铜山华润1000MW超超临界机组深度调峰试验分析

铜山华润1000MW超超临界机组深度调峰试验分析

刘尧永刘新超

（徐州/铜山华润电力有限公司）

摘要：为适应江苏电网深度调峰要求，提高机组调峰能力，铜山华润#6机组进行深度调峰能力确认试验。本文简要介绍了深度调峰期间的主要操作调整以及危险点控制情况，试验结果表明，1000MW超超临界机组完全具备在锅炉不投油且干态情况下实现深度调峰，同时可以保证脱硫、脱硝、除尘设备的正常运行，为同类型机组深度调峰操作提供借鉴。

关键词：超超临界机组；深度调峰；一次调频

1概述

近年，火电机组利用小时数逐年下调，而超超临界机组负荷变化范围较大，为提高机组调峰能力，铜山华润#6机组特进行深度调峰能力确认试验。深度调峰试验是在最低稳燃负荷试验的基础上进行，在对锅炉最低负荷工况下的燃烧稳定性、汽轮机特性进行考核试验的同时，也对机组整体的变负荷速率和机组经济性提出了考核指标。

试验前，#6机组负荷800MW，协调控制方式运行，C/D/E/F磨运行，两台汽泵并列运行，送、引、一次风机动叶自动，空预器扇形板投入状态。整个试验过程主要包括四个阶段：机组负荷降至500MW→深度调峰试验开始，负荷由500MW降至380MW，进行一次调频试验→负荷由380MW降至350MW以下稳定维持4h→负荷恢复至500MW以上。

2设备概况

铜山华润1000MW超超临界机组，锅炉型号：SG-3044/27.46-M53X，上海锅炉厂制造，超超临界参数、直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、四角切圆燃烧方式塔式锅炉，采用正压直吹式制粉系统，设6台中速磨煤机，正常5台磨煤机可满足额定负荷要求。

汽轮机型号：N1000-26.25/600/600（TC4F），上海电气集团生产，超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽汽轮机、凝汽式、双背压、八级回热抽汽式结构。

3试验期间主要操作

燃煤机组深度调峰时，机组最低负荷的决定性因素为锅炉燃料特性，因此试验前需要预先安排燃烧设计煤种，以利于大型锅炉低负荷运行时的安全性、经济性。按照专业安排，深度调峰试验前D、E、F仓加仓煤质主要采用：低位热值4700～5100Kcal/kg；全硫St，ad%≤0.8%；挥发分＞26Vad%，全水＜8Mar%，以谢桥、官桥等中热煤为宜。

深度调峰试验期间，各负荷段的主要操作如下：

1）负荷620MW，总燃料量为221t/h，停#6C磨，保留DEF磨运行。

2）负荷540MW时，停#63循泵，保留#61循泵运行。

3）负荷516MW，退出#6低温省煤器，#66低加进口凝水温度由94.4℃降至70℃，低温省煤器后烟气温度由87.6℃涨至125℃。

4）负荷510MW，将辅汽至主机轴封供汽旁路手动门开至50%，维持轴封压力36kPa，此时轴封溢流调门开度为34%。

5）负荷500MW，#61汽泵退出系统运行。

6）负荷500MW，#60高加抽汽调阀开度为63%，抽汽压力7.2MPa，给水温度274.5℃，省煤器入口过冷度30℃，解除抽汽调阀自动，手动降低#60高加进汽压力。

7）负荷380MW，进行一次调频试验，待试验结束后，降低机组负荷至350MW以下，稳定在325MW。

8）负荷在350MW以下持续4小时以上后，在1小时内恢复机组负荷至500MW以上，依次恢复#61汽泵、低温省煤器、#63循泵等相关辅助系统。

整个深度调峰试验中，各阶段的工况参数汇总如表1所示：

表1深度调峰各阶段主要参数

4最低技术出力下的运行调整

1）热控虽已强制SCR系统供氨门自关逻辑，仍需密切监视脱硝入口烟温变化情况，保证SCR入口温度在291℃以上，确保保证试验期间任一时间烟囱入口NOx数据不超标。

2）凝水系统中，维持除氧器上水旁路调阀关闭状态，控制凝水压力1.7MPa左右，辅汽至轴封旁路手动门开度为50%。

3）制粉系统中，维持DEF磨煤机运行，下两层磨煤机煤量控制在46～52t/h，上层磨煤机煤量根据煤质变化参与调节；控制磨煤机一次风量在100—110t/h，严格控制磨煤机风煤比，防止一次风量过大造成燃烧器脱火；磨煤机风量调整时控制一次风母管压力不低于8kPa，避免风量过低造成一次风管积粉堵管。

4）锅炉总风量控制在1200-1300t/h，运行磨周界风门开度30%，关小未运行磨组二次风门开度至5%，SOFA、COFFA风风门开度在80%以上，二次风压力与炉膛差压在200～300Pa，燃烧器摆角摆至70%-80%之间。

5）注意调整煤/水匹配，调节过热度在10-20℃范围内，各受热面壁温不超温，水冷壁壁温偏差在40℃以内；另外，应维持较高的#0高加抽汽压力，及时调整A列高加出口调阀开度，维持省煤器出口过冷度8-15℃范围内。

6）试验过程中，保持机组稳定运行，保持汽压、汽温的稳定，运行人员严格监视锅炉各主要受热面温度，主辅机振动、轴承温度及电机线圈、电机轴承温度；汽轮机瓦温、振动、差胀及监视段压力等安全参数。机组正常投入的各辅机工作正常。

5深度调峰期间危险点控制

5.1送/引/一次风机参数的监视调整

机组负荷由50%降至最低技术出力的过程中，要求两台引风机仍并列运行，期间，应严密监视送/引/一次风机的运行参数，及时调整动叶偏置，维持风机电流平衡，避免风机失速等异常现象发生。试验中，各运行工况下（以500MW/380MW/330MW三个负荷段为例），送/引/一次风机的动叶开度/电流情况如表2所示：

表2风机主要参数

5.2#60高加压力调节

#6机高加系统原为双列共六台高压加热器，经过技改后，在#2列#612高加后给水管路上增设#60高加，#611高加后给水管道上加装高加出口给水调门，调节两列高加给水量分布。#1列高加给水与经#0高加加热后的#2列高加给水混合后进入锅炉。系统结构如图1所示。

图1高加系统简图

#60高加汽源来自原补汽阀管道，补汽阀拆除后蒸汽经压力调阀调节后，经#0高加抽汽管道进入炉侧#61换热器系统，与送风热交换后蒸汽回到汽机侧，进入#0高加参与加热给水。

深度调峰试验中，汽轮机进汽压力降低，抽汽压力同步下降，为维持给水温度，减小对SCR系统入口烟气温度的影响，既要适度提高#60高加进汽压力，又要兼顾省煤器入口给水过冷度。给水温度调节的主要思路采用将#611高加出口给水调门与#60高加抽汽调门统一起来，共同调整，在保证省煤器入口给水过冷度不低于15℃前提下，尽可能的提高给水温度，通过合理控制，在最低出力330MW工况下，给水温度达247℃，SCR入口烟温为308℃，具体参数汇总如表3所示：

表3各工况下的#60高加主要参数

5.3低负荷下的过热度控制

深度调峰试验中，#6炉中间点过热度的控制基本采用自动调节，并根据过热度和主汽温的变化趋势进行微调。主要危险点控制主要包括以下两点：①负荷降低，主汽压力下降，锅炉蓄热缓慢释放，对过热度有一定的影响，此次试验中，负荷572MW，锅炉蓄热释放相对较大，过热度由22℃快速升高至40℃，经适度增加给水流量后，过热度得到有效控制；②负荷降至350MW以下后，锅炉燃料量偏低，CCS方式下，为维持负荷稳定，燃料量控制将受控制品质、煤质煤量、汽温等外因影响产生扰动，继而给水流量也会同步产生扰动，因此低负荷下的过热度会出现周期性波动，此时，应注意燃料量、给水流量、过热度等主要参数的监视，注重对主再热汽温的调整。

6结论

本次深度调峰试验，机组负荷从50%Pe（500MW）调整至最低技术出力33.19%Pe（331.86MW），调整过程时间为1.42小时，满足调整过程时间不应大于1.5小时的要求；达到331.86MW后5小时18分钟，满足至少稳定4小时要求，机组从深度调峰状态恢复出力至50%Pe的时间为40分钟，满足不超过1小时要求。本文将操作经验分享，为后续机组的深度调峰调整提供了参考依据。但此次试验中，主再蒸汽压力的波动对高低加水位造成的扰动比较明显，后续工作中仍需继续探索优化调整措施。

参考文献：

[1]铜山华润1000MW机组运行规程汽机部分

[2]孙海彦高炜，1000MW超超临界机组深度调峰研究与实践，上海电力学院学报

[3]王刚沈慧，超超临界火力发电机组一次调频策略，电力工业

作者简介：

刘尧永徐州/铜山华润电力有限公司发电部集控主值

刘新超徐州/铜山华润电力有限公司发电部集控副值