350MW超临界机组滑停过程控制分析

1.350MW超临界机组滑停过程控制分析摘要：国电宿州热电有限公司#5炉为超临界1150t/h直流炉，在#5机组A修之前滑停。滑停期间汽温出现波动，滑停结束汽温未达到预期要求、甲戊仓未按计划烧空、中压差胀偏大。现对滑停过程中出现的问题进行分析并提出解决办法。关键词：超临界直流炉汽温烧仓滑参数停机就是停机过程中逐渐降低负荷、主再热蒸汽参数，直至达到所要求的参数后停机、停炉。其目的是把机炉侧压力、温度降至较低值从而降低汽轮机转子温度，使缸温尽快降至揭缸值，缩短检修工期，提高机组等效可用系数。滑停一般在机组需要对汽轮机揭缸检修时才进行，由于超临界锅炉的汽温特性较为复杂，同时滑停过程中一般需要烧空煤仓，往往导致滑停过程中顾此失彼，得不到完美的结果。滑停过程中，机侧汽温过热度相对更低，给机组的安全带来巨大威胁。通过对#5机组滑停过程的总结、分析，提出关于机组滑停的控制调节方法和参考意见。一、超临界直流炉汽温控制的主要特点超临界直流炉的汽温特性1.直流炉没有汽包，给水的加热、蒸发、过热是一次性完成的，各段受热面之间没有明显的分界面，随运行工况的不同，蒸发点会发生相应变化。给水、燃烧、汽温相互之间的关系比较密切，通过水煤比对主汽温进行粗调、减温水进行细调是主汽温调节的主要方法；烟道挡板对再热汽温进行粗调、减温水细调是控制再热汽温的主要方法；同时通过整个燃烧风煤比的控制影响汽温。2.直流炉没有汽包，对负荷的适应性较快，同样汽温变化受负荷、燃烧影响也较快，汽温的调整上控制起来也较为困难。二、国电宿州公司机组概况国电宿州热电工程锅炉由东方锅炉股份有限公司设计、制造的，其型号为DG1150/25.4-Ⅱ3，型式为超临界参数变压直流本生锅炉，一次再热，前后墙对冲燃烧，单炉膛，尾部双烟道结构，采用挡板调节再热汽温。过热器采用两级喷水减温：低温过热器至屏式过热器间布置有一级喷水减温器，屏式过热器至高温过热器间布置有二级喷水减温器。每级喷水分两侧喷入，每侧喷水均可单独地控制，通过喷水减温可有效减小左右两侧蒸汽温度偏差。再热器系统调温方式主要采用尾部烟气调节挡板为主、喷水减温为辅。辅助的喷水减温器布置在低温再热器和高温再热器之间的连接管道上。汽轮机是东方汽轮机厂采用美国GE公司的冲动式技术制造的超临界、一次中间再热、单轴、高中压分缸、三缸双排汽、双抽凝汽式汽轮机，型号为：CC350/275-24.2/1.40/0.40/566/566，最大连续出力为391.678MW，额定出力350.014MW。#5,6机组汽轮机一直存在开机过程中，缸胀速度小于转子膨胀速度，导致机组启动过慢的问题。三、汽温调节手段：主蒸汽温度在锅炉湿态运行时主要由一、二级减温水调节，干态运行时由控制煤水比进行粗调，减温水作为细调。再热汽温度正常情况下主要由烟气分配挡板调节，紧急情况下由喷水减温器调节。1.首先应根据负荷、燃料量、燃料性质、过量空气系数、给水温度、给水压力等影响因素进行调整；2.过热汽温通过调节煤水比，控制中间点温度为基本调节手段，喷水减温作为辅助调节手段，中间点温度应保持微过热；3.再热汽温主要由尾部烟道挡板调节，尽量不采用喷水减温调节,以免降低机组循环效率；4.可以通过调整过量空气系数或改变磨组的运行方式调整过、再热汽温，严禁采用破坏燃烧方式调整主、再热汽温；5.机组启停过程中及低负荷时，减温水调节尤须谨慎；6.在主、再热蒸汽温度调整过程中要加强受热面金属温度监视，蒸汽温度的调整要以金属温度不超限为前提进行调整。7.减温水投用注意事项：1）.一级减温水用以控制屏式过热器壁温，防止超限，并辅以调节主汽温，二级减温水是对主汽温的最后调整，原则上在20%BMCR负荷以下不允许投用二级减温水，在10%BMCR负荷以下不允许投用一级减温水；2）.正常运行时，二级减温水应保持一定的调节余地，但减温水量不宜过大；调节减温水维持汽温，有一定时滞，调节减温水不可猛增、猛减，应根据减温后温度的变化来确定水量的大小；减温后汽温应有20℃以上过热度；3).负荷低于50%BMCR时，原则上不允许使用再热器减温水；四、#5机组A修滑停实例分析：1、机组滑参数停运参数滑降范围及控制指标要求：过热蒸汽汽温滑降范围：566℃～280℃；本次滑停通过降低蒸汽温度，最终达到降低缸温至300℃以下。再热蒸汽汽温滑降范围：566℃～250℃；过热蒸汽压力滑降范围：24.2MPa～1.96MPa；负荷滑降范围：350MW～10MW；过热、再热汽温降温速度：＜1℃／分钟；过热、再热汽压降压速度：＜0.03～0.05MPa／分钟；负荷下降速度：＜3MW／分钟；汽缸金属温降率：≤1℃／分钟；调节级后汽温不低于高压内缸法兰内壁金属温度30℃；过热、再热蒸汽过热度：＞50℃；2、机组滑参数停运前的准备工作：1）本次停运要求把煤仓烧空，值长提前通知辅控值班人员，合理控制各煤仓仓位及煤质。A修前，为了烧空煤仓，通过计算，原煤斗煤位和存煤量的大致对应关系如下：煤仓料位（m）存煤量（t）备注煤仓料位（m）存煤量（t）备注13249～275765122166451118352710150419911730～128852）降负荷分阶段进行（1）第一阶段（1.5～2小时）机组负荷从350MW开始滑压减负荷至175MW，汽温降至490℃。根据煤仓仓位情况，烧空乙仓（或丁仓）。（2）第二阶段（1.5小时）机组负荷从175MW减至119MW，降温至450℃以下。根据煤仓仓位情况，降负荷停丁（或乙）磨运行。（3）第三阶段（1～1.5小时）继续减负荷至87.5MW，汽温降至420℃左右，稳定30min。（4）降负荷第四阶段（5小时）继续滑降负荷，根据负荷仓位情况停用甲或戊制粉系统。主汽压力降至3-4MPa、汽温降至300℃，高、中缸温降至300℃且稳定滑停结束。3、实际滑停情况#5机组从2014.9.2414:00开始滑停，至22:06停机汽温降至主汽温364℃，再热汽温350℃，共用时8个小时，汽温未达到滑停要求。滑停开始负荷280MW，AGC投入状态；至17:50负荷170MW，解除AGC手动降负荷。整个过程包括烧空乙丁仓停磨，切换主给水管路，切换减温水，锅炉干态转湿态运行。整个滑停过程参数变化情况：表一:时间负荷磨运行方式一减开度二减开度再减开度屏过壁温缸胀中压差胀14：00280甲乙丁戊5500401.215:00272甲乙丁戊68180401.016:00242甲乙丁戊52380390.1416:06235甲乙戊44450390.0316:22220甲乙戊10055039-0.0717:00220甲乙戊6679039-0.2917:20200甲乙戊10092458738.5-0.3917:30184甲乙戊9692738.5-0.517:48180甲乙戊901001738.5-0.6118:00169甲乙戊7193938.5-0.6118:30143甲戊7353938.50-0.6119:00136甲戊79881538-0.7219:30127甲戊76571036.9-1.0420:00122甲戊8661735.9-1.2621:00103甲戊42661333.5-2.1122:0075甲戊34351730.9-3.022:1270甲戊27311730.4-3.22表二:时间负荷主汽压总煤量主汽温再热汽温水燃比过热度氧量14：0028022.841155665647.3721.773.3215:0027222.2955485369.022.052.8316:0024217.3895235028.810.44.3716:0623516.4895224949.012.34.2116:2222016.4725405099.936.14.0617:0022016.7965175008.611.35.1417:2020015.4805234849.3173.9717:3018414.7725174918.712.35.6517:4818013.3725104808.377.136.6518:0016911.4715004848.916.76.618:301439.8574954857.62.47.8619:001369.5554774607.910.58.4819:301279.1564634567.772.48.3320:001228.8534434358.181.67.721:001037.7493953907.9209.122:00756.1413613479.0011.322:12705.9413633489.2011.6图一：（滑停曲线截图）图二：（滑停曲线截图）由上表及滑停曲线看出，滑停过程中，乙丁仓烧空停磨时，汽温均有较大反复。负荷降至175MW，两台磨运行，主汽温385℃，再热汽温386℃，汽温降不下来继续降负荷，转入湿态运行，继续降温、降压，由于负荷低、蒸汽流量小、稳定时间短，降缸温效果不理想。1)降负荷第一阶段，14:00~16:00（120分钟）负荷从280MW降至235MW,主汽温从565℃降至522℃，再热汽温从565℃降至500℃。期间负荷下降速率0.3MW/min，主汽温降率＜0.3℃/min，再热器温降率0.5℃/min。主汽降温速度偏慢，期间采用了先降压后降温的措施，压力偏置由0MPa降至最低-3MPa，减温水量使用偏多。采用调整燃烧降低汽温效果不明显，同时由于压力降得过多，给水压力相应降低，减温水调门开度偏大，降温效果未达到要求。在此阶段，缸胀由40mm降至39mm，而中压差胀由1.2mm降至0.25mm。16:05乙煤仓烧空，甲、丁、戊磨运行，在停乙磨过程中，汽温出现了反复，16:22主汽温由520℃升至540℃，再热汽温由500℃升至510℃。随后，调整燃烧，降低汽温，负荷200MW，氧量最低降至3.5%，由于低负荷缺氧燃烧，燃烧推迟，致屏过受热面壁温出现超温现象，通过加大燃烧区氧量，进行燃烧倒宝塔配风，汽温小幅下降。17:00继续降燃烧、负荷继续降温、降压。17:40负荷降至180MW，主汽温510℃，再热汽温485℃。2)降负荷第二阶段，17:45~20:30（165分钟）负荷从175MW降至120MW，主汽温415℃，再热汽温412℃。17:49丁煤仓烧空，汽温再次出现小幅反复，至18:15主汽温515℃，再热汽温490℃；此时汽机缸胀38mm，中压差胀-0.6mm。由于甲戊磨煤热值较高，水煤比9.5维持左右，减温水基本全开，汽温不能维持继续平稳下降；给水、减温水倒至旁路继续降温。至20:30负荷从120MW，主汽温415℃，再热汽温412℃；汽机缸胀35.5mm、中压差胀-1.6mm。这一阶段降温幅度达到要求，但时间过长，使下一阶段时间相对缩短。3)降负荷第三阶段，20:30~22:13（73分钟）负荷从120MW降至0MW，主汽温365℃，再热汽温348℃。21:15负荷102MW，主汽温395℃，再热汽温376℃；锅炉转湿态运行，由减温水控制汽温。负荷从70MW，主汽温365℃，再热汽温348℃，汽机缸胀30.4mm、中压差胀-3.4mm；汽机打闸，锅炉熄火。4、滑停过程降汽温存在问题及汽温波动原因分析本次滑停过程是#5机组投产以来第一次真正意义上的滑停，以前#5,6机组停运过程中尽管也有汽温降至较低的情况，但由于滑停时间偏短，看不出降缸温效果。总体来看此次滑停未达到预期要求，滑停过程中汽温出现降不下去及三次反复现象。缸温最终降至390℃左右，未达到大机提前揭缸缩短检修工期的要求。降负荷初期及后期汽温变化比较平稳，但由于降汽温过程中减温水量使用过大；致使滑停中期两次停磨过程中，汽温出现大幅波动时，没有有效手段维持汽温平稳并缓慢下降，而是出现20℃左右上涨，使之前的降温工作功亏一篑。由于为了保证停炉安全，甲戊仓上煤热值过高水煤比一度达到10，几台磨煤种不同，停磨后使监盘人员丧失相应的判断依据也是停磨过程中汽温出现反复的原因之一。滑停各个阶段，通过调整风量配比降汽温的效果不理想，致使降