某公司1000MW机组深度调峰的操作实践

龚仁明

摘 要：近年来，由于新能源发电项目的迅猛发展，加上火力发电项目产能的过剩，以及电力消费市场需求降低，可以预见的是，火电机组尤其是煤电机组在未来几年保持持续低负荷运行或者进行深度调峰。文章从实际出发，主要对2018年句容发电分公司1号机组几次深度调峰操作过程、注意事项进行了详细说明。

关键词：深度调峰；操作；实践

随着新能源在电网中的比例逐渐扩大，包括特高压线路远距离、大容量输送电成为可能，电网对调峰电源的需求也逐渐升高。与新能源等电源相比，煤电具有较好的调节性能。我国的一次能源消费以煤炭为主，因此，具备高调节性能的煤电厂就成为调峰电源最佳选择。1 000 MW超超临界火电机组作为电网的主力，在日常负荷调整过程中进行调差考核频率、时间不断增加。由于在电网日常运行中峰谷负荷差不断增加，需要承受调峰的任务也随之加剧。

1 机组概况

句容发电分公司1号机组锅炉本体采用东方锅炉厂生产的1 000 MW超超临界直流锅炉，型号为DG3024/28.35-Ⅱ1。单炉膛、前后墙对冲燃燒、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构П型炉，露天布置。过热器出口参数28.35 MPa/605 ℃/603 ℃。

句容发电分公司1号机组汽轮机为上海汽轮机厂与西门子联合生产制造的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽，凝汽式汽轮机，进汽参数为27 MPa/600 ℃/600 ℃，最高进汽参数可达27 MPa/600 ℃/610 ℃，最大出力可达1 030 MW。

2 深度调峰操作

2.1 准备阶段

接调度预发有深度调峰计划（一般提前8 h）后，深度调峰长时间低负荷，炉温逐渐降低，极易造成锅炉结焦，因此，对各受热面进行一次全面吹灰。检查锅炉启动系统处于热备用状态。为防止深度调峰过程中锅炉出现燃烧不稳的情况，试投A层油枪和F层微油枪正常，必要时投油。为保证小鸡汽源切换时间和温度正常，调峰机组辅汽联箱联络管进汽门全开，非调峰机组辅汽联箱联络管进汽门开5%，开联络管疏水，暖管结束关闭，辅汽联络系统暖管备用[1]。

2.2 减负荷阶段

向调度申请进行深度调峰工作，按正常操作顺序停磨减负荷，无特殊情况必须保持下层磨A、F磨调峰期间运行。调峰、非调峰机组辅汽联箱联络管进汽门全开，辅汽系统联络运行，辅汽联络运行后注意两台机组机凝器水位。按调度深度调峰要求开始操作至规定调峰深度350 MW必须在1.5 h内完成。

机组减负荷至600 MW时，由于四抽压力逐渐降低，此时将一台汽泵汽源由四抽切至辅汽供给。为节约厂用电，停运一台引风机，保留两台引风机运行。低加6疏水由低加疏水泵切至事故疏调，停运低加疏水泵。

机组减负荷550 MW时，将机组切为TF运行方式。调峰过程中，给水流量低，总风量低MFT保护不解除，因此，加强风量、给水流量的监视，防止保护动作，锅炉MFT。除空预器、SCR、低低温省煤器吹灰外，其余吹灰工作暂停。将四抽汽源汽泵切出运行，保持在3 000 rpm备用状态。水煤比、给水主控手动，手动调整给泵转速控制给水流量。保持水煤比、中间点温度、主汽温、再热汽温正常。确认疏侧361阀前电动隔绝门关闭，试开361A、361B、361C正常。

机组减荷至450 MW时，减负荷过程中注意凝结水母管压力，将凝泵变频切至压力控制，以保证小机密封水压力正常[2]。

将给水由主路切换到小旁路。开启炉过热器减温水省进总门，两路减温水并列运行。调峰机组视煤量、磨煤机振动情况停运一台磨煤机，三磨运行，保证一台备用磨暖磨备用，但暖磨风量不得超过30 t。

机组减荷至400 MW，开启361A/B/C阀前电动门，略开361A至5%暖管备用，调峰过程中如转湿态后按需投运。

机组减荷至350 MW，高加3疏水压力与除氧器压力差小于0.3 MPa时，高加3疏水切至凝汽器。两台机辅汽联箱压力设0.7 MPa，检查辅汽联箱冷再进汽调开度不大于80%，否则提高邻机辅汽压力。

2.3 低负荷运行阶段

低负荷时蒸汽流量低，严密监视高压缸12级后蒸汽温度，大于450 ℃时应立即加负荷增加蒸汽流量，及时带走鼓风摩擦热量。随着炉膛温度下降，煤量不变时负荷会逐渐下降，及时调整燃料量，同时注意锅炉各受热面壁温变化。低负荷时加强氧量监视，控制氧量小于7%，必要时切除送风自动，及时调整总风量，减小风量对锅炉燃烧的影响[3]。

低负荷期间排烟温度大幅变化，应通知灰硫值班人员加强监视FGD和除尘系统运行工况调整监视。维持负荷稳定，监视各参数正常。

2.4 升负荷阶段

接调度深度调峰结束指令开始操作至500 MW必须在1 h内完成。

在TF方式下升负荷至400 MW，待高加3汽侧压力和除氧器压力压差大于0.3 MPa，将高加3疏水由事故疏水切至除氧器。

升负荷至450 MW时，将给水旁路切至主路运行，关闭炉过热器减温水省进总门。

升负荷至500 MW时，启动第四台磨煤机（视煤量、磨煤机振动情况、汽温差和壁温情况可提前启动），将四抽汽源小机并入系统。

升负荷至550 MW时，并入第三台入引风机。将机组运行方式切至CCS，按调度要求投入AGC。低加6疏水由事故疏调切至低加疏水泵。将辅汽汽源小机由辅汽切至四抽[4]。

3 数据分析

从表1中可以看出，句容发电分公司1号机组7次深度调峰结果均满足电网需求，最低负荷深度350 MW，在不投油的情况下机组各项运行参数控制在正常范围内，未发生环保超标的情况。

4 注意事项

（1）低负荷期间炉膛温度较低，加强锅炉氧量的监视控制，必要时解除送风自动，控制锅炉氧量不大于6%，发现氧量不正常升高或负荷下降，及时投油助燃。

（2）加减负荷时主辅给水切换、给泵切除退出等操作时防止给水流量波动，水煤比失调，主汽温度波动较大。

（3）深度调峰时随负荷炉膛温度下降，及时调整燃料量，防止压力负荷过调，必要时投运油枪恢复锅炉燃烧强度。

（4）防止负荷过低造成高压缸12级后蒸汽温度有上升。

（5）小机汽源切至辅汽时充分疏水，防止进汽温度短时大幅下跌。

（6）监视各受热面壁温正常，加强主机轴封系统监视。

（7）因低负荷氧量大，注意监视环保指标排放不超标。

（8）升负荷不能太快，防止锅炉受热面超温运行[5]。

5 结语

从目前看，1 000 MW发电机组深度调峰已成常态化操作，句容发电分公司1号机组几次深度调峰过程顺利，各项参数均满足电网需求，可为其他机组深度调峰提供了一定的借鉴作用。

深度调峰最低稳燃负荷均是由燃用设计煤种条件所决定的。当煤种频繁变化、混合不均时水煤比容易发生大幅度变化，致使主、再热汽温大幅波动，水冷壁甚至出现超温状况，严重时在低负荷下难以稳定运行。此外，度调峰过程中随着燃料的逐渐减少，锅炉内温度的逐渐降低，燃烧工况会愈发恶劣，极易产生锅炉灭火的危险，因此，下一步要加强低负荷下配煤技术的研究，确保锅炉在低负荷下安全稳定运行。

[参考文献]

[1]句容发电分公司.1、2号机组深度调峰安全技术措施[EB/OL].（2017-09-04）[2018-11-30].http：//www.sohu.com/a/169345757_722664.

[2]王刚.1 000 MW超超临界火力机组深度调峰研究[J].电工文摘，2017（6）：8-10.

[3]王金飞，王松.1 000 MW超超临界火电机组深度调峰研究及应用[J].徐州华润电力有限公司，2018（5）：30-32.

[4]赵竣屹，孟江丽.大机组深度调峰运行的可靠性与经济性研究方式的探讨[J].山西电力，2005（4）：27-28.

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