18061042899
当前位置:主页 > 新闻中心 > 发电机组深度调峰的安全效益分析

发电机组深度调峰的安全效益分析

2020-08-11
来源: 礼德动力

0 引言

某电厂2×330 MW燃煤发电机组锅炉系哈尔滨锅炉厂有限公司利用美国GE技术制造的。锅炉型号为HG-1025/17.5-YM15,为亚临界参数、一次中间再热、单炉膛、固态排渣、全钢架悬吊结构、露天布置、控制循环燃煤汽包炉,采用平衡通风、直流式燃烧器、四角切圆燃烧方式。

配置的2台汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的国产引进型亚临界凝汽式330 MW机组,型号为N300/16.67-537/537,冷端为海水直接冷却。机组经过中低压导管打孔抽汽供热改造,可以提供工业及采暖用热负荷。

为响应国家和山东电网关于火电机组积极参与深度调峰的号召,提高机组上网的竞争力和盈利水平,该电厂1号机组于2017年申报并成功获批深度调峰机组。

从2017-09-13开始,1号机组几乎每天00:00-05:00 (调停除外)都参与40 %机组深度调峰。2017年,1号机组共计进行深度调峰81次。

1 安全性评估

1.1 锅炉侧安全评估

(1) 锅炉燃烧运行稳定性分析。目前,根据机组的燃用煤质情况,结合锅炉设备状况,参考同类型机组,该电厂1号机组在35 %额定负荷下可安全、稳定运行。如存在煤质恶化现象,则需要投入等离子运行。

(2) 管壁温度不均匀和易超温。锅炉深度调峰期间,受炉膛火焰充满度较小的影响,易出现火焰偏斜的现象,造成管壁温度受热不均,出现受热面超温的现象。深度调峰过程中,应加强风、粉均匀性调整,防止偏烧。

(3) 磨煤机绞笼支撑棒受损。1号机组C磨煤机重量近180 t,每天因为启停及运行惯性对磨煤机绞笼体、绞笼叶片、绞笼支撑棒、轴瓦及基础螺栓产生巨大冲击力,易造成部件损坏。1号机组A修时,1号炉A,C磨煤机同时更换绞笼支撑棒,调停时检查发现,1号炉A磨煤机(连续运行)的绞笼支撑棒正常,1号炉C磨煤机(频繁启停)的绞笼支撑棒损坏13根。

(4) 金属受热面热应力。机组高、低负荷交替运行,炉膛内烟气流场波动大,由于末再等受热面管屏本身壁厚小、刚性差,锅炉受热面易因应力不均、物理性能变化出现机械拉裂、磨损泄漏的现象,建议在运行上合理控制机组的调峰速率。

综上,该电厂1号机组参与深度调峰,存在管壁温度受热不均、磨煤机绞笼支撑棒损坏、金属受热面热应力等多方面的问题,且多数是量变到质变的过程,无法确切评估它们带来的损失。从运行来看,应严格控制负荷变化速率,确保其满足机组启动速率限值的要求。

1.2 汽机侧安全评估

(1) 冬季深度调峰运行期间注意末级叶片安全问题。由于该电厂循环冷却水系统为海水直接冷却的开式系统,冬季循环水温度调整比较困难,机组低负荷运行期间排汽流量低,低压缸排汽极易出现压力过低现象,进而使排汽湿度增大,导致末级及次末级叶片发生汽蚀。因此,建议电厂在深度调峰运行期间,采取必要措施,控制低压缸排汽温度,使其不低于28 ℃。具体措施为:调整循环水泵运行方式,适当开启循环水再循环门,调节轴封压力,甚至稍微开启真空系统中与大气连接的阀门,使排汽压力保持在对应负荷下的阻塞背压以上。

(2) 电厂单机运行带一定的热负荷,其深度调峰幅度则受限于热负荷的参数要求和保证低压缸最小冷却流量的要求。该电厂曾进行带热负荷深度调峰试验,最低负荷为170 MW,国电吉林江南电厂也曾进行过相同性质的试验。试验时机组带100 t/h采暖抽汽、20 t/h工业抽汽,当负荷降到170 MW时,低压缸出现鼓风,排汽温度由28 ℃持续升高,当升高至40 ℃时负荷加至175 MW,排汽温度停止上升并保持在40 ℃,这就是供热对调峰深度的限制。

山东电网负荷形势表明,调峰压力并未严峻到强制单机运行电厂参与深度调峰的情况,可以保证该电厂双机运行时由一台机组参与深度调峰、另一台机组供热运行。如果单机运行时必须参与深度调峰时,可以考虑改造热电解耦。

(3) 对于开展深度调峰机组,其煤耗随着调峰频次增加会逐渐自然升高,因此发电集团对于参与深度调峰的机组煤耗指标考核应作相应考虑。由于机组频繁参与深度调峰,主辅设备及系统阀门承受周期性大幅度参数变化影响,发生故障非停几率增大,因此建议在非停指标考核中也给予适当考虑,以调动生产一线人员参与深度调峰工作的积极性。

2 经济性评估

2.1 机组煤耗影响分析

根据机组深度调峰情况,建立机组深度调峰期间负荷模型,00:00-05:00期间,机组负荷率为38.8 %;05:00-06:00期间,机组负荷率为66.7 %;06:00-23:00期间,机组负荷率为81.8 %。综合考虑深度调峰对机组热耗、供电煤耗、锅炉热效率、厂用电率、喷氨量增加等影响,采取电量加权的方式,以1天调峰5 h计算,影响全天供电标准煤耗2.56 g/kWh,增加燃料成本1.06万元。具体计算如表1所示。

2017年,该电厂1号机组深度调峰81次,合计增加燃料成本85.9万元,影响2017年1号机组平均供电煤耗0.79 g/kWh。

2.2 基数电量电价收益分析

根据山东电网的调峰政策,深度调峰机组有效利用时间为5 000 h,发电量按基数电量电价交易,相对于市场交易电价,高0.009-0.023元/kWh。2017年基数电量电价收益计算如表2所示。

表1 深度调峰对机组煤耗的影响的计算

表2 2017年1号机组深度调峰基数电量电价收益计算

2017年,基数电量电价与市场电量电价差异带来的利润为1 103.289万元,扣税后利润为942.7万元。

2.3 电量差额影响分析

2017年,该电厂参与深度调峰的1号机组利用时间计划为5 000 h;但受检修等影响,部分电量由2号机组代发,且还存在部分转让电量,因此无法统计2台机组的发电量差额,所以暂不考虑。

综上,2017年,该电厂1号机组深度调峰收益为:基数电量电价收益-发电燃料增加成本=942.7-85.9=856.8万元。

3 提升深度调峰收益的措施和建议

(1) 适时开展机组热电解耦改造,在满足最大供热需求的情况下,将机组电负荷降至35 %额定负荷以下。

(2) 增加燃烧监控措施,如风粉在线、燃烧温度/图像监测等,确保锅炉低负荷燃烧安全。

(3) 增加水冷壁壁温测点,加强低负荷下受热面安全监控。

(4) 建议开展锅炉燃烧优化调整,通过对风、粉的精细化调整,在提高锅炉低负荷下稳燃能力的同时,提高机组运行经济性。

(5) 建议主管部门对开展深度调峰的电厂进行非停次数、供电煤耗指标等方面的政策倾斜,以提高此类电厂开展深度调峰的经济性,增加机组的盈利能力。

(6) 建议电厂在深度调峰运行期间,采取必要措施,控制低压缸排汽温度不低于28 ℃,使排汽压力保持在对应负荷下的阻塞背压以上。