1000 MW超超临界机组深度调峰安全性分析及运行控制策略

吴海粼 丁湧

[摘    要]随着新能源比重不断上升，大型火电机组深度调峰将成为运行常态。文章以某电厂1000 MW机组为例，分析深度调峰运行中机组存在的安全风险，结合实际运行经验提出了相应运行控制策略，为1000 MW火力发电机组参与深度调峰提供了一定的借鉴。

[关键词]1000 MW超超临界机组;深度调峰;控制策略;低负荷运行;安全性分析

[中图分类号]TM621 [文献标志码]A [文章编号]2095–6487（2021）11–0–03

Safety Analysis and Operation Control Strategy of Deep Peak

Shaving of 1000 MW Ultra Supercritical Unit

Wu Hai-ling， Ding Yong

[Abstract]With the increasing proportion of new energy， deep peak shaving of large thermal power units will become the normal operation. Taking a 1000 MW unit of a power plant as an example， this paper analyzes the safety risks of the unit in deep peak shaving operation， and puts forward the corresponding operation control strategy combined with the actual operation experience， which provides a certain reference for 1000 MW thermal power unit to participate in deep peak shaving.

[Keywords]1000 MW ultra supercritical unit; deep peak shaving; control strategy; low load operation;safety analysis

近年國家绿色发展转型，大力推动新能源发展，风、光能源占比逐年提升。根据中电联发布的数据显示，截至2020年底，全国全口径火电装机容量12.5亿kW、非化石能源发电装机容量合计9.8亿kW，占总发电装机容量的比重为44.8 %，比上年提高2.8 %。煤电装机容量10.8亿kW，占比为49.1 %，首次降至50 %以下。

随着电力容量的逐步增大和清洁能源比重的逐渐提高，电网的峰谷差将日益增大，电力市场对火电调峰能力提出了更高要求，大机组长期深度调峰运行将成为常态。开展大机组深度调峰运行的安全性和经济性研究和分析具有重要意义。现以某电厂1 000 MW超超临界机组为例研究，分析深度调峰过程中存在的安全风险，制定低负荷运行的控制策略，提高调峰机组的安全性和经济性。

1 概述

某电厂两台1 000 MW机组，锅炉为东方锅炉厂生产的超临界参数变压直流锅炉，一次再热，单炉膛，前后墙对冲燃烧方式，尾部双烟道结构，采用挡板调节再热汽温，固态排渣，平衡通风Ⅱ型炉，其型号为DG3035/29.3-Π1。锅炉点火方式为等离子点火方式，配置于两台底层燃烧器上，每层燃烧器有8只等离子，对应8个燃烧器。制粉系统为6台正压直吹中速磨煤机，脱硝系统采用尿素作为为还原剂。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、十级回热抽汽、凝汽式汽轮机，其型号为N1052-28/600/620。给水系统配置100 %容量汽动给水泵及100 %容量高加。发电机为哈尔滨电机厂生产的三相交流隐级式同步发电机，其型号为QFSN2-1169-2。励磁方式为静止自并励，冷却方式为：水氢氢，厂用电为10 kV及380 V两个电压等级。

2 低负荷运行的安全性分析

2.1 锅炉侧设备深度调峰存在的安全风险

2.1.1 锅炉燃烧恶化

机组负荷降至500 MW以下，进入炉内燃烧的煤量相应减少，炉内热负荷降低，炉膛温度下降，煤粉着火条件及燃烧稳定性变差。若发生制粉系统、引风机、送风机等设备故障或者炉膛掉大焦都将对炉内燃烧造成较大影响，甚至灭火停机。

2.1.2 锅炉水平烟道及尾部烟道积灰

低负荷工况，炉内风量减少，烟速下降，烟尘沉积在炉内水平烟道及后烟道中。然而，为确保炉膛安全，低负荷工况禁止进行炉膛吹灰。锅炉长期低负荷运行将导致炉膛结焦、水平烟道、后烟道烟尘堆积，影响炉内换热，提高了排烟温度，降低了锅炉效率，也易造成锅炉壁温超温。

2.1.3 空预器积灰及低温腐蚀

过量的NH3与烟气中的SO3反应生成硫酸氢氨。硫酸氢氨在147-350 ℃温度区间呈熔融状态，是一种黏度极高的物质。当它在空预器内遇冷后，黏附于空预器的换热元件表面，黏住烟气中飞灰颗粒，导致空预器换热元件通道堵塞，空预器前后差压增大。低负荷运行锅炉排烟温度低，易在空预器冷端形成低温腐蚀。

2.1.4 一次风机抢风或喘振

低负荷工况下，空预器积灰堵塞，减少了一次风机通道面积或者低负荷工况仅投运三套制粉系统，一次风通道面积减少，从而引起一次风机抢风或者发生喘振。

2.2 汽机侧设备深度调峰存在的安全风险

2.2.1 轴系振动变大

随着机组负荷下降，尤其是冬季，凝汽器真空提高显著。当真空值过高时，可能导致汽轮机动静摩擦，汽轮机轴系振动增大，影响机组安全。

2.2.2 给水流量波动

深度调峰中，小机正常汽源四抽无法满足小机供汽要求，需切换至启动汽源辅汽或者备用汽源冷再。由于辅汽或冷再与四抽存在较大的压力差和温度差，操作不当时会导致小机流量异常。

2.3 电气侧设备深度调峰存在的安全风险

2.3.1 发电机进相，静态稳定性下降

发电机进相深度超过稳定值，静态稳定性下降，可能造成发电机运行失稳，定子端部温度上升。

发电机进相运行还将导致厂用电压下降，各电气设备电流增加，设备发热，长时间运行导致设备损坏。电压下降较大时，可能引起低电压电气设备保护动作，事故扩大。

2.4 深度调峰导致环保超标风险

低负荷工况，炉内温度下降，脱硝催化剂反应活性下降，脱硝效率下降。制粉系统配风不良，炉膛火焰中心上移，NOX生成相对增加。监视不到位、调整操作不及时，可能导致环保参数上升。

3 深度调峰的运行控制策略

3.1 深度调峰前的工作准备

3.1.1 提前吹灰并投运等离子系统

深度调峰运行中进行锅炉吹灰极有可能造成锅炉燃烧不稳，甚至锅炉灭火。因此，深度调峰时锅炉不进行吹灰操作。为防止锅炉结焦严重，保证机组正常运行，在负荷降至500 MW之前，要根据锅炉结焦燃烧情况进行锅炉吹灰。中负荷吹灰，可视燃烧稳定情况，投入两层等离子运行，稳定锅炉燃烧。

3.1.2 入炉煤煤质管控

运行人员掌握上煤及煤质情况，根据燃煤耗用及原煤仓存煤情况，合理安排上煤，确保深度调峰期间燃用合格燃煤。要求输煤系统上干煤，避免发生原煤仓、给煤机堵煤，制粉系统断煤情况。

为了保证深度调峰期间燃烧稳定，应用挥发相对较高、易于着火的低硫燃煤。合理安排配煤掺烧工作，防止锅炉结焦。

3.2 深度调峰升、降负荷的操作及注意事项

机组负荷降至500 MW以下，应投入空预器连续吹灰，避免空预器积灰。机组负荷在400～500 MW工况，机组AGC正常投运，机组负荷率按照正常升降负荷率控制。此时，机组保持四套制粉系统运行，炉内火焰充满度相对较高，锅炉燃烧稳定，较大的变负荷率不影响机组安全性。当负荷降至300～400 MW，仅投入三套制粉系统运行，根据炉内燃烧工况适当降低机組变负荷率，避免负荷变动块，导致燃烧不稳，影响机组安全性。

低负荷工况下制粉系统启停的控制要点在于煤量、水量、风量变化的稳定，逐步平稳增、减给煤量、水量、风量，避免出现的突增突减情况，造成水冷器、过、再热器壁温超限或者炉内燃烧工况突然恶化情况。在机组升降负荷、启停制粉系统时应密切关注锅炉掉焦情况，做好防止锅炉掉焦造成水冷壁壁温超限及分配集箱进口温度高的调整措施。

3.3 深度调峰安全稳定运行及管理的控制策略

3.3.1 提前完成机组定期工作

深度调峰期间，禁止安排对锅炉燃烧有影响的定期试验工作，并减少一切不必要操作，各项操作必须升级管控，必要的定期工作应提前安排。

3.3.2 提高锅炉深度调峰稳燃能力

深度调峰期间，根据给煤量控制磨煤机风量，严格控制磨煤机风煤比，防止一次风量过大造成燃烧器脱火以及防止一次风压过低造成一次风管积粉。调整磨煤机煤粉细度、提高磨煤机出口温度，强化炉内燃烧。开展氧量调整，合理配风，确保煤粉燃尽;加强燃烧监视，发现燃烧不稳、火检强度低、炉膛负压波动大等情况，及时增投等离子稳燃。

3.3.3 控制环保参数不超标

SO2、烟尘排放总量和浓度是随着机组负荷、入炉煤量变化而变化的。通过燃用热值高、低硫煤以及指标精细化调整来降低SO2、烟尘的产生，能够达到SO2、烟尘达标排放。

脱硝系统中总计3个NOX测点，其中脱硝反应器前后各布置一个测点，第三个测点布置于烟囱前。3个测点依烟气流程分别经过脱硝反应器后剩余的NOX，以及对外排放的NOX。第一个NOX数值反映锅炉燃烧产生NOX的量，其控制要点在于通过优化制粉系统配风、降低火焰中心等措施抑制NOX的产生，减少尿素用量。第二个NOX数值反映了脱硝反应器的效率，其控制要点在于控制好尿素热解炉内的温度和脱硝反应器处的烟温。由于机组负荷低，尿素热解炉入、出口温度随负荷降低而降低，及时关小气气换热器旁路调节门并启动热解炉入口电加热，控制热解炉入口温度大于450 ℃，出口温度350～400 ℃，确保脱硝系统正常运行。同时，通过投运0号高加等措施提高排烟温度，控制脱硝反应器内烟气温度在300～430 ℃，避免生成硫酸氢铵堵塞脱硝催化剂、空预器等。第三个NOX数值反映了对外排放量，是环保外排的依据。由于其与第二个测点相距较远，第三个测点实际显示NOX数值滞后第二个测点约3 min左右，因此对启停制粉系统快速产生大量NOX的要超前控制，避免NOX排放瞬时超标。

3.3.4 预防发电机进相运行

机组低负荷发电机进相运行时，应加强发电机极端电压、定子电流、发电机线圈温度、无功等参数监视，发现相关参数达到限值，应及时手动调节无功功率，增加励磁，防止发电机超过其允许进相运行范围。

机组低负荷运行时，维持10 kV段母线电压、380 V低压母线电压正常，及时增加励磁，避免同时启动10 kV等大容量设备，导致母线电压瞬时下降，10 kV、380 V电器设备跳闸，事故扩大。

3.4 调峰的深度及运行方式选择

3.4.1 制粉系统的运行方式

三套制粉系统运行能够确保机组负荷在400～500 MW工况稳定运行，但制粉系统出力裕度已不足。若此时发生制粉系统断煤、堵煤等事件，将影响机组出力，甚至机组安全。因此，机组负荷在400～500 MW宜保持四套制粉系统运行。当机组负荷降至400 MW以下时，宜保持三套制粉系统运行且制粉系统不允许隔层运行，否则炉内热负荷分散，导致燃烧恶化。

为了避免低负荷一次风用量少，导致一次风压高，出现风机抢风或喘振等不稳定工况，宜打通一台备用磨煤机进、出口风门通风，降低一次风压。

3.4.2 循环水系统的运行方式

随着机组负荷降低，机组真空逐渐提高。考虑到机组经济性和安全性，可采取双背压切为单背压、停运一台循环水泵或者调整冷却塔配水等措施，适当降低真空，避免真空原因导致机组振动增大。

3.4.3 机组干湿态的转换

当机组负荷降至300～330 MW时，机组处于“干态”“湿态”边缘，若需要长时间维持此负荷区间运行，宜维持机组在“湿态”运行，尽量避免在“干”“湿态”间频繁转换，造成不稳定工况。

4 结束语

通过开展1 000 MW机组深度调峰运行研究，分析了锅炉、汽机、电气、环保等方面存在的安全风险，提出了相应运行控制策略，在实际应用中取得较好成效。然而，随着新能源占比持续提升，1 000 MW机组仍需开展灵活性改造，才能更好地适应未来的电力发展和形式。

参考文献

[1] 蒋欣军，王安，徐卫，等.1000 MW超超临界机组循环水系统低负荷优化提效研究[J].电站系统工程，2021（1）：82-84.

[2] 侍述成，孙强，尹海鹏.国产1000 MW超超临界机组脱硝系统控制优化技术研究[J].电力科技与环保，2020（1）：60-62.