极寒地区600MW超临界直流空冷机组冬季深度调峰运行

李亮

摘要：随着新能源装机容量的不断增加，我国的电力市场发生了明显的变化，为适应电力供应的新形势，保障电网安全，提高再生能源消纳水平，促进节能减排，火电机组的深度调峰是必然趋势，且深调幅度、频次会越来越大，机组在深度调峰时存在较大风险，尤其是在极寒地区。本文就极寒地区600MW临界直流空冷机组冬季深度调峰中存在的风险进行分析，并提出了相应的措施。

关键词：极寒地区；深度调峰；空冷

DOI：10.12433/zgkjtz.20241253

2017年，某省启动了《电力辅助服务市场运营规则》，《规则》规定，机组在非供热期负荷率必须低于48%，供热期负荷率必须低于50%，方可获得实时深度调峰交易补偿，否则将会产生分摊考核。随着近几年新能源装机容量的不断增大，电网要求机组参与深调的频次、幅度不断增加。某公司锅炉不投油最低稳燃负荷率45%，获得补偿的负荷空间非常有限。在每年第一、四季度，该区域风电出力较大，若机组无法按照电网要求深调，不仅会产生分摊考核，机组也极大可能被调停。为提高机组的盈利能力，必须最大限度地降低机组负荷率，然而，在深调期间，机组的安全运行存在较大风险。

一、冬季机组深度调峰的风险

冬季机组深调时，在机组未进行相应的技术改造前，主要依靠运行操作调整来确保机组的安全稳定运行。因此，人的因素尤为重要。风险分析及制定相应的措施，能够极大地避免运行操作导致的不安全事件，保证机组的可靠性与安全性。

（一）人为风险

由于监盘人员的技术水平不足、操作不当或监盘不仔细，设备缺陷异常发现不及时，不安全事件时有发生。

（二）汽机专业风险

1.冬季机组供热，长时间深调，空冷进汽量大幅度减少，环境温度低，空冷风机调整全部手动进行，空冷翅片管冻结的风险增加。

2.冬季机组长时间深调，加之受供热抽汽的影响，低压缸进汽量减少，排汽温度升高，引起汽轮机振动增大。

3.机组深调期间，由于主汽压力降低，汽轮机各段抽汽压力随之下降，各加热器因疏水不畅，液位不正常上涨，加热器因液位高风险增加。

（三）锅炉专业风险

在深度调峰的过程中，四台制粉系统运行，燃烧器的出口煤粉浓度较低，导致相互支持的效果较差、火检不稳定。同时，随着燃料量的减少和炉膛温度的降低，其燃烧的安全裕量大幅下降。燃烧稳定性和抗扰能力降低，如：发生煤质突变、磨煤机跳闸、风机跳闸等异常，极易引发锅炉灭火。同时，人员调整不当、投油不及时等人为因素也极易造成锅炉灭火的情况。

在机组深调时，由于炉膛热负荷的不断降低，SCR入口烟气温度会持续下降，导致烟气温度低于脱硝催化剂的允许温度，使SCR退出运行，氮氧化物排放无法控制，机组被迫停运。

在进行深度调峰时，炉膛出口的氮氧化物生产量大幅增加，净烟气氮氧化物排放量的控制率较差，导致氮氧化物小时均值超标。

机组长时间深调时，导致空预器堵塞。机组深调，氮氧化物大量生产，为控制其小时均值不超标，喷氨量会随之增加，氨逃逸率会不可避免地超过允许值；排烟温度会降低，极易发生空预器硫酸氢铵跨层板结或冷端硫酸结露积灰，导致堵塞。

当机组的负荷低于45%时，其控制方式就会发生改变，原本许多自动调节的方式都会改变至手动调节，特别是在干湿状态的装换过程中，贮水箱水位、燃料量、给水量、主再热汽温全部变为手动调节，极易发生煤水比失调、水冷壁超温、甩汽温、贮水箱满水等异常事件。

送、引风机和一次风机低负荷并列运行，受烟道阻力变化或动（静）叶角度过小时，极易发生失速和喘振。

（四）其它风险

深调调峰期间，燃烧不充分，加之锅炉投油稳燃，未完成燃烧的产物堆积在空预器及电除尘处，再燃烧的风险增加。同时，电除尘阴极线、阳极板积灰增加，除尘效率降低，净烟气烟尘排放浓度升高，导致烟尘小时均值超标。

二、增加冬季深度调峰可靠性的措施

深度调峰期间，应根据设备和机组状态，在安全、环保的前提下，合理分配机组负荷，兼顾经济性。首先，深度调峰时机组在“基本方式”下运行，在AGC方式下退出运行，不得投入“协调”或“机跟随”的方式。其次，根据不同的时期，通过试验确定机组深调的最低负荷。比如：在供热中期，环境温度是冬季最冷时期，深调幅度较小。供热前、末期环境温度相对高，深调幅度大。最后，根据分析的风险制定相应的措施。

（一）人为风险的应对措施

深度调峰前，进行深调措施的学习和开展仿真机演练，以及深调操作和事故应急处理演练，可确保监盘人员熟练掌握深调各项操作，应对突发异常。深度调峰期间，应保证至少3名监盘人员，监盘人员必须精力高度集中，以提高监盘质量，加强对各仪表的分析，对异常情况作出正确判断，进行参数的对比分析，提前预判可能出现的异常并及时处理。操作过程要平缓，不得大幅度调整，同时，要加强操作过程的监护，保证各项操作准确无误。机组深度调峰期间，应加强对机组的全面检查，加强对瓦温、振动、胀差、轴向位移、各加热器水位等参数的监视，炉侧应加强炉膛负压、总煤量、火检和火焰电视、风机电流、给水流量等参数的监视。

（二）汽机专业风险的应对措施

1.空冷防冻

了解全网出力、火电机组出力、新能源发电预测曲线、用电负荷、省网外送负荷以及节假日的情况，结合环境温度，提前退出一列空冷运行。深调期间，随着负荷降低，空冷进汽量减少，应及时对空冷进行回暖，空冷回暖效果不好时，根据空冷的疏水温度，逐渐关闭空冷挡风装置。回暖效果仍无效时，应启动备用真空泵，保持两台及以上真空泵运行。同时，再退出一列空冷运行。可开启高低旁增加空冷进汽量，保证空冷的安全运行。由维护人员对翅片管加装苫布。

2.低压缸排汽温度高

深调前，试验低压缸喷水减温调阀跟踪正常，当低压缸排汽温度超过规定值时，应适当开启低压缸喷水减温，控制排汽温度不超限。当低压缸减温水阀门全开后，低压缸排汽温度继续上涨时，应提升凝结水泵电机频率，提高凝结水母管压力。其间要特别注意，虽然排汽温度因喷水温度下降，但低压缸由于蒸汽量的减少而未能带走摩擦产生的热量，内部较高的蒸汽温度仍未消除。因此，应重点监视汽轮机的振动，尽快提高机组负荷。

3.加热器液位高

深调开始后，适当降低各加热器疏水调阀设定值，以维持较低的加热器液位，期间发现液位上涨或波动时，应及时开启事故疏水阀，维持液位稳定。

（三）锅炉风险的应对措施

1.燃烧不稳定

准备好能够达到设计煤种的燃煤。合理安排制粉系统的运行方式，考虑稳燃、干湿态转换、10kV母线接线等原因，优先采用B、C、D、F制粉系统运行方式。深调前，对全部油枪展开试运，确保油枪可靠备用。深调调峰期间，当火检频繁闪烁，火焰电视发现燃烧有明显减弱的趋势，且氧量有明显上升趋势，主蒸汽压力下降较快，炉膛压力波动达到正负200Pa时，应立即投入油枪稳定燃烧，然后减小磨煤机入口的一次风量、提高磨煤机出口温度。如果炉膛负压大幅波动，有特别明显的灭火预兆时，严禁投入油枪稳燃，应做好炉膛灭火事故预想。

2.SCR入口烟气温度低

风机入口暖风器未投入时应及时投入，若暖风器已投入运行，则应提高暖风器供汽量及风机入口风温。在确保燃烧稳定的前提下，尽量启动上层制粉系统，并提高磨煤机出口的风粉混合物温度。

3氮氧化物排放超标

控制SCR入口氮氧化物的生产量，在维持炉膛风箱差压的前提下，降低锅炉氧量，低氧燃烧，同时开启燃尽风挡板，调整二次风挡板位置，采用倒三角配风方式，降低氮氧化物的产生；在确保燃烧稳定的前提下，制粉系统可采用隔层的方式运行，降低主燃烧区温度。调整喷氨量，根据氧量、SCR入口氮氧化物的变化提前调整喷氨量。

4.空预器堵塞保证来煤煤质，燃用含硫量低的煤。按照上述防止氮氧化物排放超标的措施，降低氮氧化物的生成，减少喷氨量，降低氨气逃逸率，防止硫酸氢铵跨层沉积。及时投入暖风器，控制空预器冷端综合温度，防止空预器冷端硫酸结露积灰和低温腐蚀。

5.干湿态转换控制

负荷低于240MW并持续降低时，锅炉准备转为湿态运行，控制省煤器入口流量在700～800t/h（约33.3t/h每10MW负荷），逐渐降低给煤量。当过热度降至0℃时，开启锅炉贮水箱溢流电动门，控制水煤比在6.3左右。当贮水箱水位上涨至10m时，启动炉水循环泵运行，将贮水箱溢流调门投入水位自动控制，逐渐开启炉水泵出口调门至35%～45%稳定，降低给水泵出口流量，保持省煤器入口流量在700～800t/h之间，湿态灯亮起后，锅炉转为湿态运行，给水流量稳定后，开启炉水泵过冷水电动门。根据负荷要求，缓慢降低给煤量、给水泵流量，维持主汽流量、给水泵流量、省煤器入口流量三者之间的平衡以及贮水箱溢流调门开度在10%～20%。深调结束后，机组加负荷至210MW，锅炉转为干态运行，采用先加煤后加水的模式，以约1.2t/min的速率缓慢加煤提高过热度，逐渐关闭炉水泵出口调门，增加给水流量，使其与主汽流量偏差在20～30t/h并保持，省煤器入口流量维持在700～800t/h之间，给煤量145t/h左右，水煤比在5左右，待炉水泵出口调门全部关闭，再循环门自动开启，关闭炉水泵过冷水电动门，逐渐增加给煤量，使过热度大于5℃，贮水箱液位降低至1m，手动停止炉水泵运行，干态灯亮起后，锅炉转入干态运行。

干湿态转换过程中，机组负荷低于300MW，并准备深调时，调整水煤比、烟温挡板开度，降负荷过程中主、再热汽温同时按照小于1℃/min缓慢降低至535℃左右。转湿态时，缓慢降低给煤量，解除减温水调门自动，逐渐将其全部关闭，再热汽温同时配合烟温挡板开度进行调整，主、再热汽温下降较快时，立即停止操作，适当增加给煤量，待稳定后再继续转态。转干态时，由于炉水循环泵出口流量减少，给水流量增加，水冷壁吸热增加，主再热汽温会有先下降后上升趋势，因此，先增加给煤量，后缓慢减少炉水泵出口流量，待主、再热汽温下降趋势平缓时，控制好水煤比，监视锅炉水冷壁壁温、折焰角温度，温度上升较快，暂停增加给煤量，转态期间尽量控制过热度不超过15℃，否则水冷壁会发生超温事件。转换期间，操作一定缓慢，避免干态和湿态来回转换。若转换期间由于减温水、给水流量控制不当、贮水箱满水以及其它异常导致主再汽温10分钟下降 50℃时，果断打闸停机。

机组深度调峰时，通风总风量偏置设定，保持锅炉风量 960t/h（41%BMCR总风量），使锅炉风量不小于20%BMCR总风量（MFT动作值）。通过关小附加风和停运制粉系统对应燃料风、辅助风挡板保证二次风箱压差。手动缓慢调整二次风挡板、制粉系统冷热风调门，在调整送、引风机和一次风机时，要控制两台风机均匀匹配降低出力，密切监视风机电流，当发现电流偏差大于5A并且电流波动较大情况下，及时进行风机电流调整，停止减负荷操作。加强监视风机动叶或静叶开度，开度小于5%时，及时提高总风量偏置或者风压偏置，根据总煤量及时停止制粉系统运行，提高动静叶开度。锅炉投油稳燃时，及时投入尾部烟道和空预器吹灰，减小烟道阻力。加强对送风、一次风机入口处检查，有异物及时清理。冬季大雾天气，及时清理送风机入口滤网结霜，春季大风天气，及时清理送风、一次风机入口滤网挂积杂物，避免堵塞。冬季加强暖风器测温工作，防止暖风器漏水及冻结造成风道堵塞。

（四）其它风险对应措施

机组深调投油稳燃时，投入尾部烟道、空预器乙炔连续吹灰；将电除尘阴阳极振打方式修改为连续振打运行；深度调峰前1小时，将电除尘器整流变电流极限提高至 80%以上；深度调峰期间，如烟尘浓度无法维持10mg/Nm3以下运行时，停止四电场阴阳极振打，开启吸收塔除雾器冲洗水门，启动第三台浆液循环泵运行，注意吸收塔液位监视和调整，当吸收塔液位升至 8.7米时，向事故浆液箱排浆。

三、调峰后效果

通过试验，在无增加任何经济投入、无任何设备改造的前提下，实现了锅炉在无助燃方式下深调至35%额定负荷（210MW）。机组负荷继续深调时，机组转态，需投入一支油枪稳燃，最低深调至21%额定负荷（126MW），机组各参数稳定，无偏离设计值，机组可以安全稳定长时间运行，满足电网需求，极大提高机组获得补偿的负荷空间。

参考文献：

[1]郭君.浅析600MW超临界直流火电机组深度调峰技术措施及运行注意事项[J].机电信息，2018（27）：7.

[2]孙海峰，王兆辉，王建峰等.600MW超临界机组深度调峰安全可靠运行解析[J].华电技术，2020（12）：95.