1 000 MW超超临界二次再热机组深度调峰技术探讨

摘

要：火电机组参与电网的深度调峰已成为了常态，但1000MW超超临界二次再热机组在深度调峰时存在着一定的安全风险和技术难点。现结合运行经验，对雷州电厂1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术进行了探讨，为大容量二次再热机组深度调峰提供了参考。关键词：1000MW超超临界；二次再热；深度调峰

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引言目前，随着广东地区装机容量的不断增大，特别是核电和新能源的快速发展，火电机组肩负着重大的调峰任务，承受着更大的调峰压力。为了在竞争日益激烈的发电市场中立于不败之地，火电机组不仅要满足电网调峰的40%额定负荷需求，还必须具备更深度的调峰能力，避免机组因电网负荷低而被调停，从而减少机组启停费用，同时可以增收电网的调峰补偿费用。

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设备概况雷州电厂1000MW超超临界二次再热燃煤机组的锅炉型号为HG-2764/33.5/605/623/623-YM2，是哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的超超临界参数变压运行螺旋管圈+垂直管圈直流锅炉，为单炉膛、二次再热、双切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、露天布置的π型锅炉，配有6台正压直吹式中速磨煤机，从上到下分别为F、E、D、C、B、A层燃烧器，A磨设有微油点火装置。锅炉给水系统配置一台100%BMCR汽动给水泵，一台30%BMCR电动定速给水泵作为启动泵。汽轮机采用上海电气集团股份有限公司生产的型号为N1000-31/600/620/620的超超临界、二次中间再热、单轴、五缸四排汽、双背压凝汽式汽轮机。

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深度调峰存在的安全风险（1）锅炉燃烧不稳定。低负荷时由于煤量少，燃烧弱化，稳定性下降，煤种、风量、磨煤机出力等细小的变化都可能引起工况扰动，甚至造成灭火。（2）锅炉水冷壁超温。低负荷时锅炉空气动力场发生改变，燃烧容易发生偏斜，全为下层磨运行，火焰中心下移且集中，水冷壁容易超温。（3）脱硝入口温度降低。随着负荷降低，烟气温度下降，烟气量减少，导致脱硝入口温度降低。当脱硝入口温度低于300℃时，脱硝系统跳闸。（4）主汽压力下降过慢，综合阀位关闭过小，导致高中压调门关回，影响小机出力和高中排温度上涨，可能发生小机出力不足和高中排温度高切缸跳机等风险。（5）还可能存在高低加疏水不畅、大小机振动大、水煤比失调、磨煤机振动大、尾部烟道再燃烧、低温腐蚀等风险。3

深度调峰技术措施针对深度调峰时存在的安全风险点，必须制定相应的技术措施，以保证机组在深度调峰过程中能安全环保运行。3.1

深度调峰前的准备工作（1）提前更改上煤计划，上发热量相对偏低一点的煤，提高总煤量，防止低煤量磨煤机振动大和燃烧不稳，同时可以增加烟气量，提高脱硝入口温度。（2）将制粉系统倒为A、B、C磨运行，保持3台底层磨运行，保证燃烧的集中和稳定性。（3）试运微油和AB层油枪正常，保持良好备用状态。（4）暖投二次冷再供小机汽源，保证在热备用状态，全开汽泵再循环。（5）暂停锅炉本体吹灰，投入空预器连续吹灰。（6）暖投二次冷再供辅汽汽源，保证辅汽母管压力为0.8～1.0MPa，保证和大小机轴封和脱硝加热蒸汽压力温度正常，轴封电加热在热备用状态。3.2

深度调峰操作步骤及注意事项（1）接到总调令负荷从400MW降至350MW时，向总调申请退出AGC，在CCS方式下，将负荷下限设置为380MW（2号机为360MW），以每次5MW速度缓慢降负荷，待负荷降至380MW（2号机为360MW）时CCS协调自动切除，DEH切为初压模式，立即手动将DEH切为限压模式，在DEH上逐渐以每次5MW速度缓慢降负荷至350MW，注意降负荷热应力＞0，否则只能在初压模式下降负荷，一般情况下降负荷热应力都大于0。（2）在CCS协调下降负荷时需注意，总煤量下限为120t/h，汽泵转速低于2900r/min时闭锁降负荷，这时应解除CCS协调或者要求热工强制解除以上两个条件。解除协调后DEH自动切为初压模式，一次调频自动退出，应立即将DEH切为限压模式，然后在DEH上重新投入一次调频，检查负荷控制中心画面PFR显示为红色，表示为投入状态。（3）降负荷过程中注意监视主汽压力变化情况，控制主汽压力在12.5MPa左右，控制大机综合阀位＞70%，防止高压调门关回，影响小机出力和高排温度。在降负荷过程中为了让主汽压力及时下降，总煤量需要超调下降15t左右，待压力下降后再逐渐增加煤量到对应负荷350MW的总煤量。如果紧急情况压力上涨过快，可以通过提高过热度,减少给水流量来降低主汽压力，但必须注意防止水冷壁超温，最根本的还是需要减少总煤量以控制主汽压力下降。（4）降负荷过程中，加强高低加水位监视，当4号高加进汽压力与除氧器压差小于0.2MPa时，应将4号高加正常疏水倒至危急疏水，防止4号高加疏水不畅，高加水位高导致高加解列。当疏水倒为危急疏水时，应及时打开疏扩减温水。（5）逐渐提高磨煤机分离器转速为480r/min，提高煤粉细度，适当提高磨出口温度，减少磨风量，提高煤粉浓度，保证燃烧稳定，加强火检监视，如果燃烧不稳时及时投入微油（一支微油0.1～0.2t/h）和大油枪（一支大油枪1.2t/h）助燃，投入大油枪时注意及时调整总煤量或给水偏置（油枪热值不算在燃料量内，按照一支大油枪4t/h煤计算总燃料量），避免水煤比失调。同时注意磨煤机在低煤量时振动大，应适当降低加载压力和提高反作用力。（6）根据锅炉水冷壁温度调整过热度，适当抬高燃烧器摆角，提高火焰中心，同时提高二次风箱压力，根据前后墙水冷壁温度情况调整前后墙二次风箱压力和前后墙烟气再循环风压力平衡，避免产生燃烧偏斜或二次风刚性不足造成贴壁燃烧，造成水冷壁超温。（7）保持总风量在1450t/h以上，适当提高烟气再循环风量，但需注意A磨火检，增加烟气量，同时尽量维持主再热汽温在额定范围，保证高低加正常投入运行，从而提高脱硝入口温度，确保脱硝入口温度在跳闸值300℃以上。（8）检查小机转速在2400r/min以上，小机在DCS遥控方式，保证小机阀位和转速有调节裕量。如果小机阀位不够，应逐渐打开二次冷再供小机切换阀，保证小机进汽压力大于0.25MPa。加强对水煤比及储水箱水位监视，煤量与水量要匹配，防止水煤比失调。（9）加强凝泵振动监视，凝泵在低转速时振动偏大，及时调整变频控制振动在2.0mm/s以内。（10）加强深度冷却和烟气余热系统调整，控制深度冷却出口烟温在105℃以上，烟气余热入口温度在72℃以上，防止发生低温腐蚀。（11）适当降低大小机凝汽器真空，防止出现超极限真空，加强大小机振动监视。（12）空预器投入连续吹灰，加强对空预器电流和出口烟温的监视，避免尾部烟道再燃烧。（13）根据负荷曲线，负荷从350MW涨至400MW时，需提前逐渐增加总煤量，提高主汽压力，保证大机综合阀位在80%左右有涨负荷裕度，然后在DEH上逐渐以每次5MW的速度缓慢涨至400MW，投入CCS协调，将压力模式切为滑压，负荷下限设置为400MW，通过压力偏置将主汽压力控制在正常范围，向总调申请投入AGC。

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结语1000MW超超临界二次再热机组在深度调峰