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1.1介绍玛电1号汽轮机组低加水位变化的情况:
回热加热设备的作用是:
1)利用抽汽加热给水,提高机组循环热效率,2)给锅炉提供合格的工质,以满足锅炉对凝结水的需求。
玛电1号汽轮机在负荷90MW以下运行时,低压加热器水位显示在100——200mm,超过90MW时,低加水位慢慢上升,最为明显的是2号低加水位,由200mm逐渐上升至800mm,3、4号低压加热器水位也跟着上升至400mm左右,另外,在除氧器水位低,需开凝结水补水门进行化学除盐水补水时,低加水位也跟着往上涨,一旦低压加热器钢管淹没,将会减少蒸汽和钢管的接触面积,影响低加的热交换效率,严重时还会引起汽轮机进水,造成水冲击,对安全生产有一定的危胁。
在机组负荷低时,低压加热器水位还会出现偏低现象,甚至是无水位运行,疏水泵此时电流摆动,汽化声音明显,若不及时调整疏水泵出口总门开度,会造成疏水泵打空泵,疏水泵叶轮汽蚀,汽水两相流冲刷疏水管,引起振动,降低疏水管的使用寿命。
1.2玛电低压加热器运行工况要求:
低压加热器连接在凝结泵和给水泵之间,承受凝结泵出口压力。
它要求在机组运行时保持一定的水位,水位高,会淹没铜管的接触面积,影响热效率,还有可能造成汽轮机进水,水位太低,则将与部分蒸汽经过疏水管进入下一级加热器,降低了下一级加热器的热效率。
同时,汽水冲刷疏水管,会降低疏水管的使用寿命。
玛电汽机运行规程规定低压加热器水位的变化范围在:
玛电机组凝结水疏水系统,均采用的是逐级自流加疏水泵打水方式,疏水逐级自流是指依靠上下两边加热器的压力差将疏水自动导入下一级。
在机组低负荷时低加疏水逐级自流,最后由1号低加导入凝汽器,机组负荷高时,低加疏水系统采用4号低加疏水自流至3号低加,3号低加疏水自流至2号低加,2号低加疏水由疏水泵打入主凝结水至除氧器,从而提高了机组的热经济性。
2.造成低加水位变化的原因分析:
2.1运行方面:
2.1.1负荷影响:
机组运行负荷不同,疏水量不同。
当负荷高时,各段抽汽压力也亦相应提高,加热器内,汽侧空间下部汇集的加热蒸汽疏水也随之增多,导致低加水位上升。
2.1.2低加疏水泵空气系统对其的影响:
低加疏水泵是负压设备,盘根漏空气,疏水泵空气门调整不当都会造成泵不打水现象。
疏水泵空气门的作用是:
可以将泵内存留的气体或运行中泵入口部分发生汽化时产生的气体及时地排到加热器的汽室内,有利于疏水泵的稳定运行。
2.1.3低加疏水泵出口开度的影响:
玛电低加疏水泵出口管均设有出口总门,是为了防止机组在低负荷时疏水泵汽化而设置的,因负荷变化未及时调整疏水泵出口总门,会引起低压加热器水位变化。
2.1.4逐级自流门的影响:
逐级自流门是指2号低加至1号低加疏水隔离门,当机组负荷到30MW时,关闭逐级自流门,启动疏水泵运行,让2号低加内的疏水通过疏水泵直接打入主凝结水管进入除氧器,提高机组的热效率,但有时误开或未关逐级自流门,会造成2号低加水位降低或无水运行,既降低了热经济性又损坏了设备。
2.1.5低加疏水两相流调整:
疏水两相流调整不当也会引起低加水位的变化,负荷高时,5号高压加热器内的疏水利用压差直接送往除氧器,可是若不将5号高加疏水至4号低加疏水电动门、调整器关闭到位,疏水会根据惯性流入位置较低的一方,造成4号、3号、2号低加水位的上升。
2.2检修方面:
2.2.1疏水泵出力不足:
疏水泵出力不足或故障,无法及时将加热器内汇集的疏水打入凝结水管道,是直接影响低压加热器水位的原因。
2006年7月份1号汽轮机组低压加热器水位居高不下,就是由于两台疏水泵出力均不足引起,经过检修对1号汽轮机的疏水泵进行彻底处理后,低加水位恢复至正常值。
2.2.2低压加热器泄漏:
低压加热器泄漏,会使主凝结水漏入低压加热器的汽侧,迫使低加水位急剧上升。
2013年2月21日,2号汽轮机组人员在做各段抽汽逆止门动态试验,当各段抽汽逆止门关闭到位时,4号低压加热器水位由100mm迅速上升至600mm,经检查是4号低压加热器泄漏。
原因是当抽汽逆止门关闭时,进入加热器内的供汽中断,此时凝结水压力未变,远远高于汽侧压力,很便捷地使加热器内的凝结水流入汽侧,造成低压加热器水位变化。
2.2.3备用疏水泵出口逆止门不严:
备用疏水泵出口逆止门不严,运行疏水泵电流往往低于正常情况下的电流,出口逆止门处有过流声,低加水位会缓慢上升,2号汽轮机组在2013年的3、5月份均发生此类现象。
3.控制低压加热器水位的防范措施:
3.1低压加热器启动的方式:
玛电低压加热器都是随机启动,随机起动,能使加热器受热均匀,有利于防止铜管胀口漏水,有利于防止因热应力大造成的变形,对于汽轮机来讲,由于连接加热器的抽汽管道是从下汽缸接出的,加热器随机启动,也就等于增加了汽缸疏水点,能减少上下汽缸的温差。
3.2根据负荷及时调整疏水泵出口总门开度:
随着人民生活水平日益提高,新疆电网峰谷也日趋增大,天山电力公司的六台机组已全部投入到系统调频中,在正常运行中,负荷波动在所难免,我们只有加强对系统的调整,来保证机组安全运行,且达到不损坏设备的目的。
3.3加热器疏水两相流的调整:
高压加热器的抽汽,加热铜管内的水后凝结成水通过加热器疏水两相流压至低压加热器,低加的疏水通过疏水泵升压,打入凝结水管道,由此来提高机组的热效率,若疏水两相流调整不当也会影响低加水位变化,我们应从平时积累的经验,将两相流疏水开度调整至一个合适的位置。
3.4加强设备巡查、监查及分析。
按时、到位地进行仔细地巡回检查,确保设备、系统运行正常及正确。
低加水位发生变化,因根据负荷及系统运行多方面原因进行排查,清除隐患,坚决制止加热器满水现象发生。
4.实际效果:
2013年05月17日1号汽轮机组两台疏水泵均出力不足,引起低加水位上升,为保证机组能安全运行,采用疏水泵加逐级自流方式进行低加疏水,也就是说,在疏水泵运行的时候,逐组自流门也开启,让一部分疏水直接流到凝汽器,用降低低加水位。
此方法不可取,一是造成凝汽器水位升高,二是降低了机组的热效率。
为了防止加热器水位过高,我们还采取了,开启低压加热器凝结水旁路门降低水位的方法,这个措施,不但严重影响了机组的经济性,还对设备有一定的损坏,此方法也是不可取的。
5.结论:
引起低压加热器水位变化的主要原因是低加泄漏、疏水泵出力不足,运行人员应在长期工作中多揣摩设备特性,找出规律,能及时发现设备的隐患,检修人员应提高检修设备的质量水平。
低压加热器水位的高、低直接影响着设备的安全系数,它的超标不但会造成水泵、管道的汽蚀,损坏,还影响着机组的热经济性,最重要的是:
有可能对汽轮机可能造成永久的伤害——汽轮机水冲击,我厂对此非常重视。
因笔者是从事发电运行专业,只能根据运行中碰到的现象加以分析,提出一点浅薄认识,达至共同更好的解决好低加水位变化的问题,使汽轮机经济运行。
参考文献:
6、玛纳斯发电有限责任公司《100MW、110MW机组汽轮机设备运行规程》
7、新疆天山电力股份有限公司《100MW火力发电机组汽机设备与运行技术培训教材》
8、《汽轮机设备及运行》保定电力技术学校赵永民主编
9、《汽轮机设备运行技术问答》中国电力出版社王国清等编著
作者姓名:
工作单位:
新疆天山电力股份有限公司玛纳斯发电分公司
部门:
运行部汽机五班
邮寄地址:
新疆天山电力股份有限公司玛纳斯发电分公司运行部汽机五班
邮编:
832200
现任工作职务:
司机
职称:
技师
探讨凝结水节流技术在京隆电厂#2机组中的应用
边泽楠,孙云贵,李志,耿彪
(京隆发电有限责任公司,内蒙古丰镇012100)
摘要:
京隆电厂在#2机组投入京能源深公司和清华大学联合开发的凝结水节流优化项目,本文结合数据从经济性和安全性两方面阐述此项技术的应用情况。
关键词:
凝结水;
节流;
负荷;
经济性;
安全性
0引言
京隆公司凝结水节流优化控制项目自2011年11月签署合同开始,于2012年5月完成系统开发和投运并于2012年8月进行了系统升级维护并长期投入运行,于2013年3月5日针对长期运行过程中发现的问题,进行了逻辑配套修改,主要做了:
1、修改动作条件:
负荷与AGC偏差由4MW修改为12MW。
原因为:
由于调门动作速度比凝结水节流快(快大约5S),由于调门动作幅度大,负荷初始响应速度快,5S内的负荷变化量时常超过4MW,从而造成凝结水节流配合不合适;
通过观察,修改为12MW,可有效发挥凝结水节流的作用,并减少凝结水节流的频率;
2、滑压曲线整体下移,以减少同一负荷下,调门的节流损失。
1基本应用情况
1.1节流原理
所谓采用凝结水节流技术是指在机组变负荷时,改变凝结水流量,从而改变抽汽量,暂时获得或释放一部分机组的负荷。
加负荷时,降低凝泵频率,减小凝结水流量,减少来自凝汽器冷端进入低加的凝结水量,从而控制低缸抽汽进入低加的抽汽量,增加蒸汽做功的量,使机组负荷增加。
机组运行最佳方式是在汽机效率特性的允许下,使得汽机调门尽量足够地打开,以减少节流损失。
换句话说:
在凝结水节流控制过程中,负荷的变化是通过改变凝结水流量控制阀来替代改变汽机调门的开度,以便汽机调门不会工作在其高效率的工作点之外,这样就可以大大提高机组运行效率并减少机组发电损失。
1.2开发及组态
(1)基于PC平台的iFix4.0数据库开发接口设计.
(2)硬件上采用Modbus串口通信。
(3)使用C++编译的动态链接库提供核心计算模块。
(4)DCS组态切换逻辑,输出跟踪指令,实现勿扰切换。
(5)增加通讯测点。
(6)增加手动投切功能。
(7)增加通讯故障判断。
1.3调节参数
(1)除氧器水位偏差:
-100mm~400mm。
(2)一次最大节流流量:
800t/h。
(3)启动调节的负荷偏差范围:
7~12MW。
(4)单次节流最长时间:
1min。
(5)节流间隔时间:
不少于1.5min。
(6)动作负荷区间:
300MW~600MW。
(7)凝泵变频输出:
29~40HZ,超此范围保持不变。
2节流技术正反作用
2.1经济性
2.1.1KP值
根据清华大学热能工程系的评估报告可以得出KP值整体维持不变或稍有下降(全滑压情况)。
机组AGC指令一次变化范围不超过9MW,则K1不变;
如果AGC指令一次变化超过9MW,为了维持K1不变,则需要调门参与调节,如果调门不参与动作,则KP值降低。
调节精度(K2)与凝结水是否节流基本无关,维持不变,响应时间(K3)稍有降低。
但根据投运凝结水节流与不投运凝结水节流做对比(周期为1周左右),投运后KP平均值略有提高5%-10%,当然这与煤质、负荷、汽压波动等多种参数有关,但可以肯定KP值至少基本持平。
2.1.2经济性最佳滑压曲线
机组投入凝结水节流辅助负荷调节是为了优化机组调控品质以及减少运行时高压调门的节流损失。
因为凝结水节流能够利用回热系统蓄热响应一部分负荷需求,故当投入凝结水节流控制系统以后,高压调门用于负荷响应的锅炉蓄热裕量可以相应减少,也就是说在正常运行的情况下,可以适当降低主汽压力设定值,使得机组的压力设定更接近厂家规定的热经济性滑压曲线,减少调门节流,从而达到降低煤耗节能减排的目的。
实际运行以及实验表明,在一定范围内增加主汽压力将会导致高压缸效率下降。
所以,要投入凝结水节流系统并最终实现节能,就需要根据机组性能试验适当调整滑压曲线,使汽机始终保持或接近阀位全开的状态。
若机组投入凝结水节流优化,那么机侧的调门可以留出9MW的调节量,其对应的滑压曲线中,同一负荷对应的压力则可以相应下降,将当前的滑压曲线300MW处下移约0.5MPa,600MW保持不变,其他部分线性下移作为优化后的滑压曲线,如图所示,以减少调门的负荷调节裕量来降低调门稳态工况下的节流损失。
2.1.3高压缸内效率
缸效对修改后的滑压曲线分别在400MW、450MW、500MW、550MW、600MW工况点对凝结水节流投入前后的高压缸效率进行了统计,发现400MW、450MW、500MW工况下高压缸效率提高1.42%、1.20%、0.99%,缸效的提升相当于用部分抽气量代替蒸汽量做功,在给定主汽参数(压力、温度)下的主汽流量值可算出热耗率,进一步算出煤耗率。
400MW、450MW、500MW工况下高压缸效率提高对应降低煤耗约1.77g/(kW.h)、1.26g/(kW.h)、0.91g/(kW.h),在550MW和600MW工况下高压缸效率基本不变。
平均可以降低煤耗(1.77+1.26+0.91)/3=1.31g/(kW.h)。
2.2安全性
(1)减少主蒸汽流量的大幅变动。
(2)减少锅炉调节的调节频率,对于较大负荷变动其效果明显。
(3)减少调门大幅动作
(4)节流动作导致凝结水系统频繁的调整和波动。
(5)对除氧器水位、凝汽器水位造成波动。
3总结
凝结水节流技术更适合超临界、大参数的直流炉,对于亚临界的汽包炉作用并没有模型计算的那么高。
尤其国内尚无亚临界电厂的成功应用案例和经验,京隆电厂在这方面开创了先河。
为同类型的电厂凝结水节流的技术推广提供了宝贵的实验数据。
凝结水流量变化的越快,响应负荷的速度也越快,但凝结水流量的大幅变动同时会带来除氧器水位及低加水位的波动。
理想的模式是负荷变化初期,负荷变化前1/3阶段凝结水节流起作用,燃料变化对负荷的影响随后跟上,保持负荷平稳变化,最终的负荷响应仍然需要锅炉侧燃烧率的变化,所以锅炉侧的协调控制策略需要配合凝结水流量做出相应的调整。
总体来说,凝结水节流技术在京隆电厂#2机组保持Kp值不变的同时最高提高了1.7%的高压缸效率,平均节煤1.31g/(kW.h),改善了汽机调门节流情况,提高了设备的寿命。
在投运过程当中除氧器水位和凝汽器水位均在安全范围之内,机组运行稳定。
在兼顾稳定性和经济性之间找到了很好的平衡点。
参考文献
[1]叶涛.热力发电厂[M].北京:
中国电力出版社,2004.
[2]刘鑫屏,田亮,曾德良等.节流参与机组负荷调节过程建模与分析[J].华北电力大学学报,2009.
[3]杨华.火电机组宁积水控制系统的应用研究[J].山西电力技术.2000.5
[4]王国凯,张峰,展宗波,石洋.凝结水节流技术在电厂的应用探讨[J].内蒙古电力技术.2011.29
作者简介
边泽楠(1983—),男,内蒙古人,学士,工程师,从事DCS组态维护和生产检修工作。
孙云贵(1983—),男,内蒙古人,学士,工程师,从事火电厂热工检修工作。
李志(1987—),男,内蒙古人,学士,助理工程师,从事火电厂热工检修工作。
耿彪(1987—),男,内蒙古人,学士,助理工程师,从事火电厂热工检修工作。
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