660MW火電機組深度調(diào)峰運行風(fēng)險分析和應(yīng)對措施 應(yīng)浩

660MW火電機組深度調(diào)峰運行風(fēng)險分析和應(yīng)對措施應(yīng)浩摘要：受電源結(jié)構(gòu)變化、交直流特高壓的發(fā)展的影響，浙江電網(wǎng)調(diào)峰壓力不斷增大，浙江省政府先后出臺了一系列地方文件，以規(guī)范和推動燃煤機組深度調(diào)峰工作的順利進行，火電機組的深度調(diào)峰即將成為新常態(tài)。某沿海4×660MW超低排放火電機組經(jīng)過一段時間深度調(diào)峰實際運行，遇到了一系列問題。本文以該電廠為例，從運行角度討論深度調(diào)峰給機組帶來的風(fēng)險和應(yīng)對措施。

關(guān)鍵詞：深度調(diào)峰；火電；超低排放；660MW

0引言

近年來，受電力供應(yīng)量持續(xù)增長、外購電規(guī)模不斷擴大與省內(nèi)電力消費增速放緩的雙重擠壓，浙江省電力由供需矛盾轉(zhuǎn)化為調(diào)峰矛盾[1]。2019年某電廠660MW超臨界燃煤機組、660MW超超臨界燃煤機組完成40%額定負荷深度調(diào)峰能力認證，并參與深度調(diào)峰。在實踐中，深度調(diào)峰給機組運行帶來的風(fēng)險逐漸暴露，本文從運行調(diào)整角度出發(fā)，淺析了風(fēng)險產(chǎn)生原因，并提出應(yīng)對措施，可為同類型機組深度調(diào)峰運行提供參考。

1概述

某電廠Ⅰ期2×660MW鍋爐為超臨界參數(shù)，Ⅱ期2×660MW鍋爐為超超臨界參數(shù)，均為變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次中間再熱、四角切圓燃燒方式、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼懸吊Π型結(jié)構(gòu)、露天布置燃煤鍋爐；環(huán)保設(shè)備均經(jīng)過超低排放改造，配置選擇性催化還原法（SCR）脫硝裝置。

2深度調(diào)峰風(fēng)險分析與應(yīng)對措施

2.1鍋爐燃燒不穩(wěn)

該電廠Ⅰ期、Ⅱ期鍋爐型號分別為SG-1913/25.4-M956、SG-2031/26.15-M623，設(shè)計煤種均為神府東勝煤田活雞兔煤，根據(jù)廠家資料，當燃用設(shè)計煤種時，鍋爐不投油最低穩(wěn)定燃燒負荷為30%BMCR。實際情況中，受制粉系統(tǒng)布置、一次風(fēng)溫度、燃燒器角度等因素影響，深度調(diào)峰期間制粉系統(tǒng)火檢會有一定程度下降。

應(yīng)對措施：

1)做好入爐煤質(zhì)控制，盡量燃用揮發(fā)分稍高，水分低的煤種；

2)機組AGC投入時，檢查機組減負荷至300/330MW時，機組減負荷速率自動由12MW/min改為7.2MW/min；

3)盡量保留A磨運行，負荷＜50%時啟動等離子點火裝置，保持A磨給煤量大于25t/h；

4)制粉系統(tǒng)集中運行，保留運行的燃燒器應(yīng)盡量鄰近，并根據(jù)負荷情況調(diào)整各磨煤機出力；

5)根據(jù)煤種情況控制一次風(fēng)量，既要避免一次風(fēng)量過大導(dǎo)致煤粉濃度過低，又要避免一次風(fēng)量過小導(dǎo)致堵管；

6)二次風(fēng)調(diào)整應(yīng)平穩(wěn)，可適當提高氧量；

7)鍋爐燃油系統(tǒng)應(yīng)可靠備用，當鍋爐出現(xiàn)爐膛負壓大幅晃動，燃燒器火檢不穩(wěn)等情況時應(yīng)及時投油助燃。

2.2SCR進口煙溫偏低

該電廠SCR裝置進口煙溫設(shè)計值為357℃，在深度調(diào)峰至40%負荷時，SCR進口煙溫僅能達到270℃左右，遠低于設(shè)計值，催化劑活性不夠，氨和NOx未能完全反應(yīng)。為保證環(huán)保指標，噴氨量增大，氨逃逸率上升，又會進一步引起空預(yù)器堵塞。

應(yīng)對措施：

1)根據(jù)減負荷趨勢盡早停運上層制粉系統(tǒng)；

2)適當開大上層SOFA風(fēng)；

3)及時投運省煤器給水旁路，提高反應(yīng)器進口煙溫，增加催化劑活性；

4)機組減至50%負荷時，關(guān)注空預(yù)器差壓變化，保持空預(yù)器連續(xù)吹灰，確保硫酸氫銨不聚積；

5)機組負荷指令低于35%時，可以考慮開啟汽機旁路進一步降低負荷，保持鍋爐熱負荷不降，確保SCR裝置進口煙溫不至太低。

圖1為SCR裝置進口NOx濃度隨負荷變化情況，可以明顯看出，在深度調(diào)峰過程中，采取上述措施后SCR進口NOx濃度明顯下降，可以有效減少后續(xù)催化還原反應(yīng)所需的噴氨量。

2.3

直流爐水動力下降

該電廠直流爐在低負荷下水動力下降，水冷壁管內(nèi)工質(zhì)質(zhì)量流速降低，螺旋、垂直段水冷壁壁溫均會出現(xiàn)不同程度的偏差現(xiàn)象，局部水冷壁管因吸熱偏差易發(fā)生汽阻引起超溫[2]。

應(yīng)對措施：

1)在保證一定過熱度前提下，適當增加給水流量；

2)監(jiān)視二次風(fēng)和爐膛差壓，適當開大偏置風(fēng)，防止二次風(fēng)剛性不夠?qū)е禄鹧尜N墻；

3)調(diào)節(jié)無效時及時進行加負荷操作。

圖1

圖2為水冷壁區(qū)域壁溫溫差隨負荷變化情況，在深度調(diào)峰過程中如不采取措施，壁溫溫差最大可達近100℃，增加給水量或開大偏置風(fēng)后壁溫溫差得到明顯減小。

圖2

2.4

高低加水位控制品質(zhì)不佳

當機組低負荷運行時，由于各段抽汽壓力較低且相鄰段蒸汽壓差減小，使得相鄰高、低壓加熱器間疏水差壓同步減小，正常疏水動力不足。進而引起正常疏水調(diào)閥調(diào)節(jié)品質(zhì)下降，熱耗增加，疏水不暢。

應(yīng)對措施：

1)降負荷過程加強高低加疏水監(jiān)視，疏水不暢時提前切至事故疏水，并做好疏水擴容器溫度監(jiān)視和控制；

2)分析加熱器疏水管路沿程阻力，對阻力大的管路進行優(yōu)化；

3)將加強事故疏水閥設(shè)備管理，避免卡澀。

2.5

給水泵再循環(huán)閥控制品質(zhì)不佳

機組深調(diào)時，給水流量隨負荷降低，為保證給水泵最小汽蝕余量[2]，需適當開啟給泵再循環(huán)閥。負荷快速下降時開啟不及時可能導(dǎo)致汽泵出力不均、最小氣蝕余量不足，給泵再循環(huán)閥頻繁開關(guān)也容易導(dǎo)致閥芯沖刷。如手動開關(guān)操作不當還會引起給水流量波動，甚至引起機組跳閘。

應(yīng)對措施：

1.50%負荷時，提前手動開啟一臺給泵再循環(huán)閥，操作應(yīng)平穩(wěn)緩慢，關(guān)注給水流量；

2.優(yōu)化給泵再循環(huán)閥自動開啟邏輯；

3.加強給泵再循環(huán)閥的巡查，保證閥門開關(guān)順暢，如有問題及時消缺。

2.6主要輔機跳閘影響

深調(diào)期間輔機跳閘對鍋爐運行工況擾動較大，存在一定安全風(fēng)險，如水煤比失調(diào)、爐管超溫、滅火、爐壓和風(fēng)量大幅擾動等。運行人員在深調(diào)負荷下，主要輔機跳閘跳閘影響及處置經(jīng)驗也有待積累。

應(yīng)對措施：

1)結(jié)合檢修及調(diào)停計劃試點開展制粉系統(tǒng)、一次風(fēng)機、送/引風(fēng)機、給泵跳閘試驗，綜合評估輔機跳閘對機組影響，并綜合考慮優(yōu)化措施；

2)制定完善機組深調(diào)主要輔機跳閘的處置措施。

3總結(jié)

燃煤機組的深度調(diào)峰對火電是一項重大的技術(shù)變革，也是國家電源結(jié)構(gòu)優(yōu)化的必然結(jié)果，如何保證機組深度調(diào)峰期間安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟的運行，將會是燃煤機組今后的重要課題