火力发电厂宽负荷运行安全管理实践

火力发电厂宽负荷运行安全管理实践

谢燕雄

陕西能源赵石畔煤电有限公司 陕西榆林

[摘  要] :本文针对当前新型电力系统的的复杂情况下，火电机组经过灵活性改造后，机组深度调峰燃烧不稳、高负荷运行顶不上去、宽负荷运行频繁的管理进行分析总结，从各专业技术管理、燃煤掺配等方面科学管理，华北电网调峰市场、容量市场、两个细则的奖惩方面进行有效管理，经过一年来的长周期的调整、调峰经验实践，表明该火电厂宽负荷运行管理的成功经验。

[关键词]  宽负荷 ； 深度调峰 ； 灵活性改造

引言：

火电机组宽负荷运行主要机组经灵活性改造后，配合消纳新能源电力，频繁参与电网调峰，机组在满负荷与深度调峰负荷之间的往复运行。宽负荷运行的重点与难点在灵活性改造后，机组负荷在深度调峰能保持安全燃烧运行，高负荷运行能顶的上，同时能满足新能源发电的不确定性带来的二者之间的大幅、频繁波动的安全稳定运行。提高燃煤机组宽负荷运行安全管理主要包括两个方面：一是提高锅炉低负荷稳燃能力；二是提高机组主辅机及其在高负荷、低负荷及其变化下的设备适应性。主要从配煤掺烧、提高系统的适应性方面深入探索，本文将就1000MW燃煤机组宽负荷运行实际情况分析总结，为即将开展火电灵活性改造的机组提供安全运行管理思路。

1.深度调峰运行管理

公司2号机组通过增设锅炉受热面壁温测点、优化DCS控制系统等方面进行灵活性改造后，AGC运行模式下调峰深度达到35%额定负荷，为了能满足华北电网深度调峰速率，确保机组安全稳定运行，技术管理人员结合设备的安全运行情况反复探索、研究，将各设备系统分类进行运行优化提炼，确保机组运行在最佳状态。

1.1制粉系统

（1）机组深度调峰期间制粉系统尽量保留B、D、F组合方式运行。

（2）深度调峰期间维持一次风压8.8kPa至9.2kPa。

（3）深度调峰期间当运行制粉系统的煤火检有两个及以上火检信号闪烁，及时投油稳燃，若投油无效立即联系热控人员处理。

（4）运行磨煤机分离器转速维持80-82r/min。

（5）低负荷运行中加强制粉系统及燃油系统的巡回检查频次，做好堵煤、断煤事故预想。

（6）根据机组负荷低于500MW三台磨煤机运行，一台异常跳闸紧急投油逻辑。将油枪全部正常的D或F磨煤机煤量偏小3t/h，便于紧急投油逻辑正确动作。

（7）监盘人员做好三套制粉系统运行时一套制粉系统异常跳闸的事故预想，并熟悉机组负荷小于500MW后，一套制粉系统跳闸后自动投油逻辑。

1.2风烟系统

（1）维持炉膛压力在±100Pa之间，当出现炉膛压力波动大于±300Pa时及时手动投油。

（2）机组负荷350MW期间总风量不得小于1200t/h，锅炉氧量控制在5%-6%之间。

（3）深度调峰期间密切监视并列运行风机的动叶开度与运行电流，动叶开度偏差不大于6%，电流偏差不大于5A，否则及时调整。

（4）深度调峰运行期间，防止空预器冷端低温腐蚀加剧，严格按照原烟气二氧化硫浓度控制空预器冷端综合温度。

1.3汽水系统

（1）为防止水冷壁金属壁温偏差大，过热度控制在15℃-25℃。

（2）深度调峰期间重点监视受热面金属壁温，同一屏受热面金属壁温偏差不得大于100℃，否则及时汇报值长调整负荷。

（3）汽温调整时，尽量缓慢操作减温水调门，防止减温水量调整引起给水流量大幅波动；控制减温器后主再热蒸汽温度有50℃以上过热度。

（4）任何情况下需保证受热面金属壁温在报警值以内，若金属壁温超过报警值调整无效后，及时申请调整负荷。

1.4   NOx控制

（1）深度调峰期间，由于氧量偏高，脱硝入口NOx浓度偏大，运行人员不得随意降低锅炉氧量来减少脱硝尿素溶液耗量。

（2）深度调峰期间大尿素喷枪无特殊情况不得进行冲洗，保持投运状态。尿素喷枪总的投入数量不得少于两支，投退喷枪时加强监视脱硝电加热电流和热解炉出口温度，防止脱硝电加热过电流跳闸。

（3）尿素喷枪供液调门开度小于10%，应及时汇报值长调整，适当降低尿素溶液输送泵出口压力。

1.5吹灰系统

（1）深度调峰期间停止锅炉本体所有吹灰，保持空预器吹灰每班不得少于一次，同时保证吹灰蒸汽温度≥220℃。

（2）深度调峰期间维持脱硝催化剂声波吹灰不间断吹灰，无特殊情况不得停运。

（3）锅炉深度调峰结束立即进行吹灰，连续48小时负荷低于500MW时，应申请调度加负荷进行一次锅炉吹灰。

1.6入炉煤管理

做好入炉煤质监督，保证中、下层制粉系统入炉煤发热量不低于5000kal/kg，水分不大于14%，否则及时通知燃运中心进行燃煤掺配。

1.7给水、凝结水系统

（1）为防止给水流量波动，机组降负荷过程中应注意同时调整两台汽泵再循环开度，确保在任意工况下两台给水泵入口流量不低于750t/h，同时严密监视小机进汽调门开度不大于60%。

（2）深度调峰降负荷过程中应手动调整凝泵再循环开度，确保在凝结水流量不小于750t/h。

1.8四段抽汽、辅汽系统

（1）机组深度调峰运行时，应确保两台小机均为双汽源，即四段抽汽及辅汽联箱同时向小机供汽。

（2）保持四抽至辅汽电动门开启，四段抽汽作为辅汽联箱主汽源。

（3）保持冷再至辅汽电动门处于开启位，调整冷再至辅汽供汽调门开度至3～5％，并投入该调门自动，设定辅联压力0.32MPa。

（4）冷再至辅汽供汽调门超驰开逻辑不得随意强制，必须强制时应经专业同意，并严格履行相关手续。

（5）保持辅汽至除氧器电动门处于开启位，并调整辅汽至除氧器调门开度至3％，确保辅汽至除氧器良好备用。

（6）机组降负荷过程若发生四段抽汽逆止门1或四段抽汽逆止门2关闭，导致除氧器进汽电动门关闭异常，应在确认四抽至除氧器进汽温度无异常降低后开启除氧器进汽电动门。

（7）氧器进汽电动门重新开启后，应加强四抽至除氧器进汽温度监视，进汽温度异常降低时，立即关闭四抽至除氧器逆止门及电动门。

（8）四段抽汽中断后，暂不调整辅汽至除氧器调门开度，防止辅汽压力异常降低；应加强除氧器温度及压力监视，当除氧器压力低于四段抽汽压力0.04MPa以上时，重新开启四段抽汽逆止门1、逆止门2、四段抽汽电动门，恢复四段抽汽向除氧器供汽。

（9）四段抽汽未恢复向除氧器供汽前，若除氧器温度异常降低应在确保辅汽联箱压力的同时适当开启辅汽至除氧器调门维持除氧器温度正常。

（10）四段抽汽中断后，应立即检查冷再至辅汽调门超驰开启至75％，辅汽联箱压力不低于0.32MPa，必要时将冷再至辅汽调门解至手动，并迅速开启至95％，维持辅联压力正常。

（11）机组负荷小于400MW时应适当降低各高、低压加热器水位设定值，并加强加热器水位监视，尤其加强降负荷过程中各加热器水位监视，防止水位过高导致加热器解列。

（12）长时间深调运行时应开启四抽至辅汽电动门后疏水旁路门，防止管道积水。

2.高负荷运行技术规定

2.1入厂煤质要求及上煤方面的技术措施

（1）大负荷期间来煤收到基硫份大于2.0%的煤种，化学监督专业应及时汇报燃煤掺配小组，锅炉专业通过调整掺配比例的方式将入炉内硫份控制在1.7%以内。

（2）大负荷期间入炉收到基煤灰分大于20%，化学监督专业及时通知锅炉专业通过掺配的方式将入炉煤灰分控制在收到基20%以内。

（3）入炉煤收到基低位发热量小于4900kcal/kg,磨煤机电流超过45A，进出口阻力超过4.8kPa,平均给煤量大于75t/h，集控运行及时启动备用磨煤机或申请降负荷，调整入炉煤掺配比例，提高入炉煤发热量。

（4）在入厂煤初质检过程发现来煤水分明显过大（达到二级预警），在来煤不紧张的情况下应暂缓接卸并控水，同时联系燃煤掺配小组现场裁决，及时调整入炉煤掺配方式和比例。

（5）入厂煤全水分大于14%时，不得直通上至原煤仓，需先堆放至干煤棚或通过与全水分低于13%的煤种掺配后上至原煤仓。

（6）入炉煤全水分大，磨煤机热风调门开度大于50%，冷风调门开度小于10%，磨煤机出口温度低于70℃，应采取减少给煤量，适当提高热一次风母管压力，最大不超过10.5kPa。如无法减少给煤量，申请降负荷或启动备用制粉系统，调整配煤比例，提高磨煤机出口温度至75℃以上，原则上不运行六台磨煤机。

（7）各班组在大负荷运行期间应组织做好制粉系统断煤、堵煤事故预想，加强给煤机、磨煤机落煤管检查，发现堵煤应立即停磨处理。

2.2锅炉吹灰技术措施

（1）锅炉L/R01-21长吹灰器采取前半天吹单号，后半天吹双号。

（2）负荷大于850MW连续运行或炉膛出口烟温大于1000℃，L/R1、2、3、10、11、15、16吹灰器每6小时吹灰一次。

（3）炉膛和尾部吹灰按照每天一次执行吹灰，锅炉炉膛出口烟温高于1000℃或空预器入口烟温高于360℃，应加吹一次。

（4）连续高负荷运行，锅炉炉膛出口烟温超过1000℃，吹灰器枪管出现摆动大，电流波动，掉焦量大时，通知添加除焦剂。

（5）锅炉吹灰时，捞渣机运行速度调节指令不低于65%，当锅炉渣量大驱动油压超过14MPa时，暂停炉膛及水平烟道前半部分吹灰，其他部分吹灰不受此影响。

（6）运行人员对于锅炉运行中汽温、受热面壁温、锅炉掉焦、捞渣机、吹灰器运行异常等情况要及时汇报。锅炉专业人员分析原因并尽快予以解决。

2.3炉渣含碳量与含水量大技术措施

（1）锅炉运行氧量应维持在2%以上，确保燃烧区供氧充分。

（2）锅炉专业每半个月组织一次对两台锅炉全面的燃烧分析评价，并做出针对性调整，确保炉内燃烧安全。

（3）值班员根据炉渣量及时调整捞渣机运行速度，捞渣机运行速度参照刮板上的渣量进行灵活调整，要求炉渣量占刮板间隔的一半以上。炉膛吹灰前，提前调整捞渣机运行转速，防止大量落渣将捞渣机压死。

（4）巡检人员定期对渣仓析水系统进行检查，发现异常及时联系所属区域负责人，重点检查冲洗水球阀内漏、环管积渣、排渣插板积渣等影响渣仓安全文明生产的问题。

2.4防止风机失速的技术措施

（1）大负荷运行，注意及时根据环境温度和烟气二氧化硫浓度调整空预器入口空气温度，保持空预器冷端综合温度在规定范围内。

（2）大负荷运行中严密监视脱硝催化剂烟气阻力不大于0.5kPa,空预器烟气侧压差额定工况不超过1.5kPa,烟气换热器烟气侧阻力暂按不超过1.1kPa控制，否则及时增加蒸汽吹灰频次和烟换冲洗频次。

（3）变负荷过程中运行人员注意监视各风机运行电流和动叶开度是否匹配，否则暂缓加、减负荷，及时联系处理。

（4）大负荷运行中引风机电流不超过385A，入口负压不超过-4.0kPa,锅炉总风量不超过3200t/h。否则应及时申请降负荷运行。

（5）冬季大负荷运行中，注意监视各风机运行参数和暖风器阻力。保持一次风暖风器出口疏水温度不低于30℃，一、二次风暖风器出口风温不低于20℃。

（6）雨雪或大雾天气，巡回检查时应加强送风机、一次风机入口滤网检查，冬季防止有挂冰、结霜现象及时通知检修人员清理，春秋季节防止大风有塑料布等杂物吸在风机入口。

2.5汽机专业

2.5.1主机运行方面的技术措施

（1）严格控制机侧左、右侧主蒸汽温度偏差小于17℃，机侧主蒸汽温度偏差17℃-28℃，运行时间不得超15分钟，机侧主蒸汽温度偏差严禁大于28℃。

（2）#2汽轮机#8轴承相对振动偏大，达到110um时应暂停升负荷或降负荷处理，降负荷处理无效且继续升高至130um，则汇报各级领导申请停机。

（3）控制主机润滑油温度为46～52℃，并避免改变主机油温设定值。

2.5.2严格执行《#1机组A小机#1瓦振动大临时技术措施》,小机运行边界条件及措施如下表。

2.5.3设定辅冷水泵出口压力值为0.55MPa，避免辅冷水压力频繁波动，辅冷水泵测绝缘及切换工作应选择在700MW以下负荷段进行。

2.6电气专业

2.6.1发电机碳刷巡检维护的技术措施

（1）加强碳刷、滑环温度监测，当碳刷温度大于100℃，滑环温度大于120℃，联系检查调整。

（2）做好碳刷分流检查，发现碳刷电流偏小，及时联系调整。

（3）碳刷小室滤网脏时及时联系清理。

（4）碳粉收集装置应维持良好的运行。

（5）如发现碳刷打火，应每小时检查碳刷一次，记录碳刷、滑环最高温度，并及时通知处理。

2.6.2高厂变及煤工变有载调压调整技术措施

（1） 运行人员在启动10kV电机前，如10kV母线电压低于10.1kV，应适当调高10kV母线电压。

（2）机组大负荷期间，尽量避免调整变压器有载调压装置，如确需调整，须汇报专业同意。

（3）辅控、燃运启动10kV设备前，必须检查母线10kV电压正常，并通知集控人员。

2.6.3电气系统防冻措施

（1）#1、2柴油发电机冷却液加热装置电源应正常投入，加热装置温控器投入自动方式，冷却液温度在40℃左右。

（2）柴油发电机室、油箱间暖气系统应正常投入，配电室门、百叶窗棉帘悬挂完好，室温在5℃以上。

（3）110V蓄电池室、220V蓄电池室、网控蓄电池室室内温度在15℃左右。

2.6.4变频器温度控制技术措施

（1）励磁室空调2运2备方式运行，励磁室温度在20℃左右。

（2）凝泵变频器室、低加疏水泵及辅冷水泵变频器室空调1运1备，配电室温度在20℃左右。

（3）配电室空调滤网脏时应联系清理，当配电室空调跳闸时应及时启动，若故障应记缺并及时联系设备部处理。

2.7灰硫专业

2.7.1脱硫系统技术措施

（1）机组长时间高负荷（＞850MW）、高硫（原烟气二氧化硫浓度≥5000mg/Nm3）运行时，每8小时倒换一次一二级吸收塔浆液循环泵运行数量，降低一级吸收塔负担，恢复一级吸收塔浆液品质。

（2）机组高负荷（＞850MW）、高硫（原烟气二氧化硫浓度≥5000mg/Nm3）运行时，及时运行A/B氧化风机，通过调整B氧化风机出口联络门，将二级吸收塔氧化风量调整至12000-13000Nm3/h，控制一二级吸收塔液位均在9.0-9.2米。

（3）严格控制一二级吸收塔浆液PH值，维持一级吸收塔浆液PH值5.2-5.5，二级吸收塔浆液PH值6.0-6.2。

（4）严格控制一级吸收塔浆液密度范围为1120-1160kg/m3，二级吸收塔浆液密度范围为1050-1100kg/m3。

（5）当原烟气二氧化硫浓度超出设计值（5800mg/m3）及时汇报值长，调整掺配煤质。

（6）当吸收塔浆液PH值出现无法提高时，及时汇报值长和专业分析原因。

（7）入厂石灰石粉取样，严密监视入厂石灰石粉品质，发现问题进行拒卸，确保品质达标。

2.7.2除灰系统技术措施

（1）省煤器输灰系统落灰温度低于80℃应联系设备部进行掏灰。

（2）静电除尘器各输灰系统压力不得大于0.2MPa，若大于0.2MPa，应及时调整落灰时间和输灰循环时间，发现输灰系统堵管，及时联系设备部进行处理。

（3）每班检查一次静电除尘器输灰系统各灰斗落灰和存灰情况，根据存灰情况调整落料时间和循环时间，发现落灰不畅及时联系处理。

（4）机组大负荷运行期间应维持灰库料位不高于6米，石膏筒仓料位不高于8米。

2.7.2压缩空气技术措施

（1）每两小时检查一次仪用干燥器出口压缩空气露点温度，当温度高于-20℃时，及时联系设备部进行检查处理。

（2）每班对脱硫系统仪用储气罐进行手动排污一次，灰硫区域其他压缩空气储罐排污门保持微开。

2.8化学专业

2.8.1煤质化验技术措施

（1）机组大负荷期间，化验班在煤质化验过程中发现数据有偏差，应在20分钟内进行样品复测，必要时申请调样复测。

（2）机组大负荷期间，煤质超出预警值，化学专业应发出预警并通知锅炉专业、燃运中心管理人员。

2.8.2大宗物资保障措施

（1）大宗物资到货后，化验班严格按照相关制度进行分析化验，对于质量不符合合同要求的物资一律拒收并及时汇报管理人员解决。

（2）每周五对化学专业所有的库存物资进行一次盘点，对于下周物资需求计划以MIS形式发供应部并电话通知，确保物资充足。

2.8.3化水运行技术措施

（1）机组大负荷期间，专业管理人员每周对工业水泵、尿素供液泵、除盐水泵、凝结水精处理重要区域进行巡检不少于3次，保证重要系统运行正常。

（2）化学专业每周对水源地进行一次常规检查，确保机组大负荷期间供水系统安全运行。

2.9输煤专业

2.9.1燃煤接卸技术措施

（1）加强煤场巡检工作，发现煤场存煤表层出现冻结大块，安排煤场机械进行清除、碾压，减少原煤仓落煤筒篦子处蓬煤情况。斗轮机新开作业面前，应先利用机械清除表层冻块后，方可取煤。

（2）入厂煤水分超标，煤中有冻块时，先将大块移至卸煤沟北侧平台，由装载机进行碾压、拍打，破碎至合格粒度，再推入卸煤沟。入厂煤水分严重超标，结冻情况严重，暂停接卸该矿所有来煤，通知供应部核实问题后，另行处理。

（3）车厢底部冻结，无法彻底卸空，若煤场有足够运煤车辆回转的空间时，接卸人员疏导车辆进入煤场清底；若煤场库存已满，运煤车辆在卸煤沟北侧平台清底。

（4）下雪天气时，由接卸保洁人员及时清扫引接线路面、厂内接卸路线积雪，确保道路行车安全。引接线路面结冰时，应联系供应部抛洒融雪剂，确保道路行车安全。

2.9.2上煤方面的技术措施

（1）严格按照锅炉专业燃烧要求进行燃煤掺配。

（2）严格控制皮带机出力保持在1200t/h范围内运行，严禁超负荷运行，保证设备安全稳定运行。

（3）运行交接班应保持高料位原煤仓12.5m高料位运行。

（4）上煤过程中冻煤块发生堵煤时，燃运主值应密切监视煤仓（尤其是#2机尾仓）上煤情况防止溢仓，巡检跟仓巡视，检修派专人跟班清理。

（5）斗轮机取煤前，必须提前30分钟启动预热，保证斗轮机正常运行。

（6）大雪天气，运行人员及时联系检修清理#2带工作面上积煤（严禁将积雪拉至头部落煤管，导致落煤管堵塞，设备失去备用），避免设备打滑跑偏失去备用。

（7）极寒天气#3、4皮带表面有结冰风险时，及时退出皮带喷水设施，避免设备打滑跑偏失去备用。

3.宽负荷运行管理

3.1华北电网调峰市场

（1）华北电网省间调峰市场为全年全时段开展，省间调峰市场分为：省间日前调峰市场和省间日内调峰市场。

（2）华北电网省内调峰市场

华北电网省内调峰市场指京津唐电网，市场开放时段为每年11月1日至次年4月30日，期间每天00:00-07:00、12:00-16:00为调峰时段，根据当天电网负荷特点略有变化。

3.2宽负荷运行策略

某机组经过灵活性改造后实现深度调峰下限35%额定负荷，即350MW，正常运行中负荷上、下限按350MW—1000MW设置，实现宽负荷运行。调峰辅助服务市场和容量市场申报范围350MW-1000MW，调峰辅助服务报价和容量市场报价一般以公司在不同阶段的经营策略进行报价。宽负荷运行时间，机组升降负荷区间和速率自动变化：400MW—500MW升负荷速率按15MW/min执行，降负荷速率按12MW/min执行；350MW—400MW升、降负荷速率按9MW/min执行，必要时根据机组安全运行情况降负荷速率调整为5MW/min执行。该公司灵活性改造后的机组调节能力满足华北能监局下达的调整要求，完全符合当前国家政策、电网要求。

公司2022年度调峰考核占总考核的22.06%，调峰考核是指电网在每天早高峰、晚高峰时段进行负荷顶峰调节检查，在夜间、午间进行低负荷调节检查，若机组达不到电网要求按照规则进行的一项考核。发电计划考核占比年度总考核的30.51%。发电计划考核为火电机组严格按照调度下发指令接带负荷，每15分钟内偏离计划负荷曲线±2%，产生考核。以上出现的调峰考核与发电计划考核主要是由于在迎峰度夏期间由于电网长期高负荷运行，且煤价高位运行，部分供应商供应煤质较差，导致负荷带不上去产生的考核。根据华北电网公布的年度数据看，该公司整体的年度考核较少，在1000MW机组运行中表现出色，表明在宽负荷运行中满足调整能力。

4.结语

经过该公司一年来的安全宽负荷运行，经历迎峰度夏、防洪度汛、迎峰度冬、北京冬奥会、党的二十大保电等的安全运行考验，未发生任何不安全问题，表明该公司的灵活性改造较为成功，深度调峰运行满足电网要求，宽负荷运行满足当前新型电力系统的安全运行要求，值得向同类型火电机组推广。

参考文献： 

[1] 孙传敏.解析火电厂运行管理工作的优化问题[J].通讯世界.2017,08:205-206

[2] 赵龙华.火电厂运行管理工作的优化措施[J].建材与装饰.2018,49:247-248

[3] 王虎.火电厂运行管理工作优化问题探讨[J].中国高新技术企业.2015,25:40-41