600MW超临界燃煤机组调峰运行调整方法探讨

600MW超临界燃煤机组调峰运行调整方法探讨

宋军伟

(浙江大唐乌沙山发电有限责任公司315722)

摘要：电力作为支撑国家经济发展的重要基础设施，维持电网稳定、经济运行对于保障社会的工业生产和居民生活用电具有重要的意义。近年来，电网机组结构发生了显著变化，风能、水电、太阳能、核电机组、大功率直流跨区域输电在区域电网中的容量占比增大，但是新能源的调峰能力欠缺，需要火电机组深度调峰，以满足电网稳定运行的要求。本文分析超临界直流燃煤机组深度调峰和适当调峰时的运行情况、容易出现的问题及运行调整方法。

关键词:600MW；发电厂；调峰；直流锅炉；超临界

Abstract:electricpowersupportingnationaleconomicdevelopmentasanimportantinfrastructure,maintaintosafeguardsocialstabilityandeconomicofpowergridisofgreatsignificancetotheindustrialproductionandresidentslivingpower.Unitstructurechangeddramaticallyinrecentyears,thepowergrid,windpower,hydropower,solar,nuclearpowerunits,highpowerdccross-regionaltransmissioncapacityproportionincreaseinregionalpowergrid,butnewenergypeakingcapacitylack,needthedepthofthethermalpowerunitload,inordertomeettherequirementsofthestabilityofpowergrid.Inthispaper,supercriticaldcloadofcoal-firedunitsdepthandproperpeakshavingoperationproblems,andadjustmentmethodofoperation.

Keywords:600mw;Powerplant;Load;Once-throughboiler;supercritical

煤炭作为不可再生能源，为了减少化石燃料的消耗，为了减少环境污染，国家大力发展水电、核电、风能、太阳能等新能源[1]。政策要求各级电网优先消化新能源，减少弃风、弃水等现象。经济发达区域，环保压力大，燃煤机组审批受限，为了保证足够的电力供应，国家电网建设大容量的特高压直流输电。比如国家电网建设800万千万的溪洛渡-浙江±800千伏特高压直流输电工程，将西南地区约400亿千瓦时清洁水电送到华东；宁东—浙江800千伏特高压直流工程，将宁夏的煤炭通过电能方式输送到浙江。因为以上两个原因，东部沿海区域的火电机组利用小时数逐年下降，尤其是过年、过节等低负荷时间段，电网运行压力大，要求火电机组深度调峰，满足电网运行的需要。

1燃煤机组适当调峰

目前600MW机组AGC负荷为50%至100%负荷，如果电网要求降至50%负荷以下，就要解除AGC，改为电话调度。负荷在240MW以下，机组转为湿态运行，运行调整多，安全性变差。因此适当调峰负荷为240MW至300MW。经过浙江电科院测试，适当调峰时，锅炉有一定的稳定燃烧能力，不用投入等离子、油枪等稳燃措施。但是运行人员应加强监视炉膛负压、火焰电视、火检充满度等指标。负荷靠近240MW时，要注意煤质波动及一次调频，负荷波动到240MW以下，锅炉转为湿态运行。适当调峰对汽轮机和发电机影响不大。

脱硝设备安装在空预器之前，脱硝催化剂温度要求300℃至400℃。机组低负荷时，由于脱硝入口烟温低于300℃，导致脱硝系统自动退出运行，影响脱硝投入率。为了减少脱硝系统低温退出次数，同时，保证脱硝催化剂的使用寿命，通过锅炉燃烧调整，维持入口烟温在300℃~310℃之间。调整方法为：（1）、尽量开大运行磨二次风，开大下层过燃风，保证可燃物的燃烬率，有利于烟温的提高；（2）、适当提高二次风母管风压，提高各运行层燃烧器二次风箱风压；（3）、适当提高一次风母管风压，增加磨煤机入口风量和风速；（4）、保证备用磨煤机正常备用的前提下，适当减小备用磨通风量。如果要求负荷更低的时候，脱硝不退出，就要进行设备改造，将热烟气引到脱硝入口，以保证脱硝入口温度。

2燃煤机组深度调峰

2.1深度调峰对汽轮机方面的调整及注意事项

汽轮机进汽方式有“顺序阀”和“单阀”。“顺序阀”虽然节流小，汽轮机效率高，但是调节级温降大，不利于汽轮机的均匀冷却[2]。因此低负荷时，将汽轮机阀门控制切为“单阀”，调峰结束后，要立即切回“顺序阀”。

凝结水系统，缓慢打开凝结水泵再循环，除氧器水位调整由凝结水泵变频控制切为除氧器上水阀门控制，确保一定的凝结水压力。随着机组负荷降低，锅炉给水流量下降，相应的凝结水流量也下降，为了保证凝结水泵的最小流量，需要将再循环门全开。全开是为了防止阀门冲刷，损坏再循环门。通过提高变频出力，提高凝结水压力，是因为凝结水带了汽动给水泵的机械密封水、轴封的减温水、疏水扩容器的减温水等，为了保证各减温水的供给，必须保证凝结水一定的最小压力。而且凝结水压力下降到一定程度，精处理会连锁退出。

给水系统，一台汽动给水泵再循环全开，电泵可靠备用。负荷≤180MW时，一台小机退至2000rpm备用，注意另一台小机低压调门≤60％。汽动给水泵再循环全开，也是为了保证给水泵的最小流量。

加强对凝汽器水位、除氧器水位就的监视，防止出现高水位；加强对高加水位的监视，当监视段压差过低时，要及时打开危机疏水，防止高加水位过高[3]。

加强对汽轮机监视画面的监视。低负荷运行时，主、再热蒸汽温度较低，引起汽轮机胀差变小。低负荷一般调门开度较小，这时如果发生的振动一般与调门开度有很大关系，主要是汽流不稳导致的。低负荷时，主汽温度低，容易引起末级湿度增大，容易过负荷，轴向推力也增大。

2.2深度调峰对锅炉方面的调整及注意事项

锅炉低负荷运行，稳定燃烧能力下降[4]，燃烧不充分，不完全燃烧严重，导致尾部烟道积粉以及烟囱冒黑烟。稳定燃烧，是深调的重要调整方向，1）调峰前提前调整煤种，保证深度调峰时，已经燃烧到易燃煤种；2）及时投入等离子、油枪等助燃设备，加强对燃烧好坏的监视；3）燃烧器集中使用，保证有足够的煤粉浓度；4）保证好一次风和二次风配风。为了防止尾部烟道再燃烧，空预器要连续吹灰。

锅炉低负荷运行时，容易结焦。负荷高于180MW，按规定对锅炉本体进行吹灰，负荷低于180MW，为防止燃烧不稳，停止锅炉本体定期吹灰。电网低谷渡过之后，及时联系调度涨负荷投负控，投入炉膛吹灰。

锅炉低负荷运行时，炉膛火焰充满度差。锅炉受热面容易超温，加强受热面管壁温度监视，屏式过热器管壁温度、高温过热器管壁温度、高温再热器管壁温度控制不超过设计值，否则降低主、再热蒸汽温度运行。

锅炉低负荷运行时，排烟温度降低和过量空气系数增加使烟气中三氧化硫浓度上升，露点温度显著提高，而此时空气预热器冷端壁温显著降低，若低于露点温度以下，可能会发生低温腐蚀[5]。

2.3深度调峰对发电机方面的调整及注意事项

过年等节日期间，电网负荷低，系统电压可能会升高，按照调度要求电压曲线维持发电机出口电压，注意控制发电机出口电压在额定值的±5%范围内变动，注意励磁系统运行情况。

发电机可能会进相运行，在发电机进相运行期间，定子铁心、端部结构件会发热严重，控制定子铁心、端部结构件，定子线圈及线圈出水温度不超规定值。发电机在不同有功负荷状态下，无功负荷不得超过发电机稳定限额。发电机失磁、失步保护完好投入。厂用电电压不能太低，保证电动机的正常运行。

3燃煤机组调峰安全与经济性分析

3.1调峰对机组安全影响

燃煤机组调峰时,因锅炉受热面设计和布置影响，主、再热汽温维持不住额定温度，会下降较多。频繁调峰主、再热汽温周期性、大幅度的变化，使汽轮机和蒸汽管道机械应力和热应力剧烈波动,引起金属材料的低周疲劳,直接影响汽轮机和蒸汽管道的安全运行和寿命损失。机组深度调峰时，机组调整较多，运行人员调整压力大，增加机组的安全运行风险。

3.2调峰对机组经济性影响

低负荷下锅炉热效率均有所下降,主要与炉膛燃烧区域温度水平下降,引起不完全燃烧损失增大，为了降低不完全燃烧损失，调高炉膛过量空气系数，进而引起排烟热损失偏大。厂用电率升高，电机大部分是工频运行，没有随着负荷下降，用电量未相应减少。调峰时，投油助燃时，燃料成本增加很多。低负荷下，抽汽量下降，虽然给水量也下降，但是不够弥补抽汽量下降的影响，还会造成给水温度下降，锅炉效率下降。汽轮机低负荷运行时，运行经济性差，产生较大的鼓风损失，节流较大，膨胀不均。总而言之，调峰对机组的经济性影响较大。

结论

本文通过分析燃煤机组深度调峰，汽轮机、锅炉、发电机方面存在的问题，针对性的提出运行人员的调整措施，保证深度调峰期间机组的安全稳定经济运行。机组调峰会造成机组运行经济性和安全性的下降，但是现实要求机组调峰越来越频繁，为了适应调峰需要，需要汽轮机、锅炉、发电机做相应的研发设计。

参考文献

[1]张宁，周天睿，段长刚，唐晓军，黄建军，卢湛，康重庆.大规模风电场接入对电力系统调峰的影响[J].电网技术，2010，01（05）：152-158.

[2]王赤夫.石门电厂2号机变负荷调峰经济运行方式探讨[J].湖南电力，1999，02：9-10.

[3]侯昭毅，刘启亮.菏泽电厂机组深度调峰及安全与经济研究[J].山东电力高等专科学校学报，2008，03（28）：77-80.

[4]李长佶，李朝阳，王庆山.合山电厂高压锅炉调峰运行及若干问题分析[J].广西电力技术，1999，04（005）：15-20.

[5]张桂燕.300MW火电调峰机组运行问题的研究[D].华北电力大学，2008.