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600MW超临界纯凝机组深度调峰技术措施

发表时间：2020/8/19 来源：《电力设备》2017年第36期作者：徐志华

[导读] 摘要：近年来，东北地区火电产能严重过剩，区域“窝电”现象严重，同时，新能源发电占比逐年递增，为了积极响应国家“十三五”期间努力消纳可再生能源发电，减少弃风、弃水、弃光损失的号召，某电厂通过一系列的改造和低负荷试验，摸清机组的调峰能力，进一步将机组负荷降至180MW，有效地优化了电力调度运行。随着灵活性改造项目的推进，结合运行的实际情况，从运行调整方面总结出此前限制机组深度调峰的技术瓶颈，确保发电机

        （国电电力大连庄河发电有限责任公司辽宁省大连市 116400）
        摘要：近年来，东北地区火电产能严重过剩，区域“窝电”现象严重，同时，新能源发电占比逐年递增，为了积极响应国家“十三五”期间努力消纳可再生能源发电，减少弃风、弃水、弃光损失的号召，某电厂通过一系列的改造和低负荷试验，摸清机组的调峰能力，进一步将机组负荷降至180MW，有效地优化了电力调度运行。随着灵活性改造项目的推进，结合运行的实际情况，从运行调整方面总结出此前限制机组深度调峰的技术瓶颈，确保发电机组最大限度地满足电网运行的需要，达到30％深度调峰的要求。
        关键词：纯凝燃煤机组深度调峰运行调整低负荷稳燃
        1.设备概述
        某发电公司#1、2 机组均为额定容量 600MW 纯凝汽式汽轮发电机组，东北电监局核定最小运行方式为 280MW。脱硫系统与主体工程同步建设，同时投运。为满足国家关于 NOX 排放要求，分别于 2012 年 2013 年完成了两台锅炉加装脱硝装置的改造，改造方式为低氮燃烧器+SCR，采用尿素水解制氨工艺。为提高机组在低负荷脱硝入口温度，2014 年在尾部包墙一二级低过之间引出2支烟气旁路至脱硝入口烟道，烟道规格为 5000mm*800mm，烟道墙板为 15CrMOG，配合锅炉投运中上排磨运行，在机组负荷240MW以上时基本能够满足烟温需要。2016年为了进一步将机组负荷降至180MW，进一步采取了省煤器水旁路的改造方案，使部分给水不经过省煤器换热，从而提高SCR入口处的烟气温度。通过以上改造，已具备将负荷简直180MW的能力。
        2.机组深度调峰难点分析
        为了安全、科学地做好深度调峰工作，组织相关专业技术人员对机组深度调峰难点进行细致全面地分析，并在机组计划停运时进行针对性的试验，通过对机组在降低负荷至200MW后的运行参数变化进行分析，摸索出机组“降负荷能力”。通过多次试验后总结出制约机组深度调峰至180MW的四大技术难点：
        1、低负荷稳定燃烧
        2、给水流量稳定且不低
        3、低NOx排放，脱硝反应器温度满足要求
        4、对汽轮机运行没有影响
        3.解决方案及措施
        （一）低负荷稳定燃烧
        1.科学合理配煤。在确保燃烧稳定的前提下，将高热值烟煤与劣质煤按照一定比例混合均匀，经过试验确定掺烧比例，既能保证火检正常，同时增加了燃料量，确保每台磨煤量在40吨以上。掺烧劣质煤还能进一步降低燃料成本，提高公司收益。还可以全部燃烧褐煤，因为褐煤挥发份高，容易着火，所以在低负荷时燃烧也比较稳定，加上褐煤热值较低，也能保证了燃料量。
        2.确保在机组负荷220MW以下时保持三台磨运行，负荷240MW以上启动第四台磨运行。同时修改热控逻辑，三台磨运行时任意一台磨煤机跳闸都连锁投入油枪，保证燃油压力在正常范围内，油枪可靠备用；还要保证至少有一台磨煤机处于热备用状态，并由热控人员置“启动允许”完成，防止当发生磨煤机跳闸时，备用磨煤机出现启动条件不允许情况，确保运行人员可以快速启动。
        3.根据负荷和煤种情况合理调整一次风压力，在满足不堵磨的前提下尽量降低一次风压力；尽量减少冷风进入炉膛，保证炉膛内较高的温度。
        （二）给水流量稳定且不低
        （1）由于低负荷时，给水流量偏低，距离“给水流量低”保护动作值很近，给水稍有波动就可能会导致保护动作，为了防止给水流量低保护误动，在低负荷时将给水流量低保护暂时退出，待加负荷时在及时投入。保护退出后，就只能靠运行人员来确定何时需要手动MFT来确保锅炉的安全，这对运行人员的素质要求比较高。

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        （2）低负荷运行时，由于四段抽汽压力较低，可能出现汽动给水泵供汽不足的现象，为此需要投入汽动给水泵高压汽源，确保汽动给水泵高压汽源处于时刻处于暖管状态，防止在高压汽源投入时造成汽轮机进水导致设备损坏事故发生；对于没有高压气源的汽动给水泵还可以采取开启辅汽至小机的疏水，同样保持辅汽源时刻处于暖管备用状态，不进行汽源切换操作，保持四抽向小机供汽，但应加强对小机与汽泵工作状态和参数的监视。
        （3）在深度调峰至180MW时，保持主汽压力不超过16MPa。由于供气压力低，在没有高压气源的情况下，汽泵出力受限，主汽压力过高会导致小机低压调门全开，从而使锅炉上不去水，所以主汽压力控制在15Mpa左右为宜。
        （4）低负荷时，由于给水流量低，必然导致每台汽泵的流量偏低，为了防止两台气泵由于流量偏低而互相抢水，导致给水流量大幅波动的严重后果，采取低负荷时逐渐开大汽泵再循环调整门的措施，这样就解决了单台汽泵流量过低的问题，虽然经济性下降，但保证了安全。当然还可以采取退出一台气泵运行的方法，但是单台汽泵运行，机组的稳定性就会下降，万一运行气泵出现问题，就会导致机组非停，得不偿失，这里不建议这么做。
        （5）低负荷运行时锅炉水动力差，垂直管屏容易超温。所以要保证煤质稳定，尤其对于多煤种混配掺烧时，一定要混配均匀，防止因煤质波动造成给水控制失控导致垂直管屏超温。根据垂直管温度情况，合理调整中间点温度设定值，防止垂直管超温。根据入炉煤质情况，及时修改各磨热值，保证合适的煤水比。
        （三）低NOx排放，脱硝反应器温度满足要求
        （1）低负荷运行时，烟气温度低，脱硝入口烟气温度难以满足要求。所以采取在省煤器入口烟气温度低于315℃时开启省煤器烟气旁路挡板，当省煤器入口烟气温度高于330℃时关闭省煤器入口烟气旁路挡板的措施。
        （2）为了适应机组负荷降低至180MW时省煤器入口烟气温度不低于295℃，我公司设置了省煤器水侧旁路系统，其目的是在低负荷时，减少进入省煤器给水流量，提高烟气温度。在机组负荷220MW时开始投入省煤器水旁路。投入操作是先开启水侧旁路调门至60%，然后关小憋压阀至10%。旁路投入后要注意省煤器出口温度、省煤器悬吊管壁温、省煤器出口欠热度等在正常要求范围内。
        （3）脱硝喷氨调节品质差，容易发生喷氨过量导致催化剂及空预器堵塞。必须及时消除脱硝系统喷氨流量、氨逃逸、单侧氮氧化物浓度等表计缺陷，防止表计不准确导致喷氨过大；同时在机组负荷至200MW以下要保证空预器连续吹灰状态；同时要检查喷氨流量和喷氨调门开度的对应关系，一旦发现喷氨量与喷氨调门不对应，要及时查找原因，防止喷氨过量。
        （四）对汽轮机运行没有影响
        （1）低负荷运行时，尤其是冬天，高真空导致汽轮机排汽温度低，易造成低压缸胀差超限和机组振动大。低负荷时要注意对循环水流量的控制，适当调整变频循环泵转速和凝汽器循环水出口门开度，在任何时候低压缸排汽室温度都不能低于25℃。
        （2）加强对低差的监视，保持轴封供汽温度在140-150℃，防止低负荷时轴封温度过高，造成低差增大。加强对机组本体振动的监视，确保润滑油温在40℃左右，防止油温低油膜异常导致机组振动增大。
        （3）低负荷运行时，汽轮机排汽量将减少，可能达到厂家规定的最低极限值，易造成末级叶片损坏，汽轮机安全运行可靠性降低。控制汽轮机低压缸排汽温度，防止排汽温度过低，湿度增大，末级叶片水蚀严重损坏。利用每次停机机会，对低压缸末级叶片进行检查，发现水蚀严重的叶片及时进行处理。
        4.小结
        解决了低负荷稳定燃烧、给水流量稳定且不低、低NOx排放脱硝反应器温度满足要求、对汽轮机运行没有影响这四大难题以后，还要将机组AGC下限修改至180MW，并投入AGC，投入一次调频功能，避免“两个细则”的不必要考核。经过实践的证明，所提出的措施和解决方案是可行的，同时还要配备一批高素质高水平的运行人员，深度调峰最重要的还是要靠运行人员加强监视和调整，保证安全。通过深度调峰既能解决电网调峰困难的现状，而且还能拿到高额的调峰补偿，取得了很好的社会效益和经济效益。虽然机组的整体经济性略有下降，供电煤耗略有上升，但整体考虑，还是利大于弊的。
        5.参考文献:
        [1]焦庆丰，雷霖，李明，等.国产600M W 超临界机组宽度调峰试验研究[J].中国电力， 2013,46(10) :1-4,34.
        [2]张广才.600MW超临界机组锅炉燃烧调整试验研究[D].吉林：东北电力大学，2008
        [3]岑可法.大型电站锅炉安全及优化运行技术[M].北京：中国电力出版社，2003：461—524