北疆电厂汽轮机优化运行实践

北疆电厂汽轮机优化运行实践第一页，共22页。公司概况国投北疆汽轮机及附属系统概述优化运行面临的一些问题主要采取的优化运行措施第二页，共22页。国投北疆发电厂位于天津市滨海新区汉沽，电厂依托汉沽盐场，开创了集发电-海水淡化-浓海水制盐-固体废弃物综合利用-土地节约整理“五位一体”的“北疆循环经济模式”，是我国首批循环经济示范工程。规划建设6×1000MW超超临界燃煤发电机组和日产60万吨海水淡化装置。一期工程建设的2×1000MW发电机组已于2009年正式投产发电，日产20万吨的海水淡化装置也已正式投入运行，淡化水已送入滨海新区市政管网。公司概况第三页，共22页。北疆电厂循环经济项目，每年生产电能120亿千瓦时，淡化水6570万吨,新增原盐产量50万吨，提供环保建筑材料100多万立方米，节约22平方公里的建设用地。第四页，共22页。第五页，共22页。公司概况国投北疆汽轮机及附属系统概述优化运行面临的一些问题主要采取的优化运行措施第六页，共22页。汽轮机及附属系统概述汽轮机是上汽引进德国西门子技术生产的1000MW超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，型号为N1000-26.25/600/600（TC4F）；汽轮机控制系统为西门子的T-3000DEH系统；循环水系统为带海水冷却塔的闭式循环水系统，每台机组配两台循环水泵，一座12000㎡冷却塔，冷却塔是我国首批自主化设计的耐高腐蚀性的特大型海水冷却塔；给水系统配两台50%容量的汽动给水泵和一台30%容量的电动给水泵，其中每台汽动给水泵配一台电动前置泵；凝结水系统配三台50%容量的凝结水泵，正常两台运行，一台备用；旁路系统采用100%BMCR的高压旁路和65%BMCR的低压旁路组成的二级旁路系统，锅炉过热器出口无安全阀，再热器出口管道设有4×25%容量的气动可调节式再热器安全阀第七页，共22页。公司概况国投北疆汽轮机及附属系统概述优化运行面临的一些问题主要采取的优化运行措施第八页，共22页。优化运行面临的一些问题4循环水系统为闭式循环方式123主要辅机无变频设计机组投产后未进行较大技改处于AGC调节考核最严格的华北电网第九页，共22页。公司概况国投北疆汽轮机及附属系统概述优化运行面临的一些问题主要采取的优化运行措施第十页，共22页。1、汽轮机调门优化调整存在的问题：机组运行中汽轮机高调门一般处于32~38%的较小开度，冬季随着机组真空的提高，高调门开度只有28~35%，节流损失非常大。高调门开度过小的原因：①为满足AGC两个细则的调节要求，DCS逻辑中主汽压力曲线的设定值高于汽轮机的实际的主汽压力曲线，造成高调门长期处于节流状态；②冬季与夏季相比，机组真空变化幅度达7kpa，但机组的滑压曲线只有一条，未考虑真空的变化对机组的影响，从而造成冬季机组的实际调门开度更小，损失更大。机组负荷MW主汽压力设定值Mpa春秋夏季冬季真空kpa高调门开度%真空kpa高调门开度%真空kpa高调门开度%50016-98.6130-93.4533-99.782760018.55-98.0131-93.137-99.172970021.15-97.2034-93.738-98.823280023.65-96.5937-92.241-98.013490026.25-96.3739-91.657-98.1236100026.25-96.1043-91.3100-98.3338第十一页，共22页。1、汽轮机调门优化调整2）修订压力曲线，保持机组负荷稳定，通过在线改变机组主汽压力设定值的方法，得到维持汽轮机高调门在48~53%的经济开度下的典型负荷点的主汽压力值，根据定值形成新的压力曲线；机组负荷MW春秋季夏季冬季主汽压力设定值Mpa高调门开度%主汽压力设定值Mpa高调门开度%主汽压力设定值Mpa高调门开度%500144814.54913.84660015.84816.34715.54870018.15018.55017.54880021.25221.54820.85090023.95024.35523.550100026.254926.45626.048主要采取的调整方法：1）通过与电网自动控制中心比对，发现AGC两个细则远动装置在通讯数据采集环节存在延时误差，将误差消除，同时修改机组CCS逻辑，避免了仅靠汽机调门的动作来响应AGC调度指令；第十二页，共22页。1、汽轮机调门优化调整负荷MW取得的成效原压力曲线下压损%滑压曲线修订后压损%热耗率降低kJ/kWh50021.816.419.660018.613.216.570017.510.417.280012.48.410.490010.35.27.410009.83.76.73）按照上述方法分别得到不同季节的压力曲线，热工在DCS内部搭设逻辑，实现了不同季节时滑压曲线的无扰动切换，同时将机组滑压曲线留出压力偏置设置点，运行人员可根据机组实际运行情况进行调整；4）取消小指标中主汽压力一项，将汽轮机高压调门开度纳入小指标竞赛中去，调动运行人员调整的积极性。第十三页，共22页。2、优化汽机冷端运行方式1）通过试验的方式确定出循环水泵的经济运行方式，同时结合凉水塔的特性，1~2月采用单机单泵凉水塔外圈配水的运行方式，6~9月采用两机三泵的运行方式，第四台循泵仅作为备用泵，其余季节采用单机单泵全塔配水的运行方式；下阶段将在降低凉水塔出水温度方面开展工作。机组微增出力试验凝汽器变工况特性试验循泵流量耗功试验确定循泵最佳运行方式凉水塔特性试验2）在两机三泵运行期间，将第三台循泵的及时启、停纳入小指标考核中，调动运行人员及时启动和停运第三台循泵；第十四页，共22页。2、优化汽机冷端运行方式4）检修时，积极安排凉水塔清淤和凝汽器钛管水冲洗工作；3）认真开展真空查漏工作，通过在线查漏和检修时的灌水查漏，机组的真空严密性数值大幅下降；目前137pa/min106pa/min平均下降120、444pa/min257pa/min初期#1机真空严密性数值#2机真空严密性数值550pa/min第十五页，共22页。2、优化汽机冷端运行方式5）凝汽器抽真空管道由串联改并联，高、低压凝汽器抽气互不干扰，真正实现凝汽器的双背压运行，从两台机组的实际情况看凝汽器的真空平均提高0.3~0.4kPa左右，机组发电煤耗下降了0.5g/kWh左右；6）保证轴封系统运行正常，经检查发现轴加疏水器经常有卡涩造成漏真空现象，目前已将轴加疏水改至汽泵的密封水筒，避免了轴加系统漏真空。第十六页，共22页。3、凝结水系统优化运行由于负荷对凝结水系统扰动较大，无法实现500MW低负荷时单台凝泵运行，凝结水系统的电耗率高达0.43%。投产初期现状对凝结水泵进行了最大出力试验，同时对凝泵启动逻辑、除氧器上水调门控制逻辑进行了优化，实现了负荷650MW以下单台凝泵的运行，凝泵的电耗率降至0.3%低负荷单台凝泵运行经过优化调整，凝结水系统的电耗率由初期的0.43%降至目前的0.19%，而且目前正在考虑低负荷单台凝泵变频运行的方式，进一步降低凝结水系统的电耗。在线进行变频改造经过精心组织，措施到位，今年在机组正常运行中完成了#2机凝泵变频器的安装、变频逻辑及画面组态下装，以及凝结水系统的变频调试，凝泵的电耗率进一步下降至0.2%以内。第十七页，共22页。4、优化机组启停1）循环水系统在机组启动初期，通过临机联络管供水来保证闭式水和真空泵的冷却水，待锅炉点火升压时再启动循环水泵；凝补水箱自除盐水母管除氧器凝补水泵凝汽器凝结水母管注水凝结水泵新增管路及阀门3）用临机辅汽加热给水，并通过除氧器静压、汽前泵直接向锅炉上水热态冲洗；2）除盐水直接向凝汽器、除氧器上水并进行冲洗，推迟凝结水系统的启动；第十八页，共22页。4、优化机组启停4）优化汽轮机暖阀方式；规定汽轮机暖阀条件：冷态启机时炉侧主蒸汽温度高于汽轮机主汽门阀体内壁100℃时，开始暖阀；温热态启机时炉侧主蒸汽温度高于汽轮机主汽门阀体内壁30℃时，开始暖阀合理控制暖阀压力，根据经验，维持主汽压力在4~6.5Mpa时，可以提高暖阀速率改变暖阀方法，在暖阀过程中保持主汽门始终全开，以提高暖阀速度，待阀体、内缸的温度与转子温度相匹配后，再重新投入启机步序，直接对汽轮机进行冲转，同时避免了主汽门频繁开关对设备造成的危害机组冷态启动缩短暖阀时间90min，温态启机缩短暖阀时间60min，实现机组极冷态（环境温度）启动时从锅炉点火至汽轮机冲转7.5小时的时间。第十九页，共22页。4、优化机组启停5）锅炉起压后及时投入#2高加；启机过程中，锅炉起压后，高旁开度大于5%后即投入#2高加。可以提高给水温度50℃左右，增加锅炉蒸发量，利于汽温的控制，减少升温升压时间30min。减少旁路向凝汽器的热排放量，进而减少锅炉燃料的消耗约30吨

可以降低除氧器加热用汽和辅汽消耗量，从而减少临机用汽70吨左右便于冷再管路暖管，可以更早的将辅汽切至本机冷再带6）合理安排启机过程，机组启动前，做好统筹安排，结合实际经验，对各系统的恢复和启动进行了重新规定，提前对系统进行恢复，确保各系统启动的连贯性。经实践，机组冷态启动时从恢复循环水系统至发电机并网仅17小时即完成，约缩短机组启动时间5.5h，节省产用电量约10万KWh