1000MW超超临界火电机组深度调峰研究

1000MW超超临界火电机组深度调峰研究

杨昊

京能锡林郭勒盟能源有限公司 内蒙古自治区锡林郭勒盟阿巴嘎旗工业园区 011419

摘要：随着科技的不断进步，人们对各种资源的利用越来越频繁，需求也越来越高。国家越来越重视可再生能源的开发与利用，特别是风电、水电的飞速发展，电网负荷结构发生了较大的变化，电网在运行中负荷差明显增大。这就导致大型火力发电机组的深度调峰次数越来越多，调峰压力越来越大。火电企业为了在竞争日益激烈的发电市场获取更多市场份额，必须满足电网规定的深度调峰要求，提高机组的调峰能力，满足电网安全调度要求与正常运行的能力。本文从实际出发，针对百万超超临界火力发电机组的深度调峰问题，进行了深入的分析研究，并给出了简要的解决方案，为同类型机组的深度调峰工作提供了一定的借鉴意义。

关键词：1000MW超超临界火电机组；深度调峰

引言

近年来，随着核电、风电、太阳能等清洁能源装机容量的迅猛增长，我国电源结构和用电特点不断地发生变化，而电源调峰能力不足问题日益突出，调峰能力与用电峰谷需求之间存在着巨大的供需矛盾。为此，国家出台了一系列相关政策，要求进一步挖掘燃煤机组的调峰潜力，提升我国火电机组的运行灵活性。为进一步提升１　０００ＭＷ燃煤机组的深度调峰能力，某电厂针对节假日或暴雨天气等全网负荷较低工况下需要火电机组深度调峰的实际要求，积极开展深度调峰探索，为大型火电机组有效开展深度调峰提供了可行的途径。

1机组简介

某厂1000MW超超临界燃煤发电机组，锅炉采用上海锅炉厂生产的1000MW超超临界直流锅炉，型号为SG-3040/27.56-M538。单炉膛塔式布置形式、一次中间再热、四角切圆燃烧的锅炉。汽轮机采用上海汽轮机有限公司和德国西门子公司联合制造的超超临界、一次中间再热，单轴、四缸四排气、双背压、八级回热抽汽、反动凝气式汽轮机，型号N1023-26.25/600/600（TC4F）。2台汽动给水泵，有三路汽源供汽，正常运行时由四抽供汽，汽源不足时由冷再供汽，辅汽一般作为启停机时期的汽源。引风机共有3台，其中，2台汽动引风机，汽源来自再热汽，1台电动引风机（作为备用）。

2深度调峰过程中的危险点分析及其防范措施

2.1低负荷防止锅炉燃烧恶化

（1）为保证低负荷期间锅炉燃烧的稳定，首先保证入炉煤质满足要求。深度调峰期间磨组运行方式为D、E、F运行，要求D、E、F煤仓控制入炉煤低位热值4700～5100kcal/kg；全硫St,ad%≤0.8%；挥发分＞26Vad%，全水＜8Mar%。煤质以中热煤为宜，经运行调整经验可以发现该煤种可以避免在低煤量时磨组震动导致低负荷两台磨组运行的可能。

(2)深度调峰试验前对省煤器吹灰加吹一次，防止在进行深度调峰期间，省煤器塌灰致使燃烧恶化。深度调峰试验期间锅炉受热面不吹灰，空预器进行连续吹灰。

(3)控制磨煤机一次风量在100～110t/h，严格控制磨煤机风煤比，防止一次风量过大造成燃烧器脱火；磨煤机风量调整时控制一次风母管压力不低于8KPa，避免风量过低造成一次风管积粉堵管。保证一次风温正常，确保磨组出口风温大于90℃，必要时开大热一次风换热器。

(4)锅炉总风量控制在1200～1300t/h，运行磨周界风门开度30%，关小未运行磨组二次风门开度至5%，SOFA、COFFA风风门开度在80%以上，二次风压力与炉膛差压在300～400Pa，燃烧器摆角摆至70%～80%间。

(5)深度调峰长时间低负荷，炉温逐渐降低，极易造成锅炉结焦，试验期间联系辅控，加强炉底水封和捞渣机的检查，做好水位监视调整，保证水封水位不得低于2m，杜绝水封破坏炉底冷风漏入威胁锅炉燃烧安全。

(6)加强对制粉系统检查，做好磨煤机断煤、跳闸的事故预想，发生设备异常或燃烧不稳时及时投入D层油枪稳燃，根据情况中断，带基本负荷保证机组安全。机组深度调峰期试验期间炉前燃油系统处于热备用状态。

2.2低负荷保证脱销环保参数正常

(1)磨组运行方式采用DEF磨组运行，通过磨组运行方式的调整尽量提高主再热汽温，防止脱硝入口烟温进一步下降。

(2)深度调峰期间，在保证省煤器出口过冷度在8～15℃范围的情况下，尽可能维持较高的0#高加抽汽压力，保证热二次风换热器的换热量从而提高SCR入口烟气温度，同样也可以进一步提高给水温度。

(3)燃烧器摆角摆至70%～80%，尽量提高火焰中心，一定程度上减少了水冷壁的吸热，从而提升了SCR入口烟气温度。

2.3低负荷防止氧化皮生成

机组深度调峰期间，机组长时间极低负荷运行，不仅影响锅炉燃烧的安全性，还对汽水系统的正常运行带来影响，在低负荷运行期间，管内工质分配不均，并联的管件内工质流量会出现非周期性的波动，一定程度上会致使金属疲劳破坏，如果调整不当，锅炉汽水管道中的氧化皮的生成及剥离将会加剧。

(1)深度调峰期间，坚决避免主再热汽温、金属壁温超温。

(2)升降负荷过程中，严格按照技术要求控制主再热汽温、汽压变化速率，防止出现大幅波动现象。

(3)操作减温水幅度不宜过大，操作过程要求平稳，切勿大开大关，防止因错误操作减温水导致主再热汽温、金属壁温大幅波动引起氧化皮脱落。

2.4低负荷给水泵运行方式调整

(1)为防止深度调峰试验期间，除氧器压力波动造成给泵入口压力低于1.25MPa引起给泵跳闸，提前联系热控强制-给泵入口压力为正常值。

(2)为保证低负荷运行期间，小机汽源的正常供给，提前将52#小机汽源由四抽带切至辅汽带，辅汽汽源由本机冷再供应，设定压力0.7MPa。

(3)深度低负荷期间，机组负荷降至500MW，逐步开启两台小机再循环调阀，防止给泵流量低造成保护动作或给泵汽蚀。在机组负荷降至360MW，给水泵遥控方式下转速降至2850rpm后出力已无法继续降低，造成试验无法进一步进行。需退出一台小机运行，为防止退出过程中给水流量扰动，就地手动缓慢关闭51#小机出口电动门，通过52#小机出力供给给水流量。深度调峰试验期间，为避免频繁启停给水泵，51#给泵出口门关闭后，维持2850rpm转速陪转，期间严密监视51#小机排汽温度，适当提升凝水压力，控制排汽温度维持在70℃以下，并重点对51#小机的各相关参数加强监视。

2.5低负荷辅汽运行方式调整

低负荷运行期间，大机轴封供汽会由自密封供汽向辅汽转换。深度调峰试验前，对辅汽供大机轴封汽源管道进行暖管，并将辅汽供大机轴封旁路手动门开大至50%开度，保证大机轴封溢流调阀60%左右开度。

2.6低负荷凝水系统运行方式调整

深度调峰试验期间，为保证凝水系统稳定运行，在进行深度调峰前，退出多变量协调系统，减少负荷变动时对于凝水压力的扰动。关闭除氧器上水旁路调阀，保证除氧器上水主路调阀有充分的裕度，凝泵变频自动方式，凝水压力偏执0.2MPa控制凝水压力1.7MPa左右。试验期间，若凝水压力下降，可解除凝泵变频自动，手动提升凝水压力。

3湿态和干态２种深度调峰方式

　　在湿态运行时，为了保护水冷壁管，需要保证水冷壁的工质流量，湿态提供了建立水循环的条件，对于直流锅炉，可以开启循环泵进行循环。但是直流锅炉一般在干态运行，为了在低负荷下建立水循环，必须让锅炉从干态转湿态，这个过程对运行造成了困扰安全从干态转湿态，凭借运行经验进行操作由于这种操作过程是动态的，对运行参数的监视存在滞后或误差，根据这些参数进行的操作未必准确，能够观察到水位范围很小，在湿态可以维持水位，但是在干态转湿态过程中，水位的呈现过程是很难把控的，甚至现在没有证据说明这个过程不会带水。干态低负荷运行时，为了维持锅炉的最低负荷，从高、低压旁路分流部分蒸汽，这样可以避免干态转湿态的过程，直至停炉。

结语

从电力行业发展与社会进步角度看，电网峰谷差越来越大，大型火力发电机组调峰不可避免采用干态和湿态２种方式均可满足电网深度调峰目的，辅助服务交易补偿基本能够满足降负荷带来的煤耗、电耗、水耗损失，且运行操作量大大增加，系统运行方面也存在种种安全风险。为确保机组具备完全深度调峰能力，防止空气预热器酸腐蚀；尾部烟道加装烟气旁路波纹板升级改造。需要关注水冷壁水动力不足局部超温可能带来的氧化皮脱落造成受热面堵塞爆管问题。机组检修，对低压缸末级叶片是否存在蒸汽带水造成裂缝等全面排查。

参考文献

[1]陈涛.深度调峰时火电机组安全运行问题探讨[J].电力安全技术，2018.

[2]龚仁明.某公司1000MW机组深度调峰的操作实践[J].无线互联科技，2018.

姓名：杨昊，性别：男，出生年月：1995年4月16日，籍贯：吉林省榆树市，学历：本科，职称：助理工程师，研究方向：热能动力工程