摘要：随着新能源电源快速增加及特高压电网的外购电不断输入，华东电网区域内的某4×1000MW大型火力发电厂需要对1000MW机组进行深度调峰，本文就该电厂某台1000MW机组深度降负荷至400MW过程中，运行操作的过程，进行简单总结分析，为今后1000MW机组进一步深度降负荷做一定参考。
一、锅炉部分
1.锅炉概况
某电厂4×1000MW锅炉是由哈尔滨锅炉有限责任公司引进日本三菱重工业株式会社技术制造的超超临界变压运行直流锅炉，型号为HG-2953/27.46-YM1。采用П型布置、单炉膛、低NOX PM主燃烧器和MACT燃烧技术、反向双切圆燃烧方式。炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统一次中间再热系统。调温方式除采用煤/水比外，还采用烟气出口调节挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，设计煤种为神府东胜煤和晋北煤。
锅炉设计为带基本负荷并参与调峰。在30%至100%负荷范围内以纯直流方式运行，在30%负荷以下带循环泵的再循环方式运行。
制粉系统采用中速磨煤机直吹式制粉系统，每台炉配6台磨煤机，煤粉细度200目筛通过率为80%。
机组配置2×50%BMCR调速汽动给水泵和一台启动用25%BMCR容量的电动调速给水泵。
旁路系统采用高低压串联旁路，40%容量。
空气预热器进风采用在送风机进口和空预器出口加装再循环风道，提高空预器进风温度。
本锅炉在燃用设计煤种时，不投油最低稳燃负荷为35%BMCR。
本锅炉采用低NOx排放，锅炉排烟NOx含量不超过360mg/Nm3。
2. 1000MW超超临界机组降负荷基本概况
以10月15日中班某台1000MW机组减负荷为例：10月15日，20：14 机组退出AGC，减负荷至400MW。 22：24 机组加负荷至500MW，投入AGC。23：26 退出机组AGC，减负荷至400MW。目前机组控制负荷下线是500MW，对于需要降低至500MW以下时，通常是退出AGC，以5MW/min速率降负荷，发现机组3A/3B高加液位波动大，及时将降负荷速率改为3MW/min，降负荷至400MW。
二、某台1000MW机组降负荷过程中主要操作及注意事项：
1、对3A/3B高加液位影响。在快速降负荷过程中，机组480MW以下，以3MW/min，观察液位波动最高至80mm后，逐渐趋于稳定，在此过程中密切关注高加液位，防止虚假水位，同时关注高加各级之间保证足够压差，从而保证疏水通畅；当液位快速上升时，监视危疏能够及时开启，否则手动开启，防止高加解列，建议在600MW以下快速降负荷过程中，及时修改3B高加液位设定值从-20改为-40mm，或者以3MW/min降负荷速率。
2、对脱硝系统的影响。
1）、在此次降负荷过程中，脱硝反应器进出口烟温也快速降低，最低时至309℃，且仍具有下降趋势，及时手动将烟温挡板开大（密切关注一再出口与一过出口温度），维持脱硝反应器进出口温度。在此过程中，再热汽温较高，适当关小烟温挡板，保证脱硝烟温不低和再热汽温不高，在两者之间维持一定的平衡调节。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆建议：在低负荷时，关注一再出口和一过出口温度，调节烟温挡板，保证脱硝反应器烟温。
2）、此次快速降负荷过程中，进出口脱硝浓度均快速上升，及时投入备用一组喷枪，脱硝热解炉出口烟温快速下降，维持保证热解炉出口温度保持在340℃以上。建议：低负荷时，电加热设定值在360℃保证出口，维持在340℃以上。
3）、在低负荷情况下，脱硝热解炉顶部一次风压力从1.1kPa升至1.4kPa，除了低负荷时一次风压偏高，还考虑反应器活性在低温情况下受影响，建议脱硝喷枪需要提前冲洗，对于较长时间低负荷或者多次进入低负荷，密切关注防止喷氨支管堵塞等。建议：在降负荷过程中（目标负荷降至400MW），提前再投入一组喷枪，两组喷枪运行。
3、对空预器影响。防止空预器堵塞，在低于500MW或脱硝反应器进出口烟温低于317℃，保持其连续吹灰，尽管在低负荷时，空预器差压较低，因为是风量低的原因，即使有部分空预器堵塞增加，也不易发现，但在较高负荷时，空预器差压会随着负荷增加会逐渐显现。建议：增加同等负荷情况下，及时对空预器差压对比分析。
4、对引风机的影响。引风机转速较低，及时将引风机静叶从80%逐渐关至70%，用来提升转速，保证其转速大于3300r/min，快速降负荷过程中，保证一定的锅炉总风量，防止引风机抢风，但炉膛风量不宜过高，防止燃烧不稳，同时调节炉膛压力至-100Pa，有利于炉膛稳定燃烧。建议：根据降负荷深度情况，适当调节引风机静叶，保证引风机转速不低。
5、对凝结水系统影响。此次调节，及时将主调切手动，进行调节，保证凝水流量稳定不变，提高凝水压力值1.8MPa左右（密切关注汽泵密封水回水温度），上水主调在60%以上时，对流量调节基本没有调节作用，若通过凝泵变频器手动提升压力，主调自动状态下，易导致除氧器液位高，在主调开度15%以下时，主调对凝水流量影响又较大，在降负荷过程中，建议将主调手动控制，负荷到位稳定后，保持主调手动，辅调自动控制除氧器液位，防止除氧器波动较大；同时关注低负荷情况下对凝水水质影响，在低负荷时某台1000MW机组凝水电导会增加，钠离子也会增加，联系化学，保证精处理混床运行及备用正常。
6、对锅炉燃烧的影响。将油压提至3.0MPa，通知值班及巡检检查；将运行磨煤机分离器转速提升100r/min，在低负荷阶段，注意磨煤机火检（#2机组2B磨煤机#5角在低负荷时经常无火检），保持中间四台磨运行，A磨良好备用（环境温度降低后，油温低于30℃可能不满足），检查等离子切至本机。
7、对锅炉壁温的影响。减负荷过程中，全面检查炉膛各屏的温度，排查在低负荷水动力可能不足的情况下，炉膛壁温情况，部分温度点如：#1机负荷400WM，监盘发现水冷壁前墙中间进口集箱266点（10HAD01CT123）温度420℃（报警值506℃），较相邻温度测点高约60℃；对于近期有过检修的管屏，目前未发现明显超温点。
8、对主机振动的影响。某台1000MW机组#5瓦瓦振随着负荷降低逐渐升高，从700MW降至400MW时，从4.5mm/s逐渐升高，最高至6.6mm/s且两个瓦振测点均高，相邻的#3瓦瓦振也有上升，但各瓦轴振基本维持稳定，#2推力瓦温度排查未发现变化超过2℃，温度稳定。建议：对于机组快速降负荷，若#4瓦瓦振快速升高，建议及时稳定机组负荷，或适当降低变负荷速率。
9、对1B送风机影响。在低负荷时，#1炉1B送风机Y向轴承（前端和后端）振动均同时偏大，大约在3.5至4.5mm/s，DCS侧显示振动偏大，联系就地实测振动大约1.0mm/s。
10、对汽泵影响及其他相关影响。在负荷降至400MW时，汽泵B再循环门切手动开启约80%，保证汽泵进口流量不低；建议将辅汽等公用用户及时切至临机供等。
结论
本文通过某电厂1000MW机组进行深度调峰的过程，结合该机组深度降负荷至400MW过程中，运行具体操作的过程，对机组主要控制系统的影响，进行简单地梳理和分析，总结相关的操作经验、危险点及注意事项，为1000MW机组安全运行提出了初步的控制方法和重点关注方向，也为今后同类别单机大容量的1000MW机组进一步深度降负荷提供了一定参考。
论文作者:魏升1,刘莉2
论文发表刊物:《电力设备》2018年第3期
论文发表时间:2018/6/15
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