660MW超超临界机组深度调峰优化措施与实践

660MW超超临界机组深度调峰优化措施与实践

刘逸帆

广东粤电大埔发电有限公司  514247 

【摘要】当前社会用电量增幅趋缓，电网峰谷差逐年增大，清洁能源占比逐步提高，新能源波动性、间歇性的特点使电力系统的电量消纳和平衡调节难度陡增。某厂两台660MW超超临界火力发电机组为了适应电网的需求，通过机组的深度调峰进行电价补偿，为本厂争取一定的经济效益。然而深调运行使机组面临种种风险，如燃烧不稳甚至灭火、给水流量波动大、干湿态转换、环保参数超标、受热面超温等。通过分析深调带来的潜在风险后，针对各个风险点制定出相应的控制措施，成功探索出稳定深度调峰至30%额定负荷安全运行的方法。

【关键词】深度调峰、锅炉稳燃、给水波动、干湿转换、优化措施

一、设备概况

某电厂两台660MW超超临界火力发电机组，其锅炉为上锅厂设计的超超临界直流π型炉。每台锅炉配置六套制粉系统，燃用设计煤种下可实现满负荷制粉系统五运一备。燃烧系统采用24只直流燃烧器，分六层布置于炉膛下部四个角，切圆方式燃烧，同时燃烧系统不配置油枪，采用无油点火方式，下两层为等离子喷燃器。两台锅炉以淮南烟煤为设计煤种，以晋北烟煤和神华混煤作为校核煤种。按照设计参数，不投等离子最低稳燃负荷不大于锅炉的30%额定负荷。

二、深调背景

目前社会用电量增幅趋缓，电网峰谷差逐年增大，外加能源结构的不断优化，清洁能源占比逐步提高，广东省风电、光伏等新能源装机也在近几年迎来了爆发式增长，但新能源波动性、间歇性的特点，使电力系统的电量消纳和平衡调节难度陡增，因此电网调度对大型火电机组深度调峰能力有了更高的要求，同时深度调峰也是电厂在激烈竞争中生存发展的需要。通过机组的深度调峰进行电价补偿，可以为本厂争取到一定的经济效益，对经营减亏扭亏意义重大，且能大大提高本厂火电机组的竞争力。

三、难点分析

为此，本厂两台660MW超超临界机组进行了深度调峰的试运行，虽然最低调峰深度能达到30%额定负荷，但机组面临种种运行风险，如燃烧不稳甚至灭火、给水流量波动大、干湿态转换、环保参数超标、受热面超温等。因此，需要对深度调峰带来的潜在风险开展专项研究，最大化降低风险，确保机组在安全可靠、环保参数达标的前提下，深调至30%额定负荷并能稳定运行。

分析出深度调峰带来的潜在风险后，针对各个风险点制定出相应的控制措施，如优化等离子投运方式提高等离子运行可靠性、优化制粉系统的运行模式、控制水动力安全稳定、调整汽动给水泵组运行方式保障给水稳定等。并通过积极调整煤种掺配烧方案，保障锅炉稳燃和环保参数不超标。除此之外，通过与锅炉厂家交流讨论，根据设备实际情况，优化相关的各项逻辑保护定值。

四、控制措施

（一）深调相关的逻辑优化措施

因为机组深度调峰的需要，根据设备的实际情况和咨询设备厂家意见，进行了以下逻辑定值优化：

1、由于低负荷给水流量降低，结合运行实际情况，在满足水动力和壁温安全的情况下将给水流量三级报警由原先的报警I值611t/h、报警II值550t/h、报警III值509t/h更改为报警I值560t/h、报警II值530t/h、报警III值509t/h，避免深调至低负荷阶段频繁报警使得监盘人员麻木，疏忽对给水流量这一重要参数的监视。

2、因为HWL阀可能关闭不严，若在干态状态下开启HWL阀前电动门，会导致蒸汽外泄、汽压降低，影响锅炉汽水安全运行。因此为避免机组深调至198MW时HWL电动阀联开，将电动阀联锁开启负荷由198MW更改为188MW，保障机组的安全稳定运行。

3、原先机组滑压运行的低限值为230MW，负荷低于230MW时，协调画面“滑压运行”按钮会自动切除，机组转定压运行。因此，要深调至198MW的话就需要对原先的滑压曲线进行优化，结合周波的影响，将滑压运行的低限值修改为188MW，并优化滑压运行曲线，将188MW负荷对应压力定值设置为13MPa。

4、原先分离器贮水箱水位计算是根据现场仪表输入值进行换算，无法真实反应分离器水位。因此取消负荷曲线对应启动分离器水位的折算逻辑；启动分离器出口过热度低于6℃，延时20秒，逻辑采用启动分离器水位变送器测量值进行联锁和保护；若过热度高于6℃，启动分离器水位置零。

（二）深调过程中锅炉稳燃措施

深度调峰时，燃料量减少，炉膛温度逐渐减低，且目前采购煤种多为低热值劣质煤，燃烧工况就愈发恶劣，考虑到深度调峰过程中若制粉系统发生故障，则很容易发生锅炉燃烧不稳甚至灭火，锅炉MFT动作。因此在深度调峰过程中保障锅炉稳燃，相关控制措施如下：

1、保障等离子运行可靠性

（1）机组负荷198-220MW，投入对角等离子点火器运行，投运等离子的制粉系统正偏置一次风量3~5t/h。一次风母管压力控制不低于6.8kPa，保证燃烧器得到良好的冷却避免结焦、烧毁。

（2）等离子拉弧稳燃期间或启停机阶段等离子长时间拉弧期间，注意监视等离子配电室室温、变压器温度；监视等离子壁温≯400℃，否则应继续降低等离子电流，电流最低≮175A。

（3）当等离子系统无法维持对角等离子投运时，控制负荷220MW及以上运行。

2、优化制粉系统运行方式

（1）严禁制粉系统断层燃烧，减负荷过程加强火检强度、火焰电视及炉膛负压的检查，当出现火检强度数值波动、炉膛负压波动增大、火焰电视着火变差时立即加负荷。

（2）提高磨煤机出口混温至85℃，磨煤机分离器频率控制＞19Hz，当磨煤机通风阻力小、振动大时可负偏置加载油压1~2MPa。

（3）深度调峰尽量保留4台磨运行，在制粉系统无法维持单台给煤机最小给煤量（单台给煤机给煤量≮25t/h）时，保留3台磨运行。

3、优化配煤方案

（1）深度调峰时，应搭配燃用热值较高的煤种，适当提高综合热值，以提高炉膛温度，配煤保证E制粉系统运行安全，湿煤、黏煤、高灰分等煤种不要上E仓。

（2）调整合适的一、二次风配比与氧量，使燃料在炉膛内燃烧充分。为避免塌灰造成锅炉灭火，深度调峰连续运行6小时后应申请加负荷，进行水平烟道和尾部烟道全面吹灰。

（3）若深度调峰时发生燃烧减弱，如火焰闪烁、火检波动、氧量明显上升、主汽压力下降、炉膛压力波动增大，立即投入所有角等离子助燃，并通过加负荷增加磨煤机出力、适当减小磨煤机一次风量、提高磨煤机出口混温、增加磨煤机加载力等措施进行稳燃。

（三）深调过程中防止环保参数超标措施

深度调峰时，燃料减少，炉温降低，脱硝SCR反应器入口烟温（其运行最佳温度为300℃~415℃）也随之下降。若烟温过低，将导致催化剂活性降低，氨逃逸率增大，易导致空预器堵塞，当烟温低于295℃时脱硝系统跳闸，使烟囱出口NOx排放超标，受环保考核。为此，采取相关控制措施：提前开大烟气挡板，抬高燃烧器摆角、增加总风量、增大燃尽风开度等措施来提高脱硝入口温度，防止供氨快关阀自动关闭。当采取上述措施后，脱硝反应器入口烟气温度仍＜300℃时（单侧三取二），应立即加负荷处理。

（四）深调过程中抑制给水流量波动措施

深度调峰时，由于给水流量减少，导致给水泵汽轮机低压调阀开度关小、汽泵转速下降，当汽动给水泵组处于较低出力工况时，容易出现给水流量大幅波动现象，严重影响到机组的安全稳定运行。针对给水波动，提出控制措施如下：

1、机组负荷在300MW以下时，应控制变负荷速率不高于 3MW/min，维持汽泵再循环调节门手动控制状态，控制汽泵最低转速不低于3300rpm、小机低压调阀开度45%以上。

2、深调过程中，当前置泵进口流量接近控制点时（1号机1000t/h，2号机900t/h），应通过开大汽泵再循环调节门来维持前置泵进口流量不低于控制点。

3、深调过程中，如给水泵组振动明显增大时，根据经验，应通过开大汽泵再循环调节门，增大前置泵进口流量来进行调节。

4、深调过程中，当开启汽泵再循环调节门后仍无法满足转速和低压调阀开度要求时， 应通过关小旁路给水调节门来维持上述两个要求。

5、深调过程中，应通过尽量控制较低的主蒸汽压力来保证小机低压调阀开度不大于90%。如小机低压调阀开度达到90%，应检查保证小机高压汽源的可靠性。

6、机组DCS 盘增加“给水流量设定值与实际值偏差大”报警，当高一值（80t/h）报警， 应及时采取措施：降低变负荷速率、减小过热度实际值与设定值的偏差等，减小给水流量波动幅度。

7、当“给水流量设定值与实际值偏差大”高二值（120t/h）报警，应将变负荷速率设置为0，并切除外挂协调系统运行，观察给水流量的波动情况。若给水流量波动幅度仍继续增大，应切除AGC，适当增加机组负荷。

8、若采取以上措施，给水波动现象仍无改善，应退出CCS协调控制，将锅炉主控和给水流量控制切到手动状态，汽泵转速转手动调节，待工况稳定后再投回CCS协调控制系统。

（四）深调过程中防止干湿态转换措施

深度调峰时，炉膛热负荷低，水动力循环差，水冷壁吸热偏差增大等，使得过热度偏低，若遇到辅机设备故障，如给煤机断煤、制粉系统跳闸等，锅炉极有可能由干态转为湿态运行。当锅炉转入湿态运行后，给水量大于蒸发量，多余热水将经过启动疏水系统排至系统外，造成极大浪费。若贮水箱水位控制不当，可能出现满水事故，造成受热面进水，酿成大祸。因此，在深度调峰且干态运行时，应强化炉膛燃烧，控制好水煤比，减少水冷壁的吸热偏差，控制中间点过热度不低于15℃。若发生给煤机断煤、制粉系统跳闸等有可能导致锅炉转湿态的事故时，则应按以下措施进行：

1、专人监视贮水箱水位，并控制分离器贮水箱水位至正常值。（如需进行HWL疏水操作，为防止HWL阀卡涩，在开启HWL阀前电动门之前，先开启HWL阀5%开度）。检查给水跟踪情况，及时调整水煤比在正常范围，调整中间点过热度不变负。

2、专人检查运行制粉系统出力不超限，调整一次风压以满足制粉系统要求，防止堵磨。

3、深调期间合理配煤，防止断煤、堵磨，确保制粉系统可靠运行。如断煤、跳磨短时间无法恢复，煤量无法满足锅炉干态运行时，则将机组协调模式切为TF模式，执行锅炉转湿态操作，应注意防止发生汽温骤降。

（五）深调过程中锅炉受热面的安全运行措施

机组深度调峰时，主汽压较低，水动力较弱，炉膛火焰充满度较差，这些易造成锅炉水冷壁超温，再加上低负荷期间吹灰次数减少，更是加剧了水冷壁管壁受热不均。热偏差和水动力不足将导致管内工质分配不均匀，管内工质流量会出现非周期性波动，一定程度上会使金属疲劳损坏，若汽温调节不当，还会导致管道内氧化皮的生成和脱离加剧，严重影响锅炉受热面的安全运行。因此，采取如下措施：

1、加强锅炉受热面金属壁温的监视，坚决避免主再热汽温、金属壁温超限，受热面墙壁同类型管的温度偏差控制小于80℃。

2、为保证水动力安全，正常运行中应控制给水流量不低于540t/h，控制中间点过热度不超过30℃。若需使用减温水，则应平稳操作减温水，不能大开大关，防止因金属壁温大幅波动引起氧化皮脱落。

3、保持合适的水煤比及过热度，异常情况下及时人为干预调整，防止水煤比失调导致瞬时超温爆管，原则上不偏置主汽压力。尽量通过调整二次风门和燃烧器摆角等提升火焰中心的方式来提高主、再汽温。

4、当锅炉任一点壁温超过报警值I时，先稳定负荷进行调整，应通过降低中间点温度、提高锅炉送风量、调整燃尽风门开度、调整减温水量、调整一次风压、调整分离器转速及调整制粉系统运行方式等手段进行调整，待壁温稳定后再尝试继续减负荷。当锅炉任一点壁温超过报警值II时，在保证锅炉干态的情况下可适当增加给水偏置，并控制负荷不低于220MW。若采用上述手段无效，应持续加负荷至壁温回落。

五、应用情况

自开展深度调峰试验以来，通过积极探索，不断总结深度调峰的工作经验，优化深度调峰的运行调整技术。针对深调的隐患风险点，分析其原因并制定相应的控制措施，如优化等离子投运方式提高等离子运行可靠性、优化制粉系统的运行模式、控制水动力安全稳定、调整汽动给水泵组运行方式以保障给水稳定等，制定了《660MW机组深度调峰安全技术保障措施》。通过积极调整煤种掺配烧方案，保障锅炉稳燃和环保参数不超标。除此之外，通过与锅炉厂家交流讨论，根据设备实际情况，优化相关的各项逻辑保护定值。采取上述一系列技术整改措施后，成功探索出稳定深度调峰至30%额定负荷安全运行的方法，运行至今未发生因深度调峰导致的锅炉灭火、壁温超限、环保参数超标等安全事件。深调技术的应用，能够有效解决电力系统中日益严重的峰谷差问题，保障新能源电量消纳，并给本厂带来一定的经济效益。