侯荣利

摘 要：为提高新能源的消纳能力，火电机组检修深度调峰势在必行。现有火电机组需进行精细化调整和改造，以具备深度调峰和快速启停能力。本文对未进行改造的600MW亚临界机组进行深度调峰分析。研究发现，很多因素影响机组深度调峰的安全稳定运行，如燃煤特性、制粉系统、汽轮机末级叶片安全。机组深度调峰期间机组设备参数，大幅偏离设计值，容易引起设备异常。为避免深度调峰影响机组安全，运维人员需从锅炉、汽轮机、协调控制和环保设备等方面考虑，深入分析深度调峰期间的危险点，通过运行调整手段或设备改造解决深度调峰难题。

关键词：深度调峰;锅炉稳燃;汽轮机设备;环保设备;机组协调

中图分类号：TM621.2文献标识码：A文章编号：1003-5168（2019）29-0039-04

Study on Dangerous Points of Deep Peaking Equipment for 600MW Unit

HOU Rongli

（Shanxi Hequ Power Plant of CHN Energy Guoshen Group，Xinzhou Shanxi 036500）

Abstract： In order to improve the ability of new energy to absorb， it is imperative for the thermal power unit to overhaul the depth. The existing thermal power units need to be finely adjusted and modified to have deep peak shaving and fast start and stop capability. In this paper， deep peak shaving analysis was performed on 600MW subcritical units that had not been modified. The study found that many factors affected the safe and stable operation of the unit's deep peak shaving， such as coal-fired characteristics， milling system， and turbine blade safety. The unit equipment parameters during the deep peaking of the unit were greatly deviated from the design value， which was likely to cause equipment anomalies. In order to avoid the impact of deep peak shaving on the safety of the unit， the operation and maintenance personnel should consider the boiler， steam turbine， coordinated control and environmental protection equipment， analyze the dangerous points during the deep peaking period， and solve the problem of deep peak shaving through operation adjustment means or equipment transformation.

Keywords： depth peak shaving;stable combustion of boiler;steam turbine equipment;environmental protection equipment;unit coordinating

為解决日益严重的弃风（光、水）问题，提高新能源的消纳能力，提高火电机组的运行灵活性已是迫在眉睫的任务，国家能源局2016年年初连续召开会议并发文，对开展火电灵活性改造提出明确要求，计划“十三五”期间实施2.2亿kW燃煤机组的灵活性改造，使机组具备深度调峰能力，并进一步增加负荷响应速率，部分机组具备快速启停调峰能力。提升灵活性改造预期将使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，纯凝机组增加15%～20%额定容量的调峰能力。通过加强国内外技术交流和合作，部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小出力达到25%～30%额定负荷。

国家能源局山西监管办公室下发《山西电力风火深度调峰市场操作细则》的通知，2018年1月1日起正式执行。

1 机组概况

某电厂一期锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的亚临界、中间一次再热、强制循环、平衡通风、单炉膛、悬吊式、燃煤汽包炉，锅炉设计燃用河曲烟煤，低位发热量为23 001kJ/kg。制粉系统采用钢球磨煤机正压直吹式系统，每台锅炉配置5台BBD3854双进双出低速钢球磨煤机，BMCR工况下5台运行。锅炉采用四角布置的直流式摆动燃烧器，切圆燃烧，每角燃烧器设置五层一次风喷口;锅炉点火采用等离子点火，等离子点火装置布置在B、C层燃烧器;一次风机为离心式风机，送风机为动叶可调轴流式风机，引风机为动叶可调轴流式风机。

汽轮发电机组由东方电站成套设备公司设计生产，采用亚临界、中间再热、单轴三缸四排汽、冲动凝汽式等工艺，设计额定功率为600MW;汽机给水系统设计有2台50%容量的汽动变速给水泵和一台30%容量的电动定速给水泵作为备用。

发电机由东方电机股份有限公司生产，采用全封闭、自通风、强制润滑、水/氢氢冷却、圆筒形转子、同步交流隐极发电机等工艺，额定出力为600MW，输变电设备主要由保定天威保变及ABB等公司生产。

热控设备采用西门子TELEPERM XP分散控制系统（DCS）。

脱硝系统采用低氮燃烧器+SCR工艺，SCR入口NOx设计值≤400mg/Nm3，配置三层脱硝催化剂，催化剂最低活性保证温度290℃。锅炉设计无助燃最低稳燃负荷270MW。

某电厂利用现有设备和技术，通过精细化调整，机组深调至180MW，下面就机组深度调峰至180MW的危险点与控制措施进行分析。

2 提高机组低负荷稳燃措施

河曲电厂机组最低稳燃负荷为270MW，通过精细化调整，可保证机组在180MW时不投入助燃。

磨煤机投运方式对锅炉低负荷稳燃能力的影响十分显著，相对于分散喷嘴燃烧，集中喷嘴燃烧稳定性更强，因此低负荷下应投运相邻的燃烧器运行。尽量减少磨煤机运行台数，煤粉浓度会相应提高，热负荷更集中，锅炉低负荷燃烧更稳定。因此，深度调峰期间保留B、C、D磨煤机运行，避免隔层运行。

合适的锅炉氧量有利于提高低负荷期间锅炉稳燃能力。运行氧量过大，锅炉总风量大，会导致锅炉内平均温度降低，影响燃烧稳定。反之，鍋炉氧量偏小，一、二次风混合较差，炉内煤粉颗粒不能完全燃烧，也会威胁锅炉的燃烧稳定性[1]。考虑到低负荷运行期间大多机组锅炉氧量偏大，因此在保证完全燃烧的情况下，降低锅炉氧量运行。

锅炉燃烧配风方式影响锅炉低负荷稳燃能力，低负荷下适当关小周界风门，降低煤粉着火温度，同时投运燃烧器之间的辅助风门开度应合适，过大或过小都不利于低负荷稳燃。根据脱硝入口NOx含量，进行燃尽风门开度调整，降低脱硝入口NOx含量。

在调整煤粉细度时，随着煤粉细度的降低，煤粉表面积增加，煤的表观活化能大大提高，有利于挥发分的析出和颗粒的非均相着火。随着煤粉细度的降低，煤粉的着火热明显降低。机组深度调峰期间，在保证磨煤机安全运行的前提下，调整磨煤机分离器折向挡板，适当降低煤粉细度[2]。

机组在深度调峰时启动等离子冷却水泵运行，保证等离子备用良好随时可用。锅炉炉膛负压维持在-100Pa，运行中严密监视炉膛负压变化，当燃烧有减弱趋势时，如氧量明显上升，主汽压力下降较快，炉膛负压波动达到±200Pa，需投入等离子助燃。

磨煤机出现如单侧给煤机故障停运、粉管堵塞等异常时，需及时进行等离子拉弧稳燃。磨煤机异常处理完毕后，燃烧稳定，进行等离子断弧。等离子燃烧器拉弧助燃运行期间，监盘人员要做好等离子燃烧器电压、电流、粉管压力的监视，如果出现等离子燃烧器电流>370A、粉管结焦堵塞等情况，要及时联系维护人员进行检查处理。

等离子助燃投入期间，运行人员每隔30min就地对锅炉四角等离子燃烧器检查一次，重点检查等离子各角风压、水压是否正常，等离子燃烧器有无漏风、漏粉、结焦喷火等情况。

3 环保设备

机组最低调峰至180MW时，脱硝催化剂和活性受烟温影响，催化剂允许使用温度为290～420℃，脱硝入口烟温在295℃左右，烟温调整裕量较小，为防止因脱硝入口烟温低，脱硝退出运行造成环保事故，机组深度调峰期间通过优化磨煤机组合方式，保留B、C、D磨煤机运行，同时在减负荷时通过调整上层磨煤机出力，提高火焰中心高度，增加锅炉总风量，提高锅炉烟气量来提高脱硝入口烟温，保证在深调期间脱硝投入正常。如发现温度偏低时停止减负荷，进行调整，保证脱硝入口烟温正常后，方可继续进行减负荷。

机组深度调峰期间，机组协调解除、送风机动叶开度减小，不仅造成锅炉总风量偏大，锅炉过量空气系数大，还会生成更多的SO3。同时，脱硝入口NOx含量偏大，为保证脱硫出口NOx不超标，需投入过多的氨量，但造成氨逃逸率升高。深度调峰期间，锅炉排烟温度低，长时间进行深度调峰，脱硝下游设备将受到腐蚀，空预器、低温省煤器、除尘器、引风机动叶都会受到氨气与硫酸蒸汽反应的影响，生成硫酸氢氨。机组深度调峰期间，空预器进行连续吹灰，同时投入风机暖风器保证空预器冷端综合温度，降低硫酸氢氨对空预器的影响。

为解决机组深调期间脱硝烟温低脱硝跳闸和脱硝氨逃逸率高的问题，人们可以从两个方面考虑。一是研究开发更加适合机组高、低负荷的宽温度催化剂。二是提高脱硝入口烟温，利用多种技术对设备进行改造，如省煤器外部烟气旁路技术、省煤器内部烟气旁路技术、省煤器分级技术、省煤器给水旁路技术和热水再循环技术等。

要想解决空预器差压大的问题，机组需要配置暖风器或采用热风再循环。一种可行的方式是采用低温省煤器与暖风器联合系统，提高空预器冷端温度，同时保证机组经济性。

锅炉深度调峰至低于35%时，水平烟道风速将降至5m/s，烟道积灰将趋于严重。长期低负荷运行时，烟道积灰后烟道载荷增加，需要进行烟道结构强度和基础校核，必要时增加除灰清灰装置，如蒸汽吹灰器、落灰斗等。

4 热工协调

目前，机组以最低40%额定负荷运行方式对磨煤机、给水泵、一次风机等主要辅机进行协调控制，同时对一、二次风门挡板等主要调节设备进行协调控制，在机组由50%额定负荷减至30%额定负荷的过程中，现有协调控制系统存在过调、失调现象，导致给水流量、风量调节稳定性差，造成过热汽温度波动较大，减温调阀波动大，汽包水位波动大，必须手动干预调节。机组协调需进行优化，保证机组在深度调峰期间协调不解除，机组各系统在自动方式下运行。

机组深度调峰至180MW时，运行B、C、D三台磨煤机，如果其中任意一台出现故障跳闸，则需快速启动备用磨煤机。但是，磨煤机点火能量不足，无法启动，只有进行机组减负荷，同时采取稳燃措施，才能保证锅炉不发生锅炉MFT事故。因此需对磨煤机点火能量逻辑进行优化，避免磨煤机故障跳闸，备用磨煤机无法启动。需要注意的是，第一台磨投运前必须先投等离子;主蒸汽流量大于41.67%的情况下可直接投磨;当某台磨煤机的任一相邻磨煤机运行时，可以直接投磨。

机组深度调峰期间，锅炉风机双侧风机运行，易发生风机失速，同时锅炉总风量已很低，如果发生单侧风机锅炉跳闸，锅炉总风量增加缓慢，很可能造成锅炉总风量低于25%额定总风量而发生锅炉MFT事故，需对锅炉总风量保护定值进行优化。应对策略为：深度调峰期间进行单侧风机运行，改變风机低负荷运行特性，远离失速区，同时对风机进行变频改造。

5 运行方式薄弱

在深度调峰操作过程中，机组负荷如出现燃烧不稳现象，需投入等离子点火系统，等离子设备运行中出现阴极头烧损、载体风压波动造成断弧，影响锅炉稳燃。

深度调峰期间维持B、C、D三台磨煤机，任一磨煤机跳闸后，启动A磨煤机时点火能量不满足。深度调峰期间，如果运行B、C两台磨煤机时跳闸一台磨煤机，会造成锅炉灭火。

深度调峰期间，B、C、D磨煤机运行，等离子长时间投入、单汽泵运行、轴封、给水泵汽轮机汽源均为辅助蒸汽等，运行方式薄弱。任一运行设备发生异常均有可能引起机组非停，对设备可靠性要求较高。

机组深度调峰期间，给水泵汽轮机汽源由高压辅汽联箱供给，如果其他机组对高压辅汽联箱压力调整不当，造成压力突低或其他机组故障跳闸，导致高压辅汽联箱压力突降甚至失去汽源，将严重影响深调机组汽动给水泵的安全稳定运行。

6 汽轮机设备

机组低负荷运行期间，蒸汽流量小，动叶片根部和静叶栅出口顶部会出现气流脱离，形成倒涡流区，最终形成水蚀。水蚀会造成动叶栅的气动性能恶化，水冲蚀叶片留下的凹凸不平的边缘易形成应力集中，还会造成叶片根部的截面积变小。这样会使叶片强度减弱，对机组安全造成威胁。

机组低负荷运行期间，末级叶片颤振也会经常发生。由于机组负荷低，机组的通流量相应降低，小的通流量会严重偏离设计工况，导致叶片根部产生回流区，引起负反动度，形成所谓的“卡门涡街”现象。由于蒸发量减少，动叶根部会产生气流脱流旋涡，而气流脱流旋涡是发动度的改变引起的，所以增大根部反动度是解除末级叶片水蚀和颤振的一种有效手段。在进行设备选型时，应选择动、静叶设计最合适的流型，选用对冲角不敏感的叶型，有效增大叶片的反动度。低压缸喷水减温装置，能有效控制低压缸排汽温度，能将水蚀危害降到最低。低负荷运行期间应控制真空，减少排汽湿度，尽量缩短机组空负荷、低负荷运行时间，减轻叶片振动。

为保证机组深调期间的蒸汽参数合格，不对汽轮机末级叶片造成损失，在锅炉燃烧调整时，可辅以投运上层磨煤机，优化配风配粉方式、燃烧器摆角上摆、增加锅炉总风量、对锅炉受热面进行改造、对烟气再循环进行改造等方式，提高蒸汽参数。深度调峰期间，机组蒸汽参数稳定在530～540℃。

机组降低负荷时，蒸汽温度低于金属温度，转子冷却较汽缸快，容易产生负涨差;升负荷，则产生正涨差。因此，在机组加减负荷时严格控制主、再热蒸汽温度，避免大幅波动而影响汽轮机安全。

7 汽机辅机设备适应性的应对策略

机组配置两台50%容量的汽动给水泵，电动给水泵备用，在机组负荷<45%额定负荷后，一台给水泵需退出运行。同时，为了防止机组负荷降低后四抽压力降低，汽动给水泵供汽压力不足造成给水泵出力不足，需要将给水泵汽轮机汽源由四抽供汽切换为高压辅汽供汽，其间操作均需手动调整，无法实现给水自动无扰投退给水泵。

在机组进行深度调峰前，需要提前对小机汽源进行切换，否则会造成小机汽源管道暖管不充分、蒸汽管道发生振动断裂、大量漏汽、进汽温度突降等事故。

在机组低负荷工况下，要监测加热器水位和端差、除氧器除氧效果等主要运行指标，分析加热器运行状态。加热器温度、压力等参数均随机组负荷变化而变化，因而在机组负荷大幅变化时，回热加热器都将承受相应的交变应力。这种交变应力会对金属部件产生不利的影响，降低使用寿命。因此，在机组变负荷过程中，应严格控制负荷变化率。加热器在解列后重新投入时，应严格按照规定的温升控制进汽阀开度。各个加热器的连续排汽需保持通畅，保证加热器的不凝结气体及时排出，提高换热效率，延缓金属部件腐蚀。

另外，要掌握机组低负荷工况凝汽器及抽空气系统运行状态，结合循环水泵运行方式实现汽轮机冷端系统安全、经济运行。

深度调峰期间，机组轴封、给水泵汽轮机、锅炉暖风器等用户使用辅汽供汽，此时高辅部分供汽量需用二期机组供汽，造成机组凝汽器水位高，被迫采取放水方式来控制水位，造成除盐水浪费，同时增加全厂外排水压力，尤其是冬季灰场喷洒水停运期间情况尤其突出。

8 结论

在进行深度调峰时，通过设备挖潜和运行人员的精细化调整，火电机组可以深调至30%负荷。但是，各设备、系统都存在一定的风险，运维人员需要通过锅炉、汽机、环保和热工等设备改造来提高机组深度调峰期间的设备可靠性，最终实现机组深度调峰安全、经济运行。

参考文献：

[1]张广才.燃煤机组深度调峰技术探讨[J].热力发电，2017（9）：17-23.

[2]刑振中.火力发电机组深度调峰机组研究[J].工业技术，2014（4）：18-23.