CN113756898B - 一种火电厂停炉的汽机定速备用运行方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种火电厂停炉的汽机定速备用运行方法，包括火电厂两台单元制机组主、辅机及附属热力系统，其特征在于：所述方法为选用电站常用管道、阀门对两台机组再热冷段至辅助蒸汽联箱联络管短接联通、凝结水系统再循环管联通，采用1台机组停炉而汽机定速备用运行，另一机组不投油最低负荷运行，实现火电厂总体调峰目标的同时增加电网旋转备用容量；以实现达到深度调峰目标、减少燃油消耗和热量损失、节约厂用电的目的，并提供电网旋转备用容量的目的。
Description
技术领域
本发明属于火力发电厂运行技术领域，尤其涉及一种火电厂停炉的汽机定速备用运行方法。
背景技术
大型火电机组并入电网运行，是电网安全稳定运行的重要支撑，随着电网谷峰差的日益增大，火电机组越来越多地参与电网调峰运行，依据火电机组的最低不投油稳燃负荷设计值为40％BMCR，目前调峰深度一般按机组50％ECR要求执行，如果调峰深度继续加大，锅炉需要投入大量燃油稳定燃烧，以避免锅炉突然熄火迫使汽轮发电机组停运，这一客观的技术条件，极大限制了电网对新能源发电入网的规模。为此国内外进行了很多针对火电机组增强调峰能力的技术改造，由于投入资金量大、供热条件、储能条件差异等原因，目前采用的热电解耦、大规模储热、储电等技术并不完全适用于所有火电厂。
通常火力发电厂配置两台单元制燃煤发电机组，夜间基本按两台机各带50％负荷参与电网调峰，但在如果出现水电、风电、光伏发电等出力持续增大情况时，调度部门出于全额消纳可再生能源和电网安全运行考虑，不得以要求火电机组降负荷到40％ECR以下运行，此时火电厂面临三种选择：一是保持锅炉维持负荷40％MCR以上不投油，大量高品质蒸汽通过高、低压旁路减温减压后排入凝汽器；二是采用一台机高负荷不投油运行，另一台机组投油空负荷旋转备用(定速3000r/min且不对外送电)运行；三是采用停运一台机组两班制运行，等待电网命令再次启动，对于大型火电机组一次滑停和极热态启动耗时5小时以上，存在极热态开机不成功的风险。此三种方式均需要消耗大量燃油、厂用电和损失大量热能，极不经济，如果电厂采用停机方式，电网还将面临旋转备用容量减少的问题。
因此探寻一种利用火电机组现有系统、改造投资更少、运行更经济，具有更大调峰能力，并且提供电网旋转备用容量的方法，是本发明能够解决的问题。
发明内容
本发明要解决的技术问题：提供一种火电厂停炉的汽机定速备用运行方法，以实现达到深度调峰目标、减少燃油消耗和热量损失、节约厂用电的目的，并提供电网旋转备用容量的目的。
本发明技术方案：
一种火电厂停炉的汽机定速备用运行方法，包括火电厂两台单元制机组主、辅机及附属热力系统，所述方法为选用电站常用管道、阀门对两台机组再热冷段至辅助蒸汽联箱联络管短接联通、凝结水系统再循环管联通，采用1台机组停炉而汽机定速备用运行，另一机组不投油最低负荷运行，实现火电厂总体调峰目标的同时增加电网旋转备用容量。
所述方法具体包括：
步骤1、确定火电厂两台机组运行方式；
火电厂两台单元机组配置，锅炉最低稳燃负荷设计为40％BMCR，以1台机组带40％ECR运行、1台机组停运锅炉，汽轮发电机定速带部分厂电负荷运行，为电网提供旋转备用容量但不对外输出有功，实现火电厂总有功功率20％ECR深度调峰，部分厂用电负荷为维持该机组定速3000r/min必须运行的辅机负荷，包括1台循环水泵、1台凝结水泵、1台开式水泵和全部必要的辅机，停运锅炉的辅机除2台空预器外，其余辅机停运。
步骤2、设计工质双向流动流程；
以1号锅炉停运且汽轮发电机带部分厂用电运行，2号机组部分蒸汽按正常流程作功带40％ECR电负荷，部分蒸汽流经2号机高压缸和高排逆止门后分流，经辅助蒸汽系统进入1号机组中低压缸作功，定速带部分厂用电且“0”输出功率运行；
步骤3、参数核算；
1号机组停炉汽机定速带部分厂用电运行，1号机组不投入加热系统时，发出一定电功率消耗蒸汽量为最小Gmin，关系式：
式中：Nel为1号汽轮发电机电功率(kW·h)
Gmin为1号汽机进入中压缸蒸汽流量(kg/h)
ΔHt为1号汽机进汽参数的汽轮机理想焓降(kJ/kg)
ηri为1号汽轮机中低压缸相对内效率(％)
ηax为1号汽轮机的机械效率(％)
ηg为1号发电机的效率(％)
即：
蒸汽经1号机中压调节门进入汽轮机，内效率ηri为汽轮机通流部分的内效率η′ri与调节阀节流效率ηth的乘积，即ηri＝η′riηth，中压调门全开时ηth近似为100％，蒸汽流量为Gmin，蒸汽作功分解为有效电功率和定速3000r/min空载耗功ΔNax，推导式(2)得：
1号汽机内效率为用2号机再热冷段蒸汽参数查取相应焓值和1号机低缸压排汽饱合蒸汽焓替代UEEP进行计算可得，所述空载耗功ΔNax通过机组空载定速数据算出，因此发电机效率ηg取高值99％，厂用电量经统计后按10MW计，由此1号机组带部分厂用电蒸汽流量Gmin可计算得出，考虑运行中参数波动影响，蒸汽流量按1.2倍Gmin核算汽水联络管道最小管径：
式中：Dimin为管道内径(mm)
Gmin为冷再蒸汽/凝结水流量(kg/h)
ν为冷再蒸汽/凝结水比容(m3/kg)
c2为冷再蒸汽/凝结水流速(m/s)
辅助蒸汽和凝结水联络管道内径Dimin值视为最小保证值，辅助蒸汽联络选用Φ377×16mm管道，凝结水联络选用Φ273×8.5mm管道；
步骤4，热力系统改造；
系统改造后切换主机运行方式实现工质双向流动；原1、2号机辅汽联箱联络管拆除封堵，将1号机组和2号机组再热冷段至辅汽联箱母管用Φ377×16mm压力短接联通，第一电动门、气动调节门、第二电动门选用DN350电动门和气动调节门，阀门两侧管道上配置疏水门、压力和温度测点，保留原1号机辅汽联箱进汽第一电动调节门及管道；在两台机凝结水再循环电动门和凝结水再循环调节门之间配置等径三通，用Φ273×8.5mm压力管道连接，管道上配置第三电动门、第二电动调节门和第四电动门，选用DN250电动门和电动调节门，电动门、气动调节门、电动调节门为就地和远操双控阀门，热工监测、控制信号接入机组DCS系统；
步骤5、火电厂运行调整；
按2×600MW机组配置火电厂，假定初始工况为两机组分别带300MW运行，相应辅机正常运行，当全厂按240MW总有功功率运行时，执行1台机组停炉的汽机定速备用方法，按1号机组停运锅炉带部分厂用电、2号机组带240MW负荷协调控制。
步骤2的蒸汽流程为：部分蒸汽经2号机高排逆止门→辅助蒸汽联络管→第二电动门→气动调节门→第一电动门→机组辅助蒸汽联络管→1号机组再热冷段→1号锅炉再热器→1号机组再热热段→1号汽机中压缸流入1号汽机低压缸→1号机组凝汽器→1号机组凝结水泵→1号机机组凝结水再循环电动门→第三电动门→第二电动调节门→第四电动门→2号机组凝结水再循环电动调节门→2号机组凝汽器，维持两台机组汽水平衡。
步骤5所述火电厂运行调整的具体方法包括：
步骤5.1、开启第一电动门、第二电动门及疏水门暖管，监视气动调节门两侧压力、温度变化趋势，联络管蒸汽温度接近冷段再热蒸汽温度时，开启气动调节门至20％，辅助蒸汽联络管转为热态备用，检查1号机辅汽联箱进汽第一电动调节门开状态，1号机辅助蒸汽联箱压力0.8MPa备用；
步骤5.2、1号机组按滑停技术规程逐渐降低1号锅炉负荷，协调控制两台机组有功功率，控制1号机组降负荷速率符合调度负荷曲线的要求；
步骤5.3、随着1号机组有功功率降低，辅助蒸汽联络管气动调节门两侧压差达0.1MPa，两侧冷段再热蒸汽达到300～330℃时，逐渐开大气动调节门至100％，关闭联络管疏水阀门；
步骤5.4、1号锅炉采用依次停运磨煤机的方式降负荷；
步骤5.5、1号机组有功功率120MW以下，1号汽机高压调节汽门关闭、通风阀(VV)开启，1号机组有功功率至50MW时，合6kV备用电源A、B段开关，检查再热蒸汽温度与中压缸温度匹配、冷再与热再蒸汽温差在70℃以内时，调节关闭高压旁路门，逐次停运全部磨煤机，停运一次风机，停全部油枪、停运送风机、引风机、关闭全部风烟系统档板、风门，仅保持2台空预器运行，1号锅炉保压停炉；
步骤5.6、停1号机电动给水泵，断开6kV备用电源A、B段开关，保持1号机组1台凝结水泵、1台循环水泵、1台开式水泵及400V辅机运行，调整1号机组DEH目标负荷与当前厂用电负荷相适应，经1号机辅助蒸汽联箱投入除氧器加热，维持水温100℃，便于恢复时向锅炉上水；
步骤5.7、整个过程维持1号机组除氧器、凝汽器正常水位；
步骤5.8、逐渐调整2号机组有功功率240MW运行，控制1号机组主变压器出口输出功率“0”状况，1号机组带汽机运行辅机及1号炉空预器运行，实现火电厂1台机组停炉的汽机定速备用运行。
步骤5.4所述1号锅炉采用依次停运磨煤机的方式降负荷时，过程中控制再热蒸汽温降速率2～2.5℃/min，1号机组有功功率降到240MW时，投入部分油枪稳燃，1号机组有功功率降低至180MW时，检查1号汽机轴封汽切为辅助蒸汽联箱供给，主蒸汽系统疏水门开启，启动电动给水泵向锅炉供水，停运汽动给水泵，当1号机组有功功率降至120MW时，检查再热蒸汽系统疏水门开启，监视1号汽机高压调节汽门逐渐关小，开启1号机高压旁路阀，控制再热蒸汽压力和温度平稳下降。
维持1号机组除氧器、凝汽器正常水位的方法为：1号机组凝结水泵打再循环，1号机凝结水再循环第一电动门、1号机凝结水再循环电动调节门开启，凝汽器水位高时开启第三电动门、第二电动调节门、第四电动门和2号机凝结水再循环电动调节门，关闭1号机凝结水再循环电动调节门，将1号机组凝结水输送回2号机组。
1号汽轮发电机作功蒸汽来源于2号机组再热冷段，流经1号锅炉再热器时会产生压力和热量损失，因此用2号机旁路参与调节控制1号机中压进汽参数不低于2.0Mpa和330℃。
所述调节关小再热烟气挡板、开启1号汽机高压旁路，目的是控制1号汽机中压进汽与中缸金属温度匹配，所述负荷低于240MW投入部分油枪稳燃，目的是避免意外熄火。
所述Gmin、Dimin为1号汽机调节汽门全开时对应中压进汽参数的蒸汽流量和管道内径，配置管道时流量为1.2Gmin。
本发明的有益效果：
现有技术相比，本发明最大限度利用火电厂现有条件，实施冷再至辅助蒸汽系统和凝结水系统改造，并通过1台机组停炉的汽机定速备用实现火电厂深度调峰，调峰深度可达总容量的20％ECR，同时停运的锅炉仅保留2台空预器运行，相应汽轮发电机带必须运行辅机负荷，可节约大量调峰用燃油和厂用电；实现达到深度调峰目标、减少燃油消耗和热量损失、节约厂用电的目的，并提供电网旋转备用容量的目的。
附图说明
图1为本发明的辅助蒸汽改造示意图；
图2为本发明的凝结水系统改造示意图。
具体实施方式
本发明一种火电厂停炉的汽机定速备用运行方法，使火电厂更好适应当前深度调峰需要。不同于传统的“停机停炉两班制”、“不停炉空载备用”和“低速少蒸汽备用”等调峰运行方式，对2×600MW配置电厂，采取1台机组停运锅炉、汽轮发电机定速3000r/min且带本机组部分辅机负荷，另一机组不投油带指令负荷方法，达到深度调峰目标、减少燃油消耗和热量损失、节约厂用电的目的，并提供电网旋转备用容量。
本发明是通过以下技术方案来实现的：包含以下步骤：
步骤1，火电厂2×600MW机组平时均可带负荷50％～100％ECR不投油稳定运行，当全厂须按240MW(平均负荷率20％ECR)总负荷运行时，本方法采用1台机组停炉的汽机定速备用运行方法，以1号机组停运锅炉带厂部分用电、2号机组带40％ECR负荷运行进行后续说明。
步骤2，本方法以2号机组少量再热冷段蒸汽作为1号机组停炉汽机定速带厂用电的蒸汽来源，按图1所示，原蒸汽2号机组再热冷段→2号机组辅汽联箱→1、2号机辅汽联箱联络管(图示虚线管道)→1号机组辅汽联箱→1号机组再热冷段联络管道实施改造，拆除虚线管道，将1号机组和2号机组再热冷段至辅汽联箱母管短接联通，构成由1号机辅助蒸汽联络管6、第一电动门7、气动调节门8、第二电动门9、2号机辅助蒸汽联络管6’组成的蒸汽双向流动联络管道系统，保留原1号机辅汽联箱进汽第一电动调节门11及管道。所述电动门、气动调节门为远操调节门，且两侧管道上配置压力、温度测点，全部热工监测、控制信号接入机组DCS系统，所述电动门、气动调节门前后管段设疏水门。
步骤3，如图1所示，2号机组主蒸汽流入2号机高压缸1’作功，排入2号机组再热冷段、经2号机高排逆止门10’后分为A、B两路：
A：大部分蒸汽流经2号机组再热冷段5’→2号炉再热器4’→2号炉再热热段3’→2号机中压缸2’和2号机低压缸作功，最终进入2号机凝汽器；
B：少部分蒸汽经2号机辅助蒸汽联络管6’→第二电动门9→气动调节门8→第一电动门7→1号机辅助蒸汽联络管6→1号机再热冷段5→1号炉再热器4→1号炉再热热段3→1号机中压缸2和1号机低压缸作功，进入1号机凝汽器。
步骤4，流程B蒸汽进入1号机组凝汽器，引起1号机组凝汽器水位上升，为维持两台机组汽水平衡，需将这部分蒸汽的凝结水从1号机组输送回2号机组凝汽器14’。优选凝结水再循环管实施两台机组凝结水联通。按图2所示方法将两台机组凝结水系统联通，构成由1号机机组凝结水再循环电动门4、第三电动门18、第二电动调节门19、第四电动门20、2号机组凝结水再循环电动调节门17’组成的凝结水双向流动联络管道系统，所述电动门、电动调节门为远操调节阀门，热工控制信号接入机组DCS系统。
步骤5，如图2所示，来自2号机组再热冷段蒸汽经1号机组中、低压缸作功，进入1号机组凝汽器14→1机组凝结水泵15→1号机机组凝结水再循环第一电动门16→第三电动门18→第二电动调节门19→第四电动门20→2号机组凝结水再循环电动调节门17’→2号机组凝汽器14’，维持两台机组汽水平衡。
步骤6，为方便计算，2号机组带40％ECR负荷运行，1号机组停炉汽机定速带部分厂用电运行，假设两台机组均不投入加热系统且电功率一定时，2号机组主蒸汽流量G0最小，相应的1号机组蒸汽用量为最小Gmin。此时2号机组内功率为不重点阐述。而1号汽机的发电功率由下式计算：
其中：Nel－汽轮发电机电功率(kW·h)
Gmin－1号汽机进入中压缸蒸汽流量(kg/h)
ΔHt－1号汽机对应进汽参数的理想焓降(kJ/kg)
ηri－1号汽轮机中低压缸相对内效率(％)
ηax－1号汽轮机的机械效率(％)
ηg－1号发电机的效率(％)
所述1号汽机进汽来源于2号机组再热冷段，因此1号汽机内效率为实际应用中采用低压排汽饱合蒸汽焓替代UEEP进行计算，此时计算的Gmin比较实际值略大，有利于定速备用带厂用电的实现。
步骤7，本方法重点关注1号机组带部分厂用电时的蒸汽流量，式(1)可表示为：
步骤8，蒸汽经中压调节汽门进入汽轮机，由于调节汽门存在节流损失，式(2)需要考虑调节效率，汽轮机的内效率ηri为汽轮机通流部分的内效率η′ri与调节阀节流效率ηth的乘积，即ηri＝η′riηth。蒸汽所作功可分解为两部分：一部分为汽轮发电机的有效功制造厂提供的ηg约98％～99％，另一部分是克服机械损失定速3000r/min的空载耗功ΔNax，因此式(2)可表示为：
所述汽轮发电机同轴，1号发电机轴承摩擦、转子鼓风等机械损失和1号汽机高压转子可能的鼓风损失并入ΔNax，机组定速3000r/min变化不大时，ΔNax基本不变，可利用机组冷态中压缸启动定速的数据计算得出。
所述发电机效率为减除机械损失的电气效率，因此计算时取高值99％。
所述1号汽机定速带部分厂用电运行，中压调节汽门开度100％时ηth近似为1，流量Gth与Gmin相等。
所述维持汽轮发电机定速必须运行辅机包括：1台6kV循环水泵、1台6kV凝结水泵、1台开式冷却水泵、汽机侧400V辅机，锅炉仅保留2台空预器运行，厂用负荷按10MW计算。
步骤9，由此，通过式(3)可计算出Gmin。所述1号汽轮发电机定速带厂用电运行，取蒸汽流量为1.2Gmin，以适应中压调门参与调节及参数波动的工况。
步骤10，所述再热蒸汽和凝结水流速取动力管道设计规范推荐值，核算2台机组辅助蒸汽联络管道和凝结水联络管道的管径，应满足通流能力1.2Gmin及动力管道强度要求：
其中：D－管道内径(mm)
Gmin－冷再蒸汽/凝结水流量(kg/h)
ν－冷再蒸汽/凝结水比容(m3/kg)
c2－冷再蒸汽/凝结水流速(m/s)
所述辅助蒸汽和凝结水联络管道的计算值D是最小保证值，所述辅助蒸汽联络选用Φ377×16mm管道，相关阀门选用DN350电动门和电动调节门，所述凝结水联络选用Φ273×8.5mm管道，相关阀门选用DN250电动门和电动调节门。
步骤11，通过上述步骤，2×600MW火电厂具备本方法提出的一种火电厂停炉的汽机定速备用运行方法。
步骤12，假设火电厂2×600MW机组初始工况是两台分别带300MW(50％ECR)运行，相应辅机正常运行，当全厂须按240MW(平均负荷率20％ECR)总有功功率运行时，按1号机组停运锅炉汽机带部分厂用电定速备用、2号机组带240MW负荷进行控制。
步骤13，如图1所示，开启第一电动门7、第二电动门9及疏水门暖管，监视气动调节门8两侧压力、温度变化趋势，当联络管蒸汽温度接近冷段再热蒸汽温度时，开启气动调节门8至20％左右，辅助蒸汽联络管转为热态备用；检查1号机辅汽联箱进汽第一电动调节门11开状态，1号机辅助蒸汽联箱12压力0.8MPa左右备用。
步骤14，1号机组按滑停技术规程逐渐降低1号锅炉负荷，控制1号机组降负荷速率符合调度负荷曲线的要求；
步骤15，随着1号机组有功功率降低，辅助蒸汽联络管气动调节门8两侧压差达0.1MPa，两侧冷段再热蒸汽达到300℃～330℃水平时，逐渐开大气动调节门至100％，关闭联络管疏水阀门，操作中注意监视两台机组冷热段再热蒸汽压力、温度的波动幅度不应过大。
步骤16，1号锅炉采用依次停运磨煤机的方式降负荷，过程中控制再热蒸汽温降速率2～2.5℃/min，必要时调节关小再热烟气挡板，1号机组有功功率降到240MW时，投入少量油枪稳燃，1号机组有功功率降低至180MW，检查1号汽机轴封汽切为辅助蒸汽联箱供给，主蒸汽系统疏水门开启，启动电动给水泵向锅炉供水，停运汽动给水泵，当1号机组有功功率降至120MW时，检查再蒸汽系统疏水门开启，开启1号机高压旁路阀，1号机DEH高中压缸联合控制向中压缸控制方式过渡，监视1号汽机高压调节汽门逐渐关小，控制再热蒸汽压力、温度平稳下降。
步骤17，1号机组有功功率降到120MW以下，1号汽机高压调节汽门、高排逆止门关闭、通风阀(VV)开启，1号机组有功功率降到50MW，合6kV备用电源A、B段开关，检查再热蒸汽温度与中压缸温度匹配、冷再与热再蒸汽温差在70℃以内时，调节关闭高压旁路门，停运全部磨煤机，停运一次风机，停全部油枪、停运送风机、引风机、关闭全部风烟系统档板、风门，仅保持2台空预器运行，1号锅炉保压停炉。
步骤18，停1号机电动给水泵，断开6kV备用电源A、B段开关，保持1号机组1台凝结水泵、1台循环水泵、1台开式水泵及400V辅机运行，调整1号机组DEH目标负荷与当前厂用电负荷相适应，经1号机辅助蒸汽联箱投入除氧器加热，维持水温100℃左右，便于恢复时向锅炉上水。
所述如图2所示，1号机组凝结水泵打再循环，1号机凝结水再循环第一电动门、1号机凝结水再循环电动调节门开启，注意监视凝汽器水位高时开启第三电动门、第二电动调节门、第四电动门和2号机凝结水再循环电动调节门，关闭1号机凝结水再循环电动调节门，将1号机组凝结水输送回2号机组。
步骤19，调整2号机组有功功率240MW、2号锅炉实际负荷高于40％MCR，有利于锅炉稳定；控制1号机组主变压器出口输出功率“0”状况，1号机组实现停炉的汽机定速备用运行。
一种火电厂停炉的汽机定速备用运行方法，该方法为：对于2×600MW火电厂，通过冷段再热汽至辅助蒸系统、凝结水系统改造，当两台机组需要降至锅炉最低稳燃负荷以下如40％ECR运行，可采用1台机组带40％ECR不投油运行，另一台机组停运锅炉及相关辅机，汽轮发电机定速带部分辅机运行，不对外输出有功功率的运行方式实现深度调峰，并为电网提供旋转备用。
实施例1：火电厂停炉的汽机定速备用运行方法
一种火电厂停炉的汽机定速备用运行方法，所述包括火电厂两台主机及辅助系统，如图1所示，所述两台机组冷再至辅助蒸汽管道选用Φ377×16mm联络管短接联通，管道材质A672B70CL32，管道上设置DN350电动门，型号Z966H-P4150C、气动调节门，型号Z6B667T-P4150C，并装设压力、温度传感器，热工控制信号接入DCS系统，实现远程监视操作；如图2所示，所述两台机凝结水再循环选用Φ273×8.5mm碳钢管道联通，管道上设置DN250第三电动门和第四电动门型号Z962N-P35C，第二电动调节门，型号Z9626N-P35C，控制信号接入DCS系统，实现远程操作；所述两台机组中1号机组停炉带本机必须运行辅机厂用电、2号机组带指令负荷时，图1示2号机组主蒸汽流入高压缸1’作功后排入2号机再热冷段5’，流经2号机高排逆止门10’后分为两部分，蒸汽主要部分在2号机组热力系统内运行发电，带指令负荷；所述2号机组少部分高压缸排汽经2号机高排逆止门10’→2号机辅助蒸汽联络管6’→第二电动门9→气动调节门(8)→第一电动门7→1号机辅助蒸汽联络管6→1号机再热冷段5→1号炉再热器4→1号炉再热热段3→1号机中压缸2→图2示1号机低压缸13→1号机凝汽器14→1号机凝结水泵15→1号机机组凝结水再循环第一电动门16→第三电动门18→第二电动调节门19→第四电动门20→2号机组凝结水再循环电动调节门17’→2号机组凝汽器14’，形成两台机组整体封闭汽水流程，维持两台机组汽水平衡，1号机组对电网“0”输出功率且带部分厂用电运行；所述两台机组运行方式可互换；所述方法可使火电厂整体调峰深度增大、较常规方法减少大量燃油消耗和热量损失、并节约大量厂用电，为电网提供旋转备用容量提升新能源消纳能力。
所述火电厂初始运行工况假定为：2×600MW机组分别带300MW(50％ECR)运行，相应辅机正常运行，当全厂须按240MW(平均负荷率20％ECR)总有功功率运行时，执行1台机组停炉的汽机定速备用运行方法，按1号机组停炉带部分厂用电、2号机组带240MW负荷进行控制。
开启图1第一电动门7、第二电动门9及疏水门暖管，监视气动调节门8两侧压力、温度变化趋势，当联络管蒸汽温度接近冷段再热蒸汽温度时，开启气动调节门8至20％左右，辅助蒸汽联络管转为热态备用；检查1号机辅汽联箱进汽第一电动调节门11开状态，1号机辅助蒸汽联箱12压力0.8MPa左右备用；
1号机组按滑停技术规程逐渐降低1号锅炉负荷，控制1号机组降负荷速率符合调度负荷曲线的要求；
随着1号机组有功功率降低，辅助蒸汽联络管气动调节门(8)两侧压差达0.1MPa时，两侧蒸汽温度达到冷段再热蒸汽330℃水平时，逐渐开大气动调节门至100％，关闭联络管疏水阀门，操作中注意监视两台机组冷热段再热蒸汽压力、温度的波动幅度不应过大；
1号锅炉采用依次停运磨煤机的方式降负荷，过程中控制再热蒸汽温降速率2～2.5℃/min，必要时调节关闭再热烟气挡板，1号机组有功功率降到240MW时，投入少量油枪稳燃，1号机组有功功率降低至180MW，检查1号汽机轴封汽切为辅助蒸汽联箱供给，主蒸汽系统疏水门开启，启动电动给水泵向锅炉供水，停运汽动给水泵，当1号机组有功功率降至120MW时，检查再蒸汽系统疏水门开启，切除高压加热器组，开启1号机高压旁路阀，1号机DEH高压缸控制向中压缸控制方式过渡，监视1号汽机高压调节汽门逐渐关小，控制再热蒸汽压力、温度平稳下降；
1号机组有功功率降到120MW以下，1号汽机高压调节汽门、高排逆止门关闭、通风阀(VV)开启，1号机组有功功率降到50MW，合6kV备用电源A、B段开关，检查再热蒸汽温度与中压缸温度匹配、冷再与热再蒸汽温差在70℃以内时，调节关闭高压旁路门，停运全部磨煤机，停运一次风机，停全部油枪、停运送风机、引风机、关闭全部风烟系统档板、风门，仅保持2台空预器运行，1号锅炉保压停炉。
停1号机电动给水泵，断开6kV备用电源A、B段开关，保持1号机组1台凝结水泵、1台循环水泵、1台开式水泵及400V辅机运行，调整1号机组DEH目标负荷与当前厂用电负荷相适应，经1号机辅助蒸汽联箱投入除氧器加热，维持水温100℃左右，便于恢复时向锅炉上水。
1号机组凝结水泵打再循环，1号机凝结水再循环第一电动门16、1号机凝结水再循环电动调节门17开启，注意监视凝汽器水位高时开启第三电动门18、第二电动调节门19、第四电动门20和2号机凝结水再循环电动调节门17’，关闭1号机凝结水再循环电动调节门17，将1号机组凝结水输送回2号机组。
调整2号机组有功功率240MW运行，控制1号机组主变压器出口输出功率“0”状况，1号机组带部分厂用负荷，实现火电厂停炉的汽机定速备用运行。
实施例2：火电厂停炉的汽机定速备用状态恢复初始工况运行
所述火电厂停炉的汽机定速备用运行方式为：2×600MW机组调峰工况为2号机带240MW指令负荷运行，1号机并网仅带部分厂用负荷运行，1号机主变输出功率为“0”，1号机组辅机1台循环水泵、1台凝结水泵、1台开式水泵及汽机400V辅机，经1号机辅助蒸汽联箱投入除氧器加热，维持水温100℃左右，1号锅炉保压停炉，2台空预器运行；
合上1号机6kV备用电源A、B段开关，启动1号机组电动给水泵向锅炉上水，具备点火条件后，开启1号锅炉相关风门、档板，启动1号锅炉引风机、送风机，投入油枪点火，开启主蒸汽系统全部疏水阀，启动一次风机，启动1～2台磨煤机，调整燃烧提升主再热蒸汽温度、压力，当主蒸汽温度高于330℃时，开启1号机高压旁路阀，调节开大再热器侧烟气档板，主再热蒸汽升温速率控制在1～2℃逐渐升温升压；
当1号机组功率达到50MW时，断开6kV备用电源A、B段开关，1号机组厂用电全部切换到自身接带，逐次启动磨煤机，1号锅炉加负荷。
当1号机组80MW时，调整1号机组辅助蒸汽联箱压力稳定在1.0MPa左右，启动1号机组1台汽动给水泵，停运电动给水泵，1号锅炉由汽动给水泵供水；
当1号机组功率达到120MW时，进行DEH控制方式切换，1号汽机由中压缸控制切换为高中压缸控制，高压调节门、高排逆止门开启、通风阀(VV)关闭，根据再热蒸汽温度、压力和过热度水平，关闭再热蒸汽系统疏水门，高压缸进汽后投入高加加热器组运行，逐渐调整关闭高压旁路门；
继续升有功功率至300MW目标，过程中监视凝汽器水位基本正常后，关闭图2所示第三电动门18→第二电动调节门19→第四电动门20，两台机凝结水转变单元制运行，当两台机组有功功率一致时，视情况关闭图1所示第一电动门7→气动调节门8→第二电动门9或保持热备用状态。
火电厂2×600MW机组恢复到各带50％ECR假定初始状态。
机组升负荷恢复初始状态是逆过程，两台机组运行方式可以互换。
1号汽轮发电机作功蒸汽来源于2号机组再热冷段，流经1号锅炉再热器会产生压力和热量损失，所述方法用2号机旁路参与调节，控制1号机中压进汽参数不低于2.0MPa/330℃左右。
所述1号汽机发电机电功率为维持汽机定速必须运行的辅机和机组加快恢复需要运行的辅机负荷，所述部分厂用电负荷10MW留有一定余量。
所述Gmin、Dimin为1号汽机调节汽门全开时对应中压进汽参数的蒸汽流量和管道内径，所述方法配置管道时流量为1.2Gmin，考虑1号机中压调节汽门参与调整，机组主变压器“0”功率输出，为扩大厂用负荷留出余量。
调节关小再热烟气挡板、开启1号汽机高压旁路等操作，目的是控制1号汽机中压进汽与中缸金属温度匹配，所述负荷低于240MW投入少量油枪稳燃，目的是避免意外熄火。
投入除氧器加热，维持100℃水温，保持1号机除氧器、凝汽器水位，是1号机组恢复单元制带负荷的技术准备。
Claims (8)
1.一种火电厂停炉的汽机定速备用运行方法，包括火电厂两台单元制机组主、辅机及附属热力系统，其特征在于：所述方法为选用电站常用管道、阀门对两台机组再热冷段至辅助蒸汽联箱联络管短接联通、凝结水系统再循环管联通，采用1台机组停炉而汽机定速备用运行，另一机组不投油最低负荷运行，实现火电厂总体调峰目标的同时增加电网旋转备用容量，具体方法包括：
步骤1、确定火电厂两台机组运行方式；
火电厂两台单元机组配置，锅炉最低稳燃负荷设计为40％BMCR，以1台机组带40％ECR运行、1台机组停运锅炉，汽轮发电机定速带部分厂电负荷运行，为电网提供旋转备用容量但不对外输出有功，实现火电厂总有功功率20％ECR深度调峰，部分厂用电负荷为维持该机组定速3000r/min必须运行的辅机负荷，包括1台循环水泵、1台凝结水泵、1台开式水泵和全部必要的辅机，停运锅炉的辅机除2台空预器外，其余辅机停运；
步骤2、设计工质双向流动流程；
以1号锅炉停运且汽轮发电机带部分厂用电运行，2号机组部分蒸汽按正常流程作功带40％ECR电负荷，部分蒸汽流经2号机高压缸(1’)和高排逆止门(10)后分流，经辅助蒸汽系统进入1号机组中低压缸作功，定速带部分厂用电且“0”输出功率运行；
步骤3、参数核算；
1号机组停炉汽机定速带部分厂用电运行，1号机组不投入加热系统时，发出一定电功率消耗蒸汽量为最小Gmin，关系式：
式中：Nel为1号汽轮发电机电功率(kW·h)
Gmin为1号汽机进入中压缸蒸汽流量(kg/h)
ΔHt为1号汽机进汽参数的汽轮机理想焓降(kJ/kg)
ηri为1号汽轮机中低压缸相对内效率(％)
ηax为1号汽轮机的机械效率(％)
ηg为1号发电机的效率(％)
即：
蒸汽经1号机中压调节门进入汽轮机，内效率ηri为汽轮机通流部分的内效率η′ri与调节阀节流效率ηth的乘积，即ηri＝η′ riηth，中压调门全开时ηth近似为100％，蒸汽流量为Gmin，蒸汽作功分解为有效电功率和定速3000r/min空载耗功ΔNax，推导式(2)得：
1号汽机内效率为用2号机再热冷段蒸汽参数查取相应焓值和1号机低缸压排汽饱合蒸汽焓替代UEEP进行计算可得，所述空载耗功ΔNax通过机组空载定速数据算出，因此发电机效率ηg取高值99％，厂用电量经统计后按10MW计，由此1号机组带部分厂用电蒸汽流量Gmin可计算得出，考虑运行中参数波动影响，蒸汽流量按1.2倍Gmin核算汽水联络管道最小管径：
式中：Dimin为管道内径(mm)
Gmin为冷再蒸汽/凝结水流量(kg/h)
ν为冷再蒸汽/凝结水比容(m3/kg)
c2为冷再蒸汽/凝结水流速(m/s)
辅助蒸汽和凝结水联络管道内径Dimin值视为最小保证值，辅助蒸汽联络选用Φ377×16mm管道，凝结水联络选用Φ273×8.5mm管道；
步骤4，热力系统改造；
系统改造后切换主机运行方式实现工质双向流动；原1、2号机辅汽联箱联络管拆除封堵，将1号机组和2号机组再热冷段至辅汽联箱母管用Φ377×16mm压力短接联通，第一电动门(7)、气动调节门(8)、第二电动门(9)选用DN350电动门和气动调节门，阀门两侧管道上配置疏水门、压力和温度测点，保留原1号机辅汽联箱进汽第一电动调节门(11)及管道；在两台机凝结水再循环电动门和凝结水再循环调节门之间配置等径三通，用Φ273×8.5mm压力管道连接，管道上配置第三电动门(18)、第二电动调节门(19)和第四电动门(20)，选用DN250电动门和电动调节门，电动门、气动调节门、电动调节门为就地和远操双控阀门，热工监测、控制信号接入机组DCS系统；
步骤5、火电厂运行调整；
按2×600MW机组配置火电厂，假定初始工况为两机组分别带300MW运行，相应辅机正常运行，当全厂按240MW总有功功率运行时，执行1台机组停炉的汽机定速备用方法，按1号机组停运锅炉带部分厂用电、2号机组带240MW负荷协调控制。
2.根据权利要求1所述的一种火电厂停炉的汽机定速备用运行方法，其特征在于：步骤2的蒸汽流程为：部分蒸汽经2号机高排逆止门(10’)→辅助蒸汽联络管(6)→第二电动门(9)→气动调节门(8)→第一电动门(7)→机组辅助蒸汽联络管(6)→1号机组再热冷段(5)→1号锅炉再热器(4)→1号机组再热热段(3)
→1号汽机中压缸(2)流入1号汽机低压缸(13)→1号机组凝汽器(14)→1号机组凝结水泵(15)→1号机机组凝结水再循环电动门(16)→第三电动门(18)→第二电动调节门(19)→第四电动门(20)→2号机组凝结水再循环电动调节门(17’)→2号机组凝汽器(14’)，维持两台机组汽水平衡。
3.根据权利要求1所述的一种火电厂停炉的汽机定速备用运行方法，其特征在于：步骤5所述火电厂运行调整的具体方法包括：
步骤5.1、开启第一电动门(7)、第二电动门(9)及疏水门暖管，监视气动调节门(8)两侧压力、温度变化趋势，联络管蒸汽温度接近冷段再热蒸汽温度时，开启气动调节门(8)至20％，辅助蒸汽联络管转为热态备用，检查1号机辅汽联箱进汽第一电动调节门(11)开状态，1号机辅助蒸汽联箱(12)压力0.8MPa备用；
步骤5.2、1号机组按滑停技术规程逐渐降低1号锅炉负荷，协调控制两台机组有功功率，控制1号机组降负荷速率符合调度负荷曲线的要求；
步骤5.3、随着1号机组有功功率降低，辅助蒸汽联络管气动调节门(8)两侧压差达0.1MPa，两侧冷段再热蒸汽达到300～330℃时，逐渐开大气动调节门(8)至100％，关闭联络管疏水阀门；
步骤5.4、1号锅炉采用依次停运磨煤机的方式降负荷；
步骤5.5、1号机组有功功率120MW以下，1号汽机高压调节汽门关闭、通风阀(VV)开启，1号机组有功功率至50MW时，合6kV备用电源A、B段开关，检查再热蒸汽温度与中压缸温度匹配、冷再与热再蒸汽温差在70℃以内时，调节关闭高压旁路门，逐次停运全部磨煤机，停运一次风机，停全部油枪、停运送风机、引风机、关闭全部风烟系统档板、风门，仅保持2台空预器运行，1号锅炉保压停炉；
步骤5.6、停1号机电动给水泵，断开6kV备用电源A、B段开关，保持1号机组1台凝结水泵、1台循环水泵、1台开式水泵及400V辅机运行，调整1号机组DEH目标负荷与当前厂用电负荷相适应，经1号机辅助蒸汽联箱(12)投入除氧器加热，维持水温100℃，便于恢复时向锅炉上水；
步骤5.7、整个过程维持1号机组除氧器、凝汽器正常水位；
步骤5.8、逐渐调整2号机组有功功率240MW运行，控制1号机组主变压器出口输出功率“0”状况，1号机组带汽机运行辅机及1号炉空预器运行，实现火电厂1台机组停炉的汽机定速备用运行。
4.根据权利要求3所述的一种火电厂停炉的汽机定速备用运行方法，其特征在于：步骤5.4所述1号锅炉采用依次停运磨煤机的方式降负荷时，过程中控制再热蒸汽温降速率2～2.5℃/min，1号机组有功功率降到240MW时，投入部分油枪稳燃，1号机组有功功率降低至180MW时，检查1号汽机轴封汽切为辅助蒸汽联箱供给，主蒸汽系统疏水门开启，启动电动给水泵向锅炉供水，停运汽动给水泵，当1号机组有功功率降至120MW时，检查再热蒸汽系统疏水门开启，监视1号汽机高压调节汽门逐渐关小，开启1号机高压旁路阀，控制再热蒸汽压力和温度平稳下降。
5.根据权利要求3所述的一种火电厂停炉的汽机定速备用运行方法，其特征在于：维持1号机组除氧器、凝汽器正常水位的方法为：1号机组凝结水泵打再循环，1号机凝结水再循环第一电动门(16)、1号机凝结水再循环电动调节门(17)开启，凝汽器水位高时开启第三电动门(18)、第二电动调节门(19)、第四电动门(20)和2号机凝结水再循环电动调节门(17’)，关闭1号机凝结水再循环电动调节门(17)，将1号机组凝结水输送回2号机组。
6.根据权利要求1所述的一种火电厂停炉的汽机定速备用运行方法，其特征在于：1号汽轮发电机作功蒸汽来源于2号机组再热冷段，流经1号锅炉再热器时会产生压力和热量损失，因此用2号机旁路参与调节控制1号机中压进汽参数不低于2.0Mpa和330℃。
7.根据权利要求4所述的一种火电厂停炉的汽机定速备用运行方法，其特征在于：调节关小再热烟气挡板、开启1号汽机高压旁路，目的是控制1号汽机中压进汽与中缸金属温度匹配，负荷低于240MW投入部分油枪稳燃，目的是避免意外熄火。
8.根据权利要求1所述的一种火电厂停炉的汽机定速备用运行方法，其特征在于：所述Gmin、Dimin为1号汽机调节汽门全开时对应中压进汽参数的蒸汽流量和管道内径，配置管道时流量为1.2Gmin。
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