机组深调可行性方案研究

机组深调可行性方案研究

高瑞

晋能大土河热电有限公司

摘要：随着最近几年国家的政策支持和节能减排的要求，光伏和风电等新能源的建设和发展很快，给受端电网的火力发电机组带来了两方面的压力，一是调峰的压力，二是调频压力。为进一步接纳新能源发电量,防止新能源弃电情况发生,火电机组低负荷运行和深度调峰势在必行。

关键词：机组深调；可行性；方案研究

1 深度调峰目的

通过分析当前系统负荷和公司机组设备状况,调取以往机组在接带同等负荷下的数据，包括机组启动、深调试验、稳燃试验、煤位低降负荷等工况的参数，对比并分析了其运行的安全经济性，提出了350 MW机组进一步深度调峰的方法、要求和注意事项。

2 深度调峰总体目标

机组负荷稳定105MW，纯凝工况，协调模式，锅炉干态运行，汽泵接待负荷。

3 机组现运行参数

3.1 煤水比折线关系

3.2 限速后目标负荷与过热度关系

3.3 限速后目标负荷与煤比

3.4锅炉主控至一次风机设定与风量比

3.5锅炉主控至一次风机设定与风量比

3.6协调模式下闭锁增减数据

4 深度调峰存在的问题

4.1干态工况时，需要确定中间点位置在水冷壁中大概位置，当补水量增大时，根据水冷壁、储水罐以及汽水分离器的容积，用以判定补水至哪个位置，可以及时调整，中间点位置大概在哪里？

4.2给水流量有低限356t/h闭锁逻辑，如何修改？修改逻辑有哪些影响？

1. 负荷＜140MW，提前修改过热度曲线，设计过热度提高至25（暂定）。（什么负荷的时候开始修改？如何改？修改时有哪些影响）

2. #2机组一次风，二次风，煤量以及负荷变化率之间的关系？超调量是多少？

3. 深调时，机组切为单阀还是顺阀运行？单阀安全，顺阀经济，但是可能出现因机组进汽不均导致振动大的现象。

4. 负荷＜130MW，机组处于协调控制，给煤机断煤后，煤量是否会自动增加到当前工况下的总煤量？

5. 深调时间＞2小时，部分床温测点偏低，但整体工况稳定，床温低保护是否退出？

6. 旋风分离器入口烟温在600-660℃，远远达不到尿素反应温度（750-820℃），是否投入床前尿素系统？(#2机组暂未改造)

5 深度调峰注意点及建议

5.1深度调峰监视注意点

(1)汽机专业监视注意点

监视排汽装置补水情况，补水量增大时，及时联系锅炉专业监视汽水画面;关注辅汽联箱压力，保证小机进汽稳定;低负荷时，关注凝结水压力，化学专业不进行阳床、混床切换工作。

(2)锅炉专业监视注意点

低负荷时，防止干态湿态来回转换;低负荷时，严禁吹灰;提高二次风压头，防止二次风机进风口返烟气，防止下二次风管道堵塞;调整凝结水至冷渣机回水门，保证冷渣机进水压力。

(3)电气专业监视注意点

不可在励磁系统上作业（碳刷架吹扫、更换碳刷）;负荷低于140MW后，AVC退出，及时关注退出前母线电压。

5.2深度调峰建议

(1)煤质要求

保证入炉煤热值＞3000大卡，水煤比＞4.0;保证入炉煤含硫量＜2，炉外能控制时，尽量停运炉内喷粉系统，运行中减少石灰石喷粉量，侧面提高床温及减少NOx;保证煤质干燥及颗粒度，不可过湿，减少给煤机断煤影响燃烧工况。

(2)风烟系统

旋风分离器入口烟温＞720℃，保证尿素喷入后反应良好;稳燃工况下各床温点＞800℃，保证燃烧充分;两台二次风机运行，手动调整变频器20%，风机出口压力＞0.8kpa，上/下二次风调门关至20%/15%,为防止二次风入口返烟气及下二次风管堵塞，需要适当关小两台二次风机入口调门，也可以停运一台二次风机变频器，保证高压侧合闸，风机有运行信号，既可以防止单台二次风机跳闸后触发BT，又可以节省厂用电，并且在单台二次风机运行时，灵活调整变频器出力;锅炉氧量＜6%，既能保证燃烧稳定，床温＞800℃，又能防止因产生过量空气，导致NOX计算公式中氧量超过标杆值6%，造成环保参数超限;降低高流风机压头，按照40kPa左右控制，减少循环灰量;10台给煤机的播煤风调门按照35%-50%调整，在保证播煤风压力＞2KPa（延时10S）的前提下，尽量降低调门开度，减少冷风量进入炉膛;维持低床压运行，风室压力7.8-8.5KPa,床压6.0-6.5KPa，一次风机变频可降至60%。

(3)给水系统

负荷＜140MW时，提前修改过热度曲线，将设计过热度提高至25;负荷105MW，给水量约360t/h,汽泵接待负荷，需要将给水切至小阀，汽泵再循环＞80%，入口流量＞670t/h，用以提高汽泵转速＞3000RPM（约3400RPM）,保证汽泵线性稳定且有调整余量;给水投自动，检查给水泵备用良好，做好随时启动准备;一级减温水、二级减温水和三级减温水的调整，投自动情况下大开大减，需要手动调整，且保证一级减温水调门开度＞二级减温水调门开度＞三级减温水调门开度;如果过热度长时间保持在2-4之间，及时关注储水罐液位变化，提前打开361阀前电动门，如果机组由干态转为湿态后，及时打开361阀调整，并通过强化燃烧，顺利过渡到干态。

(4)汽机系统

关闭辅汽至锅炉暖风器调门，减少辅汽用户，保证冷再供辅汽调门在70%-80%，且留有余量;低负荷时，四抽压力约0.24MPa,为保证汽泵汽源及其它辅汽用户稳定，需要用临机串带辅联，维持辅联压力＞0.42MPa，冷再供辅汽调门＞75%，辅联压力维持0.45MPa左右;维持凝泵再循环＞40%，凝泵出口压力1.60-1.65MPa,调整冷渣机回水电动门，保证冷渣机供水压力＞0.5%;保证汽机轴封压力及温度供给正常，防止汽机振动大。

(5)协调

降负荷过程中，存在以下工况，单阀运行时，主汽压力维持14-14.5MPa，综合阀位76%，#1-#4高调门开度约26-28%；顺阀运行时，因主汽压力维持10MPa，综合阀位＜75%，#1、#2高调门开度节流至40%;顺阀时，增加主汽压力正偏置，+2.5-+3.5MPa，增加压力后，保证主汽压力＜13.5MPa，防止361阀闭锁。

参考文献：
　 [1]刘江涛.高海拔地区660MW超超临界煤电机组直流П型锅炉运行调整浅析[J].环球市场，2019（9）：366.
　　[2]杨学良.300MW机组深度调峰存在的危险及防范[J].电力安全技术，2009（9）：10.