大唐三门峡发电有限责任公司 河南三门峡 472000
摘要：与火力发电公司而言，随着清洁新能源占比的逐年上升，火电企业的角色发生转换，与此同时，环保压力的不断加大，对机组负荷变化的灵活度提出了更高的要求，要在严峻的市场形式中占得先机，必须深度挖掘机组调峰能力，我们应以此为契机，积极探索和参与系统深度调峰技术，深度优化机组调峰能力，打好“深度调峰”攻坚战，顺应电力改革新常态下的发展。
关键词：600MW；超临界机组；深度调峰技术
1深度调峰的趋势走向（紧随电改步伐，强化深度调峰）
近年来，电网装机容量逐年增长，但电网用电量增长缓慢，加上新能源占上升，在网运行机组常常需要按照电网调度命令进行深度调峰，且由于省网峰谷差大，或者季节原因，通常后夜负荷较低，负荷低于50%调峰的频率与时间加长，甚至个别时段要进行深度调峰。
所谓深度调峰就是指受电网负荷峰谷差较大影响导致部分发电机组需要降低出力运行，并超过基本调峰负荷范围的一种运行方式，对于600MW超临界机组而言，深度调峰的幅度至少在300MW以下，甚至到240MW以下或者更低。
2深度调峰的研究意义（加强风险预控，杜绝隐患发生）
深度调峰不仅考验机组运行的可靠性，也大大降低了机组的经济性和安全性，稍有不慎极可能造成锅炉灭火，引发机组非计划停运，转入湿态后甚至可能造成受热面和汽轮机“水冲击”等严重设备事故，对环保设施的稳定运行及污染物的达标排放也将造成一定影响。因此，对深度调峰可能出现的风险预控也愈显重要，对深度调峰的深入探讨势在必行。
3深度调峰的技术探讨（归总经验教训，夯实专业技能）
3.1深度调峰的操作节点
3.1.1 50%以上负荷（300MW以上）：此时燃烧系统稳定性良好，燃烧系统（二次风门、制粉系统各风门、一二次风压、炉膛负压）逐步由安全经济型向安全性最优的方式接近。
3.1.2 50%-40%负荷（300-240MW）：干态运行
此时燃烧稳定性减弱，抗干扰能力较差，操作要缓慢进行。
a）燃烧方式基本不变：二次风基本不动，逐步减少燃料量和一次风量。
b）小机汽源暖管及汽源切换：两汽泵并列稳定运行，做好切单泵准备。
原则：给水自动的缓慢特性，强烈建议给水切手动，380MW-400MW压差最小，扰动最小。低负荷时，可适当降低高辅压力，0.5MPa以上即可。汽泵切汽源前辅汽要充分暖管、做好小机进汽温度监视，给水流量波动控制，切换汽源尽量选择在负荷较高时进行，在知道目标负荷较低的情况下，建议在300MW左右切换。
方法：四抽切至辅汽操作时开始要缓慢，采用高辅至小机电动门间断开启的方式，最危险阶段在于小机进气压力开始升高，四抽至小机逆止门突然关闭（瞬间）时，小机进汽压力快速升高至辅汽压力，给水流量突升约200-300t/h，缓慢减小给水至正常。之前在小机汽源切换过程中，曾因给水自动调整特性差，造成给水流量低保护动作跳机，因此应加强关注。
c） 开最小流量阀：
负荷低于280MW，为了保证汽泵流量不低于400t/h，要及时开启汽泵最小流量阀，一方面可以防止泵汽蚀，另一方面可以提高泵转速，从而保证汽泵足够的调节余量，此时建议给水切手动。
原则：优先开启流量波动大的汽泵，最小开度20%。开再循环的泵转速出力略高于正常泵（50-80t/h），补偿因开再循环开启造成的压力降低。
方法：给水提前增加150-200t/h（不超过1分钟，对过热度影响不大），开最小流量阀20%，修正给水流量正常。
注意事项：做好再循环门开度大于20%不回关的预想【快速依次增加两泵转速，先调整正常泵再异常泵、开度过大时及时关闭再循环调门（有可能不会关），过调后给水流量恢复后及时回调】。
d）减负荷滑参数：负荷300MW以下，切“锅炉主控”自动为手动运行，手动减煤，适当将主汽压往下滑，降低主汽压至10-12MPA，通过降低汽压，可改善汽泵的调节特性，同时也能增加主汽流量，更有利于给水的稳定；若两台汽泵转速较低，可根据情况适当提高主汽压力，从而提高汽泵转速，保证一定的调节余量。
3.1.3 40%-25%：负荷（240-160MW）：干态转湿态
减负荷停磨：
负荷240MW，停运一台制粉系统，保持三台磨运行即可，调整好一次风压，以防造成过低堵煤或者过高燃烧弱化。
汽泵切单泵：
退汽泵过程中要考虑汽泵特性曲线对切换的影响，转速越高的区域，增加同样的转速，流量变化较小。防止给水流量突降，最小流量阀平稳配合，避免最小流量阀突开。
a） 不启电泵，退一台汽泵（以退B汽泵为例）：依次缓慢增加A汽泵转速、开大B汽泵再循环调门，保持给水流量扰动在50t/h，同时逐渐减少B汽泵转速直至B汽泵不出力退出运行，关闭B汽泵出口门。
b）启动电泵，退一台汽泵（以退B汽泵为例），鉴于目前机组经常处于单机运行方式，不能很好的保证足够稳定的辅汽压力，造成汽泵作功能力不足，此种情况下要提前启动电泵，同时注意开启抽头电动门，将A，B汽泵切至手动调整，缓慢增加电泵转速，降低B汽泵转速（期间要注意电泵最小流量阀电动门及调门到联开值联开造成给水流量扰动），增加电泵转速，同时配合减小电泵最小流量阀开度，降低B汽泵转速，同时开大B汽泵最小流量阀开度，配合调整，并做好对省煤器入口流量、主给水流量的监视，将给水流量稳定在700t/h左右即可。
给水管道切换：
a）目标负荷在200MW以上，可不进行给水管道切换，减小操作风险。
b）目标负荷200以下时，负荷低于220MW时，汽泵转速低于3100rpm，给水流量降低调整较为困难，此时切换给水管道，可提高汽泵转速，改善汽泵的调节特性，要注意差压增大对给水流量的影响。
c）缓慢开启上水调门开度至100%，提高给水流量，关闭主给水电动门，期间严密监视主给水流量，及时进行调整，用汽泵维持上水调门前后压差在5MPA左右，用上水调门控制给水流量，可投自动。若上水调门波动，可适当降低压差在3MPA左右，稳定后建议将上水调门投入自动，减少操作量。
d）对给水的监视：过热度控制向储水箱水位控制转变，直流向循环模式转变.（下图0为现场调峰200MW工况）
现场调峰200MW工况
转湿态：
a）缓慢降低燃料量，小溢流阀开度将逐渐开大。小溢流阀调门开度平均值大于50%以上，考虑启动炉水循环泵。（水位2350-6400mm，对应炉水泵出口流量0-570t/h），当贮水箱水位7000mm左右时可投入小溢流阀调门“自动”，检查扩容器冷却水调门温度设定65度左右，自动投入正常。
b）待检查炉水循环泵满足启动条件，储水箱出现真实水位，水位下降又上升至5000mm左右时，启动炉水循环泵，待出口电动门和再循环电动门稳定开全后，缓慢开启炉水泵再循环调门（建议开度在10%左右，出口流量小于100t/h）。
c）储水箱水位5000mm时调整水位稳定，投入炉水泵出口阀自动。
d）此时炉水泵调门会有偏置，缓慢将偏置降至0
e）降低燃料量，降低锅炉负荷，监视储水箱水位、省煤器入口流量正常
f）继续缓慢减小总煤量（减煤的过程应有专人监视燃烧，发现火检闪烁及时投入油枪，防止锅炉灭火），水冷壁产生的蒸汽量会随着燃煤量的减少而减小，缓慢增大炉水循环泵出口流量，减小主给水流量（与蒸汽流量要匹配），调整过程中必须保证省煤器入口流量大于700t/h。若波动较大，可适当提高50t/h-100t/h流量，若省煤器入口流量较多，将会提前进入湿态，使转湿态的负荷点相应提高，另外，若炉水循环泵流量过大，对应的给水流量就会偏小，在恢复干态的过程中或煤量波动时，造成给水调整困难，同时也会使水冷壁温度因流量大幅降低而大幅波动。（炉循泵流量与水位控制可参考下图所示）
12月09日深度调峰过程中具体负荷参数（因辅汽压力不足，启电泵，退出B汽泵运行）
3.2深入调峰的调整原则
3.2.1给水调整：小机汽源暖管，开再循环，切小机汽源，机跟随方式下减负荷，退单台汽泵，切给水管道一系列的操作过程，都会造成给水流量的变化，操作量大，工况转换较多，要时刻做好对给水流量，过热度及水煤比等重要参数的监视。
3.2.2燃烧调整：燃烧调整是整个深度调峰过程的基石，燃烧稳，则地基稳，因操作量不大，操作频繁度小，因此更容易因监视不到位出现堵煤，跳磨，汽温大幅度变化等事故，从而导致锅炉灭火，停磨时应逐渐降低给煤量，直至最小，进行风门调节时，应注意燃烧情况的变化和炉膛负压的波动，缓慢操作。
3.2.3辅助系统：操作中，机侧监视要引起重视，如凝汽器，除氧器水位，轴封，高低加等系统要时刻监视，保证后方稳定
3.2.4分工明确：任何一项操作分工明确将会事半功倍，混乱不堪很容易造成重复操作，引发事故。
4小结（响应电网号召，保证安全生产）
随着我国装机容量的进一步增大，深度调峰今后将成为常态，明确深度调峰过程中可能出现的种种风险将会大大降低事故的频发次数，使整个电网的调度运转能更加有条不紊的进行，从而保证更高质高量的居民用电和工业供电，因此，我们更要加强对深度调峰整个操作过程的重视和学习，排除因技术失误造成事故或者事故扩大，优化设备自动调整逻辑，避免因自动调节特性差造成调节难度增大和操作量增大，进一步为公司的安全生产和经济生产提供最大力量的技术支持。
参考文献：
[1]王海宁.大型燃煤机组深度调峰运行经济性安全性分析及负荷优化分配[D].华北电力大学，2012.
[2]齐建军，廉俊芳，赵志宏.600MW火电机组深度调峰能力探讨与经济安全性分析.内蒙古电力技术.2013年第31卷第4期 . 2013.05.31
论文作者:冯润润,封亚钊
论文发表刊物:《基层建设》2017年第12期
论文发表时间:2017/8/18
标签：流量论文; 调门论文; 深度论文; 负荷论文; 转速论文; 机组论文; 缓慢论文; 《基层建设》2017年第12期论文;