机组深度调峰浅谈

机组深度调峰浅谈

李凡

广东粤电博贺能源有限公司   广东省茂名市525000

近年来，我国电力的消费结构发生很大改变，用电日夜峰谷差逐步增大；同时光伏、风电、燃机等可再生能源发电装机规模越来越大，同时又存在难储存、容易波动特点，对火电灵活调峰的需求越大，深度调峰势在必行。因此，国家推出了各种鼓励燃煤机组参与调峰的激励机制，各发电厂深挖机组的调峰能力，努力拓展燃煤机组的调峰范围，煤电机组深度调峰将是今后一段时间的必然趋势。在机组深度调峰运行时，给机组运行的安全和稳定性带来严峻考验，也对各火电机组的性能和运行人员的操作水平提出了更高的标准与要求。

一、设备简介

博贺电厂为2台1000MW超超临界压力燃煤发电机组，汽轮机型号为N1000-27/600/610（TC4F），型式是超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机、采用八级回热抽汽。锅炉型号为HG-2994/28.25-YM4，型式是超超临界参数、变压运行直流炉、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型锅炉，反向双切圆燃烧方式。发电机为上海汽轮发电机有限公司引进德国西门子公司技术生产的THDF125/67型三相同步汽轮发电机。发电机额定容量为1112MVA，额定输出功率为1000MW，最大连续输出容量1177.78MVA，功率因数为0.9，为汽轮机直接拖动的隐极式发电机。

二、影响机组深度调峰的主要因素

1、制粉系统的影响

机组运行的安全性、经济性与制粉系统正常运行密不可分，尤其在低负荷运行时，制粉系统稳定与否对机组的安全影响更大。当制粉系统设备出现缺陷、煤质发生变化或者变差时，会致使制粉系统燃烧不稳，严重时出现出力受限、受热面积灰、结渣甚至发生灭火事件。

2、低负荷时燃烧稳定性影响

燃烧稳定是机组深度调峰面临的主要问题。机组在低负荷运行时，总煤量较少，一、二次风量随之减少，热风温度下降。锅炉的含氧相对较多，另一方面由于汽化潜热增加，锅炉热负荷和烟温较低，燃烧稳定性差，容易灭火。因此，低负荷时一般采用等离子或投油助燃等来稳定燃烧。

3、热负荷分布不均对受热面的影响

机组低负荷时，火焰充满度较差，锅炉热负荷分布不均。各受热面易出现汽水流量分配不均，严重时可能出现水循环停滞等现象。炉内空气动力场分布不均，炉膛水动力差，导致水冷壁冷却效果变差，容易出现超温、爆管现象。

4、汽轮机末级叶片安全性影响

机组在低负荷时，尤其快速从高负荷降下时，热负荷流失过快，导致再热汽温较低，最低可达570℃，较难恢复至额定值610℃。加上低负荷时蒸汽流量低，汽轮机末级叶片蒸汽湿度增大，致使汽轮机轴向推力变大，甚至出现断裂损坏危险。长时间低负荷运行还会影响汽轮机工作效率，使汽轮机的汽耗增加，热力循环降低。

5、低温腐蚀影响

在低负荷时，烟温较低，空预器容易产生堵灰、结渣现象。当空预器积灰结渣加重时，传热减弱，受热面壁温更低。一旦空预器腐蚀泄漏发生漏风时，更加速了腐蚀和积灰，形成恶性循环。严重时造成引风机阻力增大、锅炉正压燃烧、负荷受限严重时被迫停炉。

三、控制措施

机组正常的运行负荷范围 为400MW～1000MW ，当机组负荷≤400MW时，应确保机组各系统运行稳定，等离子、BCP泵、WDC阀、厂用电快切、柴发均正常备用。当机组接到减负荷命令时，尽量采取小速率减负荷。

1、 汽机侧控制措施

（1）当负荷降减至450MW以下时，注意监视A/B汽泵流量变化，随着负荷降低，给水流量逐渐减少，当单台汽泵流量＜500t/h时，缓慢开启该台汽泵再循环门，机组负荷至380MW时，可退出一台汽泵旋转备用。

（2）监视辅汽联箱的压力，保证冷再供汽正常，将两台机辅汽联络门打开，保持联络运行，若辅汽联箱压力异常时，立刻切手动控制调整。辅汽供除氧器调门开5%开度小流量备用（若辅汽联箱温度偏低开大该阀增大辅汽流量提温）。

（3）加强两台给水泵汽轮机调节级温度监视。当负荷到380MW时，做好小机高压汽源切换准备工作。降负荷前提前开启冷再至A\B小机切换阀前疏水，A\B小机主汽阀前疏水，待机组降负荷结束后关闭疏水，若小机进汽过热度降低过快，若为除氧器饱和蒸汽反窜至小机引起可关闭四抽至除氧器逆止阀和电动门。

（4）机组低负荷时，保持轴封母管压力3.5KPa。若压力不足时，及时打开辅汽到轴封供汽旁路电动门。

（5）加强监视汽轮机TSI中轴振、瓦振参数，降负荷过程中，1号机注意#2瓦振情况，加强主再热汽温监视与调整，保证蒸汽过热度有≥56℃。

（6）随着机组负荷降低，汽轮机各高低加抽汽段压力随之降低，可能出现疏水不畅，导致加热器水位波动大。加强对加热器液位监视，出现异常自动调节不及时可切手动调整。

（7）加强监视除氧器、热井水位，视情况提前手动开启凝结水再循环调门，防止凝结水流量低突然联开，凝泵出口压力突降导致工频泵联启，凝结水压力过高损坏有关设备。

2 、锅炉侧控制措施

（1）调整制粉系统合理的组合方式，低负荷时3台磨运行，根据煤种及时调整分离器转速和磨的出口压力，控制磨煤机出口温度85℃左右。再无磨组检修前提下，优先采用BDE磨组运行方式，提高火焰中心，降低燃烧区域热负荷，必要时可采用BDF磨煤机运行。

（2）加强监视受热面壁温，防止壁温、汽温超温，若烟温偏差明显，可通过调节燃烧器及燃尽风摆角，二次风门挡板及燃尽风门开度调节左右侧氧量偏差进行调整。

（3）严格按照吹灰规定进行吹灰，确保各受热面清洁，避免因结焦、积灰等因素导致的吸热不均，导致受热面超限。

（4）低负荷时，加强监视磨煤机火检强度，若火检变弱及时调整，并测量粉管温度，防止粉管堵塞现象。

（4）降负荷过程中，及时调整主、再热汽温，尽量使火焰中心上移，及时开启省煤器旁路，保证脱硝SCR反应器入口温度＞300℃。

（5）加强氧量调整，氧量维持在5.5左右，锅炉氧量控制不宜过高，避免氨逃逸率升高，致使空预器差压增大，严重时造成空预器堵塞。

（6）负荷降至＜400MW时，投入等离子运行。

（7）机组定期工作中涉及重要设备切换、试转等工作，可能影响到主机或重要辅机安全的项目暂停执行，待负荷恢复至正常时再执行。

四、小结

火电机组的深度调峰，影响机组的经济性和安全性，同时也加剧机组寿命损耗，降低了机组实际寿命。因此需加强对机组深度调峰的探索，开展相关试验，保证机组在深度调峰期间安全稳定运行。