探索及措施

350MW超临界机组深度调峰的探索及措施

350MW超临界机组深度调峰的探索及措施摘要:本文首先论述了350MW超临界机组深度调峰制约因素,然后作者根据本人在生产一线的工作经验和具体实践提出了350MW超临界机组深度调峰风险防控措施和经济运行技术措施,并且在生产实践中进行了检验,经过反复试验改进的方案措施不但切实可行,而且确实提高了350MW超临界机组深度调峰能力,取得了很好的经济效益。

关键词:350MW超临界机组深度调峰辽宁大唐国际沈东热电有限责任公司锅炉由东方锅炉有限公司生产的DG1128/25.4-II6型超临界参数变压运行直流炉,前后墙对冲燃烧方式;汽轮机为北京北重汽轮机有限责任公司生产的NC350-24.2/0.4/566/566型超临界、一次中间再热、供热、湿冷凝汽式机组。

为进一步摸索机组深度调峰能力,确保深度调峰期间安全环保经济运行,进行了专题研究,确定了影响机组调峰能力的制约因素和风险点,明确了目前机组安全稳定运行调峰下限,并根据风险点制定了有效的风险防控措施。

一、机组深度调峰能力制约因素(一)锅炉最小给水流量限制。

按照东锅初设,公司最小给水流量设计为282t/h;经与锅炉厂与调试单位最终优化至248t/h,折纯凝电负荷约76MW;综合考虑锅炉低负荷水循环动力及水冷壁冷却要求,结合公司实际运行经验,锅炉连续安全运行最小给水流量可按照285t/h 控制,折纯凝电负荷约85MW。

(二)锅炉干湿态转换限制。

按照东锅初设,锅炉给水流量282t/h进行干湿态转换,经最小给水流量优化后,目前按照最小给水流量 248t/h进行干湿态转换节点控制,折纯凝电负荷约76MW。

受锅炉上水主路流量限制,若继续降低干湿态转换节点流量,运行中需频繁切换锅炉上水旁路运行,存在一定风险,不继续降低转态流量节点。

(三)锅炉最小给煤量限制。

目前,公司两台炉最小给煤量下限已优化至70/68t/h,按照入炉煤干燥无灰基挥发分不低于40控制,锅炉最小给煤量下限可优化至60t/h。

350MW超临界供热机组灵活性改造探索及实践

350MW超临界供热机组灵活性改造探索及实践

350MW 超临界供热机组灵活性改造探索及实践王健1,原树峰2,(1.山西漳电蒲洲热电有限公司,山西永济044500;2.山西漳电科学技术研究院,山西太原030031)摘要:近年来国内装机容量发展迅速,电力系统现有的调节能力难以满足新能源消纳的需求,传统供热机组需要通过技术改造既满足供热的需求,又具备一定的调峰能力。

对某350MW 超临界供热机组灵活性改造方案进行了介绍,对改造后调试中遇到的一些问题进行了论述,通过参数调整和运行方式的优化,使机组安全平稳降至30%额定负荷,在保证供热的同时达到了机组深度调峰的要求。

关键词:供热机组;灵活性改造;调峰;参数调整;运行方式优化中图分类号:TM621文献标志码:B文章编号:1671-0320(2020)05-0038-040引言近年来,我国的风电、光伏等新能源装机容量发展迅速,电力系统现有的调节能力难以满足新能源消纳的需求,不少地区出现了弃风、弃光现象。

尤其在采暖季节电网调峰与保供热、保新能源消纳之间的矛盾更加突出,亟须传统的抽汽供热机组通过技术改造既满足供热的需求,又具备一定的调峰能力[1-2]。

随着清洁取暖工程的持续实施,集中供热面积不断扩大,必将使当前原本紧张的热电矛盾更加恶化。

这就需要电网必须配套足够的调峰调频容量,以保证电网灵活调度和安全稳定运行[3-4]。

为此,开展供热机组灵活性改造探索及实践具有重要意义。

本文以某台350MW 超临界供热机组为例,介绍灵活性改造的方案及试验情况。

1某电厂超临界供热系统简介某电厂建设有2×350MW 超临界直接空冷抽汽式机组。

2台机组分别于2015年12月、2016年3月投入商业运行。

锅炉是哈尔滨锅炉厂制造的HG-1205/25.4-YM1型超临界参数变压运行直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。

汽轮机是哈尔滨汽轮机厂制造的CZK350/327-24.2/0.40/566/566型超临界、两缸两排汽、一次中间再热、单抽供热直接空冷凝汽式汽轮机,额定供热抽汽量350t/h 。

350MW超临界纯凝机组供热改造经济性分析

350MW超临界纯凝机组供热改造经济性分析

350MW超临界纯凝机组供热改造经济性分析【摘要】介绍了国产350MW超临界纯凝机组再热抽汽供热的改造方案,通过对抽汽供热机组的各工况数据、技术特点、经济性等进行分析,表明机组采用再热抽汽供热是安全、节能的,为其他电厂同类型机组供热改造提供经验。

【关键词】供热;纯凝机组;节能;经济;再热抽汽引言华能东方电厂装有4台国产350MW 超临界机组,是海南省总装机容量最大的燃煤发电厂。

电厂为实现国家的节能减排战略,对现有4台超临界机组进行抽汽供热改造。

机组改造后的抽汽量能满足中海油80万吨甲醇装置和DCC项目化工生产所需的动力透平用汽,满足了国家对电厂实施热电联产,集中供热、保护环境的要求,提高了企业的经济效益和社会效益。

该供热改造方案具有改造技术简单、施工工期短、投资少、回报快等优点,机组抽汽供热过程中能同时确保供汽、用汽单位的安全生产及电网安全稳定。

采用超临界参数机组供热后将进一步降低电厂机组能耗指标,同时有利于企业经济效益的提高以及带来良好的社会效益。

1 供热方案1.1 抽汽汽源的确定东方电厂锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的超临界压力、变压运行、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型布置燃煤直流炉。

汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的超临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、凝汽式汽轮机。

中海油提供的80万吨甲醇装置、DCC装置用汽需求为:压力3.5MPa,温度420℃;最大需求量370t/h,额定需求量170t/h。

根据制造厂的热力性能计算,机组原来的各级抽汽不能满足供汽参数要求。

因此,采用高温再热蒸汽经减温减压后供给各用户。

1.2 供热流程为满足中海油热用户负荷参数需求,从电厂4×350MW机组的高温再热蒸汽管道上各引出1路蒸汽管道到各自的减温器,减温器的出口管道分别接到1根供汽母管上,再送到与中海油的交界点处。

1.3 供热回水本工程供热回水由中海油二期化肥除盐水装置制水后直接回供给电厂各台机组凝汽器,由于回供水质有时可能不符合电厂凝结水水质标准,故需建一套在线高速混床系统,将回水升压后进入高速混床进行再生处理后满足机组水质要求。

350MW机组汽轮机中压缸排汽供热改造分析

350MW机组汽轮机中压缸排汽供热改造分析

350MW机组汽轮机中压缸排汽供热改造分析在当今能源需求不断增长和环保要求日益严格的背景下,对现有350MW 机组汽轮机进行中压缸排汽供热改造成为了提高能源利用效率、减少环境污染、满足社会供热需求的重要举措。

本文将对 350MW 机组汽轮机中压缸排汽供热改造进行详细的分析。

一、改造背景随着城市化进程的加速,城市集中供热的需求不断增加。

传统的供热方式往往存在能源浪费、环境污染等问题。

而大型火电机组在发电的同时,其产生的余热如果能够得到有效利用,用于供热,将极大地提高能源综合利用率,实现节能减排。

350MW 机组汽轮机在运行过程中,中压缸排汽具有一定的压力和温度,具备供热的潜力。

通过对其进行改造,可以将这部分蒸汽引出,用于供热,从而提高机组的经济性和社会效益。

二、改造原理中压缸排汽供热改造的基本原理是在汽轮机中压缸与低压缸之间设置供热抽汽口,将部分中压缸排汽抽出,经过减温减压等处理后,输送至热网用于供热。

在改造过程中,需要对汽轮机的通流部分进行重新设计和优化,以确保机组在供热工况下的安全稳定运行。

同时,还需要配套建设供热管道、换热站等设施,将抽汽的热能传递给用户。

三、改造方案1、抽汽口位置的选择抽汽口位置的选择至关重要,需要综合考虑汽轮机的结构、运行参数以及供热需求等因素。

一般来说,抽汽口应选择在中压缸排汽压力和温度较为稳定的位置,以保证抽汽的品质和稳定性。

2、抽汽参数的确定抽汽参数包括压力、温度和流量等。

这些参数的确定需要根据热网的需求、汽轮机的运行特性以及热力系统的平衡进行计算和优化。

通常,抽汽压力应满足热网的压力要求,抽汽温度应经过减温处理后符合热网的温度标准。

3、供热管道系统的设计供热管道系统的设计应考虑管道的材质、直径、保温等因素,以减少热损失和提高输送效率。

同时,还需要合理规划管道的走向和布置,避免与其他设施发生冲突。

4、控制系统的改造为了实现机组在供热和发电工况之间的灵活切换,需要对汽轮机的控制系统进行改造。

某电厂350MW机组热网抽汽改造

某电厂350MW机组热网抽汽改造

某电厂350MW机组热网抽汽改造某电厂350MW机组热网抽汽改造【摘要】:对某电厂350MW纯凝汽式汽轮机改造为热电联产机组的技术要求和改造技术方案做了介绍,并介绍了改造后机组实际运行情况和安全注意事项。

【关键词】:热电联产供热改造热网Piping steam extraction improvment project of 350MW unit in Sanhe power plantYangShuangHua ZhangZhiTao CuiXiaoHu HanMengSanhe power plant Hebei Sanhe 065201【Abstract 】:This paper introduced the project ,which is 350MW condensational units of one power plant were reformed Cogeneration units , the improvment’s tec hnical requirements and technical scheme were introduced, the actual running status and matters needing attention were presented finally .【Keywords】: heat and power cogeneration Heating reform heat supply network1、引言电厂锅炉产生的蒸汽驱动汽轮发电机组发电以后,排出的蒸汽仍含有大部分热量被冷却水带走,因而火电厂的热效率只有30%~40%。

如果蒸汽驱动汽轮机的过程之后的抽汽或排汽的热量能加以利用,可以既发电又供热。

这种生产方式称为热电联产。

这个过程既有电能生产又有热能生产,是一种热、电同时生产、高效的能源利用形式。

其热效率可达80%~90%,能源利用效率比单纯发电约提高一倍以上。

350mw机组低压缸切除供热改造方案及调峰性能分析

350mw机组低压缸切除供热改造方案及调峰性能分析

㊀收稿日期:2019 ̄08 ̄12㊀㊀㊀㊀㊀㊀基金项目:国家电力投资集团公司科技项目(2018-009-KJ-DBGS)ꎮ㊀作者简介:天㊀罡(1973 ̄)ꎬ男ꎬ内蒙通辽人ꎬ高级工程师ꎮ长期从事火电机组生产技术管理工作ꎮ350MW机组低压缸切除供热改造方案及调峰性能分析天㊀罡1ꎬ刘立华1ꎬ黄㊀智2ꎬ陈晓利3ꎬ陈立东1ꎬ李㊀博1ꎬ高继录1ꎬ邢㊀畅3(1国家电投东北电力有限公司ꎬ沈阳110181ꎻ2国家电力投资集团公司ꎬ北京100029ꎻ3中电投东北能源科技有限公司ꎬ沈阳110179)摘要:针对东北地区某350MW供热机组ꎬ研究选择了最佳的灵活性改造技术路线ꎬ提出了低压缸切除改造技术方案ꎬ重点对比分析了改造前后机组供热特性和调峰性能ꎬ并分析了改造后机组的运行安全性以及经济性ꎮ结果表明ꎬ在确保机组安全稳定运行的情况下ꎬ低压缸切除技术实现热电解耦的同时ꎬ还大幅度提升了机组深度调峰能力和运行经济性ꎮ在供热负荷不变ꎬ同时满足供热和调峰要求的条件下ꎬ实施低压缸切除技术改造后ꎬ较改造前机组发电功率下降约90.0MWꎬ发电煤耗降低了70g/(kW h)ꎮ改造后末级叶片未发现大面积水蚀等情况ꎬ叶片外观完好ꎮ2018年度整个采暖期调峰收益2360万元ꎬ经济效益显著ꎮ关键词:低压缸切除ꎻ供热改造ꎻ热电解耦ꎻ调峰性能ꎻ热电机组分类号:TK123㊀㊀㊀文献标识码:A㊀㊀㊀文章编号:1001 ̄5884(2019)06 ̄0457 ̄04ReconstructionSchemeofRemovingLowPressureCylinderandHeatingfor350MWUnitAnalysisofPeakRegulationPerformanceTIANGang1ꎬLIULi ̄hua1ꎬHUANGZhi2ꎬCHENXiao ̄li3ꎬCHENLi ̄dong1ꎬLIBo1ꎬGAOJi ̄lu1ꎬXINGChang3(1SPICNortheastElectricPowerCompanyLimitedꎬShenyang110181ꎬChinaꎻ2StatePowerInvestmentCorporationLimitedꎬBeijing100029ꎬChinaꎻ3CPINortheastEnergyTechnologyCoompanyLimitedꎬShenyang110179ꎬChina)Abstract:Accordingtoa350MWheatingunitinnortheastChinaꎬthispaperstudiesandselectsthebestflexibletransformationtechnicalrouteꎬandputsforwardthetechnicalschemeoflow ̄pressurecylinderremovalandtransformation.Itfocusesoncomparingandanalyzingtheheatingcharacteristicsandpeakshavingperformanceoftheunitbeforeandaftertransformationꎬandanalyzestheoperationsafetyandeconomyoftheunitaftertransformation.Theresultsshowthatꎬonthepremiseofensuringthesafeandstableoperationoftheunitꎬthelow ̄pressurecylinderremovaltechnologycannotonlyrealizethermal ̄electrolyticcouplingꎬbutalsogreatlyimprovetheunit'sdeeppeakshavingcapabilityandoperationeconomy.Undertheconditionthattheheatingloadisunchangedandtherequirementsofheatingandpeakregulationaremetatthesametimeꎬafterthetechnicaltransformationoflow ̄pressurecylinderremovalisimplementedꎬthegeneratingpoweroftheunitisreducedbyabout90.0MWandthecoalconsumptionforpowergenerationisreducedby70g/(kW h)comparedwiththatbeforethetransformation.Nolargeareaofwatererosionwasfoundinthelaststagebladeaftermodificationꎬandtheappearanceofthebladewasingoodcondition.In2018ꎬthepeak ̄shavingrevenueforthewholeheatingperiodwas23.6millionyuanꎬwithsignificanteconomicbenefits.Keywords:removaloflowpressurecylinderꎻheatingrenovationꎻthermo ̄electrolyticcouplingꎻpeakshavingperformanceꎻthermoelectricunit0㊀前㊀言随着我国风电㊁光伏等可再生能源装机的快速发展ꎬ导致电力产能过剩ꎬ同时国家对环保指标的严格管控ꎬ加大地方小锅炉拆除工作力度ꎬ采暖供热负荷的转移ꎬ使得火电机组冬季供热压力增大ꎬ导致供暖期间部分地区出现较严重的弃风和弃光现象[1]ꎮ辽宁省热电联产机组占燃煤机组的70%ꎬ且均采用 以热定电 模式运行ꎬ使得机组对于电负荷的调峰能力越来越小[2]ꎬ导致采暖期参与调峰工作与满足供热需求两者之间的矛盾尤为突出ꎮ为保障电力安全供应和民生用热需求ꎬ提高电力系统调节能力ꎬ适应可再生能源的高速发展ꎬ提高电力系统对可再生能源的消纳能力ꎬ确保电力系统的安全稳定运行ꎬ对电力系统进行灵活性改造已势在必行[2ꎬ3]ꎮ2016年以来国家能源局出台了一系列政策ꎬ确定了22个火电灵活性改造示范试点项目ꎬ旨在深度挖掘煤电机组调峰潜力ꎬ提升煤电机组运行灵活性[4-9]ꎮ本文针对东北地区某350MW热电机组ꎬ对比分析常见的灵活性改造技第61卷第6期汽㊀轮㊀机㊀技㊀术Vol.61No.62019年12月TURBINETECHNOLOGYDec.2019术路线的优缺点ꎬ提出了低压缸切除改造方案ꎬ分析了改造后的运行安全性ꎬ并分析了改造后对机组供热和调峰性能的影响ꎮ1㊀机组概况及供热情况1.1㊀机组概况东北地区某热电厂1号机组为N350-16.7/538/538型亚临界㊁一次中间再热㊁单轴㊁双缸㊁双排汽凝汽式汽轮机ꎮ额定抽汽压力为0.85MPaꎬ设计最大抽汽流量为375t/hꎬ供热面积670万m2ꎮ机组主要设计参数见表1ꎮ1.2㊀灵活性改造技术路线选择研究某热电厂结合电厂的实际供热情况ꎬ对比分析研究了高背压供热㊁蓄热水罐㊁电锅炉以及旁路抽汽㊁低压切除等多种灵活性改造技术路线的优缺点ꎬ见表2ꎮ由表2可知ꎬ某热电厂采用汽轮机低压缸切除的灵活性改造技术不仅有利于增大采暖期的供热量ꎬ满足供热发展需求ꎬ还有利于实现热电解耦ꎬ增加获得调峰补偿的能力ꎮ因此ꎬ选择低压缸近零出力作为灵活性改造的首选方案ꎮ㊀㊀㊀表1机组主要设计参数额定功率ꎬMW额定主蒸汽流量ꎬt/h额定主蒸汽压力ꎬMPa额定主蒸汽温度ꎬħ额定再热蒸汽温度ꎬħ排气压力ꎬkPa350105316.675385384.9给水温度ꎬħ设计热耗率ꎬkJ/(kW h)末级叶片高度ꎬmm汽轮机级数ꎬ级回热数数ꎬ级转速ꎬr/min274.1786010181C+12P+9P+7Pˑ2=363GJ+1CY+4DJ=83000㊀㊀表2多种灵活性改造技术路线对比分析方㊀案蓄水罐方案电锅炉方案旁路抽汽方案低压缸切除方案优缺点分析经济性较好ꎬ但投资较大ꎮ目前某热电厂供热面积还未达到设计值ꎬ不适宜采取高背压供热改造ꎮ采暖热负荷较高ꎬ电与热之间多次转化ꎬ运行经济性较差ꎬ能源利用率较低ꎬ初投资较高ꎮ投资成本相对较低ꎬ改造周期短ꎬ但考虑到机组的安全性ꎬ抽汽量有所限制ꎬ调峰范围有限ꎮ另一方面ꎬ抽汽改造也相对降低了机组热利用率ꎮ灵活切换ꎬ大幅降低机组运行维护费用ꎬ运行经济性较好㊁初投资较低㊁运行维护成本较低ꎮ2㊀低压缸切除改造方案低压缸切除技术是在低压缸高真空运行条件下ꎬ采用可完全密封的液压蝶阀切除低压缸原进汽管道进汽ꎬ通过新增旁路管道通入少量的冷却蒸汽ꎬ用于带走低压缸切除后低压转子转动产生的鼓风热量[7]ꎮ与改造前相比ꎬ低压缸切除技术解除了低压缸最小蒸汽流量的制约ꎬ在供热量不变的情况下ꎬ可显著降低机组发电功率ꎬ实现深度调峰ꎮ根据低压缸切除技术实现原理和需求ꎬ确定了本次供热改造方案ꎬ本文重点阐述供热蝶阀㊁增设低压缸冷却蒸汽系统㊁低压缸喷水系统㊁抽真空系统等系统的改造方案ꎮ2.1㊀供热蝶阀改造方案为保证低压缸安全运行ꎬ通常设计低压缸最小进汽冷却流量ꎮ原低压缸进汽蝶阀设计最小通流能力大ꎬ同时因蝶阀口径大ꎬ设备可控性差ꎬ蝶阀一般处于手动控制ꎮ过大的低压缸冷却流量限制了机组供热能力ꎬ也降低了机组下限调峰能力ꎬ直接影响到机组运行的灵活性ꎮ低压缸切除改造后ꎬ与原系统的差别是液控蝶阀完全关闭ꎬ冷却蒸汽调节阀开启ꎬ抽汽速关调节阀根据供热需求开启适当位置ꎬ低压缸喷水调节阀开启ꎮ而在主机制造厂规定的低压缸最小冷却蒸汽流量与低压缸零蒸汽流量之间存在着风险点ꎬ为确保机组安全运行ꎬ需要将目前的导汽管液压蝶阀改造为安全密闭的液控蝶阀ꎬ使低压缸在机组运行时的发电出力为零[8]ꎬ汽轮机的中压缸排汽全部用于采暖供热ꎮ具体改造方案为将原不能完全密封的供热蝶阀更换为可完全密封的液压蝶阀[8]ꎬ液压蝶阀口径为DN1200(与中低压连通管保持一致)ꎬ改造方案见图1ꎮ液控蝶阀选用三偏心金属密封蝶阀ꎬ配以液压传动装置与先进的液控系统㊁电气控制系统ꎮ图1㊀蝶阀改造方案2.2㊀增设低压缸冷却蒸汽系统实施低压缸切除供热改造ꎬ需要通过供热蝶阀将低压缸进汽完全切断ꎮ为确保改造后机组运行安全ꎬ需要通入少量的冷却蒸汽ꎬ用于带走低压转子转动产生的鼓风热量ꎮ新增加的低压缸通流部分冷却蒸汽系统汽源取自中压缸排汽ꎬ接入点为低压缸进汽口(中低压连通管上供热蝶阀后适当位置)[7]ꎮ冷却蒸汽旁路管道规格选取DN400ꎬ冷却蒸汽流量约为20t/hꎬ如图2所示ꎮ854汽㊀轮㊀机㊀技㊀术㊀㊀第61卷图2㊀低压缸冷却蒸汽系统2.3㊀抽真空系统改造方案由于低压缸切除技术是将低压缸处于高真空状态下ꎬ低压缸进汽量很小ꎬ使进入低压缸的蒸汽远远小于传统运行值ꎬ从而使得鼓风影响不危及机组的运行安全[7]ꎮ某热电厂原真空系统连接两台100%水环真空泵ꎮ机组启动时两台真空泵同时运行ꎻ正常运行后ꎬ真空泵运行方式为一运一备ꎮ改造方案为在原真空系统抽汽母管上接入一套凝汽器蒸汽喷射真空系统(含一台小功率水环真空泵)ꎮ改造后的凝汽器蒸汽喷射真空系统主要由蒸汽喷射泵系统㊁换热系统㊁小功率水环真空泵系统㊁阀门系统和控制仪表系统组成ꎬ如图3所示ꎮ图3㊀抽真空系统改造方案为降低凝汽器漏入空气量ꎬ通过凝汽器真空严密性治理ꎬ真空系统严密性小于270Pa/minꎻ增加蒸汽喷射泵ꎬ以提高抽空气能力和提高机组真空ꎮ经安全校核得出末两级叶片的动强度满足设计规范要求ꎮ2.4㊀喷水减温系统改造方案原低压缸喷水减温系统没有流量测点ꎬ喷水减温控制阀门一般为全开㊁全关型ꎬ没有调节阀ꎬ不能有效地对喷水减温流量进行控制㊁调节ꎬ若减温水流量不足ꎬ会造成低压缸缸体温度超限ꎮ为便于调节和监视切除低压缸运行时低压缸喷水减温流量ꎬ将目前管径较小的低压缸喷水管道更换为管径较大的管道ꎬ管径选择89mmꎬ如图4所示ꎮ在低压缸喷水减温系统增加流量测量装置和调节阀ꎬ并纳入DCS控制系统之中ꎮ图4㊀喷水减温系统改造方案3㊀改造后机组性能和调峰能力分析3.1㊀改造后机组性能分析图5给出了低压缸切除供热改造前后ꎬ不同工况下发电功率㊁供热抽汽量㊁发电煤耗等供热特性的对比ꎮ由图5可知ꎬ相同供热负荷下ꎬ机组发电功率降低90MWꎬ相同主蒸汽流量下ꎬ机组抽汽量增加185t/hꎬ相同供热负荷下ꎬ机组发电煤耗降低63g/(kW h)~70g/(kW h)ꎮ图5㊀改造前后机组供热性能对比图6给出了改造前后不同工况下机组调峰能力的对比ꎮ954第6期天㊀罡等:350MW机组低压缸切除供热改造方案及调峰性能分析㊀㊀由图6可知ꎬ与改造前相比ꎬ在保证机组供热负荷不变的情况下ꎬ改造后发电功率下降约90.0MWꎬ机组调峰能力得到大幅度提升ꎮ图6㊀改造前后机组调峰能力对比3.2㊀改造后机组安全性及经济性分析机组实施低压缸切除供热改造后ꎬ经过一个采暖期后ꎬ检查末级叶片情况并进行了着色检查ꎬ改造前后末级叶片外观照片如图7所示ꎮ由图7可以看出ꎬ改造后末级叶片未发现大面积水蚀等情况ꎬ叶片外观完好ꎮ图7㊀改造前后末级叶片情况对比改造后机组以热定电模式运行ꎬ目前该机组锅炉最低稳燃负荷在40%MS左右ꎬ对应的改造后对外供热量为207.6MW(折供热面积约420万m2)ꎮ当外界供热需求在208.0MW以上时ꎬ可对1号机组实施低压缸切除运行方式[7]ꎮ2018年机组实施低压缸切除运行23次ꎬ深度调峰的小时数约617hꎬ深度调峰期间机组负荷率降至38%ꎬ一个采暖期获得调峰收益2360万元ꎮ4㊀结㊀论本文针对东北地区某350MW供热机组研究选择了最佳的灵活性改造技术路线ꎬ提出了低压缸切除改造技术方案ꎬ重点对比分析了改造前后机组供热特性和调峰能力ꎬ并分析了改造后机组的运行安全性以及经济性ꎮ通过研究分析ꎬ结论如下:(1)对比分析多种灵活性改造技术路线的优缺点ꎬ综合考虑供热需求㊁运行安全性以及投资成本等因素ꎬ得出低压缸切除灵活性改造方案是最佳路线ꎮ(2)在保证对外供热负荷不变的条件下ꎬ低压缸切除改造后ꎬ发电功率较改造前下降约90.0MWꎬ机组调峰能力得到大幅度提升ꎮ同时ꎬ在满足供热㊁调峰要求的情况下ꎬ机组发电煤耗降低70g/(kW h)ꎮ(3)实施低压缸切除运行方式后ꎬ机组各项指标良好ꎮ改造后末级叶片未发现大面积水蚀等情况ꎬ叶片外观完好ꎮ2018年度整个采暖期调峰收益2360万元ꎬ经济效益显著ꎮ参考文献[1]㊀王有利.350MW导管抽汽供热机组灵活性改造探索及实践[J].东北电力技术ꎬ2019ꎬ40(2):48-50.[2]㊀孟悦然.火电灵活性改造与技术路线浅析[J].电力系统装备ꎬ2018ꎬ(11):77-79.[3]㊀国家能源局.可再生能源调峰机组有限发电试行办法[EB/OL].2016.http://www.nea.gov.cn/2016-07/22/c_135533225.htm.[4]㊀国家能源局.国家能源局正式启动提升火电灵活性改造示范试点工作[EB/OL].2016.http://www.nea.gov.cn/2016-06/20/c_135451050.htm.[5]㊀国家能源局.国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知[EB/OL].2016.http://zfxxgk.nea.gov.cn/auto84/201607/t20160704_2272.htm.[6]㊀国家能源局.国家能源局综合司关于下达第二批火电灵活性改造试点项目的通知[EB/OL].2016.http://zfxxgk.nea.gov.cn/auto84/201608/t20160805_2285.htm.[7]㊀陈建国ꎬ谢争先ꎬ付怀仁ꎬ等.300MW机组汽轮机低压缸切除技术[J].热力发电ꎬ2018ꎬ47(5):106-110.[8]㊀刘小龙.低压缸零出力改造在火电大机组供热方面的应用[J].电力系统装备ꎬ2018ꎬ(11):146-147.[9]㊀谷伟伟ꎬ张永海ꎬ余小兵ꎬ等.某电厂汽轮机低压缸零出力供热工况低压末级叶片动强度分析[J].热力发电ꎬ2018ꎬ47(5):63-70.(上接第407页)[6]㊀MontelpareSꎬRicciR.Anexperimentalmethodforevaluatingtheheattransfercoefficientofliquid-cooledshortpinfinsusinginfra 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350 MW供热机组低压缸切除改造灵活性提升分析

350 MW供热机组低压缸切除改造灵活性提升分析

350 MW供热机组低压缸切除改造灵活性提升分析张猛;刘鑫屏【摘要】为解决电网所面临大规模新能源电力消纳的问题,需要对供热机组进行灵活性改造.在众多改造方式中,低压缸切除技术具有经济效益高、成本低、可行性高等诸多优势.对于供热机组在低压缸切除方式下的运行,通过利用变工况热力计算的方法来对机组灵活性的提升进行定量的分析与计算.以某350MW供热机组为例,对该机组进行热力计算,在不改变额定供热抽汽的前提下,通过与其他工况下功率对比,分析该技术对供热机组灵活性的提升.结果表明,低压缸切除改造能使该机组负荷率降低至45%以下,满足现有的国家调峰政策要求,可以为供热机组低压缸切除改造提供有益的支撑.【期刊名称】《华北电力大学学报(自然科学版)》【年(卷),期】2019(046)003【总页数】7页(P73-79)【关键词】供热机组;低压缸切除;热力计算;灵活性提升【作者】张猛;刘鑫屏【作者单位】华北电力大学控制与计算机工程学院,河北保定071003;华北电力大学控制与计算机工程学院,河北保定071003【正文语种】中文【中图分类】TM6210 引言近年来,我国新能源发展迅猛,尤其是风、光资源比较丰富的“三北”地区,局部地区新能源装机占比过高,导致电网面临大规模新能源电力消纳问题,弃风限电现象日益突出。

“三北”地区的火电机组大部分是供热机组,供热机组受“以热定电”方式约束,同时供热期与风电大发期重叠,致使风电消纳矛盾日益突出。

随着区域电网调峰调频形势严峻,供热机组参与电网调峰调频是大势所趋[1-4]。

目前,大部分供热机组采用中压缸排汽供热,受到汽轮机低压缸最小冷却流量的限制[5]。

因此,为提高机组灵活性,需要对供热机组进行灵活性改造。

供热机组灵活性的提升主要依靠热电解耦,热电解耦技术的研究,对提高供热机组的灵活性、增强供热机组参与调频调峰的能力具有重要的积极意义[6-9]。

针对供热机组热电解耦提出的主要技术有:电锅炉技术、主蒸汽减温减压供热、配置蓄热罐、低压缸切除等。

西门子汽轮机抽汽供热改造探讨 卢利军

西门子汽轮机抽汽供热改造探讨 卢利军

西门子汽轮机抽汽供热改造探讨卢利军摘要:某发电公司在供热改造实施过程中,结合供热市场、机组配置、机组经济性等做了完善的可行性研究,选定对西门子350MW汽轮机实施连通管打孔抽汽供热改造方案。

本文重点对该公司西门子350MW汽轮机最大抽汽量核算、机组安全性评定、机组重要参数变量等进行深入探讨;结合施工过程中的现场设计、工程经验,提出改造设计要点和施工中的注意事项。

通过此文,向同类型机组供热改造项目提供工程案例借鉴,并能够充分认识西门子350MW汽轮机的抽汽潜力、安全性评定要素、机组参数变量等,为国内同行提供参考素材。

关键词:汽轮机;抽汽量;供热;排汽温度;改造0引言按照国家可持续发展战略、十三五节能减排规划和节能降耗相关政策要求,某发电公司积极调研机组改造路线,在与周边市、县政府接洽后,掌握到周边地区供热需求大,该公司供热改造市场前景光明。

邀请专业机构对该公司供热市场、机组配置、机组经济性等做了完善的可行性研究,选定对西门子350MW汽轮机实施连通管打孔抽汽供热改造方案。

由于国内西门子350MW汽轮机抽汽供热改造工程案例少,可借鉴经验不够先进,该公司对西门子350MW汽轮机抽汽供热改造可行性进行了深入研究,在机组极限抽汽量、安全性要素、重要参数变量等方面取得了突破,为工程顺利实施提供了强有力的理论支撑。

在工程设计中,充分挖掘机组抽汽潜力,最大抽汽量设计500t/h,成为国内同类型机组中抽汽能力最大、热效率最高、性价比最高的机组。

1简介某发电公司位于山西省阳城县内,总装机容量3300MW,一期安装6台350MW机组,汽轮机为西门子公司生产的亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、凝汽式汽轮机;二期安装2台600MW机组,汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、间接空冷、凝汽式汽轮机。

该公司供热改造可行性研究报告中指出,周边市、县区域近几年供热需求近3800万m2,供热负荷约2200MW。

350MW机组超高压供热系统改造与控制方案

350MW机组超高压供热系统改造与控制方案

㊀第33卷第1期2019年1月P OW E R㊀E Q U I P M E N TV o l .33,N o .1J a n .2019㊀收稿日期:2018G02G22;㊀修回日期:2018G07G02作者简介:戴建刚(1970 ),男,工程师,主要从事火力电厂热控控制设备管理工作.E Gm a i l :d a i j g @j l e pc .c o m.c n 350MW 机组超高压供热系统改造与控制方案戴建刚(江苏利电能源集团,江苏江阴214444)摘㊀要:对某电厂350MW 机组的超高压供热系统进行改造,介绍了改造的热力系统㊁控制方案,以及增加供热量后的机组凝汽器补水系统,改造增加了电厂对外供热量,提高了用户蒸汽参数的稳定性,为同类型机组供热改造提供借鉴.关键词:超高压;节能减排;供热改造;热工控制;热电联产中图分类号:TM 621㊀㊀㊀文献标志码:A㊀㊀㊀文章编号:1671G086X (2019)01G0047G04R e t r o f i t a n dC o n t r o l o f a nU l t r a Gh i ghP r e s s u r e H e a t i n g S ys t e mi na 350MW U n i t D a i J i a n g a n g(J i a n g s uL i d i a nE n e r g y G r o u p ,J i a n g y i n214444,J i a n gs uP r o v i n c e ,C h i n a )A b s t r a c t :A n i n t r o d u c t i o n i s p r e s e n t e d t o t h e r e t r o f i t o na nu l t r a Gh i g h p r e s s u r eh e a t i n g s ys t e mo f a 350MW u n i t ,w i t hf o c u s o n t h e t h e r m a l p a r a m e t e r s ,t h e c o n t r o l s c h e m e a n d t h e f e e d w a t e r s ys t e mf o r t h eu n i t c o n d e n s e r r e q u i r e db y t h e i n c r e a s e o f h e a t s u p p l y .A f t e r r e t r o f i t ,t h e h e a t i n g c a p a c i t y o f t h e p o w e r p l a n t t o o u t s i d e c u s t o m e r si s p r o m o t e d ,t h es t e a m p a r a m e t e r sa r es t a b i l i z e d .T h i s m a y se r v ea sar ef e r e n c ef o r r e t r o f i t o f h e a t i ng s ys t e m s o f s i m i l a r u n i t s .K e y w o r d s :u l t r a Gh i g h p r e s s u r e ;e n e r g y s a v i n g a n d e m i s s i o n r e d u c t i o n ;r e t r o f i to f h e a t i n g s ys t e m ;t h e r m a l c o n t r o l ;h e a t a n d p o w e r c o ge n e r a t i o n ㊀㊀近年来,随着国家节能减排计划的实施和环保要求的提高,某电厂周围化工企业的自备小电厂逐步关停,化工厂及其他热用户的供热改为由电厂大机组提供[1],供热量的增加导致该电厂原有的5~8号机组超高压供热系统已不能满足供热量要求.为此利用停机检修的机会,对1~4号机组分别进行超高压供热设备改造,扩大全厂对外供热能力.笔者介绍了超高压供热系统的改造方案和控制策略,紧急情况下采取供热跳闸保护㊁增加配套的凝汽器补水㊁供热中心协调控制各台机组供热流量,以保证发电和供热设备的安全运行.1㊀改造方案㊀㊀该电厂1~4号机组共4台350MW 燃煤发电机组,在20世纪90年代相继建成投产.1号㊁2号机组是意大利A n s a l d o 制造的T C D F G33.5一次中间再热㊁单轴双排汽㊁冲动凝汽式汽轮机;3号㊁4号机组是美国西屋公司制造的T C 2F G38 6型亚临界㊁一次中间再热㊁单轴双排汽㊁凝汽式汽轮机,2016年经过中排通流部分改造,改为抽凝式汽轮机.超高压供热系统改造是将1~4号机组主蒸汽(简称主汽)管道割开,加装一个异径三通阀,接出O D 351X 18G12C r 1M o V 合金钢蒸汽管道到减温减压器,管道上依次布置有电动隔绝阀(有小旁路阀)㊁气动逆止阀㊁液压快关阀㊁液动压力调节阀(有小旁路阀),减温水从8号高压加热器(简称高加)出口管道引出,经过电动隔绝阀和气动压力调节阀汇成超高压减温水母管,各机组再分别从母管引出减温水经过温度调节阀到减温减压器,减温减压后的蒸汽经过电动隔绝阀汇入超高压蒸汽母管(蒸汽参数为9 5M P a㊁360ħ).单台机组供热能力为300t /h .减温减压器后安装双通道压力㊁流量测点和三通道温度第33卷测点.蒸汽管路和减温水管路分别安装长径喷嘴,测量蒸汽和减温水流量.单台机组超高压供热热力系统见图1.进汽电动隔绝阀的小旁路阀用于启动时暖管,液动压力调节阀的小旁路阀打开后可以使管路处于小流量热备用.图1㊀单台机组超高压供热系统图2㊀控制方案2.1机组供热跳闸处理㊀㊀机组发生汽轮机跳闸或锅炉M F T(主燃料跳闸)时触发供热跳闸(机组因故跳闸或停机时,为防止母管蒸汽倒流引起汽轮机超速,设计汽轮机跳闸或锅炉M F T后迅速停运供热设备).机组主汽至超高压供热减温减压器后汽温大于420ħ(三取二),延时5m i n后触发供热跳闸,设计此逻辑是为了防止减温减压器后碳钢管道超温造成爆裂.机组主汽至超高压供热减温减压器后汽温低于280ħ(三取二),延时5s后触发供热跳闸,设计此逻辑是为了防止设备故障后低温蒸汽进入供汽母管造成管道损坏.主汽至超高压供热减温减压后电动隔绝阀离开开位置到关位置后触发供热跳闸.2.2机组具备供热条件判断㊀㊀机组主汽压力>11 5M P a㊁主汽温度>420ħ且无汽轮机跳闸或M F T信号后,认为机组具备对外供热能力,允许投运超高压供热设备.2.3主汽至超高压供热电动隔绝阀控制㊀㊀主汽至超高压供热电动隔绝阀只有手动开,无自动开联锁;可手动关,也有自动关联锁.自动关联锁条件为机组供热跳闸,或者主汽至超高压供热液动快关阀离开开位置,并且到关位置时触发10s脉冲联关该阀.2.4主汽至超高压供热液动快关阀控制㊀㊀主汽至超高压供热液动快关阀只能手动打开,打开的允许条件是机组必须具备供热条件并且无机组供热跳闸;可手动关也有自动紧急关联锁,自动紧急关联锁条件为机组供热跳闸.2.5主汽至超高压供热气动逆止阀控制㊀㊀主汽至超高压供热气动逆止阀只能手动打开,打开的允许条件为机组具备供热条件;可手动关也有自动紧急关联锁,自动紧急关联锁条件为机组供热跳闸.2.6主汽至超高压供热减温减压器减压阀控制2.6.1闭环控制主汽至超高压供热减温减压器减压阀设有运行方式选择站,运行人员可以通过运行方式选择站选择该调节阀以压力调整方式或流量调整方式运行(见图2).以压力调整方式运行时,运行人员通过控制站设定压力定值,即超高压蒸汽减压阀后压力运行定值,经控制站运算后输出控制值,开大或关小压力调节阀,使阀后压力(双测量,采用备用选择)运行在设定值.调节阀输出指令还受到最大流量控制指令的限制.运行人员可以进入供热画面上最大流量㊁最小流量设定站,人工设定调节阀最大供汽流量值,取人工设定值和负荷函数值两者的较小值.当1号㊁2号机组汽轮机进汽质量流量大于1126t/h(最大连续负荷),3号㊁4号汽轮机进汽质量流量大于1180t/h(阀门全开负荷)时,超高压供热调节阀开度禁止增加.图2㊀主汽至超高压供热减温减压器减压阀控制原理㊀㊀同样该阀也可以由运行人员选择流量调整方式,控制蒸汽输出流量.当阀后压力为10 5M P a时,控制站发出报警的同时切手动,由运行人员根据机组情况手动调整,然后再选择合适的运行方式投自动运行.主汽至超高压供热减温减压器减压阀有本机(L o c a l)和远方(R e m o t e)两种方式.仅在流量自动方式时可以切到远方,即供热中心控制方式,此方式下调节阀的流量设定值由远方供热中心给出.84第1期戴建刚:350MW 机组超高压供热系统改造与控制方案2.6.2开环控制使压力阀控制站输出指令强切为0并且切手动的条件为:机组供热跳闸;主汽至超高压供热减温减压器蒸汽管路不通信号;机组不具备供热条件.主汽至超高压供热减温减压器减压阀控制站强切手动的保护条件为:调节阀的指令和反馈的偏差大于10%;调节阀反馈坏质量;控制站输出指令有强切为0的信号;压力控制方式下压力测量设备故障;流量控制方式下流量测量设备故障.2.7母管减温水至减温减压器温度调整阀控制2.7.1闭环控制运行人员通过操作站设定减温减压器后蒸汽温度,控制站根据设定和实际汽温(三取中)的偏差值进行运算,发出开大或关小调节阀指令,使减温减压器后蒸汽温度运行在设定值.2.7.2开环控制发生机组供热跳闸或者供热压力调节阀输出指令小于2%时,温度调节阀控制站输出指令强切为0并且控制站切手动.温度调节阀控制站切手动的保护条件为:调节阀的指令和反馈的偏差大于10%;调节阀的位置反馈坏质量;调节阀控制站输出指令强切为0的信号;温度测量设备故障.2.8供热中心分散控制系统控制㊀㊀1~4号机组的超高压压力调节阀供出蒸汽汇成超高压母管,为了协调机组间的供热负荷,保证母管和用户侧蒸汽压力㊁温度的稳定,改造时电厂加装了供热中心分散控制系统(D C S ).在机组D C S 和供热中心D C S 之间敷设光缆,通过光缆通信实现指令和控制量等数据传输.由供热中心D C S 控制用户侧参数并控制各台机组的供热指令.供热中心控制原理见图3.图3㊀供热中心控制原理图㊀㊀该系统为串联调节,主调节器的输入为超高压母管压力及其设定值,副调节器调节总超高压供热流量,调节器输出通过平衡器运算出各台机组的供热流量指令.运行人员还可以通过改变偏置调整机组间超高压供热量的大小.供热中心D C S 投运后,用户侧流量作为控制量之一,供热中心把流量指令分配到各台机组,各机组协调动作,单台机组供热设备故障退出时,其他机组设备会迅速动作,能保证用户侧蒸汽参数的稳定.3㊀调试中的问题及解决方案3.1温度控制㊀㊀调试过程中,遇到用户用汽量突然变化导致压力调节阀开度变化较大,阀后温度波动较大,有时会引起调节阀振荡.解决方案为将压力调节阀指令作为温度调节阀指令的前馈,将调节器P I D 参数设计成随调节阀开度变化的变参数,调节阀开度小时比例作用弱,调节阀开度大时比例作用加强,使温度调节能迅速响应,温度控制精度提高.3.2锅炉汽包水位调节㊀㊀超高压供热的减温水从8号高加出口管道引出,汇成母管,1号㊁2号机组给水引出处在给水流量测点下游,所以1号㊁2号机组给水到减温水母管流量大时,会影响其汽包水位调节,在汽包水位三冲量调节中,进汽包的给水流量应该是原给水流量减去给水到供热减温水母管的分流量.3号㊁4号机组主汽流量是根据汽轮机调节级压力和温度计算得出,超高压供热改造后,锅炉产生的主汽在进入汽轮机前分流一部分出去对外供热,所以在汽包水位三冲量调节中,主汽流量应该在汽轮机入口流量基础上加上超高压供热流量.3.3机组凝器补水㊀㊀电厂对工业用户供热都是开式供热,即工质不回收,因此必须对凝汽器相应地进行补水[2].凝汽器补水主要受以下因素影响:(1)凝汽器水位过高或过低.水位过高,会降低凝汽器冷却面积,影响真空效果;水位过低,会使凝结水泵发生汽蚀.(2)凝结水含氧量.凝汽器凝结水含氧量过高,会加速凝结水管道及设备的腐蚀.机组没有供热时,凝汽器补水是通过凝汽器真空补水小阀和补水大阀利用凝汽器真空从储94第33卷水箱补水到凝汽器.随着机组超高压供热的投运,真空补水已不能满足凝汽器补水量,需要启动注水泵向凝汽器补水.为适应此运行工况,修改了凝汽器补水逻辑:当凝汽器水位低于450m m(正常设定值为500m m)时联启注水泵,机组凝汽器补水小阀指令小于60%时自动停运注水泵.注水泵启动时为防止补水量过大将凝汽器补水大阀短时关小到30%(5s脉冲).利用注水泵补水存在不节能和补水泵频繁启停不利于设备安全等弊端.为此,对凝汽器补水系统进行了改造:从除盐水补水母管引一路除盐水至凝汽器喉部喷淋,在凝汽器内增设一套雾化喷淋装置,雾化喷淋装置共50个喷头,每个喷头的质量流量为3t/h,采用接触换热方式冷却排汽.当补水打入凝汽器喉部后,经过雾化,强化了排汽的冷却效果.这样既回收了部分冷源损失,又提高了真空度,降低了凝结水溶氧.新增加的这路除盐水直补补水质量流量可达180~200t/h.除盐水直补管路上增加调节阀,和原有的凝汽器真空补水大小阀共两路补水,这样既节约了能源,又提高了凝汽器补水系统的安全性.4㊀结语㊀㊀供热设备的增加改变了原机组发电设备的布置,在提供稳定的蒸汽给用户的同时,还要考虑电厂本身发电设备以及供热设备的安全可靠运行,为此设计合理的供热系统和控制逻辑是十分必要的.在大流量供热以及多台机组共同供热的情况下,为防止单台机组跳闸或单台供热设备强制退出造成供热蒸汽参数大幅度波动,有必要设置供热中心D C S,由其统一协调,平稳控制多台机组供热设备.参考文献:[1]刘网扣,崔琦,范雪飞.300MW机组再热器热段抽汽供热改造[J].发电设备,2018,32(1):61G64.[2]许锐锋,赵俊英,张东海.600MW机组供热改造系统的设计与控制[J].中国电力,2015,48(7):72G75.05。

350MW超临界抽凝式热电联产机组低压缸零出力改造及运行

350MW超临界抽凝式热电联产机组低压缸零出力改造及运行

350MW超临界抽凝式热电联产机组低压缸零出力改造及运行发布时间:2021-11-09T08:19:57.781Z 来源:《中国电业》(发电)》2021年第14期作者:国峰冯宗田娄汉强[导读] 实施新旧动能转换,深化节能减排,创新发展,电力企业需要担负起自身的社会责任,热电联产是电力行业节能减排的重要途径之一,热电联产主要以抽汽供热为主,供热机组热-电耦合特性、“以热定电”运行方式及低压缸冷却蒸汽流量限值影响等因素影响,致使火电机组深度调峰能力不足,灵活性大打折扣,低压缸零出力供热技术是解决这一问题的途径之一,可以大幅提高机组的供热能力、电调峰能力和供热经济性。

国家能源泰安热电有限公司山东泰安 271000摘要:实施新旧动能转换,深化节能减排,创新发展,电力企业需要担负起自身的社会责任,热电联产是电力行业节能减排的重要途径之一,热电联产主要以抽汽供热为主,供热机组热-电耦合特性、“以热定电”运行方式及低压缸冷却蒸汽流量限值影响等因素影响,致使火电机组深度调峰能力不足,灵活性大打折扣,低压缸零出力供热技术是解决这一问题的途径之一,可以大幅提高机组的供热能力、电调峰能力和供热经济性。

关键词:热电联产;低压缸零出力改造;运行一、前言汽轮机是热电厂生产运行的重要设备之一,也是热电厂控制能源的主要设备,在我国电力行业发展过程中经过专家、技术人员的不断研究和探索,结合国家对节能降耗的号召,在汽轮机节能降耗方面已经有了一定的成果,抽汽供热大大提高企业综合能源利用效率和经济利益,“以热定电”运行方式致使火电机组深度调峰能力不足,灵活性大打折扣,低压缸零出力供热大幅提高机组的供热能力、电调峰能力和供热经济性。

低压缸零出力供热技术在低压缸高真空运行条件下,切除低压缸原进汽管道进汽,通过新增旁路管道通入少量的冷却蒸汽,实现低压缸近零出力运行,从而大幅降低低压缸冷却蒸汽消耗,减少机组冷源损失,大幅提高机组的供热能力、电调峰能力和供热经济性。

350 MW超临界CFB机组切缸改造灵活性运行探索

350 MW超临界CFB机组切缸改造灵活性运行探索

㊀第26卷第3期洁净煤技术Vol 26㊀No 3㊀㊀2020年5月CleanCoalTechnologyMay㊀2020㊀350MW超临界CFB机组切缸改造灵活性运行探索贾晓涛1ꎬ朱莎弘2ꎬ王㊀珂1ꎬ王鹏程1ꎬ张㊀缦2ꎬ杨海瑞2(1.山西河坡发电有限责任公司ꎬ山西㊀阳泉㊀045000ꎻ2.清华大学能源与动力工程系电力系统及发电设备控制和仿真国家重点实验室ꎬ北京㊀100084)摘㊀要:近年来ꎬ新能源的发展对于火电机组的灵活性运行提出了更高要求ꎬ因此深入研究热电机组深度调峰运行方式㊁解决热电机组深度调峰面临的技术难题迫在眉睫ꎮ循环流化床锅炉能够实现低负荷稳燃ꎬ具有深度调峰的天然优势ꎮ基于蒸汽流程改造的灵活性切缸改造技术由于投资小㊁改造工期短㊁供热经济性好等特点ꎬ是解决供热机组深度调峰问题㊁实现热电解耦的高效途径ꎮ根据某350MMe超临界循环流化床热电联产机组的实践经验ꎬ对循环流化床机组灵活性切缸改造中出现的运行问题进行分析并提出相应解决措施ꎮ采用宽幅控制躲避颤振技术ꎬ安装在线监视颤振设备ꎬ使用五段抽汽向六段抽汽补汽的技术ꎮ通过技术改造ꎬ解决了切缸工况下低压缸鼓风㊁叶片水蚀和颤振㊁汽轮机本体安全运行㊁空冷防冻㊁空预器低温腐蚀㊁燃料系统波动以及联锁保护适配性等关键问题ꎮ改造后与常规切缸改造相比ꎬ宽幅切缸控制更加灵活㊁平缓ꎬ消除了以往快速切缸技术的某些危害ꎮ对循环流化床锅炉配套系统的改造ꎬ为其燃料灵活性更高的特点提供保障ꎮ基于循环流化床锅炉的低负荷稳燃特点ꎬ机组低压切缸改造后安全运行ꎬ达到NOx超低排放标准ꎬ不但实现了热电解耦ꎬ负荷调节范围由60%~94%拓宽为30%~94%ꎬ供热能力提高了50%ꎬ而且达到了供热期节能降耗的目的ꎮ改造前后热电比大幅增长ꎬ在低负荷下尤为明显ꎬ提高了资源利用率和机组经济性ꎮ在40%负荷工况下ꎬ热电比由0.97提高至2.11ꎬ发电煤耗降低了70.49g/kWhꎮ本改造在切缸运行过程中解决多项技术难题和实现了多项技术突破ꎬ积累了运行经验ꎬ为 挖掘火电机组调峰潜力ꎬ提升我国火电运行灵活性ꎬ提高新能源消纳能力 做出了贡献ꎮ关键词:循环流化床ꎻ灵活性切缸ꎻ热电解耦ꎻ深度调峰ꎻ热经济性中图分类号:TK229.6㊀㊀㊀文献标志码:A㊀㊀㊀文章编号:1006-6772(2020)03-0132-07移动阅读收稿日期:2020-04-09ꎻ责任编辑:张晓宁㊀㊀DOI:10.13226/j.issn.1006-6772.CFB20040901基金项目:国家重点研发计划资助项目(2016YFB0600203)作者简介:贾晓涛(1973 )ꎬ男ꎬ山西昔阳人ꎬ高级工程师ꎬ从事大型汽轮机运行技术研究ꎮE-mail:137****0503@163.comꎮ通讯作者:杨海瑞(1972 )ꎬ男ꎬ教授ꎬ主要研究方向为循环流化床ꎮE-mail:yhr@mail.tsinghua.edu.cn引用格式:贾晓涛ꎬ朱莎弘ꎬ王珂ꎬ等.350MW超临界CFB机组切缸改造灵活性运行探索[J].洁净煤技术ꎬ2020ꎬ26(3):132-138.JIAXiaotaoꎬZHUShahongꎬWANGKeꎬetal.Explorationontheflexibleoperationof350MWsupercriticalCFBunitaf ̄tercylindercutting[J].CleanCoalTechnologyꎬ2020ꎬ26(3):132-138.Explorationontheflexibleoperationof350MWsupercriticalCFBunitaftercylindercuttingJIAXiaotao1ꎬZHUShahong2ꎬWANGKe1ꎬWANGPengcheng1ꎬZHANGMan2ꎬYANGHairui2(1.ShanxiHepoPowerPlantCo.ꎬLtd.ꎬYangquan㊀045000ꎬChinaꎻ2.StateKeyLaboratoryofPowerSystemsꎬDepartmentofEnergyandPowerEngineeringꎬTsinghuaUniversityꎬBeijing㊀100084ꎬChina)Abstract:Inrecentyearsꎬthedevelopmentofnewenergyhasputforwardhigherrequirementsfortheflexibleoperationofthermalpoweru ̄nits.Thereforeꎬitisimminenttothoroughlystudytheoperationmodeofthedeeppeakshavingofthethermalpowerunitandsolvethere ̄latedtechnicalproblems.CFBboilercanrealizestablecombustionatlowloadandhasthenaturaladvantageofdeeppeakregulation.Duetothecharacteristicsofsmallinvestmentꎬshortmodificationperiodandgoodthermoeconomyꎬtheflexiblelowpressure(LP)cylindercut ̄tingtechnologybasedonsteamprocessreconstructionisanefficientwaytoachievedeeppeakshavingofcogenerationunitsandrealizethermoelectricdecoupling.Basedonthepracticalexperienceofa350MWesupercriticalCFBboilercogenerationunitꎬthefollow-upoper ̄atingproblemsofLPcylindercuttingtechnologyinCFBboilerunitwereanalyzedandthecorrespondingsolutionswereproposed.During231贾晓涛等:350MW超临界CFB机组切缸改造灵活性运行探索2020年第3期reconstructionꎬthewide-rangecontroltechnologytoavoidflutterwasusedforthefirsttimeinChina.Theonlinemonitoringflutterequip ̄mentwasdevelopedandinstalledforthefirsttimeinthesametypeofdomesticunits.Alsoꎬthetechnologyofextractingfive-stageextrac ̄tionsteamtosix-stageextractionsteamwasusedforthefirsttime.Throughtechnicaltransformationꎬthekeyfollow-upproblemslikelowpressurecylinderblastundertheconditionofcylindercuttingꎬbladeerosionandflutterꎬsafeoperationoftheturbineꎬaircooledantifreezeꎬlowtemperaturecorrosionofairpreheaterꎬfuelsystemfluctuationandinterlockprotectionfitmentweresolvedbyaseriesoftechnologies.ComparedwiththeconventionalLPcylindercuttingreconstructionꎬthewide-rangecylindercuttingcontroltechnologyadoptedismoreflexibleandsmootherꎬwhicheliminatessomehazardsofthepreviousrapidcylindercuttingtechnology.AmongthemꎬthereconstructionofthesupportingsystemofCFBboilerprovidesguaranteeforitshighfuelflexibility.BasedonthelowloadstablecombustioncharacteristicsofCFBboilerꎬtheunitoperatessafelyafterthelowpressurecylindercut-offtransformationandreachestheNOxultra-lowemissionstand ̄ard.Notonlyisthethermoelectricdecouplingachievedꎬtheloadregulationrangeiswidenedfrom60%-94%to30%-94%ꎬandtheheat ̄ingcapacityisincreasedby50%ꎬbutalsothepurposeofenergysavingandconsumptionreductioninheatingperiodisachievedandthetheratioofdistrictheatingandelectricitygenerationisenhancedespeciallyunderlowloadꎬwhichimprovestheresourceutilizationandunitthermaleconomy.Under40%loadconditionsꎬthetheratioofdistrictheatingandelectricitygenerationincreasesfrom0.97to2.11andthecoalconsumptioningenerationisreducedby70.49g/kWh.AboveallꎬthenewflexibleLPcuttingreconstructiontechnologypro ̄posedinthispaperhassolvedaseriesoftechnicalproblemsꎬachievedanumberoftechnologicalbreakthroughsꎬaccumulatedoperatingex ̄perienceandmadecontributionstotappingthegreatpotentialofthepeakshavingofthecogenerationunitꎬimprovingtheoperationalflexi ̄bilityofthermalpowerinChinaandthecapacityofthenewenergyconsumption.Keywords:circulatingfluidizedbed(CFB)boilerꎻflexiblecylindercuttingꎻthermoelectricdecouplingꎻdeeppeakshavingꎻthermoeconomy㊀0㊀引㊀㊀言近年来ꎬ我国风电㊁光伏㊁水电等新能源电力装机容量持续快速增长ꎬ2018年累计装机容量首次超过火电ꎬ同比增长22%ꎬ占全国发电总装机的20%[1]ꎮ新能源在提供大量清洁电力的同时ꎬ也给电网的安全运行和电力供应保障带来巨大挑战ꎮ尤其是低谷负荷时ꎬ电网调节能力差是阻碍新能源消纳的最大瓶颈ꎬ导致部分地区出现较严重的弃风㊁弃光和弃水问题ꎮ因此ꎬ火电机组保障供热能力的同时ꎬ需要最大程度提高机组的宽幅调峰能力ꎬ挖掘火电机组调峰潜力ꎬ提升火电运行灵活性ꎬ提高新能源消纳能力ꎮ常规火电机组受低负荷稳定燃烧㊁干湿态转换等问题和供热机组 以热定电 运行方式等因素影响ꎬ我国火电机组深度调峰能力不足ꎬ与国外机组存在较大差距[2-5]ꎮ热电机组受汽轮机低压缸最小冷却蒸汽流量的限制ꎬ实现深度调峰难度较大ꎮ因此深入研究热电机组深度调峰运行方式㊁解决热电机组深度调峰面临的技术难题迫在眉睫[6-8]ꎮ蒸汽流程的灵活性改造是解决热电解耦的重要方法之一ꎮ基于蒸汽流程的灵活性改造路线主要有:光轴改造技术㊁主再热辅助供热系统㊁低压缸切缸运行技术等[9]ꎮ低压缸光轴改造技术汽轮机本体低压缸转子更换为光轴ꎬ同时对轴瓦进行更换ꎮ该改造方案抽汽供热能力显著提高ꎬ但深度调峰能力差㊁投资较高㊁检修维护工作量大ꎬ机组采用以热定电或以电定热的运行方式ꎬ机组运行灵活性差ꎮ主㊁再热辅助供热系统是利用机组主㊁再热蒸汽减温减压后供热的一种技术ꎬ在满足机组供热能力的同时ꎬ减小机组出力ꎬ起到热电解耦的作用ꎮ这种改造方式易造成再热器超温ꎬ影响主机安全稳定运行ꎬ且实际运行经济性较差ꎬ仅宜作为补充供热手段ꎮ切缸/低背压运行改造技术适用于供热需求较大的供暖机组ꎬ机组供热状态下ꎬ通过切除汽轮机的低压缸绝大部分进汽ꎬ使低压缸在高真空条件下运行ꎬ抽汽供热量增加ꎬ提高了机组的深度调峰能力和供热能力ꎮ灵活性切缸的运行控制特点是根据机组冷端运行条件ꎬ控制低压缸进汽量大于或等于低压缸最小冷却流量ꎮ机组运行过程中根据供热量不同ꎬ采用切缸或正常抽汽运行方式ꎮ通过合理控制低压缸的最小冷却流量ꎬ在保证机组安全运行的前提下达到深度调峰的目的ꎮ与其他改造方式相比ꎬ切缸/低背压运行改造技术ꎬ投资小ꎬ改造工期短ꎬ供热经济性好ꎬ可同时提高机组深度调峰能力和供热能力ꎮ陈建国[12]㊁廖高良[13]等分别对300㊁350MW煤粉炉机组进行低压缸零出力改造技术研究ꎬ切缸改造后最低运行负荷均为40%额定负荷ꎮ与传统的煤粉炉机组相比ꎬ循环流化床锅炉具有低负荷下稳定燃烧特点ꎬ有较好的调峰潜力[10-11]ꎬ但目前缺乏针对循环流化床机组的灵活性切缸研究ꎮ国家能源局陆续出台的关于火电灵活性改造方面的政策ꎬ预期将使热电机组最小出力达40%~50%额定容量ꎬ循环流化床锅炉机组的天然低负荷稳燃优势ꎬ有望通过灵3312020年第3期洁净煤技术第26卷活性改造使热电机组的最小出力低于40%额定容量ꎮ因此本文基于350MW超临界循环流化床热电联产机组ꎬ深入分析灵活性切缸改造技术的关键问题以及改造效果ꎬ进一步挖掘循环流化床机组的深度调峰能力ꎮ1㊀低压缸切缸技术难点及解决思路某燃煤供热电厂配置350MW超临界循环流化床锅炉机组㊁一次中间再热㊁单轴㊁双缸双排汽㊁间接空冷㊁一级调整抽汽㊁凝汽式汽轮机ꎮ循环流化床变压运行直流炉ꎬ单炉膛㊁半露天M型布置ꎮ该机组采用常规抽汽供热方式ꎬ常规背压下存在最小冷却流量及供热蝶阀通流能力大㊁蝶阀本身抽汽量控制调节性能差㊁低压缸进汽流量计算及监测手段不足等问题ꎬ无法满足机组深度调峰要求ꎮ低压缸切缸技术是在不改动低压缸本体的前提下ꎬ增加低压缸进汽旁路ꎬ实现低压缸维持较低的进汽流量ꎬ维持较低背压运行ꎬ最大程度利用抽汽进行供热ꎬ具备较强的低负荷调峰能力同时提升部分供热能力ꎮ但低压缸切缸技术改造的同时易引发汽轮机鼓风水蚀㊁颤振ꎬ间冷系统防冻ꎬ空预器低温腐蚀ꎬ燃料系统不稳定运行以及低负荷NOx超标等问题ꎮ因此ꎬ在低压缸切缸技术改造时需要重点考虑锅炉㊁汽机以及辅机的安全运行ꎬ并对切缸过程中面临的关键问题进行分析ꎬ提出相应的解决思路ꎮ1 1㊀低压缸安全性运行1 1 1㊀蒸汽小容积流量工况下低压缸的鼓风问题切除低压缸运行时ꎬ进入鼓风工况ꎬ鼓风工况下级的有效焓降和相对内效率均为0ꎬ低压缸和叶片在鼓风状态下温度升高ꎬ金属膨胀变形ꎬ易造成动静间隙变化发生动静碰摩ꎮ为降低末级排汽温度ꎬ通常设置排汽喷水装置降温ꎬ该电厂1号机组原有一组低压缸喷水装置ꎬ在改造中增加一路低流量高效喷雾降温装置ꎬ且在末级叶片㊁次末级叶片㊁次次末级叶片顶部增加了12个测温点ꎬ在切缸运行过程中随时监视叶片和低压缸温度ꎬ杜绝超温现象ꎮ1 1 2㊀低压缸叶片水蚀问题切除低压缸运行ꎬ进入鼓风工况时ꎬ为降低排汽温度和低压缸温度ꎬ通常使用喷水装置ꎮ此时末叶根部以负反动度工作ꎬ用来降温的喷水通过末叶根部倒吸入动叶ꎬ这种现象会对末级叶片造成侵蚀ꎮ该电厂1号机组增加的喷水装置ꎬ考虑到防止叶片水蚀ꎬ使用雾化效果较好的喷头ꎬ一定程度上减少或避免喷水吸入叶片ꎮ1 1 3㊀低压缸叶片颤振问题切缸工况面临最大的问题是叶片颤振ꎬ在低压缸小容积流量情况下叶片常在负冲角下运行ꎬ冲角变化引起叶型内弧及背弧压力场分布趋向不均ꎬ内弧产生扩压段ꎬ引起脱流ꎬ蒸汽涡流引发不规律的气流激振ꎮ这些因素均易诱发颤振ꎬ在某些特定工况下出现应力突增现象ꎬ极易造成低压缸末级和次末级叶片动应力过大而损坏ꎮ采用宽幅控制躲避颤振技术ꎬ这是该技术在国内首次使用ꎮ在维持以往运行背压条件下ꎬ若直接大幅降低低压缸进汽流量ꎬ会进一步加剧末级㊁次末叶片的鼓风状态ꎬ使两级叶片出口温度大幅增加ꎬ动应力增大ꎬ直接影响末级㊁次末级的安全运行ꎮ而采用对低压缸喷水减温措施ꎬ仅起到降低低压外缸温度作用ꎬ无法有效解决通流部分的安全性问题ꎮ该电厂1号机组改造设置通流量较大的旁路冷却系统容量ꎬ配合机组背压调整ꎬ合理控制蒸汽容积流量ꎬ实现低压缸切缸后宽幅调整ꎬ以合理避开末叶颤振区ꎮ不同背压和冷却流量下ꎬ蒸汽流速变化较大ꎮ低背压运行时ꎬ相对容积流量提高ꎬ末级出口流速增大ꎬ工作区域在应力线驼峰右侧ꎬ为较理想运行区域ꎬ投切缸时无需跨越应力高危区ꎬ如图1所示ꎮ宽幅切缸控制更加灵活㊁平缓ꎬ消除了快速切缸技术的危害:实现100t蒸汽降至20t蒸汽过程的平稳控制ꎬ加热器无冲击ꎬ负荷无突升突降ꎬ设备安全得到保障ꎮ图1㊀动应力驼峰曲线Fig.1㊀Humpeddynamicstresscurve本改造在汽轮机低压缸安装了上海电气自主研发的在线颤振健康监测系统(为国内同类型机组首次安装)ꎬ如图2所示ꎮ在切缸过程中ꎬ实时显示叶片颤振㊁位移等指标ꎬ实现了切缸全过程核心参数的有效监控ꎬ使整个切缸过程的安全可控ꎮ1 2㊀汽轮机本体安全性运行切缸改造运行后ꎬ必须考虑汽轮机运行工况改变后的安全性问题[14]ꎬ主要体现在:431贾晓涛等:350MW超临界CFB机组切缸改造灵活性运行探索2020年第3期图2㊀在线颤振健康监测系统显示Fig.2㊀Onlineflutterhealthmonitoringsystemdiagram1)切除低压缸运行时ꎬ低压缸200t以上的进汽量进入供热抽汽管道ꎬ机组做功工况发生改变ꎬ汽轮机本体振动㊁胀差㊁轴向位移需要重点监控ꎬ同时要考虑热网加热器温升率不超限ꎮ2)中压缸至低压缸排汽蝶阀处在小流量节流状态ꎬ管道及阀门振动需要重点监控ꎮ3)区别于正常供热抽汽工况ꎬ在低压缸进汽流量大幅变化时ꎬ如何合理控制中排压力ꎬ保证汽轮机在安全运行的范围内ꎬ是运行调整需解决的问题ꎮ该电厂在切缸运行过程中ꎬ根据调速级压力对应的中排压力控制范围ꎬ对中压缸排汽蝶阀(CV阀)㊁旁路蝶阀(BPV阀)㊁供热抽汽蝶阀(LEV阀)实现自动联合控制ꎬ即保证中排压力在安全区域运行ꎬ又保证电热负荷切换平顺㊁调整灵活ꎮ4)切缸运行时ꎬ6㊁7号低压加热器进汽流量大幅下降ꎬ造成低加疏水系统无法正常运行ꎬ需通过低加危急疏水管路回收至凝汽器热水井ꎮ此运行方式下ꎬ6号低加疏水热量不能被7号低加利用ꎬ同时5号低加抽汽量显著增加ꎬ造成热源损失的同时5号低加热负荷增加ꎬ为减少切缸对低加系统的影响ꎬ采用在5号低加进汽管路增设补汽管路至6号低加进汽管路的解决方案ꎬ减少热源损失ꎬ提高运行安全性ꎮ1 3㊀空冷系统防冻运行该电厂配置间接空冷系统ꎬ在切缸工况下ꎬ低压缸进汽流量减少ꎬ低压缸热量包括进汽量㊁小机排汽量(小汽轮机共用一个凝汽器的机组)㊁低压加热器疏水热量㊁供热疏水热量ꎬ凝汽器热量的减少影响间接空冷系统防冻安全运行ꎮ本改造通过增加监视手段㊁减少通流换热面积㊁改变运行方式解决防冻问题ꎮ1)增加间冷塔在线监测系统ꎮ为方便运行人员准确㊁直观监测间冷塔出风侧壁温的运行情况ꎬ及时发现并制定间冷塔防冻措施ꎬ在扇区散热器表面增加测温电缆ꎬ测温点电缆分3层布置ꎬ对5个扇区中的3个扇区进行改造ꎬ共计1944个监测点ꎬ使其能够覆盖到所有危险区域ꎬ达到监测的最大效果ꎮ2)加装防冻帘ꎮ对其中3组扇区加装防冻帘ꎬ减小扇区的通风面积ꎬ以减少散热量达到防冻的目的ꎮ当低温下进行切缸运行时ꎬ防冻帘可减少间冷扇区冷风流通量ꎬ提高循环水温度ꎬ满足防冻运行要求ꎮ实际运行中ꎬ4扇区设置防冻帘ꎬ冷却柱温度(扇区冷水温度最低点)比未设置的3扇区至少提高5ħꎮ3)改进间冷运行方式ꎮ①改变运行方式ꎬ减少换热面积ꎮ在供热初末期气温相对较高时ꎬ投入4组扇区ꎬ退出1组扇区运行ꎻ在供热中期及极寒期ꎬ投入3组扇区ꎬ退出2组扇区运行ꎮ②适当提高间冷循环泵变频功率ꎬ提高冷却水流量和流速ꎬ达到防冻目的ꎮ切缸工况下ꎬ由于凝汽器换热量减少ꎬ间冷循环水冷热水温差在3ħ以内ꎬ提高间冷循环水流速后ꎬ间冷热水在间冷扇区来不及换热后又进入凝汽器ꎬ因此冷热水均有温升ꎬ保障防冻运行ꎮ在提高间冷循环水流量和流速的同时ꎬ还需考虑间冷扇区解列后ꎬ循环水流通面积减少造成的水压升高ꎬ因此需通过运行试验或阻力变化后的压头计算ꎬ限制间冷循环泵变频功率提高的幅度ꎬ以保证循环水局部不超压ꎮ基于间冷厂家说明书和运行试验ꎬ该电厂1号机组在4个间冷扇区运行时ꎬ间冷循环泵变频不高于40Hzꎬ在3个间冷扇区运行时ꎬ间冷循环泵变频不高于35Hzꎮ1 4㊀切缸运行工况联锁保护适配性问题切缸运行工况下ꎬ原有控制逻辑保护已不适应或与实际情况冲突ꎬ因此需要进行联锁保护修订ꎮ1)取消原有的低负荷限制供热保护ꎬ在正常抽汽供热工况下ꎬ为了保护中压缸ꎬ抽汽量受负荷限制ꎬ中排压力不回过低ꎮ在切缸改造后ꎬ低负荷供热能力提升ꎬ原有限制需在切缸工况下取消ꎮ2)增加中压缸排汽蝶阀旁路阀BPV阀的控制逻辑ꎬ此阀主要控制低压缸进汽流量ꎮ300MW级别供热机组ꎬ未设置低压缸进汽压力和流量ꎬ因此增加进汽压力测点ꎬ通过费留格尔公式换算为进汽流量ꎮ在配置切缸自动时ꎬBPV阀跟踪进汽流量㊁CV阀跟踪中排压力ꎬLEV阀控制抽汽压力ꎮ3)设置 切缸工况强制退出 保护ꎮ在切缸工况下ꎬ供热抽汽蝶阀LEV和旁路蝶阀BPV若发生故障关闭ꎬ或因供热抽汽量突然减少等情况造成中排压力异常升高ꎬ以及低压缸排汽温度㊁末级叶片温度异常升高ꎬ对机组带来安全性隐患ꎬ因此设置中排压力㊁LEV阀状态的相关保护ꎬ在危险工况下退出5312020年第3期洁净煤技术第26卷切缸ꎬ快速开启CV至安全开度(保护中排压力)ꎬ保护汽轮机的安全运行ꎮ在非紧急状态下解列供热抽汽时ꎬ建议手动操作ꎬ关闭LEV与开启CV同步交替进行ꎬ将切阀操作对机组的影响降至最低ꎮ4)增加五段抽汽至6号低加补汽管道后ꎬ相应6号低加的保护逻辑也应增加ꎬ在补汽状态下运行时ꎬ6号低加水位高三值联锁关闭五段抽汽电动门及逆止门ꎮ1 5㊀锅炉配套系统问题原暖风器无法满足切缸运行工况进入空气预热器的风温ꎬ为防止空气预热器低温腐蚀与堵灰ꎬ需在原来风道上增加一套暖风器(图3)ꎬ并与原暖风器串联ꎬ保证温升ꎮ从原暖风器蒸汽母管取蒸汽后ꎬ分别进入新增加的暖风器本体ꎮ本改造增加一套暖风器设备ꎬ冷端温度升高20ħꎬ空预器抗腐蚀能力加强ꎮ区别于煤粉锅炉ꎬ循环流化床锅炉内常采用炉内脱硫技术ꎬ因此冷端温度的升高为减少炉内石灰石用量奠定了基础ꎮ图3㊀暖风机连接示意Fig.3㊀Connectiondiagramoffanheater实际运行过程中ꎬ原煤仓及落煤管积煤现象较严重ꎬ影响机组的安全稳定运行ꎮ考虑到循环流化床锅炉具有燃料适应性广的特点ꎬ原煤仓及落煤管积煤的情况在后期可能会限制燃料种类ꎬ无法实现掺烧等ꎬ因此采取布置空气炮的形式消除积煤情况ꎬ配合了循环流化床锅炉燃料适应性强的特点ꎬ系统适应不同煤种的能力提高ꎬ可燃用高水分煤泥ꎬ并为下一步掺烧生活污泥奠定了基础ꎮ1 6㊀低压缸真空度保证由于切除低压缸工况关键前提是低背压运行ꎬ因此ꎬ根据切缸运行经验ꎬ切缸机组真空严密性要小于200Pa/minꎬ最理想状态应能达到小于50Pa/minꎮ在真空严密性不达标情况下ꎬ则需要切缸前提前启动备用真空泵ꎬ以保证切缸工况避开低压叶片高应力区ꎮ可考虑增加高效罗茨真空泵ꎬ提高抽吸效率的同时ꎬ减少厂用电消耗ꎮ1 7㊀NOx超低排放随着锅炉负荷降低ꎬ锅炉燃烧弱化ꎬ温度场偏低ꎬSNCR脱硫效率下降ꎮ为了确保环保指标合格ꎬ采取了分级控制技术ꎬ对锅炉氧量㊁二次风优化控制ꎬ抑制NOx原始生成量ꎬ确保30%负荷运行期间仍然实现超低排放ꎮ2㊀灵活性切缸改造机组实效分析改造前1号机组负荷调节范围为60%~94%ꎬ改造后负荷调节范围为30%~94%ꎬ供热能力增加了50%ꎮ通过最小出力试验㊁AGC系统试验㊁一次调频试验ꎬ表明该机组在供热期间满足供热能力的基础上具备30%额定负荷(105MW)的深度调峰能力ꎮ深度调峰期间ꎬ机组环保设施正常运行ꎬ机组排放达标ꎬ同时满足供热㊁一次调频㊁AGC性能要求ꎮ经一个供热期的运行ꎬ该机组切缸运行工况稳定ꎬ电负荷和热负荷调节范围大㊁调节灵活ꎬ实现了深度热电解耦ꎮ负荷105MW(额定30%)ꎬ供热量800GJꎬ主汽流量460t/hꎬ凝汽器背压2.9kPaꎬ试验工况运行稳定ꎬ各项参数指标正常ꎮ在切缸过程中以及30%额定负荷长时间运行中ꎬ经现场持续监测ꎬ未出现叶片共振㊁颤振现象ꎮ切缸工况低压缸不喷减温水㊁排汽温度不超限ꎬ低压缸叶片温度升高但在安全范围内(表1)ꎬ保证了低压缸和叶片运行安全性ꎮ表1㊀低压缸切缸过程中参数变化Table1㊀ParameterschangeintheLPcuttingprocess项㊀㊀目限制值切缸前切缸中切缸后负荷/MW 240152105背压/kPa 5.72.82.9CV开度/%30140BPV开度/% 0520低压缸进汽流量/(t h-1) 28412820低压缸排汽温度/ħ79364171末级叶片温度/ħ150565981次末级叶片温度/ħ1507688114次次末级叶片温度/ħ200132153176低压缸叶片叶顶间隙/mm3.43.43.3㊀㊀该机组具备深度调峰能力ꎬ符合可再生能源调峰机组相关要求ꎬ可作为可再生能源调峰机组ꎬ供热机组按4341h安排优先发电量ꎬ相比30万kWh及以上非可再生燃煤机组的1300h增加3041hꎮ由于减少了冷源损失ꎬ改造后达到供热期提升供热能力和供热期节能降耗的目的[15]ꎮ图4为在不同工况下改造前后热经济性参数对比(MS(mainsteam)指锅炉主蒸汽流量)ꎬ可知ꎬ改造后供热量大幅提高ꎬ低负荷情况下该趋势更明显ꎮ图5为改造631贾晓涛等:350MW超临界CFB机组切缸改造灵活性运行探索2020年第3期前后热电比变化ꎬ热电比的增长在低负荷下尤为明显ꎮ表2为改造前后发电煤耗变化情况ꎮ40%负荷工况下ꎬ热电比由0.97提高至2.11ꎬ发电煤耗降低了70.49g/kWhꎮ灵活性改造后ꎬ热电比大幅提高ꎬ提高了资源利用率和机组经济性ꎮ图4㊀不同负荷下改造前后供热量和发电功率变化Fig.4㊀Changeofheatsupplyandpowergenerationbeforeandafterreconstructionatdifferentworkingloads图5㊀改造前后热电比变化Fig.5㊀Changeofratioofdistrictheatingandelectricitygenerationbeforeandafterreconstruction表2㊀改造前后发电煤耗变化Table2㊀Coalconsumptionchangeingenerationbeforeandafterreconstruction负荷/%MS改造前发电煤耗/(g kWh-1)改造后发电煤耗/(g kWh-1)煤耗降低/(g kWh-1)100212.62177.27-35.3575217.35177.12-40.2350240.52182.44-58.0840255.24184.75-70.493㊀结㊀㊀论1)基于循环流化床锅炉机组实例ꎬ分析低压切缸技术后中面临的主要技术难点及解决措施ꎮ在低背压灵活性切缸技术㊁宽幅控制躲避颤振技术㊁汽轮机低压缸及本体安全运行㊁间接空冷防冻技术㊁切缸联锁逻辑保护㊁锅炉配套系统稳定运行低压缸真空度保证等方面积累了经验ꎬ为同类型机组切缸改造运行提供借鉴ꎮ考虑到区别于煤粉炉机组ꎬ对循环流化床锅炉配套系统进行改造完善ꎬ保证了其燃料适应性广和低污染排放的特点ꎮ2)改造后ꎬ基于循环流化床低负荷稳燃的特点ꎬ可在额定负荷30%下安全稳定运行ꎬ远低于煤粉炉机组低负荷运行下限ꎬ机组供热能力提高了50%ꎮ实现了热电解耦ꎬ并保证NOx超低排放ꎮ改造后ꎬ在不同负荷下ꎬ供热量和热电比均大幅提高ꎬ在低负荷情况下尤为显著ꎮ在40%负荷工况下ꎬ热电比由0.97提高至2.11ꎬ提高了资源利用率和机组经济性ꎮ3)灵活性切缸技术是对汽轮机原设计的创新型突破ꎬ对于不同类型的机组ꎬ受机组型式㊁设计和结构特点㊁运行条件等方面的限制ꎬ低压缸零出力的运行特性也不同ꎮ因此ꎬ低压缸零出力改造不宜简单复制ꎮ建议各电厂在开展低压缸零出力改造时ꎬ要吸取经验的同时充分论证ꎬ做好低压缸零出力改造的方案优化㊁主辅系统优化及运行方式优化等工作ꎮ参考文献(References):[1]㊀杨勇平ꎬ杨志平ꎬ徐钢ꎬ等.中国火力发电能耗状况及展望[J].中国电机工程学报ꎬ2013ꎬ33(23):1-11ꎬ15.YANGYongpingꎬYANGZhipingꎬXUGangꎬetal.SituationandprospectofenergyconsumptionforChinaᶄsthermalpowergeneration[J].ProceedingsoftheCSEEꎬ2013ꎬ33(23):1-11ꎬ15.[2]㊀GONZALEZ-SALAZARMAꎬKIRSTENTꎬPRCHLIKL.Reviewoftheoperationalflexibilityandemissionsofgas-andcoal-firedpowerplantsinafuturewithgrowingrenewables[J].RenewableandSustainableEnergyReviewsꎬ2017ꎬ82:1497-1513.[3]㊀NIMTZMꎬKRAUTZHJ.FlexibleoperationofCCSpowerplantstomatchvariablerenewableenergies[J].EnergyProcediaꎬ2013ꎬ40:294-303.[4]㊀王漪ꎬ薛永锋ꎬ邓楠.供热机组以热定电调峰范围的研究[J].中国电力ꎬ2013ꎬ46(3):59-62.WANGYiꎬXUEYongfengꎬDENGNan.Studyonheat-load-basedpeakregulationforcogenerationunits[J].ElectricPowerꎬ2013ꎬ46(3):59-62.[5]㊀金晶岚.燃煤机组参与深度调峰消纳可再生能源的可行性分析[D].北京:华北电力大学ꎬ2017.JINJinglan.Feasibleanalysisofcoal-firedgenerationinthedepthpeakregulationandintherenewableenergyconsumption[D].Bei 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̄nalysisandevaluationofthedeeppeak-regulatingforcirculatingfluidizedbedunits[J/OL].Thermalpowergenerationꎬ[2020-04-09].http://www.rlfd.com.cn/oa/darticle.aspx?id=202005010&type=view.[9]㊀天罡ꎬ刘立华ꎬ黄智ꎬ等.350MW机组低压缸切除供热改造方案及调峰性能分析[J].汽轮机技术ꎬ2019ꎬ61(6):457-460.TIANGangꎬLIULihuaꎬHUANGZhiꎬetal.Reconstructionschemeofremovinglowpressurecylinderandheatingfor350MWunitanalysisofpeak[J].TurbineTechnologyꎬ2019ꎬ61(6):457-460.[10]㊀杨俏发.循环流化床机组深度调峰试验研究[J].山西电力ꎬ2018(6):51-53.YANGQiaofa.ExperimentalstudyondeeppeakregulationofCFBunits[J].ShanxiElectricPowerꎬ2018(6):51-53.[11]㊀赵永宏ꎬ韩平.超临界循环流化床锅炉低负荷掺烧试验研究[J].洁净煤技术ꎬ2016ꎬ22(6):76-81.ZHAOYonghongꎬHANPing.Co-combustiontestsunderlowloadconditiononsupercriticalcirculatingfluidizedbedboiler[J].CleanCoalTechnologyꎬ2016ꎬ22(6):76-81.[12]㊀陈建国ꎬ谢争先ꎬ付怀仁ꎬ等.300MW机组汽轮机低压缸零出力技术[J].热力发电ꎬ2018ꎬ47(5):106-110.CHENJianguoꎬXIEZhengxianꎬFuHuairengꎬetal.Zerooutputtechnologyofthelow-pressurecylinderof300MWunitturbine[J].ThermalPowerGenerationꎬ2018ꎬ47(5):106-110.[13]㊀廖高良ꎬ万超ꎬ谢天.辽宁东方发电有限公司低压缸零出力改造可行性研究报告[R].西安:西安热工研究院有限公司ꎬ2017:12-25.LIAOGaoliangꎬWANChaoꎬXIETian.Feasibilitystudyreportofthelow-pressurecylinderzerooutputretrofitforLiaoningEastPowerGenerationCo.ꎬLtd.[R].Xiᶄan:XiᶄanThermalPowerRe 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350MW供热机组冬季供热精细化管理分析

350MW供热机组冬季供热精细化管理分析

350MW供热机组冬季供热精细化管理分析摘要:为服务国家“双碳”目标,统筹做好保供热工作,提高供热可靠性,杜绝能源浪费,进一步探讨精细化供热管理方法,实现保供热与节能双赢目标。

关键字:“双碳”目标;精细化供热管理;杜绝能源浪费1.机组设计概况大唐林州热电公司建有两台350MW超临界双抽供热机组。

汽轮机采用上海汽轮机厂生产的C350-24.2/0.343/566/566型超临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、一级调整抽汽、凝汽式汽轮机。

提供压力可调整的供热网抽汽,压力调整范围0.245MPa(a)至0.58MPa(a)之间(压力低于0.343MPa(a)时,通过抽汽管道上的抽汽阀节流实现)。

也可同时提供0.9 MPa或2 MPa左右非调整的工业抽汽。

汽轮机设有采暖、工业供热两段供热抽汽;1、2号机组分别于2011年08月18日、2011年11月18日通过168小时试运行。

林州公司厂区内设有供热热网首站,汽轮机的采暖抽汽通过设在电厂内的热网首站交换成130℃的热网供水,通过热水管网向市区各热力站供暖,经市区各热力站换热后回水回到热网首站重新加热为130℃的热水,设计回水温度为70℃。

供热抽汽采用第五段抽汽,抽汽参数为:压力0.245-0.58MPa,额定抽汽压力0.343 MPa。

单台机组设计额定采暖抽汽量390t/h(两台机额定采暖抽汽量780t/h),设计最大采暖抽汽量500 t/h(两台机最大采暖抽汽量1000 t/h)。

林州公司设计供热能力为800万平方米,最大供热能力为1000万平方米。

热网首站内设有:四台热网循环泵,单台流量2500t/h;四台热网疏水泵,单台流量250t/h;四台热网加热器;一台热网除氧器;一台热网疏水扩容器;一台热网疏水箱;两台热网补水泵;两台热网排水泵。

2.社会背景为服务国家“双碳”目标,统筹做好保供热工作,提高供热可靠性,杜绝能源浪费,进一步探讨精细化供热管理方法,实现保供热与节能双赢目标。

东方电厂350MW超临界纯凝机组工业供热改造

东方电厂350MW超临界纯凝机组工业供热改造

热力透平THERMALTURBINE Voa.49No.4 Dec.2020第49卷第4期2020年12月文章编号:1672-5549(2020)04-0281-03乐方电厂350MW超临界纯凝机组工业供热改造林隆(华能东方电厂,东方572600)摘要:利用工业园区区域优势提高能源综合利用率,东方电厂根据各热用户蒸汽高参数特点,采用从4台350MW超临界纯凝机组再热蒸汽管道上抽汽供热改造方案。

根据这几年供热经验,分析了机组供热方式对机组带负荷能力的实际影响,以及供热机组运行中存在的问题和解决手段。

工业供热改造满足了海南电网电力供应和园区各化工企业用热需求,实现热电联产双赢模式。

研究成果可为同类型机组供热改造、运行调整提供一定的借鉴。

关键词:工业供热;调峰;纯凝机组中图分类号:TK267文献标志码:A doi:10.13707/ki.31-1922/th.2020.04.008Industrial Heating Retrofit of350MW Supercritical PurrCondenscng UnctcnDongfang PowerPlantLIA Long(Huaneng Dongfang Power Plant,Dongfang572600#China)Abstract:Taking advantaae of the reaional indust/al park te improve the comprehensive u/Pzagon rate of energy,a retrofit scheme was adopted by Dongfang Power Plant according te the characteristics of high steam parameters of each heat user.The scheme was te extract steam and supply heat from the reheated steam pipelines of four350MW supercritical pure condensing units.Based on the heating experiencc in reccnt years,the of heating mode on the load capacith of the unit,as weH as the problems in operating units and the solutions were analyzed.The industrial heating retrofit can meet the requirement of power supply of Hainan Power Grid and the demandsooBheatingoochemicaaenteBp isesin thepaBk,thusthewin-win modeooco-geneation ooheatand poweB couad beBeaaieed.The eseach Besuatscan p oeidesome eoeBenceooBthesametypeoounitheatingBetooitand opeation tment.Key wordt:industrial heating;peak-load reaula/on;pure condensing unit东方电厂4台350MW超临界燃煤发电机组位于海南省东方市小洲工业园区内,是海南省首座超临界机组。

350 MW导管抽汽供热机组灵活性改造探索及实践

350 MW导管抽汽供热机组灵活性改造探索及实践

350 MW导管抽汽供热机组灵活性改造探索及实践王有利【摘要】为深度挖掘火电机组参与深度调峰的能力,在确保机组参与深度调峰的同时,又能有效解决机组在低负荷运行时无法满足采暖供热抽汽的需要,对辽宁东方发电有限公司1号机组进行切缸改造,在校核低压缸长叶片达到运行安全性的前提下,将原不能完全密封的供热蝶阀更换为可完全密封的液压蝶阀,新增加低压缸通流部分冷却蒸汽系统,对低压缸喷水减温系统进行改造,配套自动控制系统.经过切缸改造,机组参与深度调峰能力和在低负荷运行时的供热抽汽能力得到全面提升,投资小且改造工期短,节能效果明显,实用性较强且操作简单.【期刊名称】《东北电力技术》【年(卷),期】2019(040)002【总页数】4页(P48-51)【关键词】深调;供热;零出力;提升;盈利【作者】王有利【作者单位】国家电投集团辽宁东方发电有限公司, 辽宁抚顺 113007【正文语种】中文【中图分类】TM6211 切缸改造的必然性近年来,我国风电、光伏发电等可再生能源装机规模迅猛增长,然而我国电力系统目前现有的调节能力难以满足这些清洁能源大规模发展和完全消纳的需求。

同时,国家对环保指标的严格管控,加大地方小锅炉拆除工作力度。

采暖供热负荷的转移,造成火电机组冬季供热压力增大,导致供暖期间部分地区出现较严重的弃风和弃光现象。

随着国家能源局东北监管局不断提高电网辅助服务考核细则中机组在供暖期间参与深度调峰的考核标准,使冬季火电厂参与深度调峰工作与确保供热参数达标运行两者间的矛盾更加突出。

仅2016年供暖期,辽宁东方发电有限公司(以下称为东方发电公司)由于受供热等因素限制,机组无法有效参与深度调峰工作,被考核金额就高达500万元。

目前,我国发电机组仍以火电为主,为提升我国电力系统的调峰能力,有效缓解弃风、弃光问题,促进可再生能源消纳能力,必须从燃煤发电机组着手,进一步发展和提升煤电机组的调峰能力,才能切实解决调峰能力与供热需求之间的矛盾。

国内首家350MW超临界机组热电厂供热优化调整

国内首家350MW超临界机组热电厂供热优化调整

国内首家350MW超临界机组热电厂供热优化调整【摘要】电力是国民经济发展的基础行业,随着科学的发展,社会的进步,大容量、高参数机组已经成为发电企业的主力;对于北方来讲,供热是涉及民生的政治任务,超临界热电联产机组以其高效节能、安全稳定的特点逐渐成为北方发电行业的新型主力机组。

对于地处吉林省的供热机组,冬季供热期主要面临的是低电负荷、高热负荷的困难,本文主要介绍国内首家350MW超临界供热机组热电厂在供热期实际运行中提高供热能力的运行调整经验。

【关键词】超临界;供热;热网循环水;负荷1、概况某厂地处吉林省长春市,机组为国内首台350MW超临界供热机组,两台机组主要承担长春市铁北地区、长春西北部长农公路及长白公路出口和农安县合隆镇地区的冬季采暖供热,设计供热面积为1200万平方米。

吉林省发电机组总装机容量近22000MW,正常用电量600--680万kw.h,用电高峰时段约800万kw.h,夜间用电低谷时段不足450万kw.h;且供热机组多。

针对发电和供热的矛盾,作为国内首家350MW超临界供热机组,某厂运行人员不断摸索,在电负荷不额外增加前提下提高供热能力。

2、供热调整2.1主要设备规范汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的CLN350-24.2/0.4/566/566型超临界、单轴、双缸、双排汽、一次中间再热、双抽凝汽式汽轮机。

热网系统设计安装4台板式换热器。

热网加热蒸汽采用单元制方式。

供热采用在中低压导汽管加装的供热蝶阀控制方式,加热蒸汽取自机组五段抽汽,每台机组设计额定抽汽量480t/h,设计供热出口水温135℃,市内回水温度65℃。

系统配置6台热网循环泵,4运2备,额定循环水量9000t/h。

2.2运行调整机组供热能力和机组电负荷有直接关系,电负荷高供热能力强,电负荷低供热能力弱。

冬季供热期,某厂双机运行,受吉林省电网限制,电负荷低,但供热需求量大,电负荷过低抽汽供热又会影响机组安全。

2.2.1利用白天电负荷高阶段进行蓄热某厂一次网最远端距厂内供热首站25公里,一次网蓄水量50000吨。

大型供热机组灵活性改造简述

大型供热机组灵活性改造简述

2652019·6摘要:本报告在分析了大型供热机组低压缸深度调峰及供热改造必要性的基础上,根据供热现状、机组出力能力,提出了低压缸零出力供热改造和汽轮机高低压旁路供热改造的具体方案,研究了改造方案的可行性和实施改造后的机组热电特性,并分析了改造项目的技术经济性。

关键词:供热;灵活性;方案一、前言当前,我国电力系统调节灵活性欠缺、电网调度运行方式较为僵化等现实造成了系统难以完全适应新形势要求,大型机组难以发挥节能高效的优势,部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水问题,区域用电用热矛盾突出。

为实现我国提出的2020年、2030年非化石能源消费比重分别达到15%、20%的目标,保障电力安全供应和民生用热需求,需着力提高电力系统的调节能力及运行效率,从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举,重点增强系统灵活性、适应性,破解新能源消纳难题,推进绿色发展。

国家发展改革委 国家能源局《关于提升电力系统调节能力的指导意见》(发改能源〔2018〕364):(一)实施火电灵活性提升工程。

根据不同地区调节能力需求,科学制定各省火电灵活性提升工程实施方案。

“十三五”期间,力争完成2.2亿千瓦火电机组灵活性改造(含燃料灵活性改造,下同),提升电力系统调节能力4600万千瓦。

优先提升30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力。

改造后的纯凝机组最小技术出力达到30%~40%额定容量,热电联产机组最小技术出力达到40%~50%额定容量;部分电厂达到国际先进水平,机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%~30%。

国家能源局《综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》(国能综电力[2016]397号),国家能源局《关于推动东北地区电力协调发展的实施意见》(国能电力[2016]179)号指出:实施燃煤电厂灵活性提升改造工程。

2016年,在东北地区选取第一批10家燃煤电厂进行灵活性提升改造试点,提高调峰能力,在技术上缓解东北地区冬季调峰问题。

2×350MW纯凝汽式机组供热改造技术浅析

2×350MW纯凝汽式机组供热改造技术浅析

2×350MW纯凝汽式机组供热改造技术浅析发布时间:2023-01-31T01:40:09.719Z 来源:《中国电业与能源》2022年8月16期作者:徐彦博[导读] 随着用户需求增加及国家节能减排政策要求徐彦博大唐许昌龙岗发电有限责任公司,河南禹州 461690摘要:随着用户需求增加及国家节能减排政策要求,汽轮机抽汽改造成为大幅度提高机组运行经济性,增加电厂经济效益的主要措施之一。

另外,因网上电力负荷相对富余,很多机组负荷率一直较低,经常处于调峰、甚至深度调峰运行状态,运行经济性较差,机组长时间停运或频繁起停,将极大地缩短机组使用寿命。

为满足热网负荷不断增长的需求,需对汽轮机进行打孔抽汽或切缸改造,使机组具备对外供热的能力。

关键词:2×350MW纯凝汽式机组;供热改造;打孔抽汽;柔性切缸一、项目提出背景目前***地级市、**县级市现状热源供热能力严重不足,无法满足现有居民采暖热负荷及工业热负荷需求,严重限制了城市集中供热事业的发展。

近期和远期集中供热总面积分别应达到 1136.32×104m2、1838.54× 104m2。

***电厂距离地级市区约 47km、县级市区 8.5km,装机容量为 2×350MW+2×660MW,供热能力充足,目前尚未对外供热,热源没有充分利用,通过供热改造,可以提供经济效益和社会效益。

故***电厂对1 号机汽轮机进行打孔抽汽改造,额定供热工况抽汽压力为:0.9MPa,抽汽温度为339℃,机组的额定抽汽量为350 t/h。

对2号机汽轮机组进行柔性切缸改造,以达到单台机组最大高排非调整抽汽 50t/h,中低压连通管调整抽汽 627t/h,压力0.8MPa,抽汽温度为318℃的供热需求。

1 号机为打孔抽汽,根据供热市场的需求再对 1 号机进行提升改造。

二、纯凝汽式机组运行现状本文以某火力发电厂中现运行的2×350MW纯凝汽式机组为例。

350MW超临界供热机组灵活性改造探索及实践

350MW超临界供热机组灵活性改造探索及实践

350MW超临界供热机组灵活性改造探索及实践摘要:随着新发电机组的发展、传统热电电池的市场空间的缩小以及煤炭价格的上涨,发电厂处于严重损失的边缘,迫使发电厂降低发电成本,提高其竞争力,并扭转业务上的两难境地。

为了节省投资,减少工厂电力,降低运输成本,提高机组人员效率,提高机组人员效率,优化三个压缩空气气候、升降机和气箱安装水泵。

为了确保发电和供暖的双重安全,在设计个别供热装置设计方面出现越来越多的挑战和要求,需要在以往纯化冷凝装置设计的基础上采取更先进和可靠的技术控制。

关键词:供热机组;电厂辅机;单列设计;热经济性;可行性分析中图分类号:文献标识码:A引言近年来,我们处理风能和光电等新能源的能力迅速增长,目前电力系统的能力在满足对新能源的需求方面面临困难,许多地区出现了风和光的情况。

迫切需要对使用天然气的传统供热装置进行技术改造,以满足供热需求和适应能力。

随着供暖和供暖工作的继续,中央供热面积的扩大肯定会加剧目前的热能紧张局势。

这就需要为该网络提供足够的调频能力,以确保其灵活性并稳定和安全运作。

为此目的,重要的是要在空调方面进行探索和实行灵活性。

1背景1.1工程概况电厂新建两座350MW热电厂,锅炉型号HG-1150/25。

哈尔滨4-YM1锅炉厂生产超临界直流电压、单炉体、前后反燃烧墙、一次加热、平衡通风、固体排渣、全钢架、Π型布置、室外完备的燃煤锅炉日程。

汽轮机型号CLN350/250-24.2/1.6/566/566,哈尔滨汽轮机厂制造,形式采用超临界、一次后热、两缸两排气对、一轴、双抽汽、凝汽中冷机组,-压力筒体旋转挡板控制抽汽的中压量,单台最大供汽量为400t/h[1]。

1.2国内外单列设计应用为提高机组经济效益,节约投资,近年来各主要发电集团相继提出了机组配套设备单列配置的技术路线。

由于电厂配套设备设计技术和加工生产水平的不断提高,配套设备的可靠性也不断提高,为新厂单列配套设备的设备设计和应用奠定了坚实的基础。

350MW超临界热电联产机组灵活性改造分析

350MW超临界热电联产机组灵活性改造分析

350MW超临界热电联产机组灵活性改造分析引言由于近几年可再生能源(主要是风电、太阳能发电)装机容量快速增长,弃风、弃光问题愈演愈烈[1],全国平均弃风、弃光率长期高于20%[2-3],对非水可再生能源的消纳成为迫切任务[4-7]。

为解决这一问题,国家发改委、能源局下发了一系列文件[8-10],先后启动了两批共22个火电灵活性改造试点项目,重点推动“三北”地区火电机组(30万kW级及以上供热机组)的灵活性改造。

对火电企业来讲,尤其是供热电厂,无论是从当前国家政策形势还是企业自身生存发展需要,机组灵活性改造都将是各企业要面对的重要课题[11-12]。

根据当前政策,电网内灵活性改造的机组越多,未进行灵活性改造的电厂所承担的调峰费用就越多,经营压力将会越来越大。

为此,本文将对国内几种主流火电机组灵活性改造技术路线进行综合对比、分析,结合华北地区对于火电机组深度调峰补偿政策,评估火电机组进行灵活性改造后对后期经营的影响,研究得出当前形势下火电机组进行灵活性改造的最优方案,为新建以及即将进行火电机组灵活性改造的供热电厂提供技术参考。

1 对火电机组灵活性改造要求火电运行灵活性主要包括调峰能力、爬坡速度、启停时间等3个主要部分。

目前我国供暖期热电机组“以热定电”方式运行,冬季最小出力一般在60%~70%左右,负荷调节范围较小,调峰能力不足,是制约火电机组灵活性改造的关键因素[13]。

灵活性改造要求热电机组增加20%额定容量的调峰能力,供热期达到40%~50%额定容量的最小技术出力,实现热电机组热电解耦;纯凝机组增加15%~20%额定容量的调峰能力,最小技术出力达到30%~35%额定容量[14]。

供热机组进行灵活性改造后,具备深度调峰的能力,调峰幅度增大,可以快速响应电网调度的需要。

通过实施火电灵活性优化改造,实现供热期热电解耦,可以使火电厂更好地适应未来的形势,具备参与竞争性电力市场的基本条件。

2 灵活性改造的几种技术路线分析对于供热机组进行灵活性改造,实现热电解耦,当前的技术路线主要有:储热技术、电热锅炉、主再热蒸汽辅助供热、低压转子改光轴、低压缸零出力供热等技术。

350MW机组热网改造后运行安全性的探索

350MW机组热网改造后运行安全性的探索

去凝汽器
去凝 汽器
图 2 抽汽调节单 回路控制
第 2期
张 学军等 : 3 5 0 MW 机组热 网改造后 运行 安全性 的探 索
‘5 7。
1 . 3 供热 工 况的 限制 和保护 1 . 3 . 1 低压 缸 最小 流量 限制
关, 将 引起机 组 1 、 、 # 3热 网疏水 泵跳 闸或停 运 , 为 了
中压 后部排 汽缸抽 汽压力 达 0 . 9 M P a时 ,安全 阀动作 , 保证 中压缸后部排 汽缸压力 不超过 0 . 9 MP a 。 热 网( 换 热 站) 为 2台加 热 器并 列 运 行 , 疏 水 由热 网疏 水变 频 泵 回收 至机 组 除 氧器 ,加热 器 水侧 由热 网循 环变 频 泵 供 热用 户 。
关键 词 : 改造 逻 辑 抽 汽 保 护
中图分 类号 : T M3 1
文 献标 识码 : B
文 章编 号 : 1 6 7 4 — 8 4 9 2 ( 2 0 1 3) 0 2 — 0 5 6 — 0 4 缸体 的承压 能 力远 超 0 . 9 2 MP a 。供热 抽 汽改 造 后 , 中
本 次 抽 汽供 热 改 造 是 在 原 纯 凝 3 5 0 MW 机 组 基 础上 , 增加 连通 管并 打孔 抽 汽供 热 网采 暖 。改 造后 主
系统及 抽 汽引 出管 见 图 1 。
图2 。D E H系统只控制高 、 中压调门。抽汽调压系统 只控 制蝶 阀 ,不 因为 抽 汽压 力 和 抽 汽量 的调 整 而改
疏 水 泵 电机 电 源取 自 2 B F A1 3 G S 0 5 6开关 ; 2 3热 网疏
水 泵 电机 电源取 自 2 B F A1 3 G S 0 5 7开 关 ,改造 后热 网
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2019 年
第 40 卷第 2 期
王有利: 350 MW 导管抽汽供热机组灵活性改造探索及实践
Abstract: In order to excavate deeply the ability of the thermal power unit to participate in the depth peak adjustment and to ensure the unit participating in the depth peak adjustment, it can effectively solve the need of heating and pumping units when the unit is running at low load������ The Orient Corp No������ 1 unit has carried out the transformation of the cutting cylinder������ The safety of the long blade of the low pressure cylinder in the school is achieved������ The heating butterfly valve which can not be completely sealed is replaced by a fully sealed hydraulic butterfly valve������ A new steam system is added to the low pressure cylinder, the low pressure cylinder water temperature system is reformed and the automatic control system is matched������ After cutting the cylinder, the capacity of the unit to participate in the depth peak regulation and the capacity of heating and steam extraction at the low load operation have been improved completely������ The invest⁃ ment is small and the time limit for transformation is short������ The energy saving effect is obvious and the utility is stronger and the opera⁃ tion is simple. Key words: deep adjustment; heating; zero output; enhance; profitability
1 切缸改造的必然性
近年来, ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ国风电、 光伏发电等可再生能源装 机规模迅猛增长, 然而我国电力系统目前现有的调 节能力难以满足这些清洁能源大规模发展和完全消 纳的需求。 同时, 国家对环保指标的严格管控, 加 大地方小锅炉拆除工作力度。 采暖供热负荷的转 移, 造成火电机组冬季供热压力增大, 导致供暖期 间部分地区出现较严重的弃风和弃光现象。 随着国 家能源局东北监管局不断提高电网辅助服务考核细 则中机组在供暖期间参与深度调峰的考核标准, 使 冬季火电厂参与深度调峰工作与确保供热参数达标 运行两者间的矛盾更加突出。 仅 2016 年供暖期,
东北电力技术
2019 年
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NORTHEAST ELECTRIC POWER TECHNOLOGY
第 40 卷第 2 期
350 MW 导管抽汽供热机组灵活性改造探索及实践
王有利
( 国家电投集团辽宁东方发电有限公司, 辽宁 抚顺 113007)
摘要: 为深度挖掘火电机组参与深度调峰的能力, 在确保机组参与深度调峰的同时, 又能有效解决机组在低负荷运行 时无法满足采暖供热抽汽的需要, 对辽宁东方发电有限公司 1 号机组进行切缸改造, 在校核低压缸长叶片达到运行安 全性的前提下, 将原不能完全密封的供热蝶阀更换为可完全密封的液压蝶阀, 新增加低压缸通流部分冷却蒸汽系统, 对低压缸喷水减温系统进行改造, 配套自动控制系统。 经过切缸改造, 机组参与深度调峰能力和在低负荷运行时的供 热抽汽能力得到全面提升, 投资小且改造工期短, 节能效果明显, 实用性较强且操作简单。 关键词: 深调; 供热; 零出力; 提升; 盈利 [ 中图分类号] TM621 [ 文献标志码] A [ 文章编号] 1004-7913(2019)02-0048-04
Exploration and Practice of Flexibility Improvement for 350 MW Pipe Extraction Steam Heating Unit
WANG Youli
( SPIC Liaoning Dongfang Power Co., Ltd., Fushun, Liaoning 113007, China)
辽宁东方发电有限公司 ( 以下称为东方发电公司) 由于受供热等因素限制, 机组无法有效参与深度调 峰工作, 被考核金额就高达 500 万元。
目前, 我国发电机组仍以火电为主, 为提升我 国电力系统的调峰能力, 有效缓解弃风、 弃光问 题, 促进可再生能源消纳能力, 必须从燃煤发电机 组着手, 进一步发展和提升煤电机组的调峰能力, 才能切实解决调峰能力与供热需求之间的矛盾。 国 家发展和改革委员会、 国家能源局在 《 可再生能 源调风机组优先发电试行办法》 以及 《 关于下达 火电灵活性改造试点项目的通知》 等一系列文件 中也明确指出: 要进一步挖掘燃煤机组调峰潜力, 提升我国火电运行灵活性, 全面提高系统调峰和新
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