呼贝电厂1号机组深度调峰风险分析及控制策略

杨冬冬

内蒙古国华呼伦贝尔发电有限公司，中国·内蒙古 呼伦贝尔 021000

1 引言

近年来，伴随新能源装机比重不断提升，电力系统调峰能力不足问题愈发突出，煤电已然成为深度调峰“主力”，个别电厂甚至尝试开展了30%及以下的负荷深度调峰试验，以增强在调峰市场中的竞争力。

集控值班员日常调峰操作剧增，减负荷操作过程中存在风险加大，现暂且不考虑深度调峰对机组寿命影响，下面就深度调峰降负荷过程中各重要风险点分析如下，以此提高人员对深度调峰风险点更好理解及掌握。

2 设备/系统概述

中国内蒙古国华呼伦贝尔发电有限公司一期2×600MW超临界机组锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司自主开发研制的600MW 褐煤超临界锅炉，锅炉型号HG-1913/25.4-HM15 型，单炉膛，一次中间再热、墙式切圆燃烧、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构П 型燃煤锅炉。汽轮机为上海汽轮机厂生产的超临界蒸汽参数、一次中间再热、单轴两缸两排汽、单背压、直接空冷式汽轮机，额定功率600MW。机组能以定—滑—定和定压运行方式中的任何一种方式运行。在以定—滑—定方式运行时，滑压运行的范围按锅炉最大连续出力的40%～90%，汽轮机旁路采用高低压两级旁路[1]。

3 存在的问题/发现的隐患

1 号机组AGC 负荷自动调整区间为240～600MW，240MW 以下负荷段调整需要解除协调手动完成降负荷操作，不在协调方式下降负荷是对运行人员操作技能水平的极大考验，手动既要完成减煤、减水、切阀、转态，保证过热度、主再汽温在可控区间，又要保证机组主辅设备安全可靠运行，可以说一次深度调峰操作量几乎等同于一次停机操作，在操作细节上有很多技术点需要推敲，如SCR 入口温度如何保证脱硝不退出？油枪是否必须投入稳燃？如何避免工频凝泵压力低联启？高低旁盲目投入带来的危害？低负荷风机出力大幅降低出现出力不均抢风的问题？机组深度调峰对电网来说仅是一个降负荷指令，而对于电厂侧来说存在较大的风险，因机组深度调峰机组造成机组跳闸事故案例也很多，如何保证在不良的电力供需市场中求得生存是我们每一位值班员深思的命题。

4 影响因素分析

第一，机组深度调峰所需燃料量较少，直接导致SCR入口温度降低，呼贝电厂1 号机组未进行脱硝系统全负荷段投运的技术改造，存在降负荷SCR 入口温度降至290℃退出脱硝可能，即使温度在退出投入之间波动，脱硝反应器处于运行工况不佳，易造成喷入过多氨气生成硫酸氢氨威胁到空预器安全，如遇机组深度调峰SCR 入口温度是我们一个重要的关注点[2]。

第二，机组深度调峰来令之快是我们无法提前预控，现制粉系统运行方式为中间四台磨煤机长期运行，最上层和最下层磨煤机参与倒换，当磨煤机故障停运或跳闸时，中速磨要提前进行暖磨，倒换时间大大拖延深度调峰进度，面临问题就是快速降负荷过程中燃烧工况如何保证。

第三，凝泵的变频改造大大降低厂用电率，但是快速降负荷则带来的风险反作用于机组，如果不提前进行手动干预，机组快速降负荷过程中凝结水母管压力随着负荷降低会快速下降，容易造成备用泵联启，除氧器上水调节缓慢除氧器满水又成为必然，凝结水母管压力在深度调峰监视调整成为必要操作。

第四，保证锅炉在干态运行，降至240MW 以下时必须采用开启高低旁将主再气压和流量变相实现降负荷，低旁投入前先投减温水，减温水如果大幅操作必然引起凝结水母管压力变化，同理投入高旁先投汽侧，后投减温水，此减温水是直接取自给水母管，减温调门变化直接引起总给水流量的变化，深度调峰过程中，给水是定流量，小机低压调门处于低开度，调节品质差，如果引起给水流量波动，导致后果也极其严重[3]。

第五，呼贝电厂处于高寒地区，冬季要满足供热需求，深度调峰后空冷运行存在较大的安全隐患，低压缸排汽流量能否满足空冷最小防冻流量，如何保证空冷不发生冻害事故，需要进一步进行试验确认。

5 控制策略

第一，240MW 以下降负荷机组退出协调方式，汽机、锅炉、给水主控解除自动，机组在纯手动控制，一般情况下锅炉主控和汽机主控协同操作降负荷，锅炉主控控制总煤量、给水定流量控制，为了防止机组水煤比失调，在深度降负荷都保持干态运行，无论手动操作煤还是水，一定监视过热度平稳，水煤比在正常范围，原则上维持四台磨煤机运行。1号炉优先运行B/C/D/F 或C/D/E/G 磨煤机。可根据现场实际情况进行摸索组合，以停运下层磨，运行上层磨为原则。磨煤机禁止隔二层投入，除磨煤机故障或其他异常处理期间，待异常恢复后立即恢复正常运行方式，防止隔层燃烧不稳。

第二，当机组降至270MW以下时，脱硝系统应加强跳闸，以脱硝入口NOx浓度为依据，稳定供氨流量5min以后，观察净烟气NOx浓度数值，根据浓度，调整供氨流量（每次10Nm³/h），循环反复调整，直至净烟气NOx浓度30～40mg/Nm³。调整过程中参考脱硝逃逸率（A侧：1.0mg/Nm³，B侧：0.8mg/Nm³），避免大开大关，造成逃逸率超标（控制逃逸率＜2.5mg/Nm³）。调整过程，以不发生引风机抢风为前提，控制两台引风机电流偏差＜10A，通过二次风挡板调整，控制脱硝入口NOx浓度尽量保持在500mg/Nm³以下，监视净烟气NOx浓度，防止小时均值超标。

第三，机组低负荷运行期间，加强除氧器液位的监视，自动调节不良时，立即解除手动进行调整，密切监视凝结水出口母管压力变化，当凝结水流量低于450t/h 时，应适当开启凝结水再循环阀运行，防止再循环突开，引起凝结水流量摆动。

第四，当机组降至240MW 时，应加强高、低加液位的监视，尤其应关注3 号高加液位的波动，如3 号高加液位波动，应立即将3 号高加疏水切至排气装置。加强其他加热器液位的监视，尤其7 号低加，发生液位波动情况，应立即开启高、低加事故疏水，将疏水回收至排气装置。

第五，加强汽轮机3、4 瓦轴承温度、振动等参数的监视，如任一参数有上涨趋势，应立即降低空冷风机转速，提高机组背压至10kPa，同时投入低压缸喷水减温。如采取措施无效，轴系振动达到保护动作值未动作或瓦温达到停机值，立即破坏真空紧急停机。

第六，当机组降至270MW 以下时，加强炉膛负压及火检信号监视，发现燃烧不稳（炉膛负压波动超过300Pa），立即停止减负荷操作，投入油枪进行稳燃。深调前进行油枪投退试验，确保各油枪可靠备用；制粉系统出现异常，及时减少给水流量；根据制粉系统运行方式层投大油枪，增加剩余运行磨煤量保持总煤量＞140t/h；控制煤水比，保持分离器出口过热度15℃～25℃；注意监视主、再热汽温及减温水控制，汽温下降速度达到打闸条件（10min 下降50℃）时，果断打闸。

第七，当机组降至270MW 以下时，空预器保持连续吹灰。加强空预器入口、出口排烟烟温监视，发现排烟温度升高，及时停止减负荷操作。

加强风机电流监视，发现电流偏差＞5A，及时进行风机电流调整。发现风机电流波动大情况，停止减负荷操作。做好风机失速、风机喘振事故预想。保持锅炉风量950t/h 左右，监视引风机静叶开度≥26%，防止低负荷运行风机抢风。

第八，低负荷时当制粉系统故障跳闸，及时投油稳燃，稳定锅炉参数。检查其他磨煤机增加煤量，磨煤机参数稳定。稳定后启动备用制粉系统。如四台磨煤机运行，发生一台磨煤机跳闸，一次风机如发生喘振，应关小喘振风机动叶，开大未喘振风机动叶，维持一次风压稳定，直至喘振风机的喘振现象消失并运行稳定后，再重新并入风机运行。

6 结语

机组深度调峰现成为一种常态，并且很有可能成为机组未来盈利的主要发展方向，作为值班员首先要保证机组能够在深度调峰过程中主辅设备安全，如果很清楚深度调峰的风险及时进行预防性控制有效规避很多问题，对于人员要加强各岗位调峰操作技能培训，确保操作上不能出任何闪失，同时机组设备面临很多技术改造问题，需要我们在工作中不断摸索和总结实现共同进步。