300mw循环流化床锅炉档案管理研究

300mw循环流化床锅炉档案管理研究

0锅炉降压机的操作方式大型承包厂的负荷消除试验主要用于评估deh消除负荷后的轴速运行的抑制功能，确保供电系统的安全稳定，满足供电安全运行的要求。同时考验机组其它设备对汽轮机甩负荷工况的适应能力。新建机组甩负荷试验常用常规法(甩电负荷法)。循环流化床锅炉作为一种燃料适应性广的高效、清洁型锅炉在我国发展迅速,大容量锅炉的技术已日趋成熟,300MW的流化床机组陆续投产。循环流化床机组甩负荷试验,其参数控制较煤粉锅炉机组难,机组甩负荷后,主蒸汽和再热蒸汽流量瞬间降低,即使此时切除所有给煤机,仅保留油枪运行,锅炉炉内残留的未燃尽高温床料、以及锅炉大量的耐磨浇注料的蓄热,仍能对锅炉各级受热面提供大量的热源,这将使得防止锅炉各级受热面管壁温度超温、汽温超温,防止主汽压力急剧上升导致锅炉安全门动作等变得非常困难。特别对于对于300MW级以上及带外置床循环流化床机组锅炉而言,采用常规的甩负荷锅炉操作方式,很难顺利进行。目前,135MW级循环流化床锅炉甩负荷试验,仍有较成功的维持锅炉燃烧稳定,锅炉不超温、超压完成甩负荷试验的经验,如连州电厂135MW机组。而对于近年来的300MW级循环流化床机组的甩负荷试验,无论是带外置床还是不带外置床机组锅炉,50%甩负荷试验时仍有部分采用了维持锅炉稳定燃烧的方式。但是对于100%甩负荷试验,则大多采用了锅炉直接压火的方式进行,如大唐红河电厂、秦皇岛秦热发电有限责任公司、梅县荷树园电厂、坪石电厂等。1设备介绍1.1u3000锅炉布置坪石发电B厂2×300MW工程锅炉为某公司生产的DG1025/17.45-Ⅱ16型循环流化床锅炉。单炉膛、单布风板、三分离器不对称布置。锅炉设计规范见表1。锅炉设计煤种见表2。1.2亚临界中间再热采用某厂生产的(型号:N300-16.7/538/538)亚临界中间再热两缸两排汽凝汽式汽轮机,额定功率和转速分别为300MW和3000r/min,新蒸汽压力和温度分别是16.7MPa、537℃。1.3弹簧式安全阀机组配置两级串联旁路系统,其中低压旁路设置两级减温减压系统,设计容量为锅炉最大连续蒸发量的40%MCR。锅炉配备Crosby公司生产的弹簧式安全阀共11只,分别布置在锅筒和过热器出口主蒸汽管道及再热器进出口管道上。在过热器出口安全阀上游布置2只动力泄放阀,排放量为158.8t/h,占锅炉蒸发量的15.5%。2%降压机及锅炉燃烧试验一般来说,机组甩负荷试验常用常规法(甩电负荷法)。试验按甩50%、100%额定负荷2个阶段进行,要求调节系统动态过程应能迅速稳定,并能有效地控制机组空负荷运行。要求甩50%额定负荷后转速超调量应小于5%,方可进行100%甩负荷试验。具体方法如下:(1)断开发电机主断路器,机组与电网解列,甩去50%、100%额定负荷,测取汽轮机调节系统动态特性和机组有关运行参数。(2)锅炉进行相应燃烧调整及设备运行工况改变,以满足汽轮机甩负荷后工况需要。(3)调整高、低压旁路,维持主、再热蒸汽参数相对稳定,在设计范围内。(4)甩负荷后,如果汽轮机空负荷运行稳定,其它主、辅机运行正常,立即并网加负荷。3试验过程3.15降压机过程及试验过程试验开始前,根据试验细则进行逐项检查,试验进入2h倒计时后,先调整锅炉燃烧,维持负荷150MW左右,功率因素0.9以上。锅炉逐步完成以下准备工作:(1)确认PCV阀前手动门开启,并进行PCV阀开关试验;(2)高、低压旁路开启5%左、右暖管;(3)检查燃油系统备用情况,对所有油枪进行点火试验;(4)检查联锁保护投入情况(解除再热器保护MFT);(5)投入2支床上油枪,1支床下油枪,调整燃料量维持负荷稳定,甩负荷试验倒计时开始时,适当降低煤量,维持负荷稳定;(6)锅炉给水切除1台汽泵、1台电泵运行。14:55:50,机组甩掉负荷150MW负荷,汽轮机最大飞升转速3060r/min,OPC动作1次后;15:01:10,汽机转速稳定在3000r/min,机组并网,逐步增加负荷。锅炉侧主要操作为,确认甩负荷后,手动开启PCV阀;高旁先开至35%,15:02:00开至最大70%,后根据压力调整;低旁甩负荷时开至60%,后开至100%,其调整依据为控制再热器压力;压力稳定后,关闭PCV阀;并网后,逐步关闭高、低压旁路,维持压力稳定。甩负荷试验过程中,床温维持稳定,波动范围在±5℃内;甩负荷前燃料量维持为92t/h,14:56:00减少至80t/h稳定,并网后逐步增加燃料量带负荷;总风量及流化风量基本维持500kNm3左右,变化较小,最终调整依据为控制床温稳定,氧量维持在2.0%左右。床压维持在8kPa左右稳定。甩负荷试验前汽温维持494℃,甩负荷后最高升至522℃后稳定。主汽压力甩负荷试验前为8.34MPa,并网前汽压11.35MPa,15:05:00汽压最高升至11.67MPa(实际汽压升高控制可用在11MPa以内)。甩负荷试验过程主要参数变化曲线见图1。50%甩负荷试验时,4号机发电机主开关断开后,DEHOPC负荷预感器回路LDA触发OPC动作1次。转速最高升至3063r/min,OPC复位后,汽轮机转速受DEH调节指令控制,各调节汽门缓慢开启,这个过程中,转速略有飞升(升至3032r/min),经过衰减振荡,直至暂态过程结束,转速稳定在2998r/min。试验结果表明,DEHOPC负荷预感器回路正确、快速、可靠,DEH调节特性良好,转子的第一飞升极值3063r/min,为甩负荷前转速3000r/min的2.1%,远小于行业标准DL/T711—1999要求值5%,可以进行甩100%负荷试验。3.21%降压机试验完成50%甩负荷试验后,机组迅速带满负荷准备进行100%甩负荷试验。依据100%甩负荷试验细则,逐项进行检查。锅炉检查内容与50%甩负荷试验一致,不同的是所有保护全部投入。19:25:18,机组甩掉负荷300MW负荷;OPC动作一次后,19:30:10,汽机转速稳定在3000r/min,机组并网,带最低负荷,暂时不升负荷;由于电泵跳闸一次及一次风机变频器故障,到19:47:30,风组启动,逐步投煤带负荷。锅炉主要操作如下:甩负荷倒数计时到2时,手动开启PCV阀,确认甩负荷后,手动MFT,高旁先开至40%,19:26:10,高旁最高66%,后根据压力控制,至19:37:30全关;低旁甩后低旁先开至100%,后根据再热器压力控制,至19:37:50全关;19:25:25,直接停运2台引风机,一、二次风机联跳,高压流化风机保持运行,锅炉压火;并迅速检查相关设备启动条件,待并网后准备启动风机。19:31:00,启动A、B引风机,汽19:31:15,电泵跳闸,锅炉无法进行上水,在汽包水位维持可见的情况下,维持汽压稳定,尽量减少排汽,暂时不启动其它风机;19:34:40,电泵启动,恢复锅炉上水,汽包水位最低至-350mm后逐步上升至正常;启动二次风机,启动2台一次风机,变频器故障启动不成功;19:47:00,一次风机启动成功;19:52流化风量达到2000000Nm3/h,流化后床温由625℃至19:58:10涨至最高667℃最高;19:56分,给煤机具备启动条件,迅速启动8台给煤机,每台给煤机给煤量5t/h,同时投入相应油枪,PCV阀及旁路逐步关闭,汽机调整负荷维持主汽压力稳定。投煤后床温仍有下降趋势,至20:08:10床温最低至617℃,开始上涨,此时氧量2.58%,煤量降低至60t/h左右。燃烧稳定正常后,逐步增加煤量,升负荷。甩负荷试验前主汽压力15.39MPa,19:25:50最高17.44(DCS可能没采集到最高值);再热器压力甩前3.03MPa,甩后最高升至3.22MPa,19:25:55降低至1.05MPa;主汽温度甩前515℃,甩后19:26:20最高涨至521℃,19:54:20,跌至最低468℃后回升。100%甩负荷试验时,发电机主开关断开后,DEHOPC负荷预感器回路触发,OPC动作后由于转速一直高于3090r/min,约持续了11s,直到转速下降到3090r/min以下才复位。转速第一飞升极值3147r/min。甩负荷179.576s,转速最终稳定在2999r/min左右。试验过程曲线见图3、图4。试验结果表明,4号机组甩负荷试验OPC只动作1次就能逐步维持汽轮机转速稳定在额定值,空负荷运行并且迅速带满负荷,汽轮机最大飞升转速没有达到保护值,试验成功。4强制负荷试验过程与主要问题及锅炉试验分析相关4.15启pcv阀的试验50%甩负荷试验整个过程中,锅炉燃烧稳定,主再热蒸汽参数稳定,机组甩50%后5:20:00机组重新并网,正常带负荷,没有出现超温、超压现象;汽包水位稳定可控。对50%甩负荷试验控制分析如下:(1)50%甩负荷试验由于运行参数低,较好控制。(2)甩掉负荷后,手动开启PCV阀,对于控制第一波压力上升有明显好处,而旁路的控制往往受限与其它多方面参数影响,旁路调整的依据也是控制压力相对稳定。(3)由于燃料量可以保持80t/h,锅炉可以不投油稳燃,所以试验时可以不投油枪运行,但是试验开始前仍应进行油枪试验。(4)从实际压力升高看,从甩负荷前到并网,主汽压力升高约3MPa,将此压升参考到100%甩负荷,如果仍维持此燃烧工况,主汽压力升高可能超过4MPa,即使主汽压力不按照额定值运行,锅炉安全门仍会动作;但是,如果再降低燃料量,锅炉燃烧控制困难;即使全部切除燃料,由于床内存煤很多,仍有可能超压,而且切除燃料后,维持炉内流化,锅炉床温很难保持到能继续投煤,因此选择直接压火进行100%甩负荷试验是合适的。(5)50%甩负荷试验时,压力升高一些问题不大,关键是要维持压力稳定,以利于汽温、给水、床温控制;只要压力控制相对稳定,汽温、汽包水位调整均会变得容易。4.21机组并网之后的运行注意事项100%甩负荷试验时,采用锅炉压火的方式,过程安全可控,不会出现超温超压现象,锅炉蒸汽参数能够很好的满足汽轮机运行需要,辅助设备正常的情况下,锅炉能够迅速投煤带负荷。试验过程中遇到的问题主要在机组重新并网后,主要有以下两点:(1)并网后,风机启动前,电泵跳闸一次,3min恢复;此时需要注意控制的是,尽量维持机组负荷在最低值,风机暂时不能启动,维持压力稳定的情况下,尽量减少排气量,关小旁路开度,关闭PCV阀等,维持汽包水位可见。(2)电泵恢复后,汽包水位正常,在启动风机的过程中,一次风机变频器重故障不能启动。就地复位后正常启动。需要注意的是,在目前这种压火运行的方式下,一次风机跳闸过程中,很可能每次都会出现故障报警导致风机无法启动,由于该故障远方无法复位,需就地复位,因此试验时需要注意就地安排人检查,从长远来看,需要增加远方对故障复位功能。4.31风机投煤并网后投煤带负荷变化(1)采取压火的方式安全可控,PCV阀操作要及时。(2)如果操作得当,汽机转速稳定快,能迅速并网,风机启动及时,其它各辅助设备正常,应可以不需要投入油枪,直接投煤既可;但是,甩负荷前必须进行油枪试验,确保油枪可用,以防其它原因导致风机重新启动的时间过长,床温降低过多,不能直接投煤,油枪又不可用,导致锅炉不能及时升负荷。(3)重新启动后,直接投入煤量应在一个合适的范围内,煤量过多,投入过多冷煤着火不够时,会加快床温下降速度,而过少煤量,同样不能稳定床温;试验过程中投煤量在40～70t/h范围内调整。(4)一次流化风量21～2300000Nm3/h较合适,压火再次启动床压高达13kPa,床料多,有利于投煤着火,因此甩负荷前控制的床压8.5kPa是比较合适的,不需要控制更高的床压。(5)高低旁操作,听到“甩”时,先全开低旁,再将高旁开至40%,后更具汽压进行调整,汽压稳定后,高旁还要控制再热器压力小于1MPa,以利于汽机转速稳定。(6)风机的启动时间,应主要参考机组并网时间,只有机组具备并网条件后,则可以迅速启动风机投煤升负荷;在一定范围内,燃料量投入主要参考床温变化,可以不考虑压力,用升降低负荷来控制主汽压力稳定。(7)由于流化床蓄热大,只要操作得当,即使压火时间较长,也能保证汽温稳定满足汽轮机安全运行需要;但是并网初期,机组加负荷不要太快,负荷的控制主要依据是控制压力稳定,从而保证汽温稳定,汽包水位控制容易;投煤正常后,可以根据燃料与负荷匹配情况进行升降负荷。(8)4号锅炉试验过程中,由于电泵及一次风机问题,导致投煤时间推迟,但是实际汽温变化幅度变大,速度缓慢,从锅炉压火到投煤后主汽温回升,时间约30min,总共汽温下降约50℃,最低汽温468℃。如果并网后风机能马上启动带负荷,汽温下降应不会超过10℃。4.4关于100%甩负荷锅炉运行方式的讨论(1)锅炉压火与不压火方式下机组重新并网及带负荷速度比较。甩负荷试验导则要求甩负荷试验时,锅炉不停炉。但是从目前来看,300MW级以上的循环流化床机组100%甩负荷试验时,大部分采用了锅炉压火的方式进行试验,暂时没有维持锅炉燃烧稳定的情况下进行试验的机组。分析试验导则的要求锅炉不停炉,其主要目的还是在于机组甩负荷后,再次并网带负荷的速度,从50%、100%甩负荷试验过程来看,50%甩负荷后,5:20:00机组重新并网带负荷,而100%甩负荷后5:12:00后,机组重新并网。由于循环流化床床锅炉的蓄热量大,锅炉压火后,蒸汽参数仍能够满足汽轮机运行需要,因此机组重新并网带初负荷时间来看,压火与稳定燃烧2种方式甩负荷试验并没有区别。如果控制得当,机组并网后,锅炉启动风机后能够直接投煤带负荷。从而可以认为压火与稳定燃烧甩负荷重新带负荷要慢的时间主要在于风机开始启动到床料流化具备投煤条件的时间,从100%甩负荷试验过程来看,如果没有设备故障原因影响,这个时间在8min以内。因此二者在带负荷速度来说,采用压火的方式带满负荷需要迟5～8min左右。(2)锅炉压火与不压火方式下甩负荷试验参数可控性比较。如“50%甩负荷锅炉控制分析”中第4点分析一样,如果采用维持锅炉燃烧稳定的方式进行甩负荷试验,导致锅炉安全门动作的可能性非常大,基本不可避免。如果锅炉安全门动作导致蒸汽压力大幅波动,汽包水位波动,从而也可能导致锅炉MFT。另外对于带外置床循环流化床锅炉,由于外置床内大量的高温床料蓄热,在过热器及再热器内通流蒸汽量极少的情况下,很容易导致管闭及汽温超温。因此,100%甩负荷时,采用维持锅炉燃烧稳定的方式可控性较差。而采用压火的方式,锅炉蒸汽压力波动小,不会超压