660MW超超临界机组30%出力深调试验总结

660MW超超临界机组30%出力深调试验总结

常小干

（苏晋保德煤电有限公司，山西 忻州 036604）

摘  要：随着我国“碳达峰”、“碳中和”目标的持续推进，新能源建设如火如荼，火电机组逐渐沦为调峰电源。为进一步促进电网公司对新能源的消纳，降低火电企业的损失，机组深度调峰势在必行。

关键词：深度调峰；给水流量低低；汽泵再循环；入口氮氧化物；空预器连续吹灰；

0 引言

习近平总书记强调，实现碳达峰碳中和，是贯彻新发展理念、构建新发展格局、推动高质量发展的内在要求，是党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策。能源是经济社会发展的重要物质基础和动力源泉，也是推进碳达峰碳中和的主战场。能源结构改革深化，电力现货市场普及，火电企业为扩大生存空间，被迫深度调峰。

1. 设备概括：

某电厂660MW超超临界燃煤空冷发电机组，锅炉为上汽锅炉厂生产的SG2102/29.3-M6013型超超临界锅炉，采用四角切圆燃烧方式，配备6台中速磨煤机，5用一备，给水采用单台汽动给水泵，额定给水流量为2102t/h；汽轮机为上汽引进西门子技术生产的ZKN660-28/600/620直接空冷汽轮机，额定主汽压力为28Mpa，额定主汽温度为600℃，额定再热汽压力为5.3Mpa，额定再热汽温度为620℃；发电机为上汽电机厂生产的QFSN-660-2型水-氢-氢冷却式发电机。

2. 试验前机组工况：

负荷300MW、主蒸汽压力16.6MPa、主蒸汽温度592℃、再热蒸汽压力2.2MPa、再热蒸汽温度594℃、总煤量168t/h、给水流量825t/h、总风量1326t/h、背压9.9KPa、B、C、D磨煤机运行。

3. 试验条件及要求：

(1)退出“省煤器入口给水流量低低”锅炉MFT主保护。

(2)负荷变化速率13MW/MIN。

(3)负荷300MW降至260MW稳定后降至220MW稳定后再降至198MW

4. 试验具体过程及数据：

(1)全面检查机组机、炉、电运行稳定具备试验条件。

(2)通知BOT，提前做好环保调整控制。

(3)接值长令，退机组AGC。

(4)变负荷速率13MW/MIN，负荷从300MW降至260MW；检查机组运行稳定后主要参数：主蒸汽压力15.0MPa，主蒸汽温度575℃，再热蒸汽压力1.95MPa，再热蒸汽温度589℃，总煤量153t/h，总风量1173t/h，给水流量753t/h，背压12.8KPa，氧量4.6%，机前压力与设定值偏差0MPa，压力偏置-0.45MPa，综合阀位60%，左/右侧高调门开度22.2/22.2%，辅汽联箱压力0.57MPa，汽泵小机进汽压力0.51MPa，汽泵小机进汽调门开度37.3%，汽泵转速3411Rpm，汽泵切换阀开度0%（切换阀后设定压力0.43MPa），汽泵小机再循环调门开度20%，催化剂入口A/B侧烟温342/333℃，A/B侧入口氮氧化物372mg/Nm³/415mg/Nm³。

(5)辅汽联络管公用系统用户倒至临机接带，尿素水解用汽倒至临机接带，机组辅汽联络门开度8%。

(6)投空预器连续吹灰。

(7)负荷260MW稳定运行12分钟，全面检查机组机、炉、电运行稳定具备试验条件。

(8)变负荷速率13MW/MIN，负荷从260MW降至220MW；检查机组运行稳定后主要参数：主蒸汽压力14.1MPa，主蒸汽温度566℃，再热蒸汽压力1.70MPa，再热蒸汽温度578℃，总煤量127t/h，总风量1033t/h，给水流量640t/h，背压14.4KPa，氧量5.5%，机前压力与设定值偏差0.6MPa，压力偏置-0.3MPa，综合阀位56%，左/右侧高调门开度20.4/20.4%，辅汽联箱压力0.49MPa，汽泵小机进汽压力0.44MPa，汽泵小机进汽调门开度41.4%，汽泵转速3289rpm,汽泵切换阀开度4.9%（切换阀后设定压力0.43MPa），汽泵小机再循环调门开度44%，催化剂入口A/B侧烟温348/335℃，A/B侧入口氮氧化物494mg/Nm³/545mg/Nm³。

(9)负荷220MW稳定运行8分钟，全面检查机组机、炉、电运行稳定具备试验条件。

(10)变负荷速率13MW/MIN，负荷从220MW降至198MW；检查机组运行稳定后主要参数：主蒸汽压力12.5MPa，主蒸汽温度551℃，再热蒸汽压力1.52MPa，再热蒸汽温度563℃，总煤量117t/h，总风量856t/h，给水流量584t/h，，背压14.9KPa，氧量5.5%，机前压力与设定值偏差0.2MPa，压力偏置-0.3MPa，综合阀位55.9%，左/右侧高调门开度20.3/20.3%，辅汽联箱压力0.44MPa，汽泵小机进汽压力0.39MPa，汽泵小机进汽调门开度42%，汽泵转速3106rpm，汽泵切换阀开度15.3%（切换阀后设定压力0.43MPa），汽泵小机再循环调门开度56%，催化剂入口A/B侧烟温335/341℃，A/B侧入口氮氧化物350mg/Nm³/380mg/Nm³。

5. 试验过程重点监视与注意事项：

(1)降负荷前提前将压力偏置设定为负偏置，适当提高背压，方便机组降负荷。

(2)负荷降至260MW，将辅汽联络管公用系统用户及脱销尿素水解供汽倒至临机接带，机组辅汽联络门适当开启8%，及时投入空预器连续吹灰。

(3)及时关闭过、再热器减温水调整汽温保证脱销入口有足够的温度。

(4)提前与BOT联系，方便氮氧化物控制。

(5)及时调整一次风与二次风，以便控制氧量和氮氧化物，但同时注意煤量超调影响总风量，合理控制总风量在安全范围内。

(6)降负荷过程中，注意监视综合阀位指令，综合阀位56%时高调门开度20%，综合阀位48%时中调门开始关小。

(7)负荷刚降至目标值，机前压力会继续降低，导致汽泵转速会继续降低，监视汽泵转速在3100rpm左右，有足够调整余量。

(8)开启汽泵再循环时，注意监视辅汽压力，汽泵小机进汽调门开度与压力，必要时切换阀参与调整，调整时注意给水流量调整平稳。

(9)适当提高背压，增加给煤量，一方面提高汽温，另一方面降低氧量，方便控制环保指标。

(10)低负荷时，炉膛火焰充满度差，炉膛内温度较低，煤粉浓度差，煤粉着火相对困难，造成火焰稳定性较差，操作调整要缓慢分多次进行。

(11)低负荷时，给水流量低容易造成受热面水力不均，火焰充满度差容易造成受热面热力不均，从而在受热面管排间形成热偏差，造成受热面局部超温、氧化。

(12)从高负荷降至低负荷，一方面炉膛及受热面温度大幅度降低，另一方面，风压降低着火提前刚性减弱弱穿透混合力变差，更容易造成受热面结焦、塌灰，所以低负荷前利用高负荷阶段对锅炉进行全面吹灰。

(13)汽轮机采用全周进汽，调门节流来调整，负荷较低时，通过降低主蒸汽压力和关小高调门开度来调整降低负荷，由于高调门关至20%节流很大，所以高、中压缸通流部分压降很大，会产生很大的热应力，所以要重点关注对DEH画面汽轮机本体各部调整裕度、缸温、缸胀、各轴承温度与振动等重点参数的监视。

(14)低负荷阶段，再热汽温大幅下降，为了降低氧量利于环保指标控制背压相对控制较高，汽轮机低压缸末级叶片湿度大幅增加，尤其末级叶片根部会产生很大的负反动度，在末级叶片末端产生回流，回流夹带水滴撞击在叶片的出汽边上，造成水蚀，影响叶片使用寿命。

(15)低负荷阶段，容积流量减少，汽流在静叶内挤向根部，在动叶片偏向外缘，动叶片根部产生脱流，进而在喷嘴与动叶外缘间隙产生涡流、鼓风、叶片颤振，增加叶片断裂风险。

(16)低负荷阶段，各段抽汽压力降低，尤其四段抽汽用户较多，会造成四抽汽源不足，及时投入辅汽、冷再等备用汽源。

(17)低负荷阶段，发电机各部冷却收缩，发电机端部因磁场、相位角等因素漏磁增大发热较多温度相对较高，定、转子铁芯、绕组、线棒、槽楔、绝缘材料等因膨胀系数及受热不同，造成局部松动、老化，发电机振动可能增大，定、转子可能造成接地。

(18)低负荷阶段，电网无功过剩，发电机进相运行，静态稳定性降低，发电机端部漏磁增加，绝缘容易老化，机端电压较低，厂用电压较低，危及重要辅机安全运行。

参考文献：

【1 】李军，李志伟，张鹏，常小干660MW超超临界机组给水提温改造满足深调运行分析  机电信息，2022年第16期总第688期：67-69.