周戈 张少波
大唐陕西发电有限公司延安热电厂 陕西 延安 716004
摘要：本文介绍了延安电厂在40%负荷下进行深度调峰试验，主要针对40%负荷下锅炉燃烧稳定，以及脱硝入口烟温是否能满足反应要求，汽泵汽源是否足够等突出问题进行验证，最后顺利完成40%额定负荷深度调峰试验，本文全面分析了试验过程的风险并制定措施，对本次试验重点关注问题也进行了充分归纳，为直流锅炉深度调峰起到参考借鉴作用。
关键词：深度调峰；汽泵汽源；
0 引言
随着陕西电网结构不断变化，光伏、风电等新能源机组的装机容量不断增加，电网的调峰压力日益增大，对火力发电机组的调峰要求越来越高，不参与深调就没有市场。面对这一严峻市场环境，积极准备，多方调研，利用2号机组供热季结束停运的机会，成功进行了2号机组40%额定负荷深调试验工作。
1.工程概况
延安热电2号机组锅炉采用：哈锅HG-1125/25.4-YM1型，锅炉形式为超临界、一次中间再热、前后墙对冲燃烧、全钢全悬吊构架、固态排渣紧身封闭布置、直流式煤粉锅炉。
汽机采用：北重ZKC350-24.2/566/566/0.4型超临界直接空冷、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、抽汽凝汽式汽轮机，设置高、低压两级串联旁路系统，旁路容量为40%。
机组正常运行时机组控制方式为CCS方式，AGC、AVC、一次调频投入，自投产以来，AGC负荷变化范围一直在175-350MW之间。
1.1深度调峰试验过程及相关控制措施
1.整个试验过程，根据深调试验方案，运行人员分工明确，设专人监视调整锅炉给水、专人监视汽泵运行状况、专人进行试验操作。
2.试验前必须进行等离子拉弧试验正常，确认A/B层等离子良好备用。
3.试验前，热控人员应确认优化逻辑正常。
4.试验期间采用ABC或ABE磨煤机运行。应注意燃烧工况是否稳定，否则及时等离子拉弧助燃。
5.2号机开始进行40%负荷深度调峰试验前，退出2号机AGC、一次调频。
6.试验期间煤质稳定，并保证有足够的、符合试验规定的试验燃料（1低2高配煤方式）。
7.进行深调前，将汽泵再循环调节门解手动，开启至30%开度。
8.进行深调前，将凝泵变频器解除手动，凝结水再循环调整门开启至30%。
9.进行试验前，将试验机组的供热负荷导致邻机供给，机组维持纯凝工况。
10.锅炉、汽机各主、辅机能正常运转并满足试验要求，具备试验条件。
11.机组相关可能触发的保护条件，在试验期间予以放开或暂时解除保护。
12.试验前辅汽联箱邻机供气暖管备用，冷再供辅汽自动投入正常，负荷波动过程中密切监视辅汽压力和温度变化，若下降较快，立即开启邻机供汽电动门，防止汽泵汽源压力不足。
13.试验前调整锅炉燃烧稳定、参数稳定在要求范围方可进行试验。
14.试验期间锅炉负荷应维持稳定，不得对风量、煤量、负荷等进行大的调整。
15.试验过程中，设专人监视给水流量、小机转速，小机调门开度，若出现给水流量或主汽压力大幅摆动，立即停止试验。
16.试验过程中，设专人监视调整主、再热汽温度，防止给水流量摆动时发生汽温突降现象。
17.若试验中发生异常，应立即保持负荷，暂停试验，调整参数稳定。
18.试验过程严格按照试验方案，逐步进行，在负荷3MW/min变化速率升降试验合格后，方可进行变负荷速率6MW/min升降负荷试验，以上全部试验均合格后方可联系省调，进行AGC方式下的升降负荷试验。
2.深度调峰试验总结
2.1 深度调峰试验总结
1.试验前，等离子系统检查良好备用，试验过程中，机组负荷在40%~50%之间增减，观察锅炉燃烧稳定，可以确认在当前煤种情况下，40%负荷以上可以保证燃烧工况的稳定。
2.试验前汽动给水泵再循环调门切为手动状态，开度置于30%，控制汽泵入口流量全程不小于550t/h，防止若汽泵再循环投入自动时，可能存在再循环调门开启，影响给水流量。
3.试验前凝结水再循环调节门解手动，开度置于30%，控制凝结水流量不低于400t/h，凝结水压力不低于1.8Mpa，避免影响凝结水压力及凝结水流量变化，导致除氧器液位波动，或备用凝泵联启。
4.试验过程中，控制汽轮机较高背压，维持汽轮机背压10~12Kpa，增加汽轮机的蒸汽流量，增加低压缸的冷却效果，防止长时间低负荷运行，低压缸胀差上升，同时也有利于变负荷时主汽压力的跟踪。
5.试验前，热控人员对锅炉总风量逻辑进行了修改，深调模式下，限制锅炉总风量下限40%，送风机动叶下限12%，深调减负荷过程中，总风量最低降至650t/h，送风机动叶减小至12%，深度减负荷过程中，基本不会发生锅炉总风量低的情况。
6.试验前，热控人员对锅炉总煤量的下限进行了修改，深调模式下，锅炉最低总煤量50t/h，深调减负荷过程中，由于预减煤量的干预及压力偏置对煤量的修正，总量基本就减小至50t/h。机组负荷140MW稳定时，总煤量基本在55~60t/h。本次因锅炉停运，事先安排上较好煤质，对于燃烧高热值煤，继续30%负荷深调会出现减负荷困难现象。
7.试验前，热控人员对175~140MW滑压函数进行了修改，滑压区间改制14.5~10.5MPa，在试验初期，深调减负荷过程中主汽压力的跟踪较慢且滞后较大，存在主汽压力偏差大机组协调自动退出的风险，后通过热控人员优化协调逻辑，集控人员降低压力变化速率至0.15MPa/min，再次进行深调试验过程中压力基本可以满足要求，通过多次反复试验，在该工况下，若发生主汽压力跟踪较慢，可以降低压力变化速率至0Mpa/min,待压力回调后再释放压力变化速率，可以有效控制主汽压力偏差。
8.汽轮机综合阀位小于32%后，中压调门将参与汽轮机负荷调节，将导致负荷有20~30MW的摆动，本次深调试验过程中，机组在以负荷6MW/min的负荷变化速率由175MW减至140MW过程中综合阀位最低关至41%，通过反复试验，在深调过程中，该机组协调控制下，基本可以控制汽轮机综合阀位在40%以上。需要注意的是深调过程中，应避免手动设定压力正偏，防止压力过高导致综合阀位开度过小。若发生综合阀位开度过小，可通过短时保持负荷进行控制。
9.深调试验过程中，SCR入口烟温，最低烟温在310℃左右，可以满足脱硝SCR不退出的运行要求。
10.本次深调试验过程中，机组负荷由175MW减至140MW，随着四抽压力的降低，小机汽源自动由四抽缓慢切换至辅汽供，辅汽汽源自动由四抽切至冷再供，辅汽压力由0.58Mpa缓慢下降至0.48Mpa，汽泵转速跟踪正常，可以确认深调负荷过程中本机辅汽汽源可以满足汽泵用汽要求。
11.试验期间主、再热汽温度随机组负荷在535~565℃之间波动，为提高SCR入口烟温，运行人员手动调整尾部烟气挡板来平衡过热器、再热器的吸热，满足过热汽温的同时保证脱硝入口烟温不低于295℃。
12.本次试验主要对深调期间，热控CCS协调自动情况下相关逻辑的优化进行了检验，为下一步30%额定负荷深调试验打下良好基础。顺利通过了省调自动化处对我厂2号机组40%额定负荷深度调峰能力的测试。
3. 结 语
本次40%深度调峰试验结果良好，热机参数稳定，对试验过程中影响深度调峰的问题进行了实际验证，低负荷稳燃情况以及脱硝烟温、汽泵汽源满足，为下一步30%额定负荷下深调试验打下了良好的基础，也为深调积累宝贵经验。
参考文献
[1] 延安电厂2号机组深度调峰试验技术方案.
[2] 延安电厂集控运行主机规程.
[3] 延安电厂集控运行辅机规程.