1000 MW 火电机组深度调峰工况下的分析与应对

郭于晖

（广东粤电靖海发电有限公司，广东揭阳 515223）

0 引言

国家发改委、国家能源局印发的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》中要求在第十三个五年规划期内，拟完成火电机组机动性改造（含燃料机动性性改造）2.2 亿千瓦，提升电力系统调节能力4600 万千瓦。改造后的机组最小出力达到额定容量的30%～40%，要求一些电厂可以达到国际领先水平，机组不投入稳燃时，机组最小出力应能达到20%～30%。火力发电机组在深度调峰运行时，对于机组的汽机、发电机和锅炉的稳定性、安全性都提出了更高的要求。

1 设备概况

某公司3#、4#汽轮机为超超临界，一次中间再热N1000-25.0/600/600 型汽轮机。发电机为QFSN-1000-2-27，发电机的额定电流为23 949 A，额定电压为27 kV，额定励磁电压为445 kV，额定励磁电流为5173 A。

2 深度调峰运行工况中存在的风险

2.1 低负荷运行，锅炉燃烧恶化

机组在低负荷运行时，因外界所需能量减少，锅炉主控会开始降低给煤量，从而使得燃烧稳定性变差，燃烧器火检会变得不稳定，煤层失去火检跳闸后，锅炉的燃烧工况变化十分剧烈，若处理不妥当极易造成锅炉MFT（Main Fuel Trip，锅炉主燃料跳闸）。

2.2 空预器堵塞和低温腐蚀及脱硝效率下降

本厂规定SCR 脱硝反应器的入口温度应＞290 ℃，且＜410 ℃，当机组负荷降至400 MW 时，进入SCR 脱硝装置的烟气温度会随着燃烧恶化的影响而降低，催化剂的反应活性持续降低，尾部烟道的排烟中的SO2与所喷出的NH3产生化学反应生成硫酸氢铵，而冷凝后的硫酸氢铵呈现出高黏性，从而使得空气预热器的换热波纹板发生脏堵，造成换热效果下降。若尾部排出烟气温度过低，空气预热器换热波纹板的金属温度也随之下降，与有硫酸蒸汽的尾部排汽相遇，因为换热波纹板温度不高于硫酸蒸汽的露点，使得换热波纹板表层结上硫酸露并腐蚀换热波纹板。

若某一侧SCR 脱硝反应器进口温度降低到290 ℃以下时，此时该侧的脱硝会跳闸，引发NOx时均高于超低排放值50 mg。

由于本机组采取的是干式排渣的方式，炉底会有大量的排渣入口门和检修窗口。在燃烧含灰分量大的煤种情形下，输送钢带上通常会有较大块的煤渣，检修人员会经常性打开排渣门进行捅渣，炉膛底部可能漏进不必要的冷风参与燃烧。这极大提高了尾部烟道的排汽温度，并使得引风机的运行电流大大提升。

2.3 快速减负荷过程中所引起的省煤器汽化

因本厂为双列高加布置，在进行大幅度快速减负荷的过程中，给水流量大幅度减少，出口温度仍然维持在较高温度，这使得给水温度也同样维持在一个较高温度。此时，若给水温度达到省煤器进水压力下的饱和温度，且汽压快速下降，可能造成进入省煤器内的工质汽化，造成减负荷闭锁。

2.4 机组长期在低负荷运行时，屏式过热器出现超温现象

当机组长期低负荷运行时，通常为3 台磨煤机工作。在这3 台磨煤机的运行过程中，进入炉膛内参与燃烧的风量始终是有限的，无法顺利带走炉膛内的烟气，导致屏式过热器易出现温度过高的现象。

2.5 给水泵再循环投运的控制

在机组低于40%的负荷运行时，对应的给水流量将会大大降低。此时，若给水泵的最小流量再循环阀未能及时打开，将使给水泵出口流量小而造成汽蚀。但如果最小流量再循环阀开得过快或再循环法严密性不足，会造成给水流量的波动，甚至造成给水流量大幅减少至MFT 动作保护值，发生机组跳闸。

2.6 给水泵供汽汽源切换注意事项

汽动给水泵采用四段抽汽方式供汽，其备用汽源为冷再蒸汽和辅汽。机组处于深度的调峰运行中，四段抽汽的压力大幅度下降，不再满足给水泵正常工作的需求，此时给水泵切换阀自动将四抽汽源转至冷再蒸汽供。若切换阀异常导致切换不当，会使给水泵出力发生波动，给水流量也随之波动。

2.7 给水泵出力超出低负荷下给水流量需求

在深度调峰工况下，若同时运转2 台汽动给水泵，汽动给水泵的转速与机组效率成正比，当转速随着负荷降低而降低时，机组效率也随之降低。但若采用单台汽动给水泵来对系统供水时，其转速也必然随之上升，这样既能够提高汽动给水泵的运行效率，又使得机组的经济性得到提升。

2.8 发电机进相运行能力

低负荷工况下的发电机组可能变为进相运行，发电机的端部位置漏磁上升，导致发电机定子端部温度升高。由于励磁系统中电流的减少和其对系统无功的吸收会使得端电压下降而导致厂用电电压的下滑，电流上升，导致用电设备发热，长时间运行时会对设备绝缘造成损坏，甚至造成发电机失步运行或发生系统振荡。

3 深度调峰中的运行调整

3.1 加强锅炉在低负荷工况下的燃烧能力

（1）当机组降至400 MW 以下时，尽快对等离子拉弧，确保燃烧的稳定性。

（2）调整制粉系统的搭配运行方式在改善锅炉燃烧环境起着至关重要的作用，分散的制粉分配相较于集中燃烧对锅炉燃烧稳定性是反作用的。因此在深度调峰工况下，在保证底层磨稳定燃烧的情况下，应提高中层磨的给煤量，同时尽量避免制粉系统隔层燃烧。

（3）煤粉的粗细决定了煤粉进入锅炉后何时着火，在煤粉浓度一致的情况下，调整旋转分离器的转速以提高煤粉的细度，使得煤粉更容易点燃燃烧。

（4）一次风风量的大小对煤粉的着火稳定性起着关键作用，若一次风的风量过大，有可能导致炉膛灭火；若一次风风量过小，煤粉将会堆积在粉管内部，使得粉管堵塞着火发生。因此，一次风的风量应维持在100～110 t/h。

3.2 提高炉膛烟气温度，减少低温腐蚀及提高脱硝效率

（1）调整再热器烟气挡板的开度。深度调峰时可将再热器烟气挡板开度提高，并减少省煤器烟气挡板开度，让更多烟气从再热器流过，提高尾部烟气的温度，从而使得与SCR 脱硝反应器反应的烟气温度升高。

（2）燃尽风开度若是过大，会使得炉膛火焰中心整体降低，从而使尾部烟道的烟温偏低。在深度调峰运行时，应当根据管壁沿程温度的变化和尾部烟道烟温的变化及燃烧情况收低燃尽风风门的开度，将燃烧中心抬高。

（3）炉底干排渣漏入的冷风，使得锅炉中的过量空气系数过高，低温腐蚀的程度将大大提升。在保证锅炉安全燃烧的前提下，应适当降低锅炉中的过量空气系数，降低氧量，减少硫化物的生成，从而降低低温腐蚀。

3.3 省煤器汽化的处理

在减负荷过程中，应实时关注煤水比，防止在减负荷过程中因先控投入的缘故煤水比出现大幅度波动，导致汽温和汽压大幅波动，而出现省煤器汽化现象造成减负荷闭锁。在先控模式控制不好的情况下，应及时退出先控模式，必要时将机组切至TF 模式来控制煤水比。

3.4 屏过超温现象处理

在深度调峰运行中，3 台磨煤机运行出现屏过超温的现象时：①在确保磨煤机安全运行的前提下，可酌情降低中层磨煤机的出力，加大底层磨煤机的出力，使得火焰中心保持在一个适当的高度；②加快磨煤机动态分离器转速，让煤粉浓度更细，从而使煤粉能够提前燃烧以保证火焰中心高度；③根据炉膛燃烧情况具体分析，可适当开大燃尽风门开度，将火焰中心高度压下来，以降低屏过温度；④在保障燃烧安全的前提下，适当手动加大送风机动叶。

3.5 给水泵再循环投运条件

投送条件有5 个：①负荷≥500 MW，给水泵最小流量再循环调节阀原则上是不允许打开的；②当给水泵流量低至650 t/h时，此时应该手动开启给水泵最小流量再循环调节阀，将给水泵流量控制在650～700 t/h，小机转速不得低于3400 r/min；③假设第一台汽泵再循环调节阀开度＞80%时，再循环流量仍然不能满足需求时，才允许开启第二台给水泵再循环调节阀；④给水泵流量在450 t/h 时，最小流量再循环调节阀对开至50%左右，流量为400 t/h 时，最小流量再循环调节阀开至100%；⑤当给水泵流量＜350 t/h 时，且最小流量再循环调节阀开度低于80%时，将触发给水泵跳闸保护。

3.6 给水泵供汽汽源的切换

当负荷下降到约40%定压的额定负荷或15%滑压的额定负荷之下，调节阀开度＞95%，汽动给水泵的功率需求仍然比四段抽汽流量要大的情形下，此时切换阀将会自动开启，将再热冷段蒸汽接入，通过切换阀后，进入汽动给水泵进行做功。再热冷段的压力随着负荷的降低而降低，若再热冷段蒸汽的压力无法满足汽动给水泵的功率，应适当的将压力偏置设低，并打开辅助蒸汽供汽动给水泵用汽电动门，将汽动给水泵用汽切至辅汽供给。

3.7 满足给水流量的前提下，单台给水泵运行

深度调峰时，给水泵在自动控制模式下，转速下降至2800 r/min后给水泵出力无法继续下降。此时，应及时将一台给水泵的出口电动门切至手动模式缓慢关闭，并时刻留意另一台给水泵的转速上升且给水流量趋于稳定，无大幅度波动。为避免重复冲转给水泵，在给水泵出口电动门完全关闭后，维持解列给水泵的转速在2800 r/min。在此期间要严密监视此给水泵的排汽温度，当排汽温度≥100 ℃时，排汽管喷水减温系统应自动投入运行，否则应手动开启投入；当温度≤65 ℃时，排汽管相应喷水调门和电动门应自动关闭。

3.8 发电机进相能力

（1）进相运行时发电机需满足：励磁系统处于正常自动运行状态，励磁系统故障保护压板投入，失磁保护投入，励磁系统自动调节器运行正常无报警信号发出，机组PSS 及机组失步解列功能正常投入。

（2）进相工况下应当密切监视：严密监视发电机电压、电流、功率、励磁系统电流和电压、厂用电电压、转速、绕组温度、铁芯温度、氢压、风温、定冷水压水温、轴系振动等重要参数。

（3）3#、4#机组进相运行限制条件：①500 kV 母线电压维持在520～540 kV；②6 kV 母线电压维持在5.7～6.5 kV；③380 V 母线电压维持在361～410 V；④发电机端电压应在24.3～28.3 kV；⑤定子电流不应超过额定标称值23 949 A；⑥转子电流不应超过额定标称值5173 A；⑦发电机冷却需正常，温升正常；⑧发电机组轴系振动在正常范围内，不超过报警值。

4 结论

深度调峰运行的首要条件和必需条件都是在机组能够安全运行的大前提下开展的。机组工作在深度调峰工况下，机组设备和系统基本上都处于最低工作出力状态，此种方式要求运行人员通过风、煤、水及调峰过程中关键参数的精细调整，同时对关键参数做好各方面的预调整，并根据经验做出总结，最终保障机组和电网的安全和稳定运行。