利用辅汽暖炉实现机组的冷态启动

2010-06-23葛建忠

电站辅机 2010年2期

葛建忠

(华能南通电厂,江苏南通 226003)

1 概述

华能南通电厂现有4×350MW亚临界、中间一次再热的进口机组,分两期建成投产。一期2×350 MW机组于1989年投产,二期2×350MW 机组于1999年投产。随着机组运行年数的增加,设备也在不断地老化,4台机组的各项性能指标在同等级机组中,已不再占有优势。为节能减排,可利用邻机辅汽暖机技术对机组实施冷态启动,以达到节约启动时间、减少启动用油的目的。这种启动方式在实际应用中取得了良好的节能效果。

根据厂内热力系统及设备现状,当机组需冷态启动时,应在点火启动锅炉前,将邻机辅汽通过冷段至辅汽调节阀导入再热器冷段,再通过高旁调节阀导入主汽系统,辅汽经二过、屏过、低过到达汽包,并通过各受热面空气门、疏水阀形成流动,对沿途经过的受热面进行加热。同时,通过除氧器加热给水,将锅炉进水温度逐步提到150℃左右,完成对锅炉省煤器、包覆管、水冷壁、汽包以及水系统联箱的预暖和升温。通过这种暧机方式,可以在锅炉点火前,将过、再热器受热面温度提高到150℃,给水温度的提高使汽包温度升至140℃左右。

1.1 安全性评估

锅炉冷态启动时,管壁温度较低,通入辅汽后,辅汽将凝结放热形成大量积水;一旦汽水流动失控,会对管系造成水冲击。因此,暖管过程中应打开炉侧所有疏水阀疏水,并及时投运旁路,缓慢开启并将炉管内积水抽去。各受热面疏水、空气门,需待炉内汽压达到规定的下一阶段压力后再关闭。同时,在暖炉过程中,应打开屏过附近的锅炉观察孔,监视有无水击等异常情况的发生。

通过控制进水温度,适当提高除氧器内压力以提高汽包进水温度,同时控制进水时机及辅汽暖炉时间,使汽包中汽、水相会时温度相近,这样可以防止汽包发生水击。同时,调整压力调阀控制辅汽到再热器的进汽量,通过调整疏水、排空阀的开度,控制升温与升压速度,使各部位的金属应力值得到控制。

在严密的组织措施和技术措施下,进行辅汽暖炉操作,能有效避免可预见的风险。因此,实施辅汽暖炉的安全性是可控的。

1.2 系统改造

在2号机组冷段至辅汽逆止门旁,设置一段旁路管并加装隔离阀门,见图1中虚线部分(F0011),以使蒸汽能逆向流动,由辅汽母管流至再热器冷段。对系统改造的工作量较小,总投资在5000元左右,不影响现有设备的正常运行。

图1 系统改造

2 锅炉冷态启动辅汽暖炉流程

利用辅汽分别加热锅炉进水管路和再热器、过热器系统,汽水流程系统见图2所示。在锅炉点火前预暖锅炉水、汽系统以及炉本体设备,达到缩短机组启动时间、减少油量消耗的目的。

2.1 锅炉水系统预暖流程

辅汽加热除氧器→除氧器再循环泵→省煤器→汽包→水冷壁

2.2 锅炉汽系统预暖流程

辅汽母管→冷段至辅汽逆止门旁路管阀(新安装F0011)→冷段至辅汽调阀(FC2)→再热器冷段→再热器热段

图2 汽水流程

↓→高旁→二过→屏过→一过→顶棚过→侧包过→汽包

3 辅汽暖炉操作过程

2009年5月9日20:202号机组汽机冷凝器真空建立,大机盘车正常,循环水、凝水系统正常投运,机侧辅汽暖机工作已开始,锅炉具备辅汽暖炉条件。在冷段至辅汽调节阀以及高旁压力调节阀关闭状态下,开启冷段至辅汽调节阀后逆止阀的旁路阀F0011,随后缓慢开启冷段至辅汽调节阀,对系统管路暖管。机侧主汽管疏水阀F192、193,主汽门前疏水阀F006、008保持开状态。20:57冷段至辅汽调节阀开度40%,高旁后压力0.7/0.76kg/cm2、温度112/134℃,缓慢开启高旁压力调节阀;21:19高旁后压力1.37/1.47kg/cm2,高旁压力调节阀开足,关闭机侧主汽管疏水阀F192、193(随后在暖炉过程中间断开启)。21:24关闭机侧主汽门前疏水阀F006、008(暖炉过程中间断开启)。

21:25除氧压力2.6kg/cm2、温度139℃,利用汽泵向锅炉进放水2次。22:35汽包进至正常水位并控制水位,随后缓慢提升除氧器压力及温度,同时开启炉底事故放水阀F705、西侧下降管放水阀V22/V23及汽包连排门放水,利用汽包进、放水进行锅炉水侧暖炉。23:46汽包压力3.0kg/cm2,关闭汽包空气门。锅炉点火前,汽包上、下壁温及压力上升趋势见图3所示。

图3 水侧暖炉过程

21:33冷段至辅汽调节阀开度45%,辅汽进入锅炉汽侧受热面,二过出口金属管壁温度开始变化。随着时间推移,按正常运行中蒸汽流向的反方向受热面金属管壁温度逐渐变化,同时缓慢增加暖炉辅汽量,逐渐开大冷段至辅汽压力调节阀,调节阀最大开至75%。当受热面金属管壁温超过100℃后,21:50关闭二过出口空气门F712,23:13关闭屏过出口门F718以及一过出口空气门F707、711。所有受热面疏水阀一直保护开启状态,再热器疏水、放空阀根据汽机辅汽暖机要求开、关。受热面管壁温度变化情况,见图4所示。23:00主汽管压力3.48 kg/cm2、温度142℃,锅炉所有受热面管壁温度场达到均匀(见图5所示),逐步关小冷段到辅汽压力调节阀开度至50%,继续提升受热面管壁温度。

10日1:10锅炉点火成功后,开始停止炉管辅汽倒暖,开启各受热面所有疏水、放空阀。此时汽包压力上至 4.23kg/cm2,上、下壁温度142/137℃,各受热面管壁温度升至130～150℃,A、B空预器入口烟温分别升至120℃和113℃(见图6)。

图6 暖炉过程空预器入口烟温变化

4 暖炉后受热面U型管积水清除

10日2:10控制锅炉升压速率,投用两组油枪将汽包压力升至8.26kg/cm2,缓慢开启低旁。部分再热器管内积水明显,再热器出口管排第783点温度最低降至60℃后开始回升。2:45汽包压力14 kg/cm2,缓慢开启高旁,清除过热器管内积水。高旁开启后过热器管壁温度变化平稳,屏过处最大温度变化在20℃以内,说明过热器内存水在高旁开启前已基本蒸发。3:56主汽压力28 kg/cm2,确认锅炉过热器、再热器所有管壁温度均匀后,快开、快关高旁(10%～60%)3次,对受热面进行瞬时、大流量冲洗,以清除受热面内可能掉落积存的氧化皮。4:25停用旁路,锅炉进行正常的升温、升压。

5 试验安全性评价

5.1 整个暖炉过程中,汽包升温升压速率均控制在规程规定范围内,主、再热器管壁温升率小于100℃/h,符合规程要求。

5.2 虽然过热器部分受热面内有积水现象,但因炉管温升率不高、暖炉结束后的最终温度只有140℃左右,故各管排间的温差不大(小于30℃)。点火初期只投入了两组油枪,汽包压力上升较为缓慢,炉内烟气温度上升也缓慢,故过热器没有发生任何水击现象,且在高旁开启前,过热器内的存水已基本蒸发。

5.3 再热器受热面内积水较多,但通过汽包低压力阶段缓慢开启低旁,即抽除了再热器受热面内的全部积水,又保证了再热器管壁温度变化率在规定范围内。因低旁开度变化非常缓慢,故再热器内压力变化也非常平稳,未发生任何水击现象。

5.4 在辅汽暖炉和启动旁路清除受热面内部积水的过程中,通过打开炉顶披屋人孔门以及炉十二层看火孔,现场检查受热面情况,未发现任何受热面水击现象。

6 试验经济性评估

6.1 水量消耗

汽包第2次进水至正常水位后,以80 t/h的换水量维持汽包连续进、放水至锅炉点火,锅炉水系统暖炉共计2.5h,共增加除盐水用量200 t,除盐水按5元/吨计算,费用为1000元左右。

6.2 汽量消耗

整个暖炉过程中,电厂内的另3台机组室外凝结水箱的水位下降值共计4700mm左右,折合辅汽用量245t,扣除小机及辅汽暖机用汽量150 t,此次暖炉操作增加了辅汽用量约100t。以辅汽参数10 kg/cm2、250℃进行计算,辅汽焓值为2941.8 kJ/kg,即702.6kcal/kg;锅炉效率以93%计算,1吨标煤产生热值6510kcal/kg。故100吨辅汽折合标煤10.8吨,增加费用8000元左右。

6.3 电量消耗

以蒸汽暖炉替代油枪点火暖炉,延迟送、吸风机启动近4h,节省厂用电5000kW·h,费用2000元左右。

6.4 节油

常态启动时,欲达到本次点火启动时4kg/cm2的汽包压力,最快也需用70 min,则需燃油10 t左右。通过辅汽暖炉,使得锅炉点火时炉内整体温度上升到温态,提高了油枪投用着火成功率;同时暖炉结束后,二过出口金属壁温达150℃左右,空预器入口烟温达120℃左右,减少了锅炉启动初期油枪投用量。此次2号炉冷态启动总计用油19.78 t。

6.5 其他

暖炉和暖机同步进行时,锅炉再热器建立了压力,减少了汽机暖机蒸汽从高排逆止门的泄漏量,从而使汽机高压缸内能维持较高暖机压力,提高了暖机效果,缩短了暖机时间。

6.6 节约成本预估:此前,机组冷态启动燃油消耗为35t,使用辅汽暖炉后启动燃油消耗为19.78 t,节约燃油15.22 t,以6000元每吨计,价值91320元,扣除用水、用汽消耗9000元,共节约启动成本约84320元。