摘 要：電網(wǎng)裝機容量的不斷增加尤其是新能源裝機比重的不斷提升，對挖掘煤電機組深調(diào)潛力提出了更高的要求。鑒于此，對330 MW煤電機組30%深度調(diào)峰的各種危險點進行分析，并總結(jié)機組深度調(diào)峰實踐過程注意事項，可供發(fā)電企業(yè)參考。

關(guān)鍵詞：330 MW機組；深度調(diào)峰；鍋爐穩(wěn)燃；汽動給水泵

中圖分類號：TM621" " 文獻標志碼：A" " 文章編號：1671-0797（2024）17-0015-04

DOI：10.19514/j.cnki.cn32-1628/tm.2024.17.004

0" " 引言

在碳達峰、碳中和政策要求下，新能源成為我國能源發(fā)展的主流。至2023年底，江蘇電網(wǎng)總裝機容量18 177.66萬kW，新能源發(fā)電容量超過6 000萬kW，高效、清潔新能源的比重越來越高，對燃煤機組調(diào)峰深度提出了更高的要求。針對這一情況，在燃煤機組深調(diào)過程中保證機組的安全、穩(wěn)定運行尤為重要，本文將對某廠330 MW機組30%深度調(diào)峰的試驗過程進行分析。

1" " 機組簡介

某電廠330 MW機組鍋爐是上海鍋爐廠有限公司生產(chǎn)的SG-1036/17.5-M867型亞臨界控制循環(huán)∏型汽包爐，采用控制循環(huán)、一次中間再熱、單爐膛、四角切圓燃燒方式、燃燒器擺動調(diào)溫、平衡通風、固態(tài)排渣、全鋼懸吊結(jié)構(gòu)。汽輪機組采用上海汽輪發(fā)電機有限公司制造的亞臨界、一次中間再熱、雙缸雙排汽、高中壓合缸、凝汽式汽輪發(fā)電機組，型號為N330-

16.67/538/538（K156機型）。2018年綜合升級改造后，主蒸汽壓力提高0.3 MPa，溫度提高5 ℃，再熱蒸汽溫度提高27 ℃。發(fā)電機采用上海電氣集團生產(chǎn)的QFSN-330-2型水氫氫發(fā)電機組，發(fā)電機的勵磁型式為發(fā)電機出口接帶勵磁變的全靜態(tài)勵磁系統(tǒng)。

2" " 30%深度調(diào)峰過程中的危險點分析

2.1" " 鍋爐穩(wěn)燃

對火電機組而言，深調(diào)過程中，機組負荷不斷降低，鍋爐燃料量不斷減少，至30%負荷鍋爐總煤量在50 t/h左右，只能保留B、C磨煤機運行，直吹式制粉系統(tǒng)如果發(fā)生給煤機斷煤等制粉系統(tǒng)故障，將會造成鍋爐燃燒不穩(wěn)，甚至造成鍋爐滅火。

2.2" " 汽包水位控制

給水控制是汽包爐的核心重點。因鍋爐一級減溫水流量最高可達105 t/h，而30%深調(diào)時總給水流量只有330 t/h左右，鍋爐如果出現(xiàn)燃燒不穩(wěn)，造成一級減溫水流量波動，會造成汽包水位波動，甚至水位“自動”跳閘。

2.3" " 脫硝系統(tǒng)參數(shù)控制

機組長時間低負荷運行，脫硝系統(tǒng)入口煙溫過低，會造成催化劑結(jié)晶，必須要保證入口煙溫＞285 ℃。此外，低負荷爐膛氧量波動大，極易出現(xiàn)鍋爐煙囪出口氮氧化物超標，造成環(huán)?？己耸录?。

2.4" " 汽溫調(diào)整和機組供熱

低負荷期間，鍋爐本體和尾部煙道不能吹灰，長時間深調(diào)會造成各受熱面結(jié)灰。一段時間后，減溫水流量會逐漸增多，而低負荷期間減溫水量大幅變化既影響給水流量，也會造成主汽壓力變化，而主汽壓大幅度變化會影響總煤量的變化。這就要求監(jiān)盤人員綜合各主參數(shù)的變化，必要時通過機組供熱等手段來控制總煤量、再熱汽溫的變化。

3" " 30%深度調(diào)峰過程中的防范措施

3.1" " 鍋爐穩(wěn)燃控制

首先要對B、C、D中間層磨煤機加倉高揮發(fā)性、低水分、較高熱值煤種，保證試驗期間的磨煤機最低煤量、干燥出力。此外，還要做好以下工作：

1）試驗前，檢查確認各油槍完好備用，尾部煙道聲波吹灰器運行正常。

2）減負荷過程中，適當減小各磨煤機一次風速，控制在25 m/s左右；磨煤機出口溫度按照上限控制；磨煤機旋轉(zhuǎn)分離器轉(zhuǎn)速控制在700 r/min左右；關(guān)小備用磨煤機密封風門；適當控制B磨煤量，確保底層煤粉濃度。當機組供熱較少或者加倉煤質(zhì)太好，總煤量較少時，要注意強化燃燒控制：磨煤機20 t/h煤量時，一次風速在25 m/s左右[1]。

3）合理配風，在確保煤粉充分燃燒的基礎(chǔ)上，兼顧NOx排放量，適當調(diào)節(jié)SOFA風與下層風的分配比例，控制脫硝入口NOx在250 Nm3/h左右。

4）密切關(guān)注在運磨煤機的火檢情況，如有火檢信號晃動，加強就地實際火焰著火情況檢查，與DCS畫面中火檢情況進行核對分析，發(fā)現(xiàn)火檢信號異常，及時聯(lián)系檢修修正。

5）當深調(diào)結(jié)束，加負荷時，總煤量上升后，應及時啟動備用磨煤機，防止在運磨煤機發(fā)生堵塞現(xiàn)象，必要時適當降低在運磨煤機旋轉(zhuǎn)分離器轉(zhuǎn)速。

3.2" " 給水控制優(yōu)化調(diào)整

摸底試驗前，將甲汽泵切至輔汽運行。機組負荷減至30%過程中，甲/乙汽泵轉(zhuǎn)速下降后，逐步蕩空乙汽泵，將轉(zhuǎn)速設(shè)置在3 300 r/min，通過甲汽泵調(diào)整給水。在此過程中，甲汽泵轉(zhuǎn)速波動較大，汽包水位同步波動，由于鍋爐主給水閥前后壓差較大，造成過熱器減溫水流量波動大，汽溫也波動。后通過逐步開大給水旁路調(diào)整器，降低壓差后恢復正常（圖1）。同時，考慮到一臺汽泵在控制給水時轉(zhuǎn)速波動大，在手動加減負荷時，將兩臺汽泵轉(zhuǎn)速同步控制，發(fā)現(xiàn)汽包水位趨于穩(wěn)定。

在認定試驗時，按照上述方法進行調(diào)整，各參數(shù)控制相對較好。相關(guān)操作如下：

1）提前將甲汽泵小機進汽汽源由抽汽切至輔汽運行。

2）加強對汽泵小機轉(zhuǎn)速、流量、進汽低壓調(diào)門開度的監(jiān)視，當汽泵小機轉(zhuǎn)速低于3 300 r/min時，逐漸開大兩臺汽泵再循環(huán)門。

3）加強機爐之間的協(xié)調(diào)，鍋爐主給水閥關(guān)小至18%左右，將旁路調(diào)整器開大，控制給水閥前后壓差在3 MPa以下，防止給水閥前后壓差大引起過熱器減溫水調(diào)門、流量波動，汽溫波動大，導致在參數(shù)調(diào)整過程中汽包水位波動大。

4）需要大幅調(diào)整一級減溫水時，應特別注意甲汽泵的運行情況，避免汽包水位“自動”跳閘的情況出現(xiàn)。

5）汽包水位調(diào)整要綜合主給水閥前后壓差、汽泵轉(zhuǎn)速、汽泵再循環(huán)門、過熱器減溫水、汽包水位進行協(xié)調(diào)控制。不能單純?yōu)榱颂岣咂棉D(zhuǎn)速，提高給水壓差；過度關(guān)小給水總門，會造成小機低壓調(diào)門開度過大，尤其是低負荷下抽汽運行的小機。給水壓差在2 MPa左右，通過再循環(huán)門能夠控制汽泵轉(zhuǎn)速＞3 200 r/min就可以。對于鍋爐側(cè)來說，給水總門20%左右時，線性非常差，給水流量波動較大；給水壓差越大，減溫水調(diào)門越靈敏，越容易造成自動控制的震蕩，最終造成汽溫和汽包水位的波動。

3.3" " 脫硝參數(shù)控制

該廠330 MW機組在近兩年完成寬負荷脫硝改造、寬溫催化劑更換，為全負荷脫硝提供了設(shè)備技術(shù)支持。在摸底試驗時投運熱水再循環(huán)，提高脫硝裝置進口煙溫后，脫硝系統(tǒng)參數(shù)均在技術(shù)控制范圍。

3.3.1" " 脫硝入口溫度的控制

在摸底試驗時，負荷在130 MW以下，脫硝入口煙溫低于285 ℃時啟動乙爐水泵，熱水再循環(huán)管道暖管后投運。因負荷低，汽泵轉(zhuǎn)速控制接近下限，此時啟動乙爐水泵，汽包水位瞬間波動幅度大。為了減小低負荷熱水再循環(huán)投運過程中相關(guān)參數(shù)的波動，可適當提前投運熱水再循環(huán)。因此，在認定試驗時，提前投運熱水再循環(huán)（圖2）。具體操作：165 MW時，啟動乙爐水泵，熱水再循環(huán)管道暖管后，就地檢查無異常，開足熱水再循環(huán)母管電動門，熱水再循環(huán)投運。整個過程中脫硝入口溫度保持在290 ℃以上，未通過乙爐水泵出口調(diào)節(jié)閥進行調(diào)整。在加負荷過程中，140 MW以上關(guān)熱水再循環(huán)母管電動門后，停用乙爐水泵[2]。

3.3.2" " 脫硝出口NOx的控制

由于認證試驗過程中，所有瞬時值不能超過超低排放值（50 mg/m3）。為滿足脫硝要求，在加減負荷過程中，應加強對脫硝參數(shù)的監(jiān)視調(diào)整，尤其是啟停磨煤機操作時，應適當進行提前干預，同時還需防止過調(diào)[3]。整個過程中未發(fā)生脫硝參數(shù)超限（圖3）。

3.4" " 汽溫控制

此次摸底試驗過程中，中壓調(diào)門節(jié)流關(guān)小至20%，次中壓供熱投用。認定試驗過程中供熱未投運，中壓調(diào)門關(guān)小至20%。因此，在摸底試驗時，再熱汽溫較高。認定試驗時，再熱汽溫在543 ℃左右。加負荷過程中，需控制好各減溫器減溫水量（注意汽泵小機轉(zhuǎn)速、主給水閥前后壓差），防止加負荷過程中汽溫、管壁超溫。

3.5" " 機組供熱

在摸底試驗時，將1號高再系統(tǒng)恢復熱備用，保持次中壓供熱。在負荷下降后，逐步關(guān)小中壓調(diào)門至20%節(jié)流運行。在認定試驗時，機組未進行供熱，次中壓供熱僅保持小開度流通狀態(tài)。今后，在30%負荷下可根據(jù)需要進行供熱。在供熱時，需注意煤量、汽溫等參數(shù)的監(jiān)視調(diào)整。

3.6" " 深度調(diào)峰過程中其他重要參數(shù)的監(jiān)視和注意事項

1）雖然不投油槍，預熱器仍要進行連續(xù)吹灰，防止尾部煙道發(fā)生二次燃燒。

2）加強對汽輪機軸位移、差脹及各軸承溫度、振動數(shù)值的監(jiān)視。

3）加強鍋爐排煙溫度的監(jiān)視，防止預熱器低溫腐蝕。

4）關(guān)注風煙系統(tǒng)，控制好吸、送、一次風機的出力偏差，防止風機失速。

5）極低負荷下，各項自動控制例如過熱器減溫水自動、再熱器減溫水自動、脫硝自動等雖然進行了部分自動參數(shù)優(yōu)化，但如發(fā)生異常，應及時解除自動。特別是過熱器減溫水自動，因為給水壓差大，減溫水調(diào)門會造成自動控制的震蕩。

6）低負荷運行，抽汽壓力下降，需關(guān)注高、低加水位，必要時適當開啟危疏門，控制好汽側(cè)水位。

7）注意控制發(fā)電機進相深度在規(guī)定范圍內(nèi)，必要時可手動干預，調(diào)整無功。同時，密切關(guān)注6 kV、400 V母線電壓。若母線電壓偏低，啟動6 kV負載前應手動增加機組無功。

8）為滿足30%負荷，CCS能夠正常投入，應對相應的燃料、送風、負荷指令下限參數(shù)進行修改，對INFIT指令上下限、滑壓曲線、脫硝預設(shè)噴氨流量系數(shù)進行修改。

4" " 結(jié)束語

330 MW機組深度調(diào)峰已在國內(nèi)很多電廠開展技術(shù)認證，隨著研究的不斷深入，該技術(shù)必將不斷完善。為了使發(fā)電機組在深度調(diào)峰過程中能夠安全可靠穩(wěn)定運行，運行技能人員在今后的深調(diào)操作中需要不斷地探索實踐，開展相應的技術(shù)改造，總結(jié)出更科學、更切實可行的運行技術(shù)措施。

[參考文獻]

[1] 紀翾.淺談1 000 MW超超臨界機組30%額定負荷深度調(diào)峰[J].中國設(shè)備工程，2022（16）：225-227.

[2] 張廣才，周科，魯芬，等.燃煤機組深度調(diào)峰技術(shù)探討[J].熱力發(fā)電，2017，46（9）：17-23.

[3] 李科文.火電機組深度調(diào)峰能力建設(shè)的思考[J].中國管理信息化，2020，23（21）：88-89.

收稿日期：2024-05-06

作者簡介：周海峰（1979—），男，江蘇人，集控高級技師，從事火電廠集控運行生產(chǎn)工作。

顧小星（1983—），男，江蘇人，高級工程師，從事火電廠集控運行生產(chǎn)工作。