滑参数停机低负荷阶段优化

滑参数停机低负荷阶段优化

戴昌军张洪胜陈浩潘辉

（浙江浙能长兴发电有限公司浙江长兴313100）

摘要：受制于环保新政策，浙江浙能长兴发电有限公司（以下简称长电）通过本次滑参数停机（以下简称滑停）试验，摸索出滑停低负荷阶段优化操作的经验，可有效地缩短滑停低负荷阶段时间，达到减少滑停过程中的排放超标时间的目的。并通过分析试验数据，修改相应的运行规程以及操作票相关条文，确保今后机组滑停低负荷阶段操作顺利。

关键词：停机;低负荷;试验;环保;超排;控制;修改

引言

长电4台330MW机组均经过了高、中、低压缸通流部分改造以及超低排放改造。锅炉为亚临界、一次再热、自然循环、前后墙对冲燃烧、平衡通风、单汽包、半露天布置、固态排渣煤粉炉。汽轮机为上海汽轮机股份有限公司制造的单轴、双缸、高中压合缸、亚临界、中间一次再热、双排汽式汽轮机。主汽门前额定压力为16.7MPa，主再热蒸汽额定温度为537℃。

受制于环保新政策：机组不合格排放时间点不能超1%，低于99%则该季度加价电量按其上网电量乘以符合超低限值的时间比率扣减10%，低于85%无补贴。环保压力越来越大，怎样减少滑停过程中的排放超标时间成为了必须解决的难题。

滑停低负荷阶段优化是通过优化低负荷阶段停机操作，在保障机组安全的前提下，最大限度地缩短低负荷阶段停机时间，达到减少滑停过程中的排放超标时间的目的。

1.滑停低负荷阶段优化试验

1.1试验目的：

根据长电运行规程中要求，机组负荷从105MW至机组解列的最低时间为170min（30+40+30+30+30+10），现拟将机组负荷120MW左右（即SCR退出运行）至机组解列时间控制在120min以内。

1.2试验工况：

某机组滑停。

1.3试验条件：

接到省调命令，某机组调停。

某机组A/B原煤仓可仅保持低煤位（7M以下），其他原煤仓均烧空。

1.4SCR退出至机组解列时间分配：

SCR退出至机组60MW，时间30min；机组负荷60MW稳定，时间30min；机组60MW减至30MW，时间30min；机组负荷30MW至机组解列，时间30min；

1.5试验注意事项：

滑停必须使用操作票，本次滑停中遇操作票内容与本方案冲突时，按方案执行。

接到省调命令某机组调停后。值长应根据原煤仓煤量、机组负荷情况省调要求的解列时间等，及时调度燃料部加仓作业。

其他的事项，按照运行规程执行。

2试验结果

由于停机后锅炉需要带压保养以及省调临时下令暂停机组停机操作两小时对试验结果稍有影响外，整个试验过程基本按照试验方案有条不紊地进行着，机组解列停机后的试验结果也与预期相符。

2.1环保指标超排时间控制在两小时以内

2017年1月23日23:20,某炉SCRB侧入口烟温296℃,手动撤出SCR运行；1月24日00:24某机组解列。环保指标超排2小时（按小时均值来累计）。

2.2低负荷阶段（130MW以下至解列）时间有裕量

由于保护逻辑中某侧SCR入口烟气温度中有两个测点低于295℃后本侧SCR跳闸，试验过程中机组负荷124MW时候，SCRB侧烟温三个测点分别为301℃、296℃、286℃，该侧SCR接近跳闸，故选取130MW为低负荷节点。然后根据试验方案将厂用电切换在减负荷之前进行，再加上高加随机滑停，低负荷阶段的操作量大大减少，基本可以控制在2小时以内。

3试验数据分析与运用

3.1试验数据分析

3.1.1滑停各个节点操作分析

机组在19点10分进行阀切换；20点25分机组负荷减至180MW，主汽压为8.5MPa左右，20min后机组调门全开；21点左右，机组负荷已降至150MW，此时省调临时要求该机组停机操作暂停两小时；在这暂停的两小时中，机组操作员也在逐步将机组主、再汽温降低到主汽压相匹配的温度值；23点左右，值长下令机组继续滑停操作，并在此时停运了机组第三套制粉系统，机组维持底层两台磨煤机运行，并将机组厂用电切换至启备变供；23点20分手动退出SCR运行，开始低负荷阶段操作，23电45分左右，停运第二套制粉系统，机组保持一台磨煤机运行；00：20停运最后一套制粉系统，00点24分解列机组。当SCR系统退出运行后，也即进入了试验方案中低负荷阶段，在确保机组各方面参数正常的情况下，我们加快了操作速度，但整个操作有条不紊，确保了最后试验结果达到了预期的目标。

图1机组低负荷阶段SCR烟温情况

3.1.2低负荷阶段分析

机组负荷在23点20分时到120MW左右，此时由于SCRB侧烟温测点2继烟温测点3后也快低于295℃（由于保护逻辑中某侧SCR入口烟气温度中有两个测点低于295℃后，本侧SCR跳闸），故手动撤出SCR运行。继续滑停30min后，机组负荷在23点50分到达60MW左右，这阶段主汽温由390℃降至359℃，主汽压由6.08MPa降至4.7MPa，降温速率、降压速率及机组各本体参数均正常，试验在60MW阶段及后续阶段明显加快了步骤。最后试验结果成功达到预期，这证明该试验方案是可行且成功的。

3.2试验数据运用

根据这次的试验数据将长电运行规程中原滑停参照表进行了修改：

修改180MW负荷高压调门全开的对应主汽压力从10MPa修改为8.5MPa，8.5MPa主汽压力对应的饱和温度299.24℃，饱和温度下降11.72℃，拟将对应的主汽温度控制下降10℃（440℃），则对应的过热度修改为140.76℃。

将105MW负荷的稳定运行点修改为130MW，对应的主汽压力为6.3MPa，对应的饱和温度为278.82，控制主汽温度为380℃，则过热度为101.18℃。180MW负荷减至130MW负荷控制温降速度从1.4℃/min修改为1.2℃/min，用时50min。

要求整点后进入低负荷阶段，一般停A磨后持续减负荷至60MW稍作停留，期间撤出功率回路通过关小高压调门控制主汽压力不要下降过快，目标：机组负荷60MW、主汽压力为3.5MPa。温降速度不变，时间不变，60MW停留时间修改为20min。

取消30MW机组负荷稳定的要求，机组负荷直接减至15MW，温降速度不变，时间不变。

留下将近30min作为解列前的试验时间以及出现异常的调整时间。

再者，我们还根据此次试验数据相应修改了长电机组滑停操作票中相应的条例，将操作步骤和操作要求标准化、规范化，确保机组滑停操作有条不紊地进行。

4结束语

为控制机组滑停过程环保指标超排点，本文分析了机组滑停低负荷阶段采取优化操作步骤、操作节点和缩短停机操作时间方法的可行性，总结了机组滑停低负荷阶段的操作思路、技术措施以及相关的注意事项。

（1）当机组负荷处于低负荷阶段时，要时刻关注机组SCR入口烟温，尽量消除两侧SCR入口烟温偏差，确保机组到达低负荷节点前，SCR入口烟温仍在295℃以上。

（2）由于汽轮机在低负荷时会产生鼓风摩擦，使转子温度下降较慢，因此本次滑参数停机过程中，在机组高负荷阶段就开始降低主、再热蒸汽温度，缩短了停机时间。

（3）在滑参数停机过程中，特别是低负荷阶段，应根据汽轮机本体各参数（差胀、轴位移、转子应力）情况来决定降温的速率。当参数变化幅度过大，要保持稳定运行一段时间，待各参数恢复正常后再进行停机操作。

（4）低负荷阶段，汽温调节幅度要求缓慢，严禁减温水量多大，导致汽温和汽包水位大幅度波动。

参考文献：

[1]Q/CD10401031-2015，浙江浙能长兴发电有限公司集控运行规程[S].