600MW亚临界机组20%深调峰运行实践

600MW亚临界机组20%深调峰运行实践

孙社超

河北大唐国际王滩发电有限责任公司 河北 唐山 063611

摘要：由于深调峰的需要，某发电公司2号机组于2021年7月进行了20%深调峰试验，遇到了不少问题，如燃烧不稳、水位调节、壁温超温等。发电部运行班组积极探索，从运行调节方式上着手，不断尝试，敢于创新，最终找到了锅炉稳燃、水位稳定、降低壁温等的方法，使20%深调峰最终得以安全、稳定实现。自2021年11月参与华北电网辅助调峰市场至2022年4月，获得调峰收益449.6万元，取得了不错的经济效益。

关键词：燃烧；水位；壁温；运行调节；安全；经济效益

某发电公司毗邻渤海湾，现有两台600MW亚临界机组，于二十一世纪初相继投产，现主要燃烧山西煤，发电送入华北电网，同时冬季对海港开发区供热，采用海水淡化制水。

一、20%深调峰的实施背景

为贯彻落实国家关于“碳达峰、碳中和”战略部署，充分参与华北辅助调峰市场竞争，保障华北电网安全稳定运行[1]，提高企业市场收益，尽快实现固定成本回收，某发电公司2号机组在原有40%调峰的基础上进行了部分设备改造，以期达到更深调峰能力。2021年7月运行班组进行了多次试验，最终顺利实现了2号机组20%深调峰的应用。

二、20%深调峰的主要做法

1、机组参数介绍

某发电公司2号机组为亚临界湿冷600MW机组，锅炉为哈锅四角切圆控制循环炉，A、B层燃烧器为等离子燃烧器，省煤器设有烟气旁路[2]。发电机为哈尔滨电机厂制造，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造，采用高中压缸合缸结构，两个低压缸均为双流反向布置。设置2台50%容量汽泵及1台30%电泵。

2、主要存在的问题

机组能否安全、快速的将负荷降至120MW，并保持在低负荷区间平稳运行，考验着每一位运行人员。这其中存在着诸多棘手的问题，下面介绍一下遇到的主要问题。

（1）、燃烧不稳

燃烧稳定性关乎锅炉安全，也关乎深调能否稳定实现。带40%负荷是之前锅炉平稳运行的极限，负荷继续降低需要的煤量继续减少，锅炉炉膛平均温度降低；投入的制粉系统减少，炉膛火焰充满度降低；加之总风量需满足最低通风量需求，在完全燃烧的基础上继续增大风煤比，炉膛燃烧工况进一步恶化；另有劣质煤掺烧，燃料质量偏离设计工况，火检摆动现象明显，稍有微小扰动，即可能引起全炉膛灭火，火焰不稳也有炉膛爆燃的风险。

（2）、水位调节困难

汽包水位是汽包锅炉正常运行中的一个重要参数[3]，水位波动是日常引起锅炉灭火的最主要原因，给水流量降低，可调节的幅度变小，波动更大；原有的水位调节控制系统，依据参数测量准确度的考虑，在大给水流量下（480t/h）为三冲量调节，低于此值为单冲量调节，需要专人监视，随时准备手动干预；另外两台汽泵参与调节，供水量降低，汽泵再循环经常自动开关，也对液位稳定增加了干扰；加之锅炉燃烧不稳，负压波动、主汽压波动，汽包水位调节面临多重挑战。

（3）、壁温超温

由于锅炉特性，某2号锅炉在190MW-210MW负荷区间过热器分隔屏、后屏受热面壁温存在超温现象，通过提前增加减温水量，调整燃烧，虽然在一定程度上缓解了超温幅度，但并不能完全避免。之前机组启停依靠快速冲过此负荷段，来减少超温时间，保证机组安全。当前形势，频繁深调不可避免，即会频繁进入此负荷段，深调一次120MW经历两次壁温超温，极大增加了受热面的疲劳损耗。

（4）、环保参数超限

风煤比增大，使炉膛出口含氧量大幅提高，折算到标准氧量，使环保参数NOx、 SO2、和含尘量数值明显增加[4]。由于2号机组脱硝设备和除尘设备裕度较小，排放数值增加时，提升出力有限，排放指标有超标风险。另由于排烟温度降低而脱硝设备使用条件受排温温度限制，脱硝设备的效率下降，甚至无法正常使用。极易造成环保事件的发生。

（5）、联锁频繁动作

机组负荷在下降至120MW时，为保证设备安全，设计中、低压缸及其相连抽汽管道疏水联锁打开，以保证有积水时及时排出。在机组启停过程中，由于不会长时间停留并不会有明显问题，但机组深调过程中，需负荷有长期保持120MW的能力，大量疏水管长时间导通，影响机组真空及凝汽器温度。大量蒸汽未经中、低压缸做功即进入凝汽器，也推高煤耗，造成资源浪费。另外深调期间，负荷波动，疏水门频繁动作，对于机组稳定运行和安全也产生了威胁。

这些问题严重威胁着机组安全和深调过程的运行稳定，如不能解决，机组深调峰就无法顺利实现。

3、解决方法与措施

某发电公司运行班组主动承担了此项攻坚任务，2021年7月利用多次调峰机会，与各部门协调，通力合作，最终摸索出多项措施，使机组20%深调峰得以顺利实现。

（1）、稳定燃烧

为了能实现进一步稳燃，该发电公司2号机组进行了B层等离子改造，在负荷下降至300MW时进行A层等离子拉弧，下降至240MW时进行B层等离子拉弧，保证燃料在炉膛温度偏低状态下能够顺利着火。另外通过在负荷下降时及时停止上层制粉系统，最终保留相邻的

A、B制粉系统运行，使煤粉浓度集中；并且改变劣质煤掺烧结构，在深调期间，A、B原煤仓上发热量大于4500千卡，水分小于10%的点火用煤，保证煤粉能够顺利的点火和燃烧，火检稳定度明显提升，成功达到了稳燃的效果。煤粉浓度的集中也使深调期间在主燃烧区实现缺氧燃烧成为可能，为实现分级燃烧，降低NOx浓度提供了条件。

（2）、优化水位调节方法

水位调节的重要性不再赘述。三冲量调节方式是现阶段最为稳定的调节方法，通过与热工专业讨论，将三冲量调节下限由480t/h下调至320t/h，保证负荷在120MW以上水位始终处于三冲量调节方式下。经过试验，水位调节相关测量参数并未出现明显失真现象，并且能够降低运行人员的工作强度。经过摸索，在负荷降低至180MW左右时，退出一台汽泵运行，既能保证低负荷小汽轮机的供汽充足又能防止再循环频繁动作对水位的干扰，能到达很好的稳定汽包水位的效果。

（3）、控制壁温超限

充分利用汽压与汽温、壁温的相关性，汽压在下降阶段，会引起汽温的下降，因此通过精细调节，在210MW-190MW降负荷过程中，保证汽压始终处于下降过程，壁温超温现象明显减弱；而在涨负荷过程中，保持汽压在偏高的压力下的稳定，也能降低超温。另外，对于给水主路电动门进行了调节门改造，在未切换成旁路给水调节阶段，关小主路调门提高减温水压力，进而提高减温水量，超温现象进一步遏制。通过精细控制，超温相比之前有大幅度减少。

（4）、降低污染物排放值

虽然烟气氧量升高，污染物排放数值增高是趋势，但是2号机脱硫系统出力裕度较大，通过增大补浆量、控制PH值、多开浆液循环泵能够将SO2排放浓度控制在较低数值。而对于NOx，通过调节风门挡板实现分级配风的同时，充分开大脱硝烟气旁路，降负荷过程中控制脱硝入口排烟温度始终在脱硝催化剂高效反应区间，NOx也能够较好的控制。针对烟气含尘量升高的问题，通过深调前对电除尘进行全面振打，同时增大电除尘出力，甚至在20%深调峰期间，短时停运振打装置，最终也能使烟尘排放值保持在合格范围。

（5）、细化联锁逻辑

由于低负荷疏水门频繁开启严重影响机组经济性和安全性，为了尽量保证机组在深调范围内的运行稳定，与汽机专业协商可将开启相关疏水阀门的负荷设定稍降，并考虑深调期间一次调频动作范围，将阀门动作条件设定为18%负荷[4]。经过实践检验，对于汽轮机的安全性并未产生影响。

在实际的深调过程中，遇到的问题还有很多。班组通过对系统进行分析，尽量在不进行设备改造的情况下，通过改变运行方式和逻辑优化解决遇到的问题。比如通过提高临机辅汽压力保证小机汽源稳定，通过改变制粉系统启动逻辑保证A、B磨跳闸时其余制粉系统能够随时启动等等。经过多次尝试，最终实现了机组顺利进行20%深调峰。

4、经验应用与推广

班组将获得的经验进行整理、总结、归纳，经专业修改和领导审核，最终形成了深调峰标准操作流程。措施下发至各班组，使五值都能够根据内容进行深调峰操作，深调峰由风险操作逐渐转变为常规操作，被各运行班组掌握。

三、20%深调峰的实施效果

运行班组按相关措施进行20%深调峰以来，由于可操作性强，内容涉及面广，使班组人员的操作水平和综合分析能力得到明显提升；同时由于20%深调峰包含于机组启、停内，班组人员对于机组启、停的要点掌握也同步提升。2021年7月份2号机组深调峰试验成功后，11月开始以深调机组参与华北电网辅助调峰市场，取得了不错的成绩。既为缓解电网调峰困难贡献了公司的一份力量，为公司争得了荣誉；同时由于积极参与，至2022年4月底，某发电公司2号机组已取得调峰净收益449.6万元，提高了公司的盈利能力。

四、推广展望

某发电公司2号机组20%深调峰的运行实践，为机组进一步的深调峰探索打下了基础。随着电力改革深化，越来越多的机组会参与到深调过程中，该1号机组深调已列入计划，此次实践也为1号机组积累了运行经验。以后该发电公司还面临着供热量增加、机组切缸改造，与深调峰相叠加，将会面临许多新的问题，相信通过各部门的努力和尝试，各种问题都会迎刃而解。虽然各厂机组不同，但原理相通，此次尝试也期望能达到抛砖引玉的效果。

参考文献：

[1]华北能源监管局.华北电力调峰辅助服务市场运营规则[Z].2022-12-26

[2] Q/CDT-IWTPC 1001—2017，集控运行规程[S].

[3]陈鸿伟 ，许振宇，杨博，李丰，顾舒.锅炉汽包水位影响因素分析[J].电站系统工程,2007(2):32-33.

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