大唐托电机组深度调峰技术实践与应用

摘 要：近些年，随着我国工农业和第三产业的迅猛发展，电网总容量有了突飞猛进的提高。但由于日间工农业生产用电占国民总用电量的比重仍然很大，所以我国的昼夜电力调峰压力处于世界前列。这就对发电机组提出了新的要求。不仅总装机容量要大，机组可利用小时数要高，单元机组负荷响应速度要快，同时机组乃至整个发电厂的夜间调峰能力也逐渐成为衡量电能制造企业运营是否健康成熟的又一新标准。风电与太阳能发电由于受到环境与季节因素影响，不能大量参与电网日常调峰，同时由于其发电总量低也使其不能担当电网调峰主力;水力发电亦受到泄洪、灌溉等水利条件的限制，不可大范围随意调整机组出力;核电机组由于其特殊性无法随时调整瞬时出力，同样不可参与电网日常调峰。由于当今我国昼夜调峰需求量大，调节时段要求复杂，能够快速准确，保质保量的完成电网调峰要求的当前只有火力发电机组。

关键词：调峰 稳燃 配煤煤质

中图分类号：TM621文献标识码：A文章編号：1003-9082（2019）09-0-01

大唐托电公司拥有8台60万千瓦火电机组和2台66万千瓦机组通过500千伏四回线接入京津唐电网，是首都安全用电的主力电源点。托电单元机组的设计调峰能力为50%额定负荷，但这已经无法满足当前日益严峻的电网调峰要求。为保证深度调峰期间机组安全稳定运行，我厂经过长期运行，摸索出在机组深度调峰期间的运行方式及注意事项。

一、深调机组运行方式

1.锅炉部分

深度调峰煤质要求：入炉煤发热量要求4200kcal/kg以上，挥发分大于30%，全水分小于15%。了解当日电网深度调峰计划时间段，提前安排配煤，并确保深度调峰开始前1小时烧到深度调峰要求的煤质。配煤时应保证两台等离子磨煤机煤质达到深度调峰煤质要求，在深度调峰时其它运行的磨煤机配煤，发热量应在4000kcal/kg以上。

白班或前夜班负荷≥450MW时，锅炉全面吹灰一次，避免深度调峰降负荷过程中掉焦导致燃烧不稳。

磨煤机火检模拟量摆动幅度超过50%或机组负荷低于300MW时，投入等离子磨拉弧。机组负荷降至300MW时，保留3台磨煤机。一台磨煤机通风备用，观察运行15分钟，相关参数运行稳定，才能继续降低机组负荷。调峰期间，主要检查磨煤机火检、炉膛负压、总风量、汽包水位、脱硝入口烟温等参数的变化。磨煤机火检模拟量摆动幅度不超过50%，炉膛负压摆动幅度不超过200Pa（正常范围-80±100Pa），总风量摆动幅度不超过100t/h（设定值±50t/h），汽包水位摆动幅度不超过100mm（设定值±50mm），脱硝入口烟温满足脱硝投入要求（大于烟温低保护值5℃以上）。调峰期间，若运行磨煤机有两个及以上火检模拟量摆动幅度超过50%，或火检模拟量摆动幅度超过50%同时火检开关量频繁消失，应投油稳燃，磨煤机火检、炉膛负压、总风量、汽包水位等参数的变化较大，在投油稳燃后无明显改善时，或继续降负荷可能导致脱硝入口烟温不能满足投入要求，应暂停降负荷或恢复负荷。

机组深度调峰期间，如磨煤机发生异常需要停运时，应先启动备用磨煤机后，再停运异常的磨煤机，倒换磨煤机时如火检不稳应投油稳燃。倒换磨煤机期间，机组负荷应控制在270MW以上，磨煤机倒换完成后再调整至深度调峰要求的负荷。如发生磨煤机跳闸，应立即连续投入油枪稳燃。启动备用磨煤机，恢复机组负荷至深度调峰要求的负荷。

深度调峰结束后，总煤量超过150t/h或机组负荷大于270MW时，应启动第4台磨煤机。根据负荷和脱硝入口烟温，按照烟气旁路挡板调整规定及时关闭烟气旁路挡板。

2.汽机部分

降负荷过程中，主汽压力严格按滑压曲线控制。机组负荷降至300MW，确认汽包水位在0±50mm范围内，确认小机调门开度小于60%，小机实际转速与设定转速偏差不大于50r/min，开启一台汽泵再循环，检查汽包水位正常。（汽泵再循环调整门逐渐开大至100%，不得长时间停留在中间位，防止阀芯冲刷损坏）操作过程中，监视汽泵实际转速与设定转速偏差不大于100r/min，否则，切除给水自动，手动调整小机转速，使实际转速与设定转速一致。

机组负荷降至400MW以下时，密切监视大机轴振及瓦振变化趋势，轴振超过100um或瓦振超过50um，及时通知汽机专业。瓦轴振达125um或瓦振达70um仍有上涨趋势时，停止降负荷并停一台真空泵，降低机组真空，提高低压缸排汽温度。若振动变化趋势趋于平稳，维持运行，否则适当涨负荷，直至轴振降至125um以下，瓦振降至70um以下。

空冷机组严格执行直接空冷系统冬季防冻措施，当环境温度0℃时，机组最低负荷不得低于234MW;环境温度-5℃时，机组最低负荷不得低于270MW;环境温度-10℃时，机组最低负荷不得低于307MW。当空冷凝汽器任一凝结水温度低于15℃、抽气口温度低于5℃时，为防止空冷凝汽器结冻，禁止继续降负荷。

二、深调期间锅炉灭火处理

锅炉灭火后，立即解除给水自动，打跳一台小机，检查电泵联启正常后将另一台小机退出运行，机组将运行小机辅汽汽源暖管后投入，辅汽汽源投入时应缓慢，首先调整小机转速指令与实际值一致，防止小机转速飞升，并将给水倒至旁路运行，即将给水主路电动门送电并关闭，迅速调节电泵勺管控制汽包水位在-280～-100mm范围内，直到第一台磨煤机启动后再逐步将汽包水位调整至正常值，防止炉水泵跳闸或汽包高水位跳机。

迅速减负荷至30～40MW，减负荷过程中应密切监视机前压力，GOV SET  指令减到34%～40%（注意负荷及主汽压力的变化，防止逆功率保护动作），检查主再热蒸汽管路、主调速汽门及导管疏水、抽汽管路疏水联开，否则手动开启。停止高压加热器汽侧将给水倒至旁路。供工业园区或再生资源用汽时，立即停止供汽。

冬季空冷机組应及时降低空冷风机转速或停运空冷风机，湿冷机组循环水温低于5℃时，将循环水下塔，锅炉点火成功后，机组升负荷过程中，循环水温高于15℃时，将循环水上塔。

及时调整汽轮机轴封压力正常，辅汽压力不能满足轴封供汽压力时，将轴封倒主汽带。锅炉灭火后，监视调整好凝汽器、除氧器水位和凝结水压力，凝结水流量低时，检查凝结水再循环门应联开，否则手动强开。防止凝结水流量低、凝汽器水位低跳凝泵。

检查汽轮机胀差、轴向位移、膨胀、振动等参数正常，严密监视主再热蒸汽温度的变化，主、再热蒸汽温度10分钟之内下降50℃应立即打闸停机，保证主蒸汽过热度不小于150℃。派人到就地检查汽轮机及辅机系统，发现异常立即汇报处理。

如发生高、低压加热器或除氧器水位高时，立即关闭对应抽汽电动门和逆止门，应及时检查抽汽管道壁温度变化趋势，发现抽汽管道上、下壁温差增大，立即将汽轮机打闸。

锅炉灭火后，应确认各减温水调整门、电动门联锁关闭，否则立即手动关闭，所有磨煤机、给煤机及一次风机联锁跳闸，燃油速断阀联锁关闭，否则立即手动关闭或停运，迅速减少锅炉风量至700t/h左右，根据MFT跳闸首出查明跳闸原因后立即调整锅炉风量至25%～30%对炉膛进行吹扫。机组负荷300MW以前控制总风量1000～1200t/h。

机组在深度调峰方式运行时锅炉灭火，锅炉灭火后脱硝入口烟温会下降较多，应尽快点火（如在磨煤机启动后1小时内脱硝入口烟温无无法达到285℃，申请停机），待脱硝入口烟温高于285℃时要及时投运脱硝系统。

炉膛吹扫结束，确认锅炉具备点火条件，应立即进行点火。视汽温、汽压降低情况，自上而下投入油枪。锅炉点火成功升温升压过程中，机侧疏水保证全开，满足关闭条件时方可关闭机侧疏水。根据滑压曲线带负荷，投入高压加热器汽侧，除氧器供汽改四抽供汽，根据需要启动汽泵，尽量快速带负荷至原工况。加负荷过程中，全面检查机组振动、声音和胀差、膨胀、轴向位移等参数在正常范围。

锅炉点火后，按照极热态升温升压曲线进行，控制好汽温、汽压上升速度，杜绝受热面金属管壁温度超限。及时启动一次风机，磨煤机通风吹扫5分钟，等离子拉弧（或对应磨煤机油枪投入），磨煤机具备启动条件，调整炉膛负压在-300Pa左右，确认汽包水位不高于-100mm，启动磨煤机运行，待炉膛压力恢复正常后再启动给煤机，磨煤机启动前必须具备完整的油层运行或等离子全部正常拉弧。

锅炉点火后应投入空预器连续吹灰，为防止油粉混烧导致电除尘内爆燃，将电除尘负荷控制退出，将电场二次电压调至闪络电压下运行，油枪撤出后将电场二次电压调至正常值;脱硫启动三台浆液循环泵运行;控制氮氧化合物、尘和二氧化硫排放小时均值不超标。

三、当前托电机组深度调峰能力

1.1、2、5号机组可深调至210MW;

2.3、4、6、7、8号机组可深调至240MW ;

3.9、10号机组不参与深调;

4.向工业园区供汽的机组不参与深度调峰;

5.机组负荷由300MW降至210MW过程中，负荷变动率设定为5MW/min。

结语

火力发电机组限制其调峰能力的主要有两点：一是火电深度调峰的安全性，二是机组寿命损耗的影响。在科技日新月异的今天，从长远利益计算我们不可单纯的追求机组长寿命运行，我国电力发展历程也告诉我们机组寿命并不是影响其发挥最大效益的关键。只要我们做好机组深度调峰期间的运行措施及注意事项，火力发电的深度调峰能力是有挖掘空间的。

作者简介：王帅，（1985.1-）男，汉族，吉林省伊通满族自治县人，大学本科，电气工程师，研究方向：火力发电厂集控调试与运行。