吴鹏 刘敏
国电浙能宁东发电有限公司 宁夏 银川市 753000
摘要：近年来，随着国家重视可再生能源的利用，尤其是风电、水电、光伏的迅速发展，电网负荷结构发生了较大的变化，电网在运行中峰谷负荷差明显增大。火力发电机组肩负着重大的调峰任务也承受着更大的调峰压力。火电企业为了在竞争日益激烈的发电市场中立于不败之地，必须满足电网规定的深度调峰要求，提高机组的调峰能力，满足电网安全调度与正常运行的能力。
关键词：1000MW；超超临界；深度调峰
引言
为进一步提高火力发电机组利用小时数，避免在电网低负荷工况下机组调停，同时分担电网调峰的压力，需要进一步研究机组低负荷工况的运行方式，不断提高火力发电机组的灵活性。火力发电机组长期低负荷运行时，容易出现锅炉稳燃、受热面积灰、主再热汽温控制、引风机失速、给水控制、环保设施运行、汽轮机振动异常、发电机进相、手动操作量大等问题。
1深度调峰影响因素
影响机组深度调峰的因素主要是燃料特性和锅炉燃烧稳定性.燃煤机组深度调峰时，机组最低负荷的决定性因素为锅炉燃料特性.我国动力煤种一般为劣质、低发热量煤种.出于对燃料成本的控制，一般燃煤发电企业经常采用劣质煤掺配掺烧的方法降低发电成本，这就增加了机组低负荷运行的不稳定性，甚至造成锅炉熄火、制粉系统故障、锅炉结焦严重等情况.根据对当前电网运行的基本情况分析可知，1000MW等级火电机组基本负荷率在75%以上，该类型机组的深度调峰都是可预见并需要提前介入的.因此，1000MW等级火电机组在深度调峰前，需要预先安排燃烧设计煤种，以利于大型锅炉低负荷运行时的安全性、经济性.随着机组负荷的降低，锅炉动力场内部一次风、二次风、燃料量均降低，燃烧温度下降，导致燃烧稳定性变差.根据国内对冲燃烧方式直流锅炉的燃烧稳定性的研究分析及句容电厂1#和2#机组投产以来的运行实践可知，对冲燃烧锅炉的燃烧稳定性处于较好水平.1000MW对冲燃烧方式直流锅炉不投油最低稳燃负荷为280MW.其他影响机组调峰深度的因素，如锅炉水动力特性、汽轮机性能、制粉系统安全性、辅机系统安全性等，均在设备的安全可控范围内，不会对机组深度调峰产生较大影响.出于对句容1#机组调峰能力及其安全性角度分析，有必要进行深度调峰性能试验.
2针对低负荷稳定燃烧采取的主要措施
（1）保持煤质稳定，保证锅炉的入炉煤种与设计煤种相匹配。（2）改变制粉系统运行方式，正常低负荷情况时维持中间层制粉系统运行。（3）采用较低的一次风率和一次风速，可以使煤粉气流的着火热减少有利于着火。另外，为减少煤粉空气流中局部的一次风率，可以采用浓淡分离的高浓度煤粉燃烧器，从燃烧器出口喷射出来的煤粉气流，有一部分的煤粉浓度较高，所需要的着火热大为减少，从而加快局部着火，有助于整个煤粉气流的稳定着火。（4）维持合理炉膛风量。风量过低会导致燃烧不充分，而且会导致风机失速；风量过大会降低炉膛温度使得燃烧不稳定。（5）加强制粉系统的运行和维护，保证合理的磨煤机出口温度、煤粉细度等。（6）采用等离子、微油枪助燃或者采用较小的磨煤机。需要指出的是，由于国产1000MW超超临界锅炉除哈尔滨锅炉外均采用了螺旋管圈水冷壁，因此锅炉有良好的负荷适应性，即使在30%负荷时，水冷壁质量流速仍然高于膜态沸腾的界限流速，能保持一定的壁温裕度，因此水冷壁的安全不用担心。
3深度调峰过程中的防范措施
3.1给水控制
锅炉在低负荷时会发生干湿态转换，当由干态转为湿态的时候，给水流量会大幅度波动，对协调系统造成扰动。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆如某厂锅炉进行了低氮燃烧器改造，火焰中心上移，在低负荷情况下，汽水蒸发段后移，分疏箱见水，同时由于该厂干湿态转换判据不合理，触发干湿态转换逻辑，给水流量大幅度下降，机组负荷随之下降，四抽压力低于除氧器压力，造成除氧器汽水返到四抽管道，进而小汽轮机进水轴向位移大保护跳闸，最终锅炉MFT。要防止这种情况的发生，一方面要优化锅炉干湿态转换逻辑判据；另一方面，要适当降低锅炉最小质量流量，保证锅炉在30%以上负荷处于干态；第三，要增加低负荷时变前馈逻辑，在实际负荷指令低于500MW时，自动减小锅炉主控前馈系数，降低给水、煤量、风量等调节强度；第四，确定最低煤量和最低水量，保证炉膛燃烧，防止煤水比失调。
3.2避免省煤器汽化
增加了#0高加，在提高给水温度的同时，增加了省煤器低负荷运行时的安全风险，为避免省煤器汽化，在保证SCR入口温度满足催化剂最低允许温度前提下，降低#0加入口抽汽压力，保证省煤器入口过冷度在5℃以上。
3.3控制环保参数不超标
（1）防止硫份浓度超标。深度调峰期间，负荷低，煤种的硫份低，要提前向环保部门报备，避免因烟囱入口SO2到0造成环保考核事件发生。（2）防止NOx浓度超标。在保证汽轮机应力裕度的前提下，尽量提高主、再热气温，将燃烧器摆角适当上摆，提高火焰中心位置高度，提高炉膛出口烟温，维持SCR入口烟温在最低跳闸值之上；密切监视脱硝入口烟温变化情况，保证SCR入口烟温291℃以上，喷氨控制自动调节不灵敏时及时切至手动，保证烟囱入口NOx不超标。（3）防止烟尘浓度超标。降负荷过程中保证炉膛风量、引风机运行稳定，避免炉膛负压出现大幅波动，同时加强电除尘进、出口温度监视，防止因煤粉不完全燃烧，煤粉在电除尘内部堆积，造成二次燃烧事故和烟尘排放浓度超标。
3.4减小分离器进口管道温度偏差
据运行试验和实践表明，超超临界锅炉在低负荷，采用底层磨运行方式时，由于水冷壁辐射吸热量相对增加，中间点温度提前，分配集箱进口管道温度相对提高，距离保护跳闸温度更近；而采用上层磨运行方式时，炉膛火焰中心上移，水冷壁辐射吸热量相对减少，工质焓值和过热度都较低，水冷壁的工质水动力特性相对较好，分配集箱进口管道温度偏差降低，且分配集箱进口管道温度偏差减小，距离保护温度有较大的裕度，保证了机组在低负荷时的安全性。
3.5防止低负荷防止氧化皮生成
(1)深度调峰期间，坚决避免主再热汽温、金属壁温超温。(2)升降负荷过程中，严格按照技术要求控制主再热汽温、汽压变化速率，防止出现大幅波动现象。(3)操作减温水幅度不宜过大，操作过程要求平稳，切勿大开大关，防止因错误操作减温水导致主再热汽温、金属壁温大幅波动引起氧化皮脱落。
3.6负荷速率
(1)低负荷辅汽运行方式调整。低负荷运行期间，大机轴封供汽会由自密封供汽向辅汽转换。深度调峰试验前，对辅汽供大机轴封汽源管道进行暖管，并将辅汽供大机轴封旁路手动门开大至50%开度，保证大机轴封溢流调阀60%左右开度。(2)低负荷凝水系统运行方式调整。深度调峰试验期间，为保证凝水系统稳定运行，在进行深度调峰前，退出多变量协调系统，减少负荷变动时对于凝水压力的扰动。关闭除氧器上水旁路调阀，保证除氧器上水主路调阀有充分的裕度，凝泵变频自动方式，凝水压力偏执0.2MPa，控制凝水压力1.7MPa左右。试验期间，若凝水压力下降，可解除凝泵变频自动，手动提升凝水压力。
结束语
通过对超超临界机组在深度调峰过程中存在的安全风险进行分析，并针对安全风险制定相应的控制策略，能够大大降低深度调峰带来的安全风险。然而，由于机组先天设计等因素，仍然存在设备低负荷下适应性差的问题，制约其深度调峰能力，如何从机组自身设备出发，寻求适合机组自身特点的安全、经济运行方案也是各火电厂需要关注的重点。
参考文献
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论文作者:吴鹏,刘敏
论文发表刊物:《防护工程》2018年第31期
论文发表时间:2019/1/14
标签：负荷论文; 机组论文; 锅炉论文; 深度论文; 温度论文; 炉膛论文; 电网论文; 《防护工程》2018年第31期论文;