330 MWCFB机组深度调峰操作方法的探究

蒋春雷，牛瑞雪

(辽宁沈煤红阳热电有限公司 a.发电运行部；b.营销部，辽宁 辽阳 111000)

330 MWCFB机组深度调峰操作方法的探究

蒋春雷a，牛瑞雪b

(辽宁沈煤红阳热电有限公司 a.发电运行部；b.营销部，辽宁 辽阳 111000)

针对2017年辽宁电网执行更为严格的辅助服务交易办法，辽宁沈煤红阳热电有限公司2×330 MW循环流化床机组在实践过程中将机组负荷由50%MCR阶段性降至30%MCR，并维持机组在30%MCR时能够长期安全稳定地运行。红阳热电在深度调峰过程中总结出给水调节、风量调节等调峰操作方法和注意事项，对标准化操作起到了指导性意义，同时对同类型机组的操作起到借鉴性作用。

深度调峰；循环流化床；负荷；给水泵

现今，我国北方地区热电联产火电及风电装机比重越来越高，个别省份已达70%，冬季供热及大风天气情况下供电矛盾日益突出。抽水蓄能电站建设规模和其他储能等调峰设施的建设跟不上系统调峰需求，造成电网运行方式僵化，调节能力不足，一些地区弃风、弃光严重，给电网运行和供热安全带来了较大的压力。

2017年，辽宁电网已启动实时深度调峰交易、火电应急启停调峰交易、跨省调峰交易、抽蓄超额使用辅助服务交易。各电厂在辅助服务交易中，如仍不参与深度调峰，不仅不能获得补偿，还将可能为此付出高额的分摊费用。

实时深度调峰交易采用 “阶梯式” 报价方式和价格机制，发电企业在不同时期分两档浮动报价，具体分档及报价的上下限如表1所示。

表1 辅助服务报价档位 元/(kW·h)

鉴于此，在2017年4月初，红阳热电积极采取应对措施参与电网深度调峰，深度挖掘机组的调峰能力。现在两台机组出力已能安全降至30%MCR，并总结了深度调峰的操作方法及注意事项。

1 机组简介

1.1 锅炉设备概述

红阳热电装机容量为2×330 MW。锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计制造的型号为HG-1125/17.5-L.MG46型循环流化床燃煤锅炉(锅炉主要技术参数如表2所示)，采用岛式布置、全钢构架、紧身封闭。锅炉采用亚临界参数设计、自然循环、单锅筒，整体布置为单炉膛、双布风板(即“裤衩型”)、一次中间再热，设计燃用煤矸石、煤泥、中煤、原煤的混合燃料固态排渣。锅炉主要由单炉膛、4个高温绝热旋风分离器、4个回料器、尾部对流烟道、8台冷渣器等部分组成。给煤系统设置4台称重皮带给煤机、4台埋刮板给煤机，采用16点给煤，炉前煤斗里的煤经皮带称重给煤机、刮板式给煤机送至位于炉膛两侧回料器的回料管线上，共16个给煤口，即每个回料器“一分二”的返料腿上分别有2个给煤点，给煤随循环物料一起进入炉膛。脱硫系统采用“石灰石—石膏”湿法脱硫。脱硝系统为SNCR(选择性催化还原法)，还原剂采用尿素溶液，脱硝喷枪分别设置在4个旋风分离器的入口烟道上[1]。锅炉主要布置形式如图1所示。

表2 锅炉主要技术参数

1.2 汽轮机设备概述

汽轮机是哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界、一次中间再热、高中压合缸、单轴、双缸双排汽、两级可调整抽汽凝汽式汽轮机，型号为CC275/N330-16.7/537/537/0.981/0.294。给水系统采用单元制，每台机组设置二台50%容量汽动调速给水泵，一台30%电动调速给水泵。

2 深度调峰前的准备工作

2.1 燃料的储备

1)深度调峰前应准备好含水量较小、发热量相对较高的燃煤，尤其要在雨季来临前做好燃料干燥的储备工作，避免水分大的燃料进入原煤仓造成煤仓蓬煤导致锅炉燃烧不稳[2]。

①炉膛；②尾部烟道；③分离器；④回料器；⑤风道燃烧器图1 锅炉布置形式

2)油罐储存适量0#轻柴油，以备锅炉在深度调峰期间因事故造成压火后重新点火启动。

2.2 炉侧调整及辅助设备的试运

1)深度调峰前试转锅炉供油泵，使油管道建立油压，稳定在3.0～4.0 MPa之间。燃油循环 1 h 后停运供油泵投备用。

2)深度调峰前做好锅炉油枪、点火枪进退试验，确认点火枪能够正常打火。对锅炉尾部烟道受热面及空气预热器进行一次全面吹灰。

2.3 机侧调整及辅助设备的试运

1)深度调峰前分别试转汽轮机交流润滑油泵、直流润滑油泵、高备泵、顶轴油泵及电动给水泵，试转正常后停运投备用。

2)深度调峰前保留单台循环水泵运行。将辅汽联箱至公用系统用户压力降低，避免低负荷锅炉暖风器投用时辅汽用气量大而导致汽动给水泵出力不足。

3)当机组负荷降低时，将给水泵小机汽源由四抽切至辅汽，切换前将辅汽压力降至1.0 MPa，切换时缓慢开启辅汽至小机电动门，严密监视汽泵转速和给水流量。如果汽动给水泵跳闸，及时启动电动给水泵运行并减负荷，控制汽包水位正常。

3 深度调峰的操作

3.1 机组负荷降至50%MCR的操作

1)当机组负荷减至165 MW时，将汽轮机高压阀门由顺序阀切至单阀运行方式。将机组协调控制模式由“炉跟机协调”切为“机跟炉协调”，升降负荷速率不更改，仍为3.1 MW/min[3]。

2)切换中压辅汽联箱进汽汽源，切至临机或本机再热冷段供给，中压辅汽联箱压力应高于0.6 MPa，低压辅汽联箱汽源根据运行情况而定。

3)锅炉保持双侧风机运行，尽量保持两侧风机出力均衡，两侧给煤量均衡。

3.2 机组负荷降至40%MCR的操作

机组负荷减至132 MW，应将冷再至小机高压调门前供汽管道进行暖管。机组负荷小于120 MW时，向省调申请解除AGC，手动减少给煤量，保持两侧床温偏差小于20 ℃，调整给煤机各给煤插板开度，使各给煤点给煤量均匀，锅炉前后墙床温偏差小于20 ℃，同时注意调整锅炉两侧分离器出口烟温偏差。

3.3 机组负荷降至30%MCR的操作

1)机组负荷小于110 MW时，保留一台汽动给水泵A运行，另一台汽动给水泵B转速降至3 000 rpm，保证B汽泵再循环全开，关闭B汽泵出口门备用。负荷进一步降低，如果A小机低压进汽调门开度过大，可将B汽泵转速降至1 800 rpm。

2)锅炉负荷降至接近30%MCR时，汽包水位控制将自动由三冲量调节切至单冲量调节，此时需解除自动给水，手动控制汽包水位并关闭再热器减温水。

3)汽轮机高低压旁路系统进行暖管备用，投入后注意控制高旁后温度320 ℃左右，但与高排温度差值应小于30 ℃；低旁后温度小于110 ℃。投入旁路系统后注意监视机组TSI各参数的变化，发现异常时须停止操作并恢复。

在整个降负荷期间，只滑降主蒸汽压力，主汽压力按汽机滑压运行曲线调整，维持12.0 MPa。尽可能保证主再热蒸汽温度稳定，保证蒸汽过热度在正常范围内。

整个降负荷过程中由于辅汽压力降低，应注意A小机进汽压力是否够用，适当减少锅炉暖风器进汽，但同时必须保证空气预热器入口侧二次风温大于40 ℃，以免因低负荷期间锅炉排烟温度小于110 ℃给布袋除尘器带来的损伤及空气预热器的低温腐蚀。

降负荷过程中保持锅炉两侧风机运行，锅炉总风量始终大于30%额定总风量[4]，一次风量大于最低流化风量，禁止缺氧运行，过量空气系数保持在1.2左右，尽量提高炉膛温度，当引风机变频指令最小时可关小引风机入口调节挡板，使引风机电动机变频器可在自动调节区域调节。

4 深度调峰的注意事项

4.1 受热面热偏差

深度调峰期间锅炉燃烧减弱，受热面管屏在工质侧因蒸汽流量低，管屏内的流量偏差加剧[5]；在燃烧侧，炉内温度场分布不均匀，热负荷偏差增大；在烟气侧，因烟气流量低，炉内火焰充满度差，使烟气侧偏差加剧。各种偏差叠加，使管屏出口蒸汽温度偏差加大，同时炉内受热面壁温裕量降低，局部管子可能超温。所以，调整两侧床温、前后墙床温偏差小于20 ℃，对降低受热面偏差起到至关重要的所用。同时，注意监视受热面金属壁温在规定范围内，控制蒸汽管道两侧出口汽温偏差小于28 ℃。

4.2 循环流化床热惯性影响

深度调峰期间燃烧操作调整要平缓，不得大幅度调整，同时应考虑循环流化床锅炉蓄热因素带来的影响。调整主再热蒸汽温度要缓慢、有预见性，过热蒸汽温度主要依靠过热器的两级减温水调节，同时兼顾调整两级中温过热器出口管壁温度。再热蒸汽依靠尾部烟道布置的烟气挡板进行调节。调整期间保证主再热蒸汽温度差小于15 ℃。负荷调至越低时，操作应该越缓慢。

4.3 汽包水位控制

机组负荷降至30%MCR前，可执行汽包水位自动调节；但当机组负荷需降低至30%MCR时，需及时解除汽包水位自动调节，因该机组30%MCR时汽包水位控制将自动由给水三冲量切换至单冲量控制，如不解除给水自动，汽包水位控制在30%MCR左右时将会反复在三冲量与单冲量间进行切换，造成汽包水位调整失稳，甚至诱发更严重的事故[6]。

注意控制小机的转速及汽动给水泵再循环调门开度，保证给水泵入口最低流量。两台汽动给水泵并列运行时，小机转速、流量、出口压力尽量控制一致，防止给水泵出力不一致而出现抢水情况，引发水位事故，尽可能保证汽源压力稳定；当汽动给水泵控制失稳时，及时启动电动给水泵进行调整。

4.4 低负荷下脱硝控制

深度调峰期间，锅炉床温、分离器入口烟温均下降，SNCR反应温度在850～920 ℃有良好的效果。当机组负荷降至30%MCR时，锅炉分离器入口温度仍有850 ℃左右，尿素溶液能够良好的反应，脱销效率能够满足环保要求[7]。但在操作过程中，尤其是负荷降低并接近30%MCR时，锅炉减煤减风更应该缓慢，尽量保证锅炉床温稳定，避免大幅波动，并严格监视氨逃逸数值，发现氨逃逸上升，及时调整。

4.5 化学指标监督

深度调峰期间，化学运行人员应加强水汽指标的化验、监督工作。重点化验监督炉水pH值、电导率、炉水电导率及溶解氧等。

给水、炉水电导率或溶解氧超标时，应及时调整，并及时联系增大连排开度、增加锅炉定排次数，使水汽指标在短时间内恢复正常。

做好手工试验与在线仪表示值的比对分析，发现在线仪表示值异常时，应及时处理。在线仪表故障期间，必须严格按规定时间进行手工化验监督。

4.6 加强监盘操作规范及巡回检查

深度调峰期间，加强巡检，对机组进行全面检查，加强对主机轴封、低压缸排汽温度、主机振动、胀差、轴向位移、各加热器水位等参数的监视。

在小机汽源切换过程中，特别是当四抽至小机电动门和辅汽至小机电动门同时开启时，应注意除氧器压力变化，避免出现除氧器压力异常对小机运行造成影响[8]。

机组低负荷运行时，汽机阀位较小，机组振动和低压缸膨胀容易增大，一旦机组跳闸，再次启动时注意轴封蒸汽和金属温度匹配，主汽温度和调节级金属温度匹配，避免造成大轴弯曲事故。

5 结 论

通过在两台机组上进行深度调峰试验，红阳热电总结出330 MWCFB机组深度调峰的操作方法，目前两台机组负荷降至30%MCR后，在不投油的前提下仍然能够非常稳定地运行，且机组各项参数稳定。通过辅助服务交易已经获得了可观的价格补偿，得出的深度调峰操作方法及注意事项对今后红阳热电的标准化操作起到了指导性意义，同时对国内其他同类型机组深度调峰起到了借鉴性作用。

[1] 汪佩宁,蔡润夏,柳成亮,等.300 MWe节能型循环流化床锅炉的设计与运行[J].沈阳工程学院学报：自然科学版，2016，12(4)：308-313.

[2] 邢振中,冷 杰,张永兴,等.火力发电机组深度调峰研究[J].东北电力技术，2014(4)：18-23.

[3] 齐建军,廉俊芳,赵志宏.600 MW火电机组深度调峰能力探讨与经济安全性分析[J].内蒙古电力技术，2013，31(4)：51-53.

[4] 王福才，李瑞光，刘 爽.大型循环流化床锅炉低风量冷态启动实践研究[J].沈阳工程学院学报：自然科学版，2016，12(2)：122-125.

[5] 杨学良.300 MW机组深度调峰存在的危险及防范[J].电力安全技术，2009，11(9)：10-12.

[6] 张 莉,刘亚琴,吕立霞,等.蒸汽锅炉低负荷运行对水动力可靠性的影响[J].大连大学学报，2005，26(2)：20-23.

[7] 杜鹏飞,白 杨,李竞岌,等.300 MWe循环流化床锅炉SNCR系统优化设计[J].沈阳工程学院学报：自然科学版，2015，11(1)：19-24.

[8] 吕学勤,刘 刚,黄自元.电力调峰方式及其存在的问题[J].电站系统工程，2007，23(5)：37-40.

ResearchonOperationMethodofDeepPeak-shavingof330MWCFBUnit

JIANGChun-leia,NIURui-xueb

(a.PowerGenerationOperationDepartment;b.MarketingDepartment,LiaoningShenmeiHongyangThermalPowerCo.,Ltd.,Liaoyang111000,LiaoningProvince)

According to the 2017 Liaoning power grid to implement more stringent ancillary services trading approach,the load of the 2 × 330MW circulating fluidized bed unit in Liaoning Shenmei Hongyang Thermal Power Co.,Ltd.was decreased from 50% MCR to 30% MCR and the units were capable of long and stable operation at 30% MCR.During the practical operation of the deep peaking,the peak regulating methods such as feed water and air regulation and attentions were summarized.It would play a guiding role for the standard operation and provide a reference for the operation of the same type unit.

depth peaking circulating; fluidized bed; load; feed water pump

TM621.3

A

1673-1603(2017)04-0326-05

(责任编辑张凯校对魏静敏)

2017-05-24

蒋春雷(1987-)，男，黑龙江宁安人，工程师。

10.13888/j.cnki.jsie(ns).2017.04.007