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国产300 MW机组深度调峰运行的可靠性和经济性研究           
国产300 MW机组深度调峰运行的可靠性和经济性研究
作者:佚名 文章来源:技术论文 点击数: 更新时间:2008-10-13 8:59:13
    随着改革、开放的良性循环时期到来,在国民经济正常发展的情况下,市场用电结构发生了 显著的变化,其对用电需求是:电力和电量都在增长的情况下,用电负荷增长的速度大 大高于用电量增长的速度。占全国火电大机组装机容量1/3的国产300 MW机组,肩负日益加大 的调峰任务。
  以上海电网为例,1997年上海用电量同比增长5.48%,1998年为5.18%;1997年上海电网用 电 最高负荷7955 MW,比1996年净增648 MW,增长8.87%,而1998年上海电网用电最高负 荷达 9 018 MW,比1997年净增1 062 MW,增长幅度达13.35%,致使用电峰谷差继续拉大, 这就要求机组要有相当高的可调性,应能在设计的最高和最低负荷区域内稳定地运行。
  外高桥发电厂所处的上海电网电源结构全为火电。在机组发电之前,上海电网为了调峰,多 台125 MW机组已实行两班制运行。而这几年来,峰谷差的增长幅度越来越大,从调度的 时效 性和电厂的操作可行性来看,300 MW机组参与电网调峰是形势所迫;但作为按带基 本负荷设计的机组,电厂必须在机组的可靠性和经济上加以研究并采取切实可行的措施,才 能跟上这种结构性转变的市场需求形势。

1 外高桥发电厂概述

  外高桥发电厂地处上海浦东,一期工程安装4台引进型国产300 MW机组。于1995年4月25日至 1997年9月19日4台机组先后投入运行。
  1998年全面完成国家计划任务,发电量65.95亿kW.h,超额完成3.1%;供电煤耗完成346 g/(kW.h),比上年同期降低3 g/(kW.h),节约标准煤1.88万t;人均全员劳动生产 率达到 了 78.86万元。 1998年机组的等效可用系数为89.9%、发电负荷率仅为71.7%、机组的120 MW 低负荷调峰增加1 790 h(由于1998年4台机组全年投入商业运行,而1997年4号机组至当年9 月19日通过168 h试运行,所以在1998年机组120 MW低负荷调峰总时数增加),为上海电网负 荷调度作出贡献;3号机组和2号机组到1998年初分别连续运行了234 d和269 d,外高 桥电厂作为电网里的一个可靠的电源点,其调节负荷的能力已占网内平均日用电峰谷差的1 /4。
  从1995年4月25日第1台机组通过168 h以来的4 a间,外高桥在边基建、边调试、边生产、 边还贷的过程中,有一个显著的特点是在参与电网深度调峰的同时兼顾到机组经济性、可靠性的同步提高(见表1)。

表1  4台机组1995~1998年间的运行情况

项  目 1995年 1996年 1997年 1998年 发电量/亿kW.h 14.47 34.31 55.33 65.95 发电负荷率/% 88.3 79.5 71.4 71.7 供电煤耗率/g.(kW.h)-1 364 356 349 346 等效可用系数/% 77.6 82.3 89.9 89.9 全员劳动生产率/万元.-1 25.1 68.1 77.3 78.9
2 调峰对经济性的影响及对策

2.1 调峰对经济性影响
  引进型300 MW机组,按制造厂的设计思想,机组运行的第1个20 a为定压运行,带基本负荷 。而且,所有辅机按MCR出力配套。根据制造厂的设计值计算调峰到120 MW出力时,比额定 工况热耗上升708 kJ/(kW.h)。
   为了定量分析低负荷运行对机组经济性的影响,通过全厂正平衡煤耗96 h的连续实测试验, 机组在120 MW低负荷时其供电煤耗比额定负荷高50 g/(kW.h)之多。
  1997年原电力部[安生技(1997)12号文]下达在3号机组进行全面煤耗分析试验,结论见 表2。

表2  外高桥电厂3号机组全面煤耗分析

机组出力/MW 厂用电率/% 正平衡测试供电煤耗/g.(kW.h)-1 299 4.84 333.4 240 5.47 336.2 182 6.41 353.2 154 7.84 369.0 126 8.39 381.8
  从表2可以看出,引进型300 MW机组在低负荷运行时,是随着负荷降低而煤耗逐步上升 的,到120 MW出力时(加上辅机配套状态的因素)则煤耗高于125 MW机组的水平。
  通过运行方式试验,由于调峰,随着发电负荷率降低,其全厂煤耗必将大幅度上升(见图1) 。

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图1 发电负荷率与煤耗的 关系

2.2 改善调峰对经济性影响的对策
2.2.1 保持良好的主机凝汽器真空

  4 a中主机真空严密性全年小于0.23 kPa/min,达到优良的水平,检修人员消除泄漏,运 行人员在机组低负荷时,采用凝汽器半面运行方式清洗凝汽器钛管,同时和检修人员对胶球 装置进行了大量的试验和改进工作,收球率已初步达到厂内竞赛考核90%的指标。机组的真 空度平均达到95%。
2.2.2 稳定的锅炉预热器工况
  分析影响锅炉效率的5项损失,由于燃用煤种的灰份较低,挥发份较高,所以q4一般在0.64%以内;而q2要占锅炉总损失的80%左右。为此将 预热器的工况作为影响锅炉经济性 的 重点来考虑,吹灰器的投用、过剩空气量的调节、空气预热器密封控制系统的投用等作为竞 赛和月度考核的主要内容,使q2保持在较低水平。
2.2.3 降低汽水损失率
  汽水损失率大,热损失增大,同时也反映了设备管理的水平。近几年来在运行中提高汽水品 质和排污效果,对阀门和管道泄漏除了在设备检修中做为重要的工作加以解决外,运行 中发生的泄漏点及时消缺,对一些系统不能隔绝漏点部位,如:给水泵出口放水、出口放气 、阀门泄漏,检修人员在不停机的情况下带压进行了堵漏,取得了较好的效果。目前补水率 一般在1.5%左右。
2.2.4 变压运行降低调峰损失
  采用汽轮机组进汽由单阀过度到顺序阀方式,调峰时采用变压运行,在低负荷时小汽轮机用 汽减少,再热蒸汽温度提高,新汽节流损失降低,机组年度煤耗降低了0.84 g/(kW.h)。
  以机组全年投入商业运行计,按投运顺序,其主燃料跳闸MFT次数是逐台、逐年呈下降趋势 的。下面是各机组年度统计的MFT次数。

表3  1995~1998年MFT次数

机 组 1995年 1996年 1997 年 1998年 1号机组 21 6 4 3 2号机组   15 2 2 3号机组     1 2 4号机组       2
3 提高机组可靠性是调峰运行的基础

  300 MW机组按调度命令低负荷120 MW运行时,运行操作的难度高,风险也大,就以机组可靠性 管理为重点,使调峰运行得以正常实现。
3.1 注重“自学习”的过程,不蹈复辙
  这里抓住一个“自学习”的过程,前面机组发生过的问题,通过认真的分析和采取切实可行 的措施,不在后面机组上重复出现。
  在2号机组大修、3号机组小修停运前,运行和检修专业人员即根据1号机组的运行经验, 总结整理出许多2、3号机组需改进的项目,以便在大、小修中加以改进,以及更合理地完善 机组的联锁保护系统。对1号机组发生的问题在2号机组上加以改进,在2号机组上发生的问 题又在3号机组上加以改进,举一反三,防止重复发生同一类问题。
3.2 “零缺陷”运行,实现长周期运行目标
  外高桥电厂教育职工具有安全生产“末日管理”的忧患意识;而致力于设备可靠性提高的基 础是:实现“零缺陷”运行。
  1998年全厂全年消除缺陷6 414条,消除缺陷率达99%以上,余下的是只能停机的缺陷。基 本上达到了零缺陷运行的目标,使设备健康状态保持在一个较高的水平(见表4)。

表4  机组可靠性指标

机  组 发电设备等效
可用系数/%
强迫停用
小时/h
等效强迫停
用率/%
1号 90.60 20.92 0.32 2号 95.62 10.86 0.14 3号(有大修) 82.06  7.73 0.12 4号 89.35 83.67 1.19
  继1号机组在1996年连续运行152 d创同类型机组投产第1年的最好水平后,1998年3号机 组创234 d(跨年),2号机组也创269 d(跨年)的同类型机组在商业运行期间的最长记录。
  维持机组长周期运行得益是多方面的,它对设备的多发、低耗、节能、部件寿命的延长和 社会效益有系统的影响。而“零缺陷”运行是其必需的基础。
  电厂要求运行人员加强巡回检查,检修人员加大检修管理力度。新机组投运,总有大量的设 备缺陷存在,自开发了计算机缺陷管理后,由于运行人员监盘、巡视认真,及时发现了许多 设备缺陷,并严格规定信息传递的力度。检修消除缺陷也非常及时,在计算机上得到缺陷信 息立即处理。
  对停运检修的机组,运行各专业在机组停运前,向检修提供机组的缺陷和需改进的项目。使 Ⅰ、Ⅱ类缺陷都得以在系统允许的条件下消除掉。经过3 a实践“零缺陷”运行使电厂 有较高的投入产出比。
3.3 加强变工况下热工保护改进
  机组调峰每天都要进行,而且幅度大,一般单机总在300~120 MW之间调节。在变工况过程 中,风量和水位的扰动大。比如:机组一次风与炉膛差压保护,在负荷变动大时易误动,原 来该保护是通过一只压力开关来实现跳全部磨煤机的。改进后,由CCS 3只一次风与炉膛差 压变送器取中值以后送1付信号到BMS来实现跳磨煤机。这样的改进既防止了保护的误动, 同时也增强了保护的可靠性。又如:对机组除氧器水位低低信号跳给水泵保护做了修改。原 除 氧器水位发出低低信号即跳给水泵A、B和电动给水泵,跳闸信号只采用1只液位开关,很不 可靠,极易发生误动。1号机组曾发生过一次误动,使给水泵A、B跳闸,电动给水泵启动闭 锁,造成汽包水位低。现将除氧器的水位1低与2低串联,只有当水位与低低信号同时存在, 才发信号跳给水泵,这样防止了保护的误动,增加了保护的可靠性。
3.4 重视对辅机的可靠性管理
  低负荷120 MW时,因煤粉浓度的制约,必须2磨运行。虽然在配煤、燃烧上采取了一系列 的措施,但跳磨煤机或跳给煤机对机组的安全运行威胁仍非常大,如处理不当将导致锅炉全 火焰丧失MFT。3号机组的234 d和2号机组269 d连续运行(同类型机组在商业运行期 间的最长记录),都是在1998年初,由于磨煤机故障而使机组跳闸的。
  为此,要进一步提高设备的可靠性,必须加强对辅机的可靠性状态分析和管理,1998年初根 据辅机的具体情况,成立了9个提高辅机可靠性的QC小组,并严格按QC小组管理办法组织实 施,进行登记注册、现状调查、分析原因制定措施予以落实。
  每一次辅机的跳闸,运行和检修的有关专业人员都要分析出原因,采取措施和对策,写出分 析报告。表5为1997年及1998年辅机可靠性比较。

表5  1998年和1997年同期主要辅机运行可靠性比较

辅机名称 时间 可用系数% (全国平均/外高桥电厂) 送风机 1997年 91.627/88.440 1998年 91.740/92.897 吸风机 1998年 91.582/88.900 1997年 91.710/92.976 磨煤机 1997年 89.926/86.520 1998年 89.600/92.549 给水泵 1998年 90.879/87.420 1997年 90.790/92.501 高压加热器 1997年 90.472/87.800 1998年 90.920/92.651
  由于加强了对辅机的可靠性管理,收效是明显的。1998年和1997年同期相比,辅机的可 用系数分别提高4.076~6.029个百分点,特别对120 MW低负荷的全烧煤稳定运行有极大的 意义。从整体上提高了设备的可调性,设备可靠性提高,也使设备经济性的提高得以实现。

4 结束语

  大型火电机组以调峰方式运行,是对电网有利而对电厂本身不利的一种调度方式。鉴于电力 行业所具有的社会性的特点,做了一些探索。当前,电厂面临厂网分离、竞价上网的机遇与 挑战,这就促使电厂需加倍地努力工作。

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