基于灵活性改造的600 MW 超临界燃煤机组深度调峰技术分析

2020-11-29毕晓祥

科技与创新 2020年3期

毕晓祥

（国家电投集团东北电力有限公司本溪热电分公司，辽宁本溪117000）

1 600 MW 超临界燃煤机组简介

电厂一期引进2×600 MW 燃煤火力汽轮发电机组，锅炉为东方锅炉厂引进技术生产的超临界参数与变压运行锅炉，结构为单炉膛、一次中间再热以及前后墙对冲燃烧方式。机组的额定功率为660 MW，发电机额定容量为733.3 MVA，额定功率因数0.9，连续最大输出功率为700 MW。该机组具有理想的性能优势，能满足电厂的日常运行生产要求。

2 600 MW 超临界燃煤机组深度调峰需要面临的问题

2.1 运行风险

若机组长期处于低负荷的运行状态，且各段抽汽压力低，使各个相邻段蒸汽压力差逐渐降低，致使高压与低压加热器之间的疏水压力差下降，这一情况所引发的直接后果是输水动力不足[1]。假设上级加热器的水位低，会导致疏水调阀开度逐渐下降，虽然可以满足水位要求，但是疏水调阀开度下降又会造成加热器水位上升，进而加大了调度，最终形成了一个循环。在这个过程中疏水调阀的调节过程是缓慢的，期间可能无法适应水位快速变化的要求，最终出现疏水不稳等情况，造成加热器内的水位波动，引发运行风险。

2.2 经济效益

对于发电企业而言，影响企业经济效益的关键指标是汽轮机的热耗以及锅炉运行效率等，在正常设备运行环境下，当锅炉的负荷约为75%时，整个设备的运行效率最理想[2]。但是在深度调峰技术的影响下，设备的运行效率会进一步下降。造成这一情况的主要原因为锅炉内的温度降低，受燃烧不充分影响，机组会出现严重的热量损失。而相对应的，随着负荷下降，汽轮机所产生的热耗也会逐渐增加，导致循环效率不高。由此可以认为，受深度调峰技术的影响，电厂会出现资源浪费的问题，影响了最终经济效益。

2.3 环境保护

近些年环境保护已经成为社会各方关注的重点问题，而发电厂应该在环境保护中发挥自己的作用。现阶段中国的电厂都配备了脱硫设施，并且积极开展锅炉尾部受热面改造的工作，这种情况在一定程度上减少了氮氧化物以及二氧化硫的排放量。而深度调峰技术会导致机组的负荷下降，导致污染气体的浓度略有上升，但是整体上符合国家的排放标准。也有研究认为，虽然深度调峰技术对环境的影响不明显，但还是需要预防各类潜在环境问题的发生[3]。

3 基于灵活性改造的深度调峰技术研究

3.1 基本改造原则

针对600 MW 超临界机组进行分析后，考虑发电机的稳定运行对相关参数提出了详细的技术要求。本文案例中所介绍的锅炉带有脱硝装置，并通过平行挡板来调节，最终实现了固态排渣与通风的同步进行。在改造期间，设计中所使用的燃烧物为山西潞安贫煤与晋城无烟煤，结合相关实验，计算出煤的发热量达到22 600 kJ/kg 的情况下，实际燃料消耗物为238.1 t/h。

灵活性改造时所设计的调温方式为：过热气温调节中间点温度，一级、二级减温水配合调整，在热汽温通道，用放置在尾部烟道的调温烟气挡板来调整问题。在锅炉运行期间，通过带基本负荷并参与调峰方式，并结合发电厂的具体运行要求来优化制粉系统。该系统整体性能满意，满足设备的运行要求。

3.2 具体措施

3．2．1 烟风系统

深度调峰前，检查锅炉形态，在确认“锅炉风量小于等于25%，负荷大于30%，三取二”的动作保护退出；在机组负荷下降至300 MW 情况下，可以退出机组的CCS（协调控制系统），并实现引风机与一次风机联调；当引风机频率下降至30 Hz 后，不需要再次调整引风机；而随着机组负荷进一步下降，当低至200 MW 情况下，1 号炉的送风机动叶最低下降至8%，维持送风机的出风口风压控制在1.2～1.3 kPa，期间可以适当降低停运磨对应的二次风门开度，确保投运磨层二次风箱在压力在0.35 kPa 以上运行；在条件允许的情况下，需要进一步调整引送风机以及一次风机，需要同时控制2 台风机均匀的出力，这样能够避免风机出现喘振以及失速等问题，通过监测风机的轴承温度变化以及振动情况，避免风险事件发生。

而在实际上，当机组的负荷下降至250 MW 左右时，工作人员需要根据安全运行要求来监测系统的运行情况，依靠机组自身的空预器密封间隙来调整设备，确保空预器能够与设备正常配合，在掌握数据变化的基础上，针对电流异常以及电流摆动等采取应对措施，并适当调整空预器位置。

运用了YOLO模型中的回归思想进行目标区域的获取，将人脸检测问题转化为单个回归问题，并将改进后YOLO模型用于ATM机上的目标人脸区域定位，大大提升了检测的速率。改进的YOLO模型训练步骤主要如下：

3．2．2 制粉系统

在深度调峰期间，制粉系统防爆以及防烧粉管、燃烧器等都容易出现安全问题，因此需要工作人员密切观察锅炉内的运行状态，包括炉膛负压、着火情况等，将炉膛负压波动控制在±100 Pa 水平下，若发现火焰出现闪烁等情况可以考虑投油助燃。同时为了避免调门波动而造成燃烧调节的大幅度波动，可以通过滑压方法将负荷维持在满意水平下，一般燃烧调节幅度不应过大，尽量缓慢降低。

而考虑到煤种的特殊性，机组的运行负荷未达180 MW情况下维持在100～250 t/h，此时为了确保燃烧稳定性，可以考虑适当降低下层磨处理情况，其中2 台磨的出力应大于40 t/h，中层磨维持在较低水平下处理，在3 台磨的联合配合下，保证磨粉管一次风速不超过30 m/s。

3．2．3 给水系统

给水系统需要密切监测汽温调节系统与水调节系统运行的稳定性，严禁出现气温骤降以及超温、缺水等问题；期间根据机组的运行状态，在负荷下降至300 MW 时，机组的运动负荷会随着运行状态变化，在经历主、再热汽温变化后，继续观察机组运行状态；而当负荷下降至180 MW 情况下，可以将主、再热气温控制在550 ℃情况就可以基本满足机组运行要求。若发现降低负荷难等问题，可以适当改善机组的真空水平，这样能够强化耗气量水平。而当机组负荷下降至180 MW 之后，361 阀开启的开启容易受到分离器出口压力以及主汽压力的逻辑闭锁限制，并且由于低负荷环境下会影响给水，导致锅炉水罐压力变化而出现断水等情况。一般情况下，在改善主给水旁门路后，逐渐调整主给水电动门，电动门维持15%的开度即可，将给水量控制在500～600 t/h。

而当2 台小机转速约为3 000 r/min，在气泵再循环门全部打开的情况下，主给水旁门路关闭至35%以下依然无法保证过热度的情况下，通过开启高低压旁路将压力控制在8 MPa 左右，这样不仅能够满足361 阀的开启条件，也能维持理想的给水量，确保锅炉在湿态环境下运行。

3.3 注意事项

向调度申请之后，在机组深度调峰期间，将机组设备减负荷至280 MW 时，可解电平自动控制、协调控制后，将锅炉从主控手动转变为设备主动自动化控制模式（机跟随方法），期间通过手动的方法逐步减少煤炭用量，并继续降低负荷至240 MW；采用电平自动控制降低负荷时，减负荷率在直接下降至4 MW/min 以下水平后缓慢进行。机组在进行加负荷与减负荷的相关操作时，应该关注蒸汽过热度以及主汽压力的变化，在发现过热度降低的情况下，进一步调整中间点温度燃料，通过补偿以及暂时停止减荷载等手段进行处理，确保过热度大于等于2 ℃；此外，将主汽压力与给水压力的差值控制在一定水平内，保障锅炉的上水情况满意。

当褐煤磨煤机保持低负荷运行的状态下，减少运行期间的冷一次风量，确保风量在分离器出口的温度维持在40～45 ℃水平，通过降低通风量的方法，且二次风门时刻处于关闭状态。保证备用磨煤机能够随时在准备的情况下启用，若发生磨跳闸故障的情况，随时准备启用备用设备。当负荷下降至300 MW 以后，需要进一步观察气泵的流量变化，而考虑到给煤量减少的情况，依然需要将水煤比控制在理想水平下。

4 效果评价

该电厂机组做深调负荷试验后，机前压力为15.6 MPa，燃煤量为160 t，给水量维持在660 t。通过试验，机组的运行安全性得到保证，负荷下降至240 MW 之后，机前压力维持在14.5 MPa，水煤比控制在3.7，汽温的各个环节保持额定，并且随着多次操作，机组的运行安全得到保障，多次配合最终顺利完成调峰任务，取得了预期效果。