630MW超临界机组深度调峰机组稳定性分析

630MW超临界机组深度调峰机组稳定性分析

曾松柏

（大唐彬长发电有限责任公司陕西长武713602）

摘要：介绍彬长电厂630MW超临界机组深度调峰试验，通过该机组参与电网深度调峰试验，分析该类型机组低负荷情况下的稳定性，总结630MW超临界机组参与电网深度调峰时进行机组运行调整的技术措施，以及在深度调峰时可能发生的异常处理原则。

关键词：超临界；深度调峰；稳定性

1前言

随着社会经济的发展，国内火电大机组容量不断扩增，电网容量不断扩大，电网峰谷负荷差日趋变大，600MW以上火电大机组承担电网调峰已日趋常态化，根据彬长电厂630MW超临界机参与深度调峰的实践经验，分析深度调峰机组的稳定性、经济性、环保性。当深度调峰目标负荷降至40%的额定负荷时，锅炉燃烧稳定性差，给水流量波动大，同时低负荷时锅炉处于转态边缘，给运行调节带了很大的困难。基于这种背景，该公司积极参与调峰实验，不断探索，总结出一套深度调峰经验，不但保证了机组的安全经济稳定运行，同时也满足了电网深度调峰的要求。

2机组设备简介

该公司为630MW燃煤汽轮发电机组。锅炉型式为超临界参数变压直流炉，单炉膛、一次中间再热、平衡通风、配等离子点火装置。锅炉最大连续蒸发量为2084T/h（B-MCR工况），额定蒸发量为1930T/h（BRL工况），额定主、再蒸汽温度为571℃/569℃，额定主蒸汽压力为25.4MPa。设计主燃料低位发热为22.77MJ/kg。点火用燃油为0号轻柴油，发热量为41.87MJ/kg。锅炉燃烧室的设计承压能力大于±6500Pa，配六台中速磨煤机。

汽轮机型式为超临界、单轴、一次中间再热、三缸四排汽、直接空冷凝汽式。设计额定功率为630MW，最大连续出力T-MCR工况下为651.529MW，VWO工况下为662.244MW。反向流动做功，排汽进入凝汽器。配置2×50%容量小汽轮机给水泵。

发电机是全封闭、卧式、三相、隐极式同步发电机，双星形接线，型号为QFSN-630-2-22，定子绕组为水内冷，定、转子铁芯及转子绕组为氢气直接冷却。

3实验过程及技术分析

3.1实验前准备工作。

3.1.1联系热控强制主保护：省前流量低锅炉MFT保护；分离器水位高锅炉MFT保护；

3.1.2强制逻辑：脱硝入口烟温低跳脱硝逻辑；1D、1E磨煤机启允许中出口温度低逻辑；

3.1.3300MW前机侧主要操作

（1）汽机侧主要操作：

1A、1B小机润滑油直流事故油泵启动试验；主机MSP、TOP、EOP、JOP、ESOP试转；除氧器上水切换至调门控制，凝结水母管压力调整至2.0Mpa以上；1A，1B小机辅汽汽源并入；全开1B汽泵再循环调门、凝泵再循环调门（避免低负荷时上水调门关小，凝结水流量低跳泵）；全开冷再至轴封供汽电动门；冷再至辅汽压力设定为0.6MPa[1]。

3.1.4锅炉侧主要操作：

AB、CD、EF层油枪试投正常；检查炉水泵、电泵处于良好备用状态；炉前油蓄能器方式倒至循环油运行方式；柴油发电机试运正常；投入空预器连续吹灰；制粉系统切换至下层四台A、B、C、D制粉系统运行；送风自动，总风量维持1100t/h；AA风手动25%开度，AB层直吹辅助风手动22%，A周界风手动20%开度，二次风与炉膛差压维持380-420Pa。

3.2机组深度调峰试验过程

10：20启动底层A磨煤机，停运上层1E磨煤机。10：28接值长令：机组进行深度调峰，解除AGC，TF开始减负荷。减负荷速率保持3~5MW/min；10：45负荷减至40%额定负荷252MW，1A、1B、1C、1D磨煤机运行，水煤比6.0，总煤量130t/h，总风量1168t/h，二次风挡板开度21%，二次风与炉膛差压546Pa，给水流量790t/h，1A/1B小机调门开度38.4/41.7，中间点温度373℃，过热汽温563℃/558℃，过热汽温过热度25.2/35.5℃，再热汽温549℃/526℃，轴封母管压力33KPa，温度122.4℃、115℃、192.6℃、188.2℃，轴振最高点3X110.4μm，机组各参数稳定，投入机组CCS控制，汇报值长。11：47接值长令：1号机组深度调峰试验结束。12：06接值长令负荷加至315MW，检查机组各参数稳定，投入机组AGC，深度调峰试验结束。

3.3机组深度调峰试验结果分析

3.3.1NOx排放控制

机组调峰前暂停炉膛省煤器段吹灰工作，调峰前提前联系热控强制脱硝入口烟温低跳脱硝，此次250MW负荷下脱硝系统运行正常，可满足低负荷下运行。如图3.1：总风量1126t/h，空预器入口烟温293/300℃下脱硝入口烟温295/301℃，NOx排放量A/B侧42/35mg/m3。

3.3.4备用汽源暖管

辅汽至小机供汽电动门、冷再至轴封供汽电动门正常备用下维持过流且开度10-15%；正常运行中监视电动门后温度在250℃以上；

3.3.5投煤允许

正常运行中投煤允许（与条件）如下：

2）热二次风温＞175℃或A磨煤机在等离子方式（仅对A磨煤机）。

3）启动分离器出口压力＞3MPa或A磨在等离子方式（仅对A磨煤机）

深度调峰期间发生断煤时很可能存在断层燃烧情况，例如A、B、C磨运行C磨断煤，此时需要启动D磨，故建议强制D、E磨煤机投煤允许。

4机组深度调峰技术措施总结

确认等离子阴极头运行时间不超过65小时，阳极头运行时间不超过500小时，否则通知设备部及时进行更换。柴油发电机、电动给水泵可靠备用，若不能备用，禁止进行负荷深度调峰。炉水循环泵良好备用，具备随时启动条件。严格执行吹灰规定，防止负荷深度调峰期间烟温低脱销退出运行。空预器采用主蒸汽吹灰汽源，投入空预器连续吹灰，停止省煤器区域的吹灰器。退出启动分离器水位高、省煤器前给水流量低锅炉MFT保护以及脱销入口烟温低脱销系统跳闸逻辑。锅炉炉前燃油系统投入循环运行，等离子系统正常投运。解除机组负荷自动控制AGC，TF方式下以3~5MW/min负荷速率降低负荷至机组额定负荷的40%。解除送风量自动控制，维持锅炉50%总风量，同时注意引风机运行情况，防止引风机发生抢风。维持底层三台制粉系统运行，D制粉系统定期进行暖磨，处于备用状态且能一键启动。打通F磨煤机风道，防止一次风机失速[2]。

负荷低于300MW，控制AA层辅助风开度在25%，A、B、C、磨煤机周界风开度20%，偏置辅助风开度25%，AB、BC、DE层直吹辅助风开度22%，开大上层风维持二次风与炉膛差压在400Pa左右，喷燃器摆角开度最高不超过65%，防止磨煤机火检信号减弱，造成磨煤机跳闸。负荷低于300MW时，缓慢开启汽动给水泵再循环，注意省煤器前给水流量不能发生突降，并且将小机辅助蒸汽汽源及时并入。及时增加凝结水泵频率，调节凝结水压力在1.5MPa，采用除氧器上水门控制除氧器水位，开启凝结水泵最小流量调整门，防止凝结水泵因凝结水流量低跳闸，密切注意除氧器上水调整门调节工况。省煤器前给水流量不低于750t/h，若给水自动调节性能差，及时解除给水自动，手动进行调整。

负荷降至40%额定负荷时，燃烧稳定后逐步退出等离子，关闭炉底排渣液压关断门，每间隔2小时交替开启，防止炉底漏风过大，影响锅炉燃烧。供热期间，机组参与电网深度调峰，严格控制辅助蒸汽压力不低于0.6MPa。深度调峰期间，脱销系统因烟温无法投运时，及时联系调度增加负荷，冬季机组深度调峰时，严格执行空冷岛的防冻措施[3]。

5深度峰期间可能发生的异常及处理原则

5.1制粉系统断煤

制粉系统断煤后立即启用备用制粉系统，若A制粉系统断煤则立即投油稳燃，若断煤处理期间锅炉负荷低于220MW并转湿态运行时，应及时启动炉水循环泵。

由于制粉系统断煤造成机组负荷低于252MW时，应关注小机调速汽门开度，若小机调速汽门开度大于85%时，应及时启动电动给水泵，维持省前流量在750t/h。

若一台给水泵跳闸应及检查电泵联启正常，同时检查令一台气泵出力快速增加，维持省前流量750t/h，若给水在自动，立即增加气泵及电泵指令，维持省前流量750t/h，防止给水流量快速下降，危及机组安全。

若一台气泵跳闸后电泵未联启，应及时手动启动电泵，同时增加令一台气泵出力，维持省前流量750t/h。如果电泵联启失败，且一台气泵不能满足锅炉最低省前流量600t/h，应立即手动MFT，确保锅炉受热面安全。

5.3引风机抢风

若发生引风机抢风时，及时投入油枪，等离子稳燃，同时维持住炉膛负压。适当增加锅炉总风量50t/h至100t/h，检查引风机抢风情况是否消失，如抢风仍未消除，可向调度增加负荷，处理过程中注意锅炉燃烧情况。

5.4脱硝系统退出运行

正常运行时严格执行吹灰规定，控制省煤器区域吹灰次数，防止脱硝反应器入口烟温低，脱硝系统退出运行。脱硝反应器入口烟温低，脱硝系统无法维持运行时，及时联系调度加负荷，防止脱硝系统退出运行。

5.5凝结水系统压力低

负荷低于300MW及时解除凝泵变频至手动，增加凝泵频率，调节凝结水压力1.5MPa，采用除氧器上水调门控制除氧器水位，开启凝泵再循环门。防止应凝结水流量低跳闸，同时注意上水器调门调节情况[4]。

若凝结水压力低造成凝泵工频联启，及时调整除氧器上水调门的开度，控制除氧器水位，开启凝泵再循环调门。并通知精处理开启精处理旁路，防止精处理泄漏。

参数稳定后停运工频凝泵，降低变频频率，维持凝结水母管压力1.5MPa，采用除氧器上水调门控制除氧器。

6结束语

从电力系统的发展趋势来看，600MW机组参与调峰是必然的，而且调峰的力度会越来越大。基于这一大趋势，该公司高度重视此次调峰实验，从接到深度调峰命令后，立即拿出相应技术措施，全员积极参与，整个实验过程中机组安全稳定运行，未引发任何事故，顺利完成机组在低负荷250MW稳定运行，完成了调峰任务。为以后该公司两台630MW机组参与深度调峰总结了宝贵经验。截止2017年12月该公司1#，2#机组已经多次参与深度调峰，每次都能安全高效的完成调峰任务，大大的提高该公司在电力市场中的竞争力。

参考文献：

[1]张灵风.浅谈600MW超临界火电机组深度调峰[J].山东工业技术，2017（12）：213-213.

[2]沈利，徐书德，关键，等.超临界大容量火电机组深度调峰对燃煤锅炉的影响[J].发电设备，2016，30（1）：21-23.

[3]解俊岭，吕树伟，李海军.630MW大型燃煤火力发电机组深度调峰安全技术措施探讨[C]//2017热电联产智能高效与灵活性改造技术研讨会论文集.2017.

[4]刘向治.浅谈600MW超临界机组深度调峰技术[J].企业技术开发：学术版，2014，33（31）：44-45.