國家電投集團(tuán)江西電力有限公司分宜發(fā)電廠 衛(wèi) 健 肖嘉鳴

國電投江西電力有限公司分宜發(fā)電廠（以下簡稱“分宜電廠”）#1、#2擴(kuò)建機(jī)組分別于2020年5月29日、8月6日相繼投產(chǎn)，截止2021年3月31日#1、#2機(jī)組不斷刷新全國電力行業(yè)同類基建機(jī)組168h后在網(wǎng)連運(yùn)新紀(jì)錄。在連運(yùn)期間，在未經(jīng)協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)優(yōu)化、設(shè)備靈活性改造、深度調(diào)峰模擬試驗(yàn)的前提下#1、#2新投機(jī)組積極響應(yīng)省電網(wǎng)需求，根據(jù)機(jī)組自身特點(diǎn)及設(shè)備情況通過運(yùn)行調(diào)整探索不斷打破機(jī)組深度調(diào)峰下限，最終在鍋爐干態(tài)的條件下通過高低旁路將負(fù)荷最低降至140MW并維持穩(wěn)定運(yùn)行。本文以660MW超超臨界燃煤火電機(jī)組為例，總結(jié)深度調(diào)峰經(jīng)驗(yàn)，探討大型火力發(fā)電機(jī)組安全調(diào)峰的運(yùn)行技術(shù)措施。

#1、#2擴(kuò)建機(jī)組鍋爐采用超超臨界參數(shù)變壓直流爐、一次再熱、平衡通風(fēng)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、切圓燃燒方式、全懸吊結(jié)構(gòu)塔式爐，鍋爐型號為SG-1972/28.25-M6020。鍋爐燃用設(shè)計(jì)煤種為混煤，中速磨冷一次風(fēng)正壓直吹式制粉系統(tǒng)，五臺磨運(yùn)行帶鍋爐BMCR工況、一臺磨備用。燃燒器四角布置，整臺鍋爐沿高度方向燃燒器分成三組，上兩組燃燒器是分離式燃燼風(fēng)，每組有三層風(fēng)室；下一組是煤粉燃燒器，六層煤粉噴嘴，共有二十四臺燃燒器噴嘴。

汽機(jī)采用上海汽輪機(jī)廠和西門子公司聯(lián)合設(shè)計(jì)制造的M195型超超臨界汽輪機(jī)，型號為N660-27/600/610，汽輪機(jī)為一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、反動(dòng)式、凝汽式汽輪機(jī)。旁路系統(tǒng)采用高、低壓二級串聯(lián)旁路，高壓旁路容量35%BMCR，低壓旁路容量為高旁容量+高旁減溫水容量。

1 準(zhǔn)備階段

風(fēng)險(xiǎn)分析：爐內(nèi)燃燒抗干擾性下降。深度調(diào)峰機(jī)組電負(fù)荷不斷降低，爐內(nèi)燃燒減弱，使燃燒不穩(wěn)定，安全性能得不到足夠的保障；尾部煙道存在二次燃燒的可能。爐內(nèi)燃燒不穩(wěn)，煤粉不易完全燃燒，易在煙道或空預(yù)器內(nèi)造成二次燃燒；水冷壁易發(fā)生超溫現(xiàn)象。低負(fù)荷時(shí)爐管水動(dòng)力不足，爐內(nèi)火焰充滿度較差導(dǎo)致火焰偏斜，鍋爐壁溫存在超溫的可能；給水流量較低，給水泵上下調(diào)節(jié)裕度不足調(diào)整線性不好，易受變工況干擾，過調(diào)、超調(diào)及異常處理存在較大風(fēng)險(xiǎn)；脫硝入口煙氣溫度過低易造成催化劑不可逆的失活。

值長應(yīng)及時(shí)與當(dāng)班調(diào)度員溝通，掌握電網(wǎng)信息，根據(jù)電網(wǎng)負(fù)荷情況提前做好帶超低負(fù)荷的準(zhǔn)備工作；深度調(diào)峰前8h值長通知燃運(yùn)值班人員，機(jī)組上煤應(yīng)嚴(yán)格按照調(diào)度單上倉。濕煤嚴(yán)禁直接上原煤倉，若火車來煤濕，禁止翻車機(jī)直接卸煤上倉。確保A、B、C三臺底層磨上Vdaf≥30%、Qnet≥5200大卡以上低硫煙煤；集控值班員接班后應(yīng)積極主動(dòng)了解本班燃用煤種情況，及時(shí)跟進(jìn)煤種調(diào)整好鍋爐燃燒；值長合理安排監(jiān)盤運(yùn)行人員，分工明確。集控值班員應(yīng)熟記各負(fù)荷狀態(tài)下運(yùn)行參數(shù)，出現(xiàn)異常應(yīng)及時(shí)進(jìn)行調(diào)整；值長通知燃運(yùn)調(diào)整好燃油系統(tǒng)壓力，燃運(yùn)值班員確保燃油泵運(yùn)行正常及備用泵能正常投運(yùn)。

集控值班員需提前完成等離子及油槍試運(yùn)工作。試驗(yàn)過程中如發(fā)現(xiàn)設(shè)備缺陷，應(yīng)及時(shí)通知檢修處理好，確保油槍與等離子可靠備用；如預(yù)計(jì)全廠總負(fù)荷＜528MW并持續(xù)下降，提前預(yù)暖空預(yù)器吹灰管道，達(dá)到吹灰條件投入空預(yù)器連續(xù)吹灰；全廠負(fù)荷接帶原則：如預(yù)計(jì)全廠總負(fù)荷≥400MW則#1、2機(jī)組平均接帶負(fù)荷，如預(yù)計(jì)總負(fù)荷＜400MW則按以下規(guī)定執(zhí)行：一臺機(jī)組保持200MW穩(wěn)定運(yùn)行，另一臺機(jī)組做好機(jī)組旁路預(yù)暖并準(zhǔn)備轉(zhuǎn)入濕態(tài)運(yùn)行。如遇極低負(fù)荷SCR入口煙溫長時(shí)間（超過2h）低于300℃，則保留一臺機(jī)組接帶全部負(fù)荷，另一臺機(jī)組向調(diào)度申請調(diào)停。

2 降負(fù)荷步驟及措施

2.1 單機(jī)負(fù)荷降至297MW

受低負(fù)荷區(qū)間磨煤機(jī)啟動(dòng)允許點(diǎn)火能量限制，值長根據(jù)負(fù)荷及調(diào)峰計(jì)劃在中班提前做好磨煤機(jī)的倒換，減少低負(fù)荷的啟停及倒換磨組操作，保證調(diào)峰期間A、B、C下三層磨組運(yùn)行。若發(fā)生磨煤機(jī)故障需要進(jìn)行倒磨，低負(fù)荷期間采用先停后啟磨煤機(jī)的方式進(jìn)行倒換；機(jī)組負(fù)荷低于297MW，維持下三層磨煤機(jī)運(yùn)行，并將D磨處于熱備用狀態(tài)；停運(yùn)第四臺磨煤機(jī)前投入A磨煤機(jī)運(yùn)行，檢查爐前燃油正常備用。等離子裝置投運(yùn)后，調(diào)整A磨煤機(jī)給煤量盡可能不低于35t/h，降低分離器轉(zhuǎn)速至30%，加強(qiáng)等離子壁溫、風(fēng)速、火檢信號及火焰強(qiáng)度的監(jiān)視，就地檢查確認(rèn)無異常。

降負(fù)荷速率不宜過快，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷降至297MW時(shí)應(yīng)將負(fù)荷率設(shè)為5MW/min（燃料主控在自動(dòng)狀態(tài)時(shí)負(fù)荷率設(shè)置仍有效），防止發(fā)生省煤器汽化，如發(fā)生省煤器汽化應(yīng)通過增加主汽壓力偏置、降低主汽溫設(shè)定值來消除；機(jī)組降負(fù)荷過程中，應(yīng)根據(jù)機(jī)組負(fù)荷及時(shí)調(diào)節(jié)軸封母管壓力，確保軸封母管壓力＞3.5kPa，同時(shí)監(jiān)視A、B低壓缸軸封體金屬溫度均始終高于190℃，以防低壓缸軸封體金屬溫度下降造成汽輪機(jī)低壓缸兩端軸承（#5、#6、#7、#8）振動(dòng)增大，導(dǎo)致機(jī)組發(fā)生不安全事件。

2.2 單機(jī)負(fù)荷降至260MW

機(jī)組降負(fù)荷時(shí)應(yīng)采用CCS協(xié)調(diào)運(yùn)行方式，當(dāng)負(fù)荷低于260MW時(shí)，應(yīng)手動(dòng)退出CCS協(xié)調(diào)，機(jī)組進(jìn)入TF控制模式，由鍋爐主控手動(dòng)加減負(fù)荷；投入空預(yù)器連續(xù)吹灰，空預(yù)器扇行板應(yīng)切手動(dòng)控制并提升至上限位，并監(jiān)視空預(yù)器電流在正常范圍內(nèi)；加強(qiáng)對汽泵組的運(yùn)行監(jiān)視與調(diào)節(jié)，防止汽泵再循環(huán)自動(dòng)開啟后給水流量波動(dòng)過大。退出汽泵再循環(huán)調(diào)門自動(dòng)，手動(dòng)開啟保證給水流量穩(wěn)定，維持前置泵出口流量在750～800t/h；負(fù)荷降至240MW，除氧器水位調(diào)節(jié)閥旁路閥自動(dòng)關(guān)閉，注意除氧器水位和凝結(jié)水母管壓力自動(dòng)調(diào)節(jié)正常；機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行期間，當(dāng)班值長應(yīng)安排專人監(jiān)視給水系統(tǒng)、SCR脫硝NOx及水解系統(tǒng)，調(diào)整電除塵系統(tǒng)運(yùn)行方式。

2.3 單機(jī)負(fù)荷降至200MW

維持A、B、C下三層磨煤機(jī)運(yùn)行，控制總煤量≮58t/h，視燃燒情況投退油槍；單機(jī)負(fù)荷＞200MW時(shí)仍保證鍋爐干態(tài)運(yùn)行，密切監(jiān)視主給水流量在580～600t/h，過熱度維持在40℃以上，防止分離器滿水造成低溫現(xiàn)象；檢查輔汽母管壓力正常，開啟輔聯(lián)本體疏水1至2圈，此冷再至輔汽調(diào)門正常開大，確保輔汽各用戶正常；由于給水流量較低，給水泵再循環(huán)調(diào)閥開度已較大，此時(shí)將汽泵再循環(huán)調(diào)閥手動(dòng)全開。

低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)汽動(dòng)給水泵，排氣溫度升高至報(bào)警值時(shí)檢查小機(jī)排汽缸噴水減溫閥是否自動(dòng)開啟，投入減溫水時(shí)應(yīng)及時(shí)開啟小機(jī)本體疏水；確認(rèn)汽輪機(jī)軸封系統(tǒng)自動(dòng)投入正常，適當(dāng)上調(diào)軸封母管壓力（增加1kPa），加強(qiáng)對低壓汽封體溫度、大機(jī)軸振、油溫和凝汽器真空的監(jiān)視。輔汽供軸封管道提前預(yù)暖，以防輔汽供軸封時(shí)軸封母管溫度驟降。

2.4 單機(jī)負(fù)荷降至150MW

提前對高低旁路進(jìn)行暖管，通過高低旁控制機(jī)組負(fù)荷。開旁路前應(yīng)將對應(yīng)減溫水投入自動(dòng)且高低旁開度不宜過大，高旁開度≯15%、低旁開度≯45%，高低旁開啟過程以高旁開度：雙側(cè)低旁開度＝1：3左右比例逐步開啟，在開高低旁過程加強(qiáng)監(jiān)視高壓缸12級后蒸汽溫、輔聯(lián)壓力及溫度、小機(jī)進(jìn)汽、軸封壓力、水解器蒸汽等參數(shù)監(jiān)視，發(fā)現(xiàn)異常及時(shí)調(diào)整；單機(jī)負(fù)荷降至150MW，應(yīng)將其廠用電切換為高備變供（干濕態(tài)轉(zhuǎn)換前切換）；降負(fù)荷過程中觀察汽輪機(jī)高壓調(diào)門開度變化情況，若調(diào)門卡澀可退出汽機(jī)主控自動(dòng)。

加強(qiáng)高、低加系統(tǒng)的運(yùn)行監(jiān)視，檢查凝汽器疏擴(kuò)溫度正常。若#7低加水位低，低加疏水泵氣蝕，應(yīng)及時(shí)停運(yùn)疏水泵；單機(jī)負(fù)荷＞150MW時(shí)仍保證鍋爐干態(tài)運(yùn)行，密切監(jiān)視主給水流量在570～580t/h，過熱度維持在20℃以上，防止分離器滿水造成低溫現(xiàn)象；注意鍋爐水冷壁管壁溫度情況，如接近報(bào)警值，則通過適當(dāng)降低燃料量、增加給水量等方法降低中間點(diǎn)過熱度和主汽溫運(yùn)行；加熱器危急疏水開啟后，檢查凝汽器疏擴(kuò)減溫水自動(dòng)開啟。

2.5 單機(jī)負(fù)荷降至120MW

停運(yùn)C磨煤機(jī)，保持C磨煤機(jī)熱備用狀態(tài)；逐步降低分離器過熱度，機(jī)組轉(zhuǎn)入濕態(tài)運(yùn)行；注意調(diào)整分離器貯水箱水位，調(diào)整給水旁路控制給水流量，控制分離器貯水箱水位緩慢上升至正常水位，保證給水流量、貯水箱水位穩(wěn)定。集水箱疏水至凝汽器回收，開啟集水箱疏水至凝汽器調(diào)門注意機(jī)組真空，真空下降過快及時(shí)關(guān)閉該調(diào)門；控制給水流量在580t/h左右，監(jiān)視鍋爐管壁溫度不超溫；保證A磨煤量在30～35t/h，B磨接帶剩余煤量；汽輪機(jī)本體疏水開啟后，視疏水閥后溫度及時(shí)關(guān)閉；視汽輪機(jī)本體振動(dòng)、脹差及鍋爐脫硝情況（脫硝出口煙氣溫度低于280℃），若機(jī)組無法維持運(yùn)行，應(yīng)及時(shí)向中調(diào)申請停機(jī)調(diào)峰。

3 調(diào)峰過程中注意事項(xiàng)

根據(jù)入爐煤質(zhì)及機(jī)組負(fù)荷情況及時(shí)對一、二次風(fēng)量、風(fēng)壓、二次風(fēng)門開度、燃盡風(fēng)開度及一、二次風(fēng)配比進(jìn)行調(diào)整，組織爐內(nèi)良好的燃燒工況，使火焰中心位置合適。通過火焰電視時(shí)刻關(guān)注爐內(nèi)火焰燃燒情況。降負(fù)荷過程發(fā)現(xiàn)火檢強(qiáng)度減弱或波動(dòng)、爐膛負(fù)壓波動(dòng)超過±300Pa等燃燒不穩(wěn)現(xiàn)象及時(shí)投油助燃；給水系統(tǒng)專人監(jiān)盤、專人調(diào)整。給水流量低于700t/h，逐步手動(dòng)開啟汽泵再循環(huán)直至全開；機(jī)組負(fù)荷低于190MW，給水由主路切至30%旁路運(yùn)行。汽泵轉(zhuǎn)速低至3050rpm切除中間點(diǎn)溫度控制、給水主控、汽泵控制自動(dòng)狀態(tài)，由30%旁路調(diào)閥控制給水流量，控制給水流量不低于580t/h。

如機(jī)組負(fù)荷＜200MW則機(jī)組進(jìn)入濕態(tài)運(yùn)行的臨界區(qū)，應(yīng)提前將左右側(cè)361閥前電動(dòng)門開啟，檢查集水箱疏水泵及集水箱至凝汽器啟動(dòng)疏水系統(tǒng)正常備用。視電網(wǎng)預(yù)計(jì)最低負(fù)荷及負(fù)荷接帶時(shí)間考慮采用高低旁控制降負(fù)荷或?qū)C(jī)組進(jìn)行干濕態(tài)轉(zhuǎn)換；機(jī)組汽溫控制要求：主汽溫度132～150MW控制在480～500℃，150MW～210MW控制在500～550℃，210MW～300MW控制在550～580℃，再熱汽溫應(yīng)與主汽溫度同步下降，控制主再熱汽溫偏差＜20℃。

在低負(fù)荷運(yùn)行期間應(yīng)加強(qiáng)監(jiān)視汽輪機(jī)熱應(yīng)力、軸向位移、軸承振動(dòng)、瓦振、軸瓦金屬溫度、軸封溫度等相關(guān)參數(shù)，確保以上參數(shù)在正常范圍內(nèi)，如出現(xiàn)異常及時(shí)匯報(bào)，并中止快速降負(fù)荷；機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行，運(yùn)行人員應(yīng)及時(shí)增大二次風(fēng)暖風(fēng)器出力提高排煙溫度，保證空預(yù)器冷端平均溫度不低于140℃，并盡可能提高二次風(fēng)入口風(fēng)溫；機(jī)組低負(fù)荷時(shí)，汽水取樣系統(tǒng)存在水樣流量低壓力小的情況，為保證水質(zhì)在線監(jiān)測系統(tǒng)正常運(yùn)行，應(yīng)時(shí)刻注意水汽指標(biāo)，及時(shí)調(diào)整在線儀表流量計(jì)，保證在線表正常運(yùn)行、指標(biāo)顯示可靠。同時(shí)應(yīng)密切關(guān)注各水質(zhì)PH情況，跟蹤調(diào)節(jié)加氨泵運(yùn)行。

機(jī)組低負(fù)荷期間，發(fā)電機(jī)進(jìn)相運(yùn)行時(shí)，運(yùn)行人員應(yīng)加強(qiáng)發(fā)電機(jī)端部溫度、220kV系統(tǒng)電壓、6kV廠用電壓以及AVC系統(tǒng)的監(jiān)視，特別注意：機(jī)組有功負(fù)荷低于150MW時(shí)檢查兩臺機(jī)組AVC系統(tǒng)是否同時(shí)閉鎖，若同時(shí)閉鎖及時(shí)申請退出AVC系統(tǒng)；運(yùn)行人員加強(qiáng)220kV系統(tǒng)的監(jiān)視，維持在220kV系統(tǒng)在225～231kV，6kV廠用電壓在5.95～6.35kV之間，禁止設(shè)備過電壓運(yùn)行；運(yùn)行機(jī)組6kV工作段母線電壓低于5.95kV時(shí)應(yīng)迅速申請調(diào)度退出機(jī)組AVC；機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)注意監(jiān)視PSS系統(tǒng)運(yùn)行狀況；機(jī)組AVC投入且處于進(jìn)相運(yùn)行狀態(tài)，有功負(fù)荷低于297MW時(shí)，加強(qiáng)對380V電氣系統(tǒng)母線電壓進(jìn)行檢查，避免母線電壓過低引起轉(zhuǎn)機(jī)跳閘；啟動(dòng)轉(zhuǎn)機(jī)時(shí)避免拉低母線電壓引起轉(zhuǎn)機(jī)跳閘。

綜上，#1、#2機(jī)組經(jīng)過多次調(diào)峰探索實(shí)踐，根據(jù)機(jī)組自身特點(diǎn)總結(jié)摸索出一套逐步成熟的深度調(diào)峰技術(shù)措施。在電網(wǎng)要求機(jī)組電負(fù)荷降至超低負(fù)荷（200MW以下）時(shí)穩(wěn)定鍋爐熱負(fù)荷在最低穩(wěn)燃臨界區(qū)，保持鍋爐仍在干態(tài)運(yùn)行，通過開啟高低旁路逐漸降低電負(fù)荷滿足調(diào)峰要求。綜合考慮目前本文所敘述的深度調(diào)峰運(yùn)行技術(shù)措施有能力保證機(jī)組安全穩(wěn)定工作，沒有出現(xiàn)設(shè)備和機(jī)組故障停運(yùn)現(xiàn)象，值得進(jìn)一步探索和研究。