330MW燃煤机组深度调峰运行注意事项浅析

330MW燃煤机组深度调峰运行注意事项浅析

张洪胜 陈浩 赵华

浙江浙能长兴发电有限公司，浙江省长兴县 313100

【摘要】随着浙江省电网外购电急剧增加，全省电网系统负荷峰谷差增大，我厂机组深度调峰频次明显增多，且最低负荷下探至120MW，AGC联动,对我厂机组的安全和稳定运行产生了一定的影响。本文主要针对机组深度调峰工况下，为了保证机组安全运行，从运行方面列述了相关的注意事项。

【关键词】深度调峰；安全；注意事项

0 引言

我厂机组正常运行时AGC投运，深度调峰开始实施后，AGC负荷联调下限从150MW降至120MW，从安全和环保方面，对机组运行均造成了较大的影响。所以，制订详细的深度调峰工况下运行注意事项势在必行。

1 机组概况

浙江浙能长兴发电厂四台机组锅炉（型号：B&WB-1025/17.5-M）由北京 B＆W 公司设计制造，为亚临界参数、自然循环、一次中间再热、固态排渣、单炉膛单锅筒锅炉，露天戴帽布置。设计燃料为淮南烟煤，采用正压直吹中速磨系统，前后墙对冲燃烧方式。

我厂四台机组汽轮机均采用高中压缸合缸，通流部分反向布置，且为双层缸；低压缸由一只外缸、两只内缸和隔热罩组 成，它是双流程、双排汽、对称布置，其外缸两端各设有喷水减温装置。高中压转子和低压转子均为整锻转子，两者连接为刚性连接；为平衡轴向推力，在高中压转 子上设置有高、中、低压平衡活塞。高压转子有一个单列调节级（进汽流向顺流布置）和 12 个压力级， 中压转子有 10 个压力级；低压转子有 2×7 个压力级。压力级均为反动式。

2 主要存在问题

2.1 辅机跳闸

深调期间辅机跳闸（制粉系统，送、引风机，一次风机，给水泵等）对锅炉运行工况扰动较大，有一定安全风险，如水煤比失调，炉管超温，灭火，炉膛负压和风量大幅扰动等。

2.2 SCR进口烟温偏低

长周期、高频次低负荷运行易导致催化剂活性降低，脱硝效率降低，氨耗量增加，同时空预器易发生积堵。

2.3 给泵再循环阀控制品质不佳

机组深度调峰时，为保证汽泵必要的出力和最小气蚀余量，存在负荷快速下降时开启不及时可能导致汽泵出力不均、最小气蚀余量不足等隐患。

2.4高、低加水位控制品质不佳

受压差下降，在低负荷时出现高低加疏水不畅，需开启事故疏水阀，造成调节品质下降，热耗增加，疏水不畅或控制不当易引发扩大化结果。

2.5供热参数偏低

深度调峰时，供热压力、流量下降不能满足用户需求，对安全保供热压力较大。

3 主要问题解决

3.1 辅机跳闸

要求低负荷下保留3台磨煤机运行，减少制粉系统突发故障对锅炉燃烧稳定性的影响。

低负荷时适当降低风压，避免发生风机失速故障。

可结合检修及调停计划试点开展制粉系统、一次风机、送/引风机、给泵跳闸试验，综合评估辅机跳闸对机组影响，并综合考虑优化措施。

3.2 SCR进口烟温偏低

加强负荷预测，提前考虑吹灰方式优化，减少部分区域吹灰频次；结合实际运行情况做好运行调整，如：配风方式、制粉系统运行方式、烟气挡板、省煤器给水旁路、暖风器，合理选择煤种掺配等。

及时进行喷氨均匀性调整，做好脱硝系统及空预器等下游设备的运行监视和过程评估。

研究考虑提高SCR进口烟温的技术改造措施，如宽温催化剂。

3.3 给泵再循环阀控制品质不佳

向运行人员强调低负荷时必须保证汽泵最小汽蚀余量，及时开启再循环阀。

开展小机自动控制最低转速试验，研究降低转速可行性。

优化给泵低流量保护和再循环控制逻辑，评估再循环开闭工况点合理性，摸索合适的控制和运行操作方式，提高给泵低负荷运行安全性。

做好再循环阀故障的事故预想，对于易发故障的阀门进行技术改造。

3.4高、低加水位控制品质不佳

降负荷过程加强高、低加疏水监视，疏水不畅时提前切至事故疏水，并做好疏水扩容器温度监视和控制。

分析加热器疏水管路沿程阻力，联系设备管理部对阻力较大的管路进行优化，确保低负荷能维持低加投入运行，提高经济性。

将加强事故疏水阀设备管理，避免卡涩。

3.5供热参数偏低

做好与调度沟通衔接工作，合理优化分配好运行方式，确保满足低负荷供热要求。

目前我厂#1、#4机组已加装供热增容母管，低负荷时供热能力得到明显提高；后续#2、#3机组加装增容母管，四台机组供热打联通。

4 其它控制措施

4.1燃煤煤质控制

做好入炉煤质控制，值长加强与燃料部联系，深度调峰时优先考虑燃用挥发分稍高，水分低的煤种，尽量避免污泥、石子煤掺烧，加地脚煤、湿煤等。

潮煤运行时，根据《潮煤运行现场应急处置卡》执行。

4.2 AGC速率控制

机组深调期间，应充分考虑满足运行安全、协调品质和AGC速率的平衡，合理设置机组负荷变化速率，避免机、炉主控大幅超调。

当AGC持续减负荷导致机组负荷过低时，及时撤出AGC，待各参数稳定后投运AGC。

机组负荷低于120MW会自动撤出滑压自动，待加负荷后及时投运滑压自动。

4.3制粉系统控制

尽量保证两台底层磨煤机运行，特别是B磨。

优先停运有缺陷的制粉系统作为备用选择，并及时联系维护消缺。

深度调峰期间遇到底层磨煤机出现缺陷，应及时和部门沟通，能暂不处理的缺陷尽量要求后延处理。

加强各给煤机下煤情况和磨煤机运行情况的检查力度，避免发生给煤机出口堵煤情况。

注意控制运行磨煤机一次风量及风粉比，避免风粉浓度过低影响燃烧稳定性。

4.4配风控制

锅炉二次风压力控制不能过低，以免影响二次风旋流强度。

低负荷期间锅炉氧量不应超过5.5%，可通过减少燃烬风量来调整控制。

加负荷过程中及时增加风量，维持正常锅炉氧量，避免缺氧燃烧造成着火后移，操作过程尽量小幅度进行。

4.5配汽方式控制

“顺序阀控制”的煤耗比“单阀控制”的煤耗低很多，所以要求没有特殊原因均在机组启动后的第一时间加负荷至240MW完成“阀切换”。

特殊原因机组负荷不能继续上升则允许150MW进行“阀切换”，此时控制主汽压力为13MPa。

4.6凝结水参数控制

机组减负荷过程中及时将B凝泵变频自动切至除氧器水位调节阀自动；视凝结水流量，及时手动开启凝结水再循环调节阀，置合适开度。

机组低负荷时可能出现短时段凝结水溶氧超标现象，可通过抬高凝泵转速，适当开大凝结水再循环阀开度来缓解此现象。

除氧器水位处于B凝泵变频器自动控制中，发生B凝泵跳闸， A凝泵联动成功，MCS根据B凝泵跳闸前时的除氧器进水流量值，立即自动给出除氧器水位调节站开度指令用于维持B凝泵跳闸前时的除氧器进水流量。此时，操作员应密切注意运行状况，必要时及时投入除氧器水位调节站自动调节或手动干预，将除氧器水位控制正常。

5 总结

机组深度调峰运行已趋于常态，对低负荷工况下机组运行时碰到的问题进行梳理并进行优化解决，可以有效地提高机组安全性和经济性，增加企业竞争力，提升企业形象。