摘要：结合某公司近几年运行实际，针对火电机组低负荷运行安全、经济性存在问题，分析研究了超临界对冲燃旋流烧锅炉机组低负荷运行调整控制策略，通过各项优化控制措施的实施，有效提高了机组低负荷运行期间的可靠性和能耗水平，同时面对区域火电机组深度调峰运行现状，提升火电机组在面对电网深度调峰时的灵活性。
关键词：630MW超临界机组；对冲旋流燃烧锅炉；低负荷运行；调峰灵活性
1、运行状况
2018年开始受区域火电负荷下行影响，机组长周期低负荷运行已成常态，公司机组利用小时数已连续3年下降，负荷率均小于60%，平均负荷不足360MW。深度调峰运行时间长，期间最低负荷100MW，平均负荷200MW，其中2020年以来调峰深度尤为突出，为需配合电网进行深度调峰运行。启停机频繁，2019年两台机组共启、停10余次，频繁启、停机操作导致机组能耗水平偏高。
2、机组深度调峰运行对安全、经济性影响
2.1、低负荷深度调峰锅炉助燃油耗量大
公司超临界对冲旋流燃烧燃煤锅炉，设计燃用烟煤，最低不投油稳燃负荷可至100MW，投产后通过锅炉燃烧优化调整，最低稳燃负荷率达到15.8%，若负荷进一步下调则需要投运稳燃油方可保证锅炉燃烧稳定，将会使燃油油耗增大。
2.2、低负荷深度调峰锅炉受热面存在拉裂风险
对比同类型超临界冲旋流燃烧锅炉，发现炉内热负荷不均匀，受热面温差大是造成水冷壁拉裂的主要原因之一，尤其在低负荷深度调峰期间，随着投入燃烧器数量减少，炉内热偏差现象较为突出。
2.3、机组低负荷能耗水平偏高
大容量高参数火电机组，设计最佳经济运行工况一般在85～95%负荷区间，低负荷运行效率低、能耗高，随着机组负荷率的下降，机组煤耗升高较为明显（图1）。
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图1 630MW机组出力系数与机组煤耗对应关系
2.4、汽轮机低压缸排气温度高、汽轮机振动恶化
汽机长期低负荷运行，低压缸进汽流量减少，鼓风摩擦损失热量不能完全带走，低压缸排汽温度升高，造成汽轮机低压转子中心发生变化，引发汽轮机振动恶化。
低负荷汽轮机低压缸进汽量减少，真空高，在末几级叶片上会形成涡流，加剧叶片水蚀程度，还可能引发叶片危险颤振，严重时会导致叶片断裂。
2.5、机组长周期停备腐蚀及保养
火电机组负荷下降后，单机停备时间明显增加，公司4号机组于2019年7月25日调停后，直至2020年3月17日开机，停备时间达250天以上，主/辅机系统保养压力较大。
3、解决策略研究
3.1、优化配煤掺烧方式，进行锅炉燃烧调整，提高炉膛火焰中心温度，同时引入油枪自动投入逻辑，根据燃烧器火检、炉膛负压波动情况及时自动投入不同数量的油枪，保证深度调峰期间锅炉燃烧的稳定性。
3.2、开展制粉系统热态调平，摸索不同磨煤机运行时的最佳组合方式，严格控制水冷壁温差＜50℃，避免锅炉水冷壁拉裂现象发生。
3.3、优化系统运行方式，降低机组能耗水平
3.3.1、制粉系统
（1）进行磨煤机出力调整。运行磨低煤量时，震动大，通过调整加载力及磨煤机通风量，保证磨煤机不堵磨的前提下减少磨煤机震动。
（2）通过优化调整，低负荷磨煤机运行台数由四台减少至三台，磨煤机运行耗电率下降明显，前提保证磨煤机出力正常各参数不超限，燃烧稳定。
（3）运行期间，维持磨入口密封风合适，通风有余量，制粉系统停运后及时停止油站，关闭冷却水运行。
3.3.2、在锅炉煤质发生变化后及时开展燃烧调整试验，确定锅炉最佳运行氧量、煤粉细度、配风方式，通过对不同煤种燃烧优化调整，使锅炉飞灰含炭量控制在2%以内。
3.3.3、根据系统运行实际，系统采用分时段运行
（1）机组负荷较低时，锅炉除渣系统可短时停运，降低电耗。
（2）循环水温度大于20℃时，及时调整真空，启动备用循泵或真空泵。
（3）冬季循环水温度小于19℃且真空大于95.5KPa时，调整水塔内外围配水，采用一台真空泵运行，双背压运行方式。
（4）负荷小于350MW，入炉煤硫含量小于1.5%时，脱硫浆液循环泵由原设计的最低不小于两台循环浆液泵运行调整为单泵运行。
3.3.4、低负荷期间输煤上煤方式可以适当调整，减少了设备启停次数及空转时间。
3.3.5公司循环水系统为开式循环，每台机组设置两台循环水泵，根据机组负荷及取水温度的变化，优化循环水泵运行方式，循环水系统节约电耗可有效减小。
3.4、现场设备治理及节能改造
3.4.1、做好新技术、新工艺的掌握，有效转化为公司节能降耗措施，其中循环水泵可改造为变频调节，凝结水泵变频运行可靠等项目，节能降耗效果显著。
3.4.2、加强现场查漏治理，通过定期开展隐患排查、能耗诊断的手段，查找存在问题，制定有效控制、治理措施，逐项进行治理，有效降低机组能耗损失。
3.4.3、对于开式循环冷却方式机组，来水杂物及微生物较多，凝汽器易堵塞，影响凝汽器换热效果，通过在循环水系统增加二次滤网、水塔加药等方式，城市中水化学后再通入水塔等方式，可使机组真空平均升高，折算煤耗下降。
3.5、做好汽机低压缸排汽温度监视，排汽温度高于52℃时及时投入低压缸喷水减温，否则应增加机组负荷，停机后做好汽轮机低压缸叶片的检查，重点是末级叶片汽蚀和叶根疲劳损伤等。
3.6、积极研究国家政策，推进供热改造，寻求区域用热大用户，并与政府协商通过供热核查，实现“以热定电”，对于发电企业降本增效成效显著，供热后机组能耗水平下降显著。
3.7、机组长周期停备保养控制
针对公司单台机组长周期停备，探索保养方案。机组停备期间加强对设备检修、调整试运，保证设备可靠性，为机组安全、环保、节能运行做好基础。
4、结语
通过锅炉燃烧优化控制，机组最低稳燃负荷由50%负荷率下降至15.8%负荷，在提高机组深度调峰能力的同时，节约助燃用油效果显著。
通过低负荷通过锅炉水冷壁温差（小于50℃）的控制，避免了水冷壁拉裂事件发生。
机组停备期间对设备及时检修、调整、试运，保证设备可靠性，为机组运行做好准备
大力发展供热市场，对于降低机组能耗水平，提高电网供电量，降低成本效益显著。
参考文献：
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